王家航，董文秀，秦丙林，杜林雅

（1.中國(guó)石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，上海 200120；2.中國(guó)石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司勘探開發(fā)研究院，上海 200120）

近年來(lái)，東?？碧介_發(fā)力度不斷加大，深部地層發(fā)現(xiàn)了大量的低滲透油氣資源。該類氣藏儲(chǔ)層孔隙空間小，排驅(qū)壓力高，鉆完井過程中極易受到水鎖等污染，開發(fā)難度大，儲(chǔ)層保護(hù)任務(wù)重[1-8]。影響低滲油氣藏投產(chǎn)的原因主要包括兩方面，一是儲(chǔ)層物性差，滲流能力低；二是鉆完井施工造成儲(chǔ)層傷害。針對(duì)東海某氣井低滲儲(chǔ)層，以室內(nèi)實(shí)驗(yàn)為基礎(chǔ)，開展低滲透儲(chǔ)層特征及滲流規(guī)律研究，結(jié)合鉆完井施工情況，明確導(dǎo)致儲(chǔ)層污染的影響因素。該項(xiàng)研究對(duì)該類氣井優(yōu)選開發(fā)層位具有指導(dǎo)意義，同時(shí)為進(jìn)行類似低滲氣藏儲(chǔ)層保護(hù)攻關(guān)提供技術(shù)支撐。

1 東海某氣井基本情況

C 氣田位于東海陸架盆地西湖凹陷西斜坡W構(gòu)造，開發(fā)主力層位為H3～H6 層。H3～H5 層為常壓層段，壓力系數(shù)0.99～1.09；H5 層以下為高壓層段，壓力系數(shù)1.09～1.53。地溫梯度3.84 ℃/100 m，為常溫系統(tǒng)。

C10H 井為該氣田一口裸眼水平井，完鉆層位為H5 層。對(duì)H5 層巖心物性進(jìn)行分析，測(cè)得巖心孔隙度與氣測(cè)滲透率（表1）。由表1可知，H5層屬于低孔低滲～特低孔特低滲儲(chǔ)層。

表1 巖心物性分析結(jié)果Table 1 Analysis results of core physical property

8-1/2 ″井段鉆進(jìn)儲(chǔ)層前替入EZFLOW（無(wú)固相鉆完井一體化鉆井液），整個(gè)鉆完井作業(yè)過程中無(wú)漏失等異常情況發(fā)生，先后采用鄰井環(huán)空氣舉、連續(xù)油管膜制氮?dú)馀e誘噴未果，投產(chǎn)失敗。

與鄰井C5M、C6M 井相比（圖1），C10H井氣舉期間，井口壓力一直處在較低水平，關(guān)井最高恢復(fù)至840 psi，氣舉期間不超過300 psi，表明地層供給不足，氣相難以建立持續(xù)流動(dòng)。

圖1 C 氣田不同氣井誘噴期間井口壓力對(duì)比圖Fig.1 Comparison of wellhead pressure during blowout induced by different gas wells in C Gas Field

2 儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)

2.1 儲(chǔ)層敏感性

對(duì)H5 層敏感性進(jìn)行評(píng)價(jià)，儲(chǔ)層整體敏感性弱，應(yīng)力敏感性弱。

2.2 潤(rùn)濕性及水鎖效應(yīng)

儲(chǔ)層的潤(rùn)濕性影響油藏開發(fā)效果，受毛管力的作用，親水性的儲(chǔ)層更有利于油氣的采出。但是從鉆完井的角度來(lái)看，由于水相為外來(lái)流體，低孔滲儲(chǔ)層物性差，易發(fā)生水鎖傷害，而儲(chǔ)層親水可進(jìn)一步增加水鎖傷害的風(fēng)險(xiǎn)及程度。

選取接觸角法對(duì)儲(chǔ)層巖心潤(rùn)濕性進(jìn)行評(píng)價(jià)。接觸角測(cè)量數(shù)據(jù)見表2。

表2 水-油-固三相系統(tǒng)接觸角數(shù)據(jù)Table 2 Contact angle data of water-oil-solid three-phase system

將接觸角測(cè)量實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)與接觸角潤(rùn)濕性判別（表3）進(jìn)行對(duì)比，明確儲(chǔ)層巖心潤(rùn)濕性表現(xiàn)為親水。

表3 水-油-固三相系統(tǒng)接觸角判別表Table 3 Identification table of contact angle of water-oil-solid three-phase system

根據(jù)H5 層巖心壓汞數(shù)據(jù)（表4），巖心平均孔喉半徑0.68 μm，易發(fā)生水鎖傷害，排驅(qū)壓力最高達(dá)7.1 MPa，不易解除。

表4 C 氣田巖心（壓汞）孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)表Table 4 Pore structure parameters of C Gas Field core (mercury injection)

2.3 動(dòng)用規(guī)律

相比于常規(guī)油氣藏，低滲透油氣藏開發(fā)過程中，流體需要克服啟動(dòng)壓差才可以發(fā)生流動(dòng)。為了明確C 氣田H5 層是否存在非線性滲流特征，開展了非線性滲流實(shí)驗(yàn)。采用光電式微管流量計(jì)測(cè)量端面流量，保證測(cè)試精度，實(shí)驗(yàn)裝置見圖2。具體實(shí)驗(yàn)步驟如下：

圖2 非線性滲流測(cè)試裝置Fig.2 Nonlinear seepage testing device

（1）逐次降低巖心兩端的壓力梯度至極小值，讀取端面的流量及時(shí)間，計(jì)算得到流速；

（2）將流速轉(zhuǎn)化為滲透率，繪制滲透率與壓力梯度的關(guān)系曲線（圖3）；

圖3 巖心滲透率與壓力梯度的關(guān)系曲線Fig.3 Relation curve between core permeability and pressure gradient

（3）根據(jù)關(guān)系曲線，利用擬合方法計(jì)算啟動(dòng)壓力梯度，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5。

表5 啟動(dòng)壓力梯度計(jì)算結(jié)果Table 5 Calculation results of starting pressure gradient

由圖3可知，滲透率隨壓力梯度的減小而降低，特別是在低壓力梯度段存在明顯的非線性滲流特征。繪制不同巖心滲透率與真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度的關(guān)系曲線（圖4）。從圖4可以看出，當(dāng)儲(chǔ)層受到污染時(shí)，啟動(dòng)壓力梯度迅速增大，滲透率降低。儲(chǔ)層原始?jí)毫^高時(shí)，影響相對(duì)較??；壓力較低時(shí)，參與發(fā)生流動(dòng)的孔隙將大幅減少。

圖4 真實(shí)啟動(dòng)壓力梯度與滲透率關(guān)系Fig.4 Relationship between real starting pressure gradient and permeability

對(duì)C10H 井靜壓測(cè)試（圖5），測(cè)壓資料顯示H5 層目前地層壓力系數(shù)約為0.78（原始1.06），儲(chǔ)層動(dòng)用，存在壓力虧空，原始地層壓力較低，初始滲透率也將降低。

圖5 C10H 井靜壓梯度Fig.5 Hydrostatic pressure gradient in well C10H

不同于一般儲(chǔ)層評(píng)價(jià)，對(duì)于低滲透、特低滲透砂巖儲(chǔ)層而言，僅通過孔隙度、滲透率來(lái)評(píng)價(jià)儲(chǔ)層物性的好與差具有較大缺陷[9]。因此，為了更加全面準(zhǔn)確表述該類油氣藏的儲(chǔ)層物性特征，引入可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)，即儲(chǔ)層中能夠參與流動(dòng)的流體含量占總賦存流體含量的百分比。

核磁共振T2圖譜的峰數(shù)和峰值可以反映出巖樣中不同的孔隙結(jié)構(gòu)類型和可動(dòng)流體含量。對(duì)花港組H5 層巖心飽和地層水后做核磁共振測(cè)試，T2圖譜見圖6。其中左峰下的面積代表束縛流體含量，右峰下的面積代表可動(dòng)流體含量。由圖6可知，隨著滲透率的減小，T2譜的左峰逐漸升高，右峰逐漸降低，可動(dòng)流體所占比例越來(lái)越小，開發(fā)難度升高。

圖6 巖心核磁共振T2 圖譜Fig.6 Core NMR T2 map

利用測(cè)試數(shù)據(jù)繪制可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)與滲透率的關(guān)系曲線（圖7），可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)與滲透率之間存在較好的半對(duì)數(shù)關(guān)系，關(guān)系式如下：

圖7 儲(chǔ)層可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)與滲透率的關(guān)系Fig.7 Relationship between the percentage of movable fluid and permeability

式中：Smf為可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)，%；K為樣品滲透率，10-3μm2。

基于式（1）可得滲透率小于10×10-3μm2，可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)低于57.86%。C 氣田H5 層巖心滲透率整體小于10×10-3μm2，儲(chǔ)層動(dòng)用難度大。

2.4 低滲透氣藏儲(chǔ)層評(píng)價(jià)

為了全面系統(tǒng)地評(píng)價(jià)低滲透氣藏的可動(dòng)用性，國(guó)內(nèi)外眾多學(xué)者基于巖心、流體實(shí)驗(yàn)等研究引入平均吼道半徑、可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)、啟動(dòng)壓力梯度等評(píng)價(jià)指標(biāo)，建立了多種儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)方法[9-16]，通過歸一化處理，得到綜合分類指數(shù)Feci表達(dá)式。本次研究是針對(duì)氣藏，忽略原油黏度的影響，則Feci表達(dá)式如下：

式中：Feci為綜合分類系數(shù)；λ為擬啟動(dòng)壓力梯度，MPa/m；λstad為標(biāo)定擬啟動(dòng)壓力梯度，MPa/m；So為可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)，%；Sostad為標(biāo)定可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)，%；rm為主流喉道半徑，μm；rmstad為標(biāo)定主流喉道半徑，μm；m為黏土礦物含量，%；mstad為標(biāo)定黏土礦物含量，%。

綜合分類標(biāo)準(zhǔn)為：一類儲(chǔ)層Feci≥8；二類儲(chǔ)層8.0＞Feci≥5；三類儲(chǔ)層5＞Feci≥2，四類儲(chǔ)層Feci＜2。其中，一類、二類儲(chǔ)層在常規(guī)開發(fā)方式下能夠獲得自然產(chǎn)能；三類儲(chǔ)層需要采取必要的儲(chǔ)層保護(hù)措施降低儲(chǔ)層損害以獲得自然產(chǎn)能；四類儲(chǔ)層則需要進(jìn)行儲(chǔ)層改造。

對(duì)H5 層進(jìn)行評(píng)價(jià)（表6）屬于第三類儲(chǔ)層，儲(chǔ)層開發(fā)難度大。

表6 C 氣田花港組H5 層儲(chǔ)層評(píng)價(jià)表Table 6 Reservoir evaluation table of H5 formation of C Gas Field

3 儲(chǔ)層污染影響因素

依據(jù)《SY-T 6540—2002 鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評(píng)價(jià)方法》標(biāo)準(zhǔn)，開展鉆井液損害油層實(shí)驗(yàn)，重點(diǎn)分析入井流體儲(chǔ)層保護(hù)性能、浸泡時(shí)間、鉆井壓差對(duì)儲(chǔ)層污染的影響。

3.1 入井流體

C10H 井儲(chǔ)層段采用EZFLOW 免破膠鉆完井液，優(yōu)選了STARO 防水鎖劑加量1.5%，表面張力低于30 mN/m（表7），有利于降低水鎖風(fēng)險(xiǎn)。

表7 防水鎖劑加量?jī)?yōu)選Table 7 Optimization of adding amount of waterproof locking agent

以標(biāo)準(zhǔn)鹽水為介質(zhì)，進(jìn)行了3 組巖心靜濾失評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見表8，靜濾失導(dǎo)致滲透率損害率小于10%。

表8 靜濾失滲透率損害率實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 8 Experimental results of static filtration permeability damage rate

3.2 浸泡時(shí)間

固定驅(qū)替壓力為3.5 MPa，分別研究不同污染時(shí)間（60 min、120 min、180 min）下的巖心污染情況，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖8。

圖8 浸泡時(shí)間對(duì)滲透率的影響Fig.8 Effects of soaking time on permeability

經(jīng)過對(duì)比發(fā)現(xiàn)，污染時(shí)間為120 min 的巖心滲透率明顯低于60 min 時(shí)，并且之后隨著污染時(shí)間的增加，巖心滲透率降低的趨勢(shì)變緩，表明浸泡時(shí)間對(duì)滲透率的影響主要體現(xiàn)在侵入早期。

通過核磁共振手段分析巖心可動(dòng)流體分布（圖9），發(fā)現(xiàn)污染后巖心可動(dòng)流體分布孔隙的孔徑整體減小，分析是由于鉆井液中固相顆粒侵入，占據(jù)孔隙空間，進(jìn)而導(dǎo)致巖心傷害后滲透率大幅度下降。

圖9 浸泡時(shí)間對(duì)可動(dòng)流體的影響Fig.9 Effects of soaking time on movable fluid

經(jīng)對(duì)儲(chǔ)層巖心污染前后端面潤(rùn)濕性評(píng)價(jià)，巖心端面被污染后，水相潤(rùn)濕角增大，親水性減弱，親油性增強(qiáng)，這是因?yàn)殂@井液中表面活性劑的親水基團(tuán)在巖心端面吸附，導(dǎo)致巖心端面污染后親油性增強(qiáng)。

對(duì)污染深度進(jìn)行評(píng)價(jià)，以滲透率保持大于90%為污染深度劃分界面，當(dāng)截掉巖心長(zhǎng)度0.5 cm時(shí)，巖心滲透率為原始滲透率的92.33%，即3.5 MPa時(shí)180 min 污染深度為0.5 cm。

C10H 井裸眼水平段長(zhǎng)1 546.63 m，1月10日開鉆，1月20日完鉆，1月22日轉(zhuǎn)入完井，1月30日開始?xì)馀e，歷時(shí)20 天，浸泡時(shí)間長(zhǎng)，污染深度大，增加了儲(chǔ)層的傷害程度。

3.3 鉆井壓差

固定污染時(shí)間120 min，分別研究不同驅(qū)替壓力（3.5 MPa、6.5 MPa、9.5 MPa）下巖心的污染情況，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖10。

圖10 鉆井壓差對(duì)滲透率的影響Fig.10 Effects of drilling pressure difference on permeability

經(jīng)過對(duì)比發(fā)現(xiàn)，巖心滲透率下降幅度隨驅(qū)替壓力的升高而大幅度上升，驅(qū)替壓力9.5 MPa 時(shí)，滲透率損害后保存率僅23.42%。通過核磁共振手段分析巖心可動(dòng)流體分布（圖11），發(fā)現(xiàn)污染后巖心可動(dòng)流體分布孔隙的孔徑整體減小。

圖11 鉆井壓差對(duì)可動(dòng)流體的影響Fig.11 Effects of drilling pressure difference on movable fluid

經(jīng)對(duì)儲(chǔ)層巖心污染前后端面潤(rùn)濕性評(píng)價(jià)，巖心端面被污染后，水相潤(rùn)濕角由55.1°增大至63.8°，親水性減弱，親油性增強(qiáng)。

對(duì)污染深度進(jìn)行評(píng)價(jià)，當(dāng)截掉巖心長(zhǎng)度1.0 cm時(shí)，巖心滲透率為原始滲透率的90.15%，即9.5 MPa時(shí)120 min 污染深度為1 cm。

對(duì)比圖8、圖10可知，鉆井壓差對(duì)滲透率的損害明顯高于浸泡時(shí)間，隨著鉆井壓差的增大，滲透率損害程度也在不斷增加。鉆井壓差3.5 MPa時(shí)，巖心損害率約為20%；鉆井壓差6.5 MPa 時(shí)，巖心損害率超過50%。因此實(shí)鉆過程中，在保證井壁穩(wěn)定的前提下，鉆井壓差盡可能控制在3.5 MPa以內(nèi)。

根據(jù)鉆后測(cè)壓資料顯示H5 層目前地層壓力系數(shù)約為0.78，鉆井壓差高達(dá)13.45 MPa，進(jìn)一步增加了儲(chǔ)層傷害程度。

綜上所述，相比于常規(guī)氣藏，C 氣田低孔滲儲(chǔ)層物性特征差，滲流規(guī)律復(fù)雜，可動(dòng)流體含量低，通過開展低孔低滲儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)有利于明確儲(chǔ)層保護(hù)和儲(chǔ)層改造的界限，從而針對(duì)不同儲(chǔ)層特征優(yōu)選適應(yīng)的儲(chǔ)層保護(hù)及改造技術(shù)。同時(shí)，結(jié)合儲(chǔ)層污染影響因素，優(yōu)化現(xiàn)場(chǎng)施工措施，降低儲(chǔ)層傷害，釋放產(chǎn)能。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）東海某氣井低滲儲(chǔ)層巖石親水、孔喉細(xì)小，鉆完井過程中近井地帶存在水鎖損害風(fēng)險(xiǎn)；H5 層存在壓力虧空，低壓力梯度下流體滲流具有明顯非線性特征；低滲透儲(chǔ)層核磁共振T2圖譜具有明顯的雙峰特征，可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)與滲透率呈對(duì)數(shù)關(guān)系。滲透率小于10×10-3μm2，可動(dòng)流體百分?jǐn)?shù)低于57.86%。

（2）基于低滲透氣藏儲(chǔ)層綜合評(píng)價(jià)方法，對(duì)氣井低滲儲(chǔ)層段進(jìn)行了系統(tǒng)評(píng)價(jià)。研究表明該井H5 層屬于三類儲(chǔ)層，儲(chǔ)層動(dòng)用難度大，需要實(shí)施必要的儲(chǔ)層保護(hù)措施。

（3）相比浸泡時(shí)間，鉆井壓差對(duì)儲(chǔ)層損害較大。在保證井壁穩(wěn)定的前提下，鉆井壓差應(yīng)盡可能控制在3.5 MPa 以內(nèi)。