江 山，王新海 （油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室（長江大學），湖北荊州434023）

大北氣田儲層損害程度室內評價

江 山，王新海 （油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室（長江大學），湖北荊州434023）

大北氣田大多數(shù)井巖心測井顯示物性很差。選取大北202井區(qū)鄰井鉆井平臺的泥漿，選用大北102井和大北202井2口井的油層巖樣，在實驗室摸擬地層溫度和圍壓下，研究鉆井過程中鉆井液在不同溫度、壓力、浸泡時間、滲透率下的工作液侵入深度和污染深度。試驗表明，巖樣沒有明顯的泥餅形成，泥漿濾失量大，對儲層損害嚴重，損害深度較深。隨著泥漿濾液在巖心內滯留的時間越長，它與儲層巖石作用就越強烈，傷害也越嚴重；壓差和溫度的增大也會加重地層損害的程度。對巖心進行水鎖傷害評價試驗，儲層水鎖指數(shù)大于50%，表明該地區(qū)存在中等偏強水鎖，水鎖傷害較嚴重。

低滲透氣藏；致密砂巖；損害程度；大北氣田

地層污染是一個十分重要的問題，主要表現(xiàn)在地層的滲透率下降，繼而使地層中原油的流動阻力增加，地層產能降低，油井產量減少，地層的采收率下降等。大量濾液侵入地層，不僅嚴重降低儲層近井壁地帶原始地層滲透率，而且大大改變了原始地層流體分布狀態(tài)，即發(fā)生所謂的地層損害［1］。在實驗室摸擬地層溫度和圍壓條件下，同時確定泥漿濾液侵入對巖石物性和電性的影響是儲層損害室內評價方法的一項新的研究領域，巖心的侵入深度和污染深度評價需要巖心試驗來確定［2］。針對大北氣田低滲透致密砂巖的實際情況，建立了模擬鉆井過程中鉆井液在不同溫度、壓力、浸泡時間、滲透率下工作液侵入深度和污染深度的方法，研究塔里木油田低滲透致密砂巖的損害程度。

1 鉆井液損害綜合評價

取塔里木油田庫車前陸盆地大北氣田大北202井區(qū)鄰井鉆井平臺的泥漿（聚合物），選用大北102井和大北202井2口井的油層巖樣（基礎資料見表1），用多段滲透率儀模擬地層損害試驗，測定巖心損害前后各巖心段滲透率、泥餅厚度、泥漿濾液濾失量、損害深度，并根據(jù)測得的數(shù)據(jù)評價損害程度（測試結果見表2。試驗條件：溫度95℃，壓差3．5MPa，時間2h）。

表1 巖樣基礎數(shù)據(jù)表

表2 泥漿損害流動試驗數(shù)據(jù)表

從表2可看出：①泥餅質量差，大北102井和大北202井巖心泥餅厚度都小于0．01mm，沒有明顯的泥餅形成；②泥漿濾液濾失量大，2口井巖心2h內的最大濾失量分別達到了1．6ml和3．9ml；③泥漿對儲層損害嚴重，2口井巖心的平均滲透率恢復值分別為61．65%、57．85%；④損害深度較深，接觸2h，2口井巖心的最大損害深度分別為0．8cm和1．8cm。實際鉆開地層過程中，接觸時間遠超過2h，因此，現(xiàn)場實際的損害會更嚴重。

2 鉆井液損害程度評價

2．1 時間對儲層損害的影響

根據(jù)濾失原理，如果液體組成及過濾介質不變，在恒壓恒溫條件下，濾失量與時間的平方根成正比。在實際鉆井過程中，由于壓力等原因，鉆井液向儲層濾失不是嚴格的恒壓濾失，但仍然隨時間的延長而增加。另外，鉆井液中固相顆粒在壓差作用下，也會隨著濾液侵入儲層，在一定范圍內，其侵入深度和數(shù)量也將隨時間增加而增大。將大北102井10－2巖心和大北202井13－1巖心與泥漿濾液接觸的時間不斷增加，分別接觸2、24、48、72h，測出各接觸時間后滲透率的恢復值變化，結果見表3。從表3可以看出，接觸時間越長，傷害程度越嚴重。這說明，隨著泥漿濾液在巖心內滯留的時間越長，它與儲層巖石反應就越強烈，傷害也越嚴重。

2．2 壓差對儲層損害的影響

井筒與地層的壓差大小直接影響鉆井液的侵入深度和損害程度［3］。分別在2．0、3．5、5．0MPa壓差下室內模擬鉆井液對塔里木油田大北102井和大北202井的油層巖心進行損害模擬評價試驗，測出損害后滲透率的恢復值變化規(guī)律，結果見表4。

表3 傷害程度與時間關系評價數(shù)據(jù)表（溫度95℃，壓差3．5MPa）

表4 不同壓差下泥漿損害評價數(shù)據(jù)表（溫度95℃，時間2h）

由表4可知：①隨著壓差的增加，泥漿濾液的濾失量逐漸增大，泥漿濾液侵入儲層也會越深；②壓差越大，隨著更多的泥漿濾液侵入更深的儲層，損害也越嚴重。

2．3 溫度對儲層損害的影響

隨著溫度的升高，無論是靜濾失還是動濾失，其濾失量均變大。因為在高溫下濾液粘度降低，而且處理劑的護膠能力大大減弱，從而導致試驗過程中，內外泥餅致密性下降，濾失量增大，滲透率恢復值降低，損害程度增加（表5）。

表5 不同溫度下泥漿損害評價數(shù)據(jù)表（壓差3．5MPa，時間2h）

3 水鎖損害評價

在鉆井、完井、增產措施等施工過程中，近井地層大量吸水，造成井底附近含水飽和度增加，侵入水在孔隙、喉道內壁形成一層水膜，縮小油氣滲流通道；同時還產生毛細管力，親水性毛細管力方向與油的滲流方向相反，阻礙油從油層向井底滲流，即增加了油流阻力Pc，引起油相滲透率下降，形成水鎖損害［4～6］。水鎖損害評價標準為：Iw（水鎖指數(shù)）＜30%，為弱水鎖；30%＜Iw＜50%為中等偏弱水鎖；50%＜Iw＜70%為中等偏強水鎖；Iw＞70%為強水鎖（Iw＝100%－滲透率恢復值）。

用大北102井和大北202井巖心對塔里木油田進行水鎖損害評價試驗，從表6數(shù)據(jù)來看，2口井儲層水鎖指數(shù)大于50%，即該地區(qū)存在中等偏強水鎖，水鎖損害較嚴重。

表6 水鎖損害評價試驗數(shù)據(jù)表

4 結論

1）大北102井和大北202井巖樣鉆井液損害試驗表明：巖樣沒有明顯的泥餅形成，泥漿濾液濾失量大，研究區(qū)使用的鉆井液對儲層損害嚴重，建議使用高質量鉆井液形成高質量濾餅減少鉆井液濾失。

2）隨著泥漿濾液在巖心內滯留的時間越長，它與儲層巖石反應就越強烈，損害也越嚴重，壓差和溫度的增大也會加重地層損害的程度，鉆井過程中應盡量采用欠平衡或平衡鉆井技術來控制壓差。

3）對塔里木油田大北氣田巖心進行水鎖損害評價試驗，大北102井和大北202井儲層水鎖指數(shù)大于50%，即該地區(qū)存在中等偏強水鎖，水鎖損害較嚴重，建議使用油基泥漿或在泥漿中加入表面活性劑以降低水鎖損害。

［1］何漢平．川西地區(qū)新場氣田儲層傷害因素研究［J］．石油鉆采工藝，2002，24（2）：49～51．

［2］游利軍，康毅力，陳一健，等．含水飽和度和有效應力對致密砂巖有效滲透率的影響［J］．天然氣工業(yè)，2004，24（12）：105～107．

［3］Bennion D B，Bietz R F，Thomas F B，et al．Reductions in the productivity of oil and gas reservoir due to aqueous phase trapping［J］．CIM 93－24，1993．

［4］賀承祖，華明琪．水鎖效應研究［J］．鉆井液與完井液，1996，13（6）：13～15．

［5］Parekh B，Sharma M M．Cleanup of water blocks in depleted low－permeability reservoirs［J］．SPE89837，2004．

［6］Holditch S A．Factors affecting water blocking and gas flow from hydraulically fractured gas wells［J］．SPE7561－PA，1979．

［編輯］ 蕭 雨

TE375

A

1000－9752（2012）07－0146－03

2012－05－2.

國家科技重大專項（2011ZX05015）。

江山（1980－），男，2001年大學畢業(yè)，博士，講師，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)方面的教學與科研工作。