碳酸盐岩裂缝性储层钻井液损害评价新方法

曾颜

摘要：碳酸盐岩裂缝性储层由于具有较强的非均质性，在实际中对该类型的储层进行损害评价的过程中，难度相对比较大。本文充分利用了储层成像测井资料来最终确定岩心裂缝宽度，在此基础上针对碳酸盐岩裂缝储层钻井液损害进行了评价，整个评价实验过程所应用的岩心裂缝宽度有效的控制在了1%以内。

关键词：碳酸岩裂缝性储层;钻井液;裂缝宽度;储层伤害;评价

引言

碳酸盐岩储层具有较强的非均质性，而且其内部岩层裂缝形式多样，非常复杂，因此在实际中对碳酸盐岩储层损害机理进行评价的过程中难度相对较大。与孔隙砂岩相比较，裂缝性碳酸盐岩储层通常情况下渗透率都相对比较低，因此往往可以忽略工作液对其机制的基质的入侵，在储层中主要的渗流通道以及储集空间是岩层内部的裂缝，因此在实际中对裂缝性储层进行损害评价的过程中要将评价的重点放在裂缝损害方面。

1 天然碳酸盐岩心人工造缝评价方法

通常情况下，裂缝性储层都具有较强的应力敏感性，因此，当裂缝性储层的研究到达地面后存在应力释放，导致体裂缝宽度与井下的实际宽度值会存在较大的差异。因此在实验过程中测量得出的相关储层参数与实际值也存在较大差别。目前国内在跟队裂缝性碳酸盐岩储层损害评价的过程中多数情况下都会采取天然碳酸盐岩芯人工造缝模拟来时储存损害评价。

所谓的人工造縫主要是通过对天然岩心施加一定的压力，让其在岩石样品的轴向位置产生单一的贯穿缝。为了满足实际模拟实验的裂缝宽度要求，通常情况下都会使用加垫金属丝等方法来对裂缝宽度进行支撑。但是由于金属丝具有一定的弹性，当其处于弹性范围内的时候实际产生的变形才遵循虎克定律，而当其变形一旦超出弹性范围，变形就不可恢复。另外，如果在实验过程中，只出现了脱离支撑面的现象，通过流体的冲击作用就会发生位移，最终导致岩心裂缝宽度不够精确，最终的伤害评价结果产生影响。

1.1人工造缝天然岩心月份宽度随围岩的变化

在研究中主要选取了某油田奥陶系碳酸盐岩心三组，共12块岩心，通过加压的方法来进行人工造缝。将岩心置于常温环境下，不断对其增加围压，并通风利用流动试验仪来进行及时检测，如此就能够得出人工造缝岩心的裂缝宽度与围压之间的关系曲线，与此同时也能够得到裂缝宽度与渗透率之间的变化关系。通过测量发现，随着在人工造缝岩心上面施加的围压不断增加，人工造缝碳酸盐岩心内部的裂缝宽度会明显减小;当施加围压的压力处于4～5Mpa范围内的时候，裂缝达到了一定值，而且在整个过程中裂缝宽度整体变化超过了92.8%[1]。而通过对裂缝宽度与渗透率之间的变化关系可以发现，随着裂缝宽度的不断增加，岩心的渗透率也在不断增大。

1.2固定围压重组人工造缝岩心缝宽测试

为了对同一个组别内人工造缝隙岩心缝宽能否达到相似进行进一步测验，将该油田奥陶系上奥陶统8块碳酸盐岩心，在实验室中经过洗油、压裂缝、饱和地层水等处理后，充分运用常规人心渗透率恢复率评价方法针对8块碳酸盐岩心进行了裂缝宽度测试实验。通过实验可以发现，在保持围压相同的条件下，8块延续相同的人工造缝天然岩，其最大的裂缝宽度能够达到65μm，而裂缝的最小值仅仅达到了12.3μm。这也充分说明，外界的偶然因素在压裂缝的过程中对裂缝宽度会产生较大的影响，由此也会导致实际测量得到的渗透率恢复率会产生较大的误差。

2评价方法应用

2.1模拟岩心裂缝宽度的选取

在针对碳酸盐岩储层进行钻井作业的过程中，通常情况下都会使用聚磺钻井液和无固相钻井液等两种钻井液体系，在本次研究的实验过程中，主要针对不锈钢缝板岩心以及天然岩心人工造缝评价方法来进行钻井液储存损害评价。主要选取了某油田奥陶系碳酸盐岩储层5250～5300 m井段内的不锈钢缝板岩利用FMI成像测井资料来对最终的结果进行解释，通过测井资料可以发现，在测试的岩心为不存在48条裂缝，其最大的裂缝宽度达到了450μm，而最小的裂缝宽度仅仅达到了10μm，大多数的裂缝宽度都处在35～40μm直接。由此可见，在实际进行不锈钢缝板岩心选择的过程中，要将其加工裂缝宽度设置在35～40 μm之间。

2.2 聚磺钻井液对储层损害评价

针对某油田奥陶系碳酸盐岩储层在聚磺钻井液体系下的损害进行评价。而主要选择的岩心为人造天然岩心和不锈钢缝板岩心。通过实验可以发现，在利用新方法进行评价后，实际得到的储能渗透率恢复率要远远低于人工造缝天然岩心评价模式下的渗透率恢复率，这主要是因为在不锈钢缝板岩心端面位置会在很短的时间内形成滤饼，因此也能够为其提供良好的封堵效果。另外，在人工造缝天然岩心评价模式下，钻井液实际的侵入深度仅仅达到了3mm，并没有在裂缝内发现明显的钻井液侵入现象。但是，应用不锈钢缝板岩心评价的过程中，在其整个裂缝内部都发现了非常明显的钻井液以及固相粒子分布情况，这也充分说明，充分利用新式的不锈钢缝板岩心评价方法能够将钻井液对储层裂缝伤害程度进行更加直观、真实的反映。

2.3 无固相弱凝胶钻井液储存损害评价

针对该油田奥陶系碳酸盐岩储层在无固相弱凝胶钻井液体系下伤害进行评价实验的过程中可以发现。通过常规评价方法最终得到的渗透率恢复率要比聚磺钻井液的渗透率恢复率低很多，由此也可以充分说明，在常规的评价方法下，其评价的局限性非常明显。而通过利用新评价方法，最终评价值要比常规评价方法都很多，由此也充分说明，在无固相钻井液体系下能够对碳酸盐岩储层形成更好的保护作用。而通过对其储存伤害评价试验结果进行分析后可以发现，通过在无固相弱凝胶钻井液体系中加入适量的粒径处于合理范围内的暂堵粒子，能够进一步提升钻井液体系对储层裂缝的保护作用。

3 结论

（1）对不锈钢缝板岩心进行合理研制，能够充分保证在评价实验过程中，岩心的裂缝宽度误差控制在1%以内。

（2）充分利用不锈钢缝板岩心作为新的评价方法，能够更加直观、真实的反映出钻井液体系对裂缝的侵入程度，这也能够明显的反映出钻井液对储集层的伤害。

参考文献：

[1]张松扬.碳酸盐岩储层测井分类参数识别技术及应用[A].南京石油物探研究所.油气地球物理实用新技术——中国石化石油勘探开发研究院南京石油物探研究所2004年学术交流会论文集[C].南京石油物探研究所：，2004：6.

[2]石亚军.柴达木盆地南翼山油田裂缝性储层研究[A]..中国石油勘探开发研究院西北分院建院20周年论文专集[C].：，2005：5.