大北气田储层损害程度室内评价

江 山，王新海 （油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学），湖北荆州434023）

大北气田储层损害程度室内评价

江 山，王新海 （油气资源与勘探技术教育部重点实验室（长江大学），湖北荆州434023）

大北气田大多数井岩心测井显示物性很差。选取大北202井区邻井钻井平台的泥浆，选用大北102井和大北202井2口井的油层岩样，在实验室摸拟地层温度和围压下，研究钻井过程中钻井液在不同温度、压力、浸泡时间、渗透率下的工作液侵入深度和污染深度。试验表明，岩样没有明显的泥饼形成，泥浆滤失量大，对储层损害严重，损害深度较深。随着泥浆滤液在岩心内滞留的时间越长，它与储层岩石作用就越强烈，伤害也越严重；压差和温度的增大也会加重地层损害的程度。对岩心进行水锁伤害评价试验，储层水锁指数大于50%，表明该地区存在中等偏强水锁，水锁伤害较严重。

低渗透气藏；致密砂岩；损害程度；大北气田

地层污染是一个十分重要的问题，主要表现在地层的渗透率下降，继而使地层中原油的流动阻力增加，地层产能降低，油井产量减少，地层的采收率下降等。大量滤液侵入地层，不仅严重降低储层近井壁地带原始地层渗透率，而且大大改变了原始地层流体分布状态，即发生所谓的地层损害［1］。在实验室摸拟地层温度和围压条件下，同时确定泥浆滤液侵入对岩石物性和电性的影响是储层损害室内评价方法的一项新的研究领域，岩心的侵入深度和污染深度评价需要岩心试验来确定［2］。针对大北气田低渗透致密砂岩的实际情况，建立了模拟钻井过程中钻井液在不同温度、压力、浸泡时间、渗透率下工作液侵入深度和污染深度的方法，研究塔里木油田低渗透致密砂岩的损害程度。

1 钻井液损害综合评价

取塔里木油田库车前陆盆地大北气田大北202井区邻井钻井平台的泥浆（聚合物），选用大北102井和大北202井2口井的油层岩样（基础资料见表1），用多段渗透率仪模拟地层损害试验，测定岩心损害前后各岩心段渗透率、泥饼厚度、泥浆滤液滤失量、损害深度，并根据测得的数据评价损害程度（测试结果见表2。试验条件：温度95℃，压差3．5MPa，时间2h）。

表1 岩样基础数据表

表2 泥浆损害流动试验数据表

从表2可看出：①泥饼质量差，大北102井和大北202井岩心泥饼厚度都小于0．01mm，没有明显的泥饼形成；②泥浆滤液滤失量大，2口井岩心2h内的最大滤失量分别达到了1．6ml和3．9ml；③泥浆对储层损害严重，2口井岩心的平均渗透率恢复值分别为61．65%、57．85%；④损害深度较深，接触2h，2口井岩心的最大损害深度分别为0．8cm和1．8cm。实际钻开地层过程中，接触时间远超过2h，因此，现场实际的损害会更严重。

2 钻井液损害程度评价

2．1 时间对储层损害的影响

根据滤失原理，如果液体组成及过滤介质不变，在恒压恒温条件下，滤失量与时间的平方根成正比。在实际钻井过程中，由于压力等原因，钻井液向储层滤失不是严格的恒压滤失，但仍然随时间的延长而增加。另外，钻井液中固相颗粒在压差作用下，也会随着滤液侵入储层，在一定范围内，其侵入深度和数量也将随时间增加而增大。将大北102井10－2岩心和大北202井13－1岩心与泥浆滤液接触的时间不断增加，分别接触2、24、48、72h，测出各接触时间后渗透率的恢复值变化，结果见表3。从表3可以看出，接触时间越长，伤害程度越严重。这说明，随着泥浆滤液在岩心内滞留的时间越长，它与储层岩石反应就越强烈，伤害也越严重。

2．2 压差对储层损害的影响

井筒与地层的压差大小直接影响钻井液的侵入深度和损害程度［3］。分别在2．0、3．5、5．0MPa压差下室内模拟钻井液对塔里木油田大北102井和大北202井的油层岩心进行损害模拟评价试验，测出损害后渗透率的恢复值变化规律，结果见表4。

表3 伤害程度与时间关系评价数据表（温度95℃，压差3．5MPa）

表4 不同压差下泥浆损害评价数据表（温度95℃，时间2h）

由表4可知：①随着压差的增加，泥浆滤液的滤失量逐渐增大，泥浆滤液侵入储层也会越深；②压差越大，随着更多的泥浆滤液侵入更深的储层，损害也越严重。

2．3 温度对储层损害的影响

随着温度的升高，无论是静滤失还是动滤失，其滤失量均变大。因为在高温下滤液粘度降低，而且处理剂的护胶能力大大减弱，从而导致试验过程中，内外泥饼致密性下降，滤失量增大，渗透率恢复值降低，损害程度增加（表5）。

表5 不同温度下泥浆损害评价数据表（压差3．5MPa，时间2h）

3 水锁损害评价

在钻井、完井、增产措施等施工过程中，近井地层大量吸水，造成井底附近含水饱和度增加，侵入水在孔隙、喉道内壁形成一层水膜，缩小油气渗流通道；同时还产生毛细管力，亲水性毛细管力方向与油的渗流方向相反，阻碍油从油层向井底渗流，即增加了油流阻力Pc，引起油相渗透率下降，形成水锁损害［4～6］。水锁损害评价标准为：Iw（水锁指数）＜30%，为弱水锁；30%＜Iw＜50%为中等偏弱水锁；50%＜Iw＜70%为中等偏强水锁；Iw＞70%为强水锁（Iw＝100%－渗透率恢复值）。

用大北102井和大北202井岩心对塔里木油田进行水锁损害评价试验，从表6数据来看，2口井储层水锁指数大于50%，即该地区存在中等偏强水锁，水锁损害较严重。

表6 水锁损害评价试验数据表

4 结论

1）大北102井和大北202井岩样钻井液损害试验表明：岩样没有明显的泥饼形成，泥浆滤液滤失量大，研究区使用的钻井液对储层损害严重，建议使用高质量钻井液形成高质量滤饼减少钻井液滤失。

2）随着泥浆滤液在岩心内滞留的时间越长，它与储层岩石反应就越强烈，损害也越严重，压差和温度的增大也会加重地层损害的程度，钻井过程中应尽量采用欠平衡或平衡钻井技术来控制压差。

3）对塔里木油田大北气田岩心进行水锁损害评价试验，大北102井和大北202井储层水锁指数大于50%，即该地区存在中等偏强水锁，水锁损害较严重，建议使用油基泥浆或在泥浆中加入表面活性剂以降低水锁损害。

［1］何汉平．川西地区新场气田储层伤害因素研究［J］．石油钻采工艺，2002，24（2）：49～51．

［2］游利军，康毅力，陈一健，等．含水饱和度和有效应力对致密砂岩有效渗透率的影响［J］．天然气工业，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］贺承祖，华明琪．水锁效应研究［J］．钻井液与完井液，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．

［编辑］ 萧 雨

TE375

A

1000－9752（2012）07－0146－03

2012－05－2.

国家科技重大专项（2011ZX05015）。

江山（1980－），男，2001年大学毕业，博士，讲师，现主要从事油气田开发方面的教学与科研工作。