考虑接触面积与压差的致密砂岩气藏水相自吸行为

2018-06-13李宁游利军张震田键张绍俊康毅力张杜杰

钻井液与完井液 2018年2期

李宁，　游利军，　张震，　田键，　张绍俊，　康毅力，　张杜杰

（1.塔里木油田公司油气工程研究院，新疆库尔勒841000；2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学，成都610500）

0　引言

我国致密砂岩气藏资源量丰富，在鄂尔多斯、四川、塔里木、准噶尔、松辽、渤海湾等盆地均有分布，有利勘探面积约为32×104km2，估计资源量为16×1012m3，开发潜力巨大[1-3]。2000年以来，随着技术的进步，中国先后成功实现了以鄂尔多斯盆地苏里格气藏和四川盆地须家河组气藏为典型代表的致密砂岩气藏商业开发区，并在松辽、塔里木等盆地相继实现突破。致密砂岩气已经成了国内非常规天然气开发最为成功的类型，产量约占全国天然气总产量的1/3[4]。致密砂岩气的开发对于优化能源结构、积累非常规天然气开发经验、降低油气资源对外依存度、促进国民生产等具有重要意义[2]。

水相毛管自吸是致密砂岩气藏勘探开发过程中一种常见的工程现象[5-6]。致密砂岩气藏储层岩石致密，毛管力高，加上储层多亲水，毛管自吸效应在致密砂岩气藏中格外突出。当钻完井环节发生水相毛管自吸时，会造成近井带储层含水饱和度升高，导致测井解释错判为水层，从而错过气藏的及时发现[7-8]。此外，水相毛管自吸会诱发严重的储层水相圈闭损害（或水锁损害），改变了储层的真实渗流能力，妨碍对储层产能的准确评价[9-12]。国内外学者对致密砂岩气藏水相毛管自吸行为开展了大量实验研究。Bennion[13-15]等人通过岩石毛管渗吸实验研究了低渗储层水相圈闭损害发生过程，并指出毛管渗吸是诱发水相圈闭损害的重要途径。刘雪芬和康毅力等[16]通过开展鄂尔多斯盆地不同层位致密岩样毛管自吸实验，发现物性较好的储层段水相自吸能力也相对更强，表明可通过毛管自吸实验反映储层物性条件。游利军等[17]研究了负压差下的致密砂岩气藏水相毛管自吸行为，认为一定的负压差下，致密砂岩气藏仍能发生水相毛管逆流自吸，进而引起储层水相圈闭损害。李宁等[18]通过毛管自吸实验结合水膜厚度和岩石孔径分布关系，揭示了水相侵入和滞留引起的致密砂岩气藏储层水相圈闭损害程度。

研究水相毛管自吸行为可以为致密砂岩气藏储层物性认识、储层水相圈闭损害评价提供分析数据，并指导钻完井等作业过程中水相流体的使用和生产压差的设计。为了揭示致密砂岩气藏水相自吸行为，选取典型致密砂岩气藏柱塞岩样，分别模拟了钻开储层时水相接触岩石的岩样端面自吸、裂缝水淹后的岩样浸泡自吸和正压差下的毛管强制渗吸实验，分析了接触面积与压差对致密砂岩水相毛管自吸的影响。实验结果对于致密砂岩气藏钻完井作业过程中的储层保护认识有着指导意义。

1　实验岩样与方法

1.1　实验岩样

选取某区块典型致密砂岩气藏基块岩心6块和裂缝岩心2块开展实验。实验前，对岩样进行烘干处理后，测定岩样基本物性参数。致密砂岩气藏存在超低含水饱和度现象[19-20]，该区块密闭取心显示储层原始含水饱和度普遍位于20%左右，甚至更低。因此，实验开始前，采用毛管自吸法[21]对岩样建立20%初始含水饱和度，并静置24 h以上，使得水相在岩心内部分布均匀。实验岩样基础物性数据与实验安排见表1。

表1　岩心基本参数与实验条件

1.2　实验流体

根据地层水组分分析，在室内实验时配制了相同矿化度的模拟地层水，模拟地层水配方见表2。

表2　模拟地层水配方矿物类型含量　（mg/L）

1.3　实验方法

1）全浸泡毛管渗吸实验方法：用不吸水的细铁丝缠住岩心轴向上中央位置，用另一根细铁丝一端连着电子天平下方，另一端挂在缠住岩心的细铁丝上。

2）一端浸泡毛管渗吸实验方法：用细线或细铁丝一端缠住距岩心入口端2～3 mm处，另一端挂在电子天平下方，自吸时保证岩心出口端没入自吸液体2～3 mm左右。

3）定驱替压差毛管渗吸实验方法：将岩心装入夹持器，保持岩心出口端与自吸液体接触。实验中通过精度为0.001 mL的计量泵以恒定3.5 MPa压力将液体泵入岩心内部。定驱替压差毛管渗吸时间为2 h，其余实验方法渗吸实验均为16 h。

整个实验过程由电脑自动采集岩心内部液体质量变化情况。

2　实验结果

2.1　变接触面积的致密砂岩水相毛管自吸

分别开展了水相流体接触基块岩样端面自吸、裂缝岩样端面自吸和基块岩样全浸泡自吸实验，用来模拟水相流体在基块、裂缝单一介质以及裂缝水淹后水往四周基块中侵入的毛管自吸行为。实验结果如图1～图3所示。

图1　不同接触面积下水相毛管自吸模型示意图

实验结果表明，水相在单一基块介质中的毛管自吸进程最为缓慢，自吸速率最低。当存在裂缝时，自吸进程变快，且室内岩心尺度下，裂缝岩样快速自吸主要发生在前3 h。基块全浸泡实验表明，当裂缝内全部充满水时，水会往四周基块快速自吸，且在很短的时间（前3 h）达到自吸平衡，随后自吸速度趋近于0，只靠扩散缓慢增加含水饱和度。

图2　不同接触面积下岩样自吸水量随时间变化关系

图3　不同接触面积下岩样自吸水速率随时间变化关系

2.2　考虑压差的致密砂岩水相毛管自吸

钻完井作业中，一定的正压差下若未能形成优质滤饼，滤液将在毛管力和正压差耦合作用下进入储层更深部位置，引起更为严重的水相侵入现象。开展了3.5 MPa正压差条件下和只在毛管力作用下的基块岩样端面毛管自吸实验，结果见图4、图5（裂缝岩样在正压差下极易发生水相穿透现象，因此不做实验研究，只做对比分析）。

图4　不同接触面积下进液量随时间变化关系

由图4、图5对比分析可知，正压差的存在会加剧水相侵入程度，显著提高水相毛管自吸速率。结合实验结果，可以推测，当储层天然裂缝发育时，如果发生井漏且未能形成优质滤饼，将会引发严重的储层漏失。

图5　不同类型岩样进液速率随时间变化关系

3　讨论与分析

3.1　水岩接触面积增加强化水相毛管自吸进程

将6块基块岩样和2块裂缝岩样在不同进液方式下进行毛管渗吸实验，进液前后总的自吸量由电子天平称重差值所得，自吸过程中岩样重量变化数据由电脑监测得到，并根据总的进液量拟合线性关系求出任意自吸时间点下的真实进液量，实验数据处理结果汇总见表3。

表3　不同进液方式下岩石自吸量汇总

表3结果显示，自吸16 h后，岩样平均自吸量为：基块全浸泡0.550 7 g＜基块一端自吸0.657 1 g＜裂缝一端自吸0.719 4 g；前2 h内平均自吸量为：基块一端自吸0.244 6 g＜裂缝一端自吸0.393 9 g＜基块全浸泡0.412 4 g，分别占各自总的进液量的37.2%、54.7%与74.9%。这说明：①基块一端接触自吸液体时的自吸程度最慢，自吸维持时间更久；②裂缝的生成或出现，增加了岩样与液体的接触面积，提供了自吸的高速通道，使得自吸程度加快，缩短了自吸达到饱和的时间；③基块全浸泡时，外表面相当于裂缝面，一方面增加了岩样与自吸液体的接触面积，另一方面液体从整个岩样外表面自吸进入岩样内部，进一步缩短了水相“自吸-分布-饱和”过程，自吸更容易进入饱和平稳阶段。此外，在正压差作用下，会加剧液体进入岩样内部的程度。

在钻完井等作业过程中，当储层岩石接触水相后，相同时间内，水岩接触面积是影响水相侵入程度的主要因素之一[22]。致密砂岩气藏储层天然裂缝发育，水相从天然裂缝进入储层基块是一个多尺度过程，即在空间尺度上为从裂缝自吸到基块自吸，在自吸发展过程上为裂缝自吸-裂缝水淹-裂缝往四周基块自吸。室内实验结果表明，基块自吸时，由于受到微纳米孔隙的限制，使得可供水相自吸和重新分布的通道非常细小，并且自吸阻力相对更大，导致自吸进程缓慢。当裂缝存在时，水相可沿着裂缝面迅速自吸窜进，加快自吸进程，并且裂缝和基块之前的毛管力差异，使得裂缝不断向基块供水，保证毛管快速自吸的持续性。岩样全浸泡自吸时，自吸接触面积最大，此时，岩样外表面相当于裂缝面，自吸液体可从岩样外表面各个方向快速自吸进入岩心内部，缩短了自吸达到饱和的时间，自吸进入饱和平稳阶段时间最短。致密砂岩气藏裂缝的存在既增加渗吸流体接触面积，又突出正压差作用，使渗吸能力显著增加，调控渗吸应以及时封堵裂缝、降低流体接触面积为主要思路。因此，对于存在天然裂缝的致密储层，要防止流体沿着裂缝自吸，避免水相进入更深处的基块中，使得天然气被推向更远的位置，造成基块成为相对孤立的含气区[10]，形成圈闭气[23]，引起严重的水相圈闭损害。

3.2　正压差水相毛管自吸程度受限于储层物性

通常认为，储层岩石越致密，孔喉越细小，储层岩石毛管压力就越高，由此在水相毛管自吸时，提供的毛管动力越大。因此，当存在一个外加动力（正压差）时，毛管自吸程度会加重。图4和图5实验结果证明，在外加正压差作用下，水相毛管自吸进程变快，相同时间内的自吸量和自吸速率都显著增加。随着实验研究的进一步深入，发现当储层岩石物性进一步降低时，毛管力成了水相自吸的主要动力，正压差的作用变得微弱。图6、图7对比了不同物性下致密岩石毛管自吸和强制渗吸实验结果。

图6　不同物性下致密砂岩自吸量随时间变化关系

图6　不同物性下致密砂岩自吸速率随时间变化关系

由图6、图7可以看出，当岩石渗透率在0.110 mD时，此时正压差下的自吸速率和自吸量都低于渗透率为0.031 0 mD的毛管自吸；而当岩石渗透率增加至0.017 5 mD后，正压差会显著提高毛管自吸速率和自吸量。这说明对于超致密的储层来说，水相侵入储层基块的主要动力仍是储层自身的岩石毛管力，正压差对水相进入储层内部的促进作用可以忽略。这是因为，水相毛管自吸是一个自发的物理化学过程，是水岩系统平衡自身能量的一个过程[24]。当储层岩石内部存在含水饱和度梯度或者处于“缺水”状态，毛管自吸就能发生。不同的是，正压差下水相侵入是一个驱替过程，是动力克服阻力的一个过程。当储层岩石物性低于某一范围后，由纳微米级孔喉带来的界面阻力效应变得格外显著[25-26]，正压差不足以克服这些界面阻力效应。这也间接证实水相侵入主要以驱替方式进入裂缝，然后以毛管自吸方式进入基块。因此，对于进入基块部分的水相，只有通过有限界面修饰等手段，改变润湿性后，再控制合理压差，来促进水相返排。

4　基于自吸调控的致密砂岩气藏钻完井储层保护技术对策

通过实验研究，可以发现水岩接触面积的增加会显著强化毛管自吸效应，正压差则主要是对裂缝以及相对高渗的致密储层的水相侵入有促进作用，而进入致密基块的水相主要是通过毛管力实现。因此，对于致密砂岩气藏钻完井等作业过程中，预防水相侵入引起的相圈闭等储层损害需要分类别针对研究，从而做到保护致密砂岩气藏，为其及时发现、准确评价和高效开发提供保障。对于裂缝性致密砂岩气藏，要合理控制正压差，防止发生工作液漏失。若压差控制不当，一方面造成漏失；另一方，会引起储层应力敏感性，从而加剧储层漏失。对于这类情况，可采用裂缝性储层屏蔽暂堵技术[27-28]，控制漏失范围和漏失量，防止裂缝水淹，进而阻止向基块发生大面积水相毛管自吸。条件允许时，也可采用欠平衡等负压作业防止水相侵入。对于储层基块来说，水相“少侵快排”是做到储层保护的关键。可通过添加氟化物等表面活性剂，改变工作液性质，降低毛管自吸能力，减少侵入量和促进返排来解除水相损害[16]。

洋山港四期进港主航道及附近水域船舶交通状况比较复杂，通过对2016年10月13日至2016年10月19日共7 d的洋山港船舶自动识别系统(Automatic Identification System, AIS)数据解码，并设置4条断面观测线，进行交通流量统计见表1。通航船舶的主要类型及其航路如下：