左美玲, 郭立輝, 何金寶, 張 強(qiáng), 崔志松, 蘭 雪

（1. 東北石油大學(xué)，黑龍江 大慶 163318； 2. 中國石油 新疆油田公司 實(shí)驗(yàn)檢測研究院, 新疆 克拉瑪依 834000；3. 遼河油田 鉆采工藝研究院， 遼寧 盤錦 124010； 4. 中國石油 新疆油田公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；5. 吉林油田勘探開發(fā)研究院，吉林 松原138000）

沿著水平井鉆井液侵入對儲(chǔ)層污染評(píng)價(jià)

左美玲1, 郭立輝2, 何金寶3, 張 強(qiáng)4, 崔志松4, 蘭 雪5

（1. 東北石油大學(xué)，黑龍江 大慶 163318； 2. 中國石油 新疆油田公司 實(shí)驗(yàn)檢測研究院, 新疆 克拉瑪依 834000；3. 遼河油田 鉆采工藝研究院， 遼寧 盤錦 124010； 4. 中國石油 新疆油田公司 勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；5. 吉林油田勘探開發(fā)研究院，吉林 松原138000）

鉆井液侵入會(huì)對油層造成不同程度的污染，一方面使油層孔隙堵塞，另一方面鉆井液侵入后由于流體的飽和度發(fā)生變化后導(dǎo)致相對滲透率下降，都將導(dǎo)致油井產(chǎn)量降低。因此，必須對水平井井筒周圍的污染區(qū)進(jìn)行污染評(píng)價(jià)。運(yùn)用有限元數(shù)值模擬方法計(jì)算兩相滲流中沿水平井鉆井液的侵入深度，將污染區(qū)含水飽和度和相對滲透率曲線相結(jié)合，計(jì)算出污染區(qū)平均滲透率及表皮系數(shù)。通過單因素分析的方法研究鉆井液侵入對水平井近井筒油層的污染程度與泥漿粘度、正壓差的關(guān)系。泥漿粘度和污染程度關(guān)系的研究表明，四個(gè)泥漿粘度方案中，隨著泥漿粘度的增加，污染程度變?nèi)?。方案一較方案二的表皮系數(shù)高 50.7%，方案二較方案三高48.2%，方案三較方案四高 36.5%。正壓差和污染程度關(guān)系的研究表明，隨著正壓差的增加，污染程度變強(qiáng)。正壓差1 、3 MPa對應(yīng)的表皮系數(shù)分別為0.039、2.003，正壓差3 MPa較正壓差1 MPa表皮系數(shù)增加顯著。

水平井；鉆井液侵入；污染區(qū)平均滲透率；泥餅

鉆井液侵入會(huì)對油層造成不同程度的污染，一方面使油層孔隙堵塞[1]，另一方面鉆井液侵入后由于流體的飽和度發(fā)生變化后導(dǎo)致相對滲透率下降[2]，都將導(dǎo)致油井產(chǎn)量降低。因此，定量評(píng)價(jià)水平井鉆井過程中近井筒的污染情況是非常重要的[3]。對于油層鉆井液污染評(píng)價(jià)，2005年，Supalak Parn-anurak和Thomas W. Engler，通過建立鉆井液滲流模型，由鉆井液侵入的平衡方程以及達(dá)西方程，推導(dǎo)出鉆井液污染帶滲透率的平均值及表皮系數(shù)的求解方程，通過計(jì)算出的數(shù)據(jù)做出相關(guān)曲線圖，進(jìn)而對鉆井液污染區(qū)進(jìn)行評(píng)估[4]。2006年范翔宇，夏宏泉，陳平等根據(jù)物質(zhì)平衡理論，在對鉆井液固相侵入微觀物理模型分析的基礎(chǔ)上，綜合利用鉆井參數(shù)、地層物性參數(shù)、測井參數(shù)和鉆井液浸泡時(shí)間等多參數(shù)實(shí)現(xiàn)了鉆井液濾液侵入深度的計(jì)算。2008年，高春華，巢貴業(yè)利用美國STIM-LAB巖心流動(dòng)儀對復(fù)式大型低空、低滲，致密砂巖氣藏進(jìn)行全過程動(dòng)、靜態(tài)模擬試驗(yàn)[5]。本文應(yīng)用油藏?cái)?shù)值模擬方法，首先模擬計(jì)算鉆井液沿水平井侵入深度，根據(jù)侵入深度及飽和度分布，利用污染區(qū)相對滲透率計(jì)算表皮系數(shù)，進(jìn)而來評(píng)價(jià)鉆井液對地層造成的污染。

1 利用滲透率的降低評(píng)估地層污染

冪律函數(shù)在1994年被Brooks和Corey修正后可以應(yīng)用得到鉆井液的飽和度與相對滲透率的關(guān)系[6]。

油相：

水相：

式中：K —滲透率，10-3μm2;

Kro—油相相對滲透率；

Krw—水相相對滲透率；

Smud—鉆井液的飽和度；

Swi—束縛水飽和度；

Sor—?dú)堄嘤惋柡投取?/p>

由于相的圈閉或者堵塞引起的滲透率變化而使孔隙度也發(fā)生改變的效應(yīng)導(dǎo)致地層的污染，因此在污染帶的滲透率隨濾液的飽和度而變化?？梢缘贸鲈u(píng)估污染的方程：

式中：S —表皮系數(shù)；

Keff—污染帶滲透率，10-3μm2；

Kd,eff—污染帶有效滲透率，10-3μm2；

r —半徑，m；

rd—污染半徑，m；

rw—井底半徑，m。

滲透率的下降分布與在污染帶相對滲透率的下降和污染深度是一致的（圖1）。

滲透率的下降在數(shù)值上可以通過耦合濾失分布的模型和相對滲透率得到。在污染帶滲透率的平均值可以通過積分的形式得到：

式中：Kd—污染帶平均滲透率，10-3μm2；rd—污染半徑，m。

圖1 污染區(qū)滲透率數(shù)值Fig.1 The diagram for pollution zone permeability values

因此，表皮系數(shù)：

式中：Keff—有效滲透率，10-3μm2；

Kd,eff—污染帶有效滲透率，10-3μm2。

以上公式可以描述出由于在污染帶引起有效滲透率下降而帶來的傷害。

2 算例分析

應(yīng)用油水兩相有限元法油藏?cái)?shù)值模擬方法對沿水平井鉆井液的侵入情況進(jìn)行數(shù)值模擬計(jì)算，根據(jù)計(jì)算結(jié)果進(jìn)一步對儲(chǔ)層污染進(jìn)行定量評(píng)價(jià)。計(jì)算模型示意圖如圖2所示，相滲曲線如圖3所示，計(jì)算參數(shù)見表1。

圖2 模型示意圖Fig.2 The graph for model

圖3 相滲曲線Fig.3 The curve of relative permeability

表1 計(jì)算參數(shù)Table 1 The parameters of calculation

2.1 泥漿粘度與污染程度的關(guān)系

為了研究泥漿粘度與鉆井液侵入對儲(chǔ)層污染程度的關(guān)系，地層滲透率取為100×10-3μm2，泥餅滲透率取為0.001×10-3μm2，正壓差2 MPa。泥漿的粘度設(shè)計(jì)了4個(gè)方案，見表2。

表2 泥漿粘度方案設(shè)計(jì)Table 2 The project design of different mud viscosity

模型網(wǎng)格剖分時(shí)采用結(jié)構(gòu)化四邊形單元進(jìn)行剖分，節(jié)點(diǎn)數(shù)為4 242，單元數(shù)為4 100，網(wǎng)格剖分圖如圖4所示。

圖4 網(wǎng)格剖分圖Fig.4 The graph of grid subdivision

下圖是在地層滲透率100×10-3μm2，泥餅滲透率0.001×10-3μm2，壓差2 MPa，水平井段100 m處，泥漿粘度分別為0.005，0.01，0.015，和0.02 Pa·s時(shí)，鉆井液污染區(qū)的局部侵入深度圖，如圖5中（a）-（d）所示。由每兩個(gè)相隔含水飽和度值之間的寬度，根據(jù)相滲曲線由含水飽和度算出相應(yīng)油的相對滲透率k，由（4）式得出對應(yīng)的染帶滲透率的平均值，將 帶入（5）得出各方案相應(yīng)的表皮系數(shù)。每個(gè)方案的污染區(qū)平均相對滲透率，侵入深度及表皮系數(shù)見表 3。通過研究鉆井液在油層中的污染程度與泥漿粘度的關(guān)系，可以得出四個(gè)方案中的表皮系數(shù)分別是方案一為2.483，方案二為1.161，方案三為0.589，方案四為0.215。方案方案一較方案二表皮系數(shù)增加約50.7%方案二較方案三增加約48.2%，方案三較方案四增加約36.5%，可以看出隨著泥漿黏度增加，污染程度變?nèi)酢?/p>

圖5 不同泥漿黏度條件下侵入深度圖Fig.5 The diagram for different mud viscosity invasion depth

表3 每個(gè)方案的計(jì)算結(jié)果表Table 3 The calculation results of each solution

2.2 正壓差與污染程度的關(guān)系

為了研究正壓差與鉆井液侵入對儲(chǔ)層污染程度的關(guān)系，保持地層滲透率100×10-3μm2，泥餅滲透率0.001×10-3μm2，泥漿粘度取為0.01 Pa·s不變，改變正壓差，選取了2個(gè)方案，正壓差分別取為1 MPa、3 MPa。得出不同壓差條件下100 m處沿水平井鉆井液的局部侵入深度圖，如圖6所示。

根據(jù)數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果，得到每個(gè)算例的污染區(qū)平均相對滲透率，侵入深度及表皮系數(shù)如表4所示。

表4 方案計(jì)算結(jié)果表Table 4 The calculation result

通過研究研究鉆井液在油層中的污染程度與正壓差的關(guān)系，可以得出兩個(gè)方案中表皮系數(shù)分別是方案一為0.039，方案二為2.003，方案二較方案一表皮系數(shù)增加很大?？梢钥闯鲭S著正壓差的增加，相同侵入深度的含水飽和度增大，侵入半徑增大，污染程度變強(qiáng)。

圖6 不同正壓差條件下侵入深度如圖Fig.6 The diagram for invasion depth at different positive differential pressure

3 結(jié) 論

根據(jù)以上模擬實(shí)驗(yàn)得出的數(shù)據(jù)進(jìn)行計(jì)算得到了以下結(jié)論：

（1）應(yīng)用油藏?cái)?shù)值模擬方法，模擬計(jì)算鉆井液侵入深度，根據(jù)侵入深度利用相對滲透率的降低來評(píng)價(jià)鉆井液對地層造成的污染。

（2）通過實(shí)驗(yàn)得出的數(shù)據(jù)進(jìn)行詳細(xì)分析，表明在油層粘度、泥餅粘度、正壓差不變的前提下，隨著泥漿粘度的增加，相同侵入深度的含水飽和度逐漸減小，侵入半徑逐漸減小，污染區(qū)平均滲透率逐漸增加，表皮系數(shù)逐漸變小，污染程度變?nèi)酢?/p>

（3）通過單因素分析的方法研究鉆井液侵入對水平井近井筒油層的污染程度與泥漿粘度、正壓差的關(guān)系。泥漿粘度和污染程度關(guān)系的研究表明，四個(gè)泥漿粘度方案中，隨著泥漿粘度的增加，污染程度變?nèi)?。方案一較方案二的表皮系數(shù)高50.7%，方案二較方案三高48.2%，方案三較方案四高36.5%。正壓差和污染程度關(guān)系的研究表明，隨著正壓差的增加，污染程度變強(qiáng)。正壓差1、3 MPa對應(yīng)的表皮系數(shù)分別為0.039、2.003，正壓差3 MPa較正壓差1 MPa表皮系數(shù)增加顯著。

［1］王松，胡三清，劉罡.水平井鉆井完井液損害油氣層的數(shù)學(xué)模型[J].學(xué)院報(bào),2003，10(4)：26-36.

［2］胡國恒，左新玉.鉆井液侵入對儲(chǔ)層電性物性影響實(shí)驗(yàn)研究[J].測井技術(shù)新進(jìn)展,1999，23(5)：323-326.

［3］張送楊，陳玉魁.鉆井液侵入機(jī)理特性影響因素研究[J].勘探地球物理進(jìn)展,2002，25(6)：23-33.

［4］汪偉英.確定鉆井液侵入油層傷害的數(shù)值模擬計(jì)算方法[J].油藏?cái)?shù)值模擬,1994，21(3)：39-51.

［5］謝關(guān)寶，鄧少貴.儲(chǔ)層泥漿侵入深度預(yù)測方法研究[J].測井技術(shù)新進(jìn)展,2006，30(4)：11-29.

［6］Supalak Parn-anurak, Thomas W. Engler. Modeling of fluid filtration and near-wellbore damage along a horizontal well[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering,2005, 12(46):149-160.

Evaluation on Pollution of the Reservoir Caused by Drilling Fluid Invasion Along the Horizontal Well

ZUO Mei-ling1, GUO Li-hui2, HE Jin-bao3, ZHANG Qiang4, CUI Zhi-song4, LAN Xue5
（1. Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318, China; 2. Research Institute of Experiment and Detection, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Xinjiang Karamay 834000, China; 3. Research Institute of Drilling Technology，Liaohe Oilfield Company, Liaoning Panjin 124010, China; 4. Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Xinjiang Oilfield Company, Xinjiang Karamay 834000, China; 5. Research Institute of Exploration and Development ,Jilin Oilfield Company,Jilin Songyuan 138000, China）

Horizontal well; Drilling fluid invasion; Average permeability in polluted area; The mud cake

Drilling fluid invasion will cause different degrees of pollution to the reservoir. On the one hand, it makes the reservoir pore jam;on the other hand, the relative permeability decreases due to the fluid saturation change after drilling fluid invasion, which all will lead to oil production reducing. Therefore, it’s very necessary to carry out the pollution evaluation around the horizontal well area. In this paper, drilling fluid invasion depth of two-phase flow along the horizontal well was calculated by using finite element numerical simulation method. Combined with water saturation in polluted area and relative permeability curve, average permeability and skin factor of the polluted area were calculated. The relationship between wellbore reservoir pollution level and different mud viscosity, positive pressure during drilling fluid invasion was studied by the method of single factor analysis. The research on relationship between mud viscosity and pollution degree shows that, in four mud viscosity schemes, with the increase of mud viscosity, the pollution degree decreases. The skin factor of No.1 scheme is higher than that of No.2 scheme by 50.7%, the skin factor of No.2 scheme is higher than that of No.3 scheme by 48.2%, and the skin factor of No.3 scheme is higher than that of No.4 scheme by 36.5%. The research on relationship between positive pressure and pollution degree shows that, with the increase of positive pressure difference, the pollution degree increases. The skin factors of 1 MPa pressure difference and 3 MPa pressure difference are 0.039 and 2.003, the skin factor of 3 MPa pressure difference is significantly higher than that of 1 MPa pressure difference.

2015-07-28

左美玲（1989-），女，湖北黃岡人，碩士，2013年畢業(yè)于東北石油大學(xué)石油工程專業(yè)，研究方向：從事油氣滲流理論與應(yīng)用研究。E-mail：1130103629@qq.com。

TE 357

A

1671-0460（2015）08-1851-04