低渗储层液锁伤害的精确测量与评价

2020-09-04田巍

科学技术与工程 2020年22期

田巍

(中国石化中原油田分公司勘探开发研究院, 中国石化中原油田博士后科研工作站,濮阳 457001)

液锁伤害是由于外来流体侵入、液相析出、钻井液吸附滞留以及水相反渗吸等作用而导致储层气相渗透率不同程度降低的现象,这种伤害可能是暂时性的,也可能是永久性的,这是在低渗透储层开采过程中不可避免的问题[1-2],而且会对气井的生产带来不同程度的影响[3-8]。目前,针对液锁伤害的室内测定方法主要有两类:一类是在岩心完全饱和水后气驱,分别测定不同含水饱和度下的气体渗透率,该法应用较为广泛；另一类是用注入泵对夹持器中的干岩心反向注液[9],然后气驱测定岩心不产水时的气体渗透率,该法主要用于反渗吸储层伤害评价。这两类方法在测定液锁伤害的过程中,均需频繁地拆卸设备、称量岩心总质量、装填岩心,操作较为复杂[10-12]；而且在取出和放回岩心过程中会造成岩心表面水分散失,从而使计算得到的含水饱和度与真实的含水饱和度相比存在一定误差,导致测得的渗透率伤害率与含液饱和度不匹配,同时由于岩心频繁的施压和卸载会造成内部孔隙结构的二次伤害,同样也会影响测定结果的准确性。为此,在总结和研究前人成果的基础上,对实验流程进行了优化改进,并提出了液锁伤害评价方法,希望通过本文研究能为油气藏现场提供更有价值的参考数据。

1 设计原理

1.1 设计思路

结合现有测定方法存在的不足,提出对注入设备进行改进的设想,如果注入设备能够精确标定注入液体的量,则就不必频繁的拆卸设备,为此设计了一种注入器,结构如图1所示,注入器顶端分别布设两个供进出液体的小孔,实验测定时,先根据设定的含液饱和度计算需要的液体体积,然后使用注入泵将液体通过进液孔口2注入到储液空腔3中,直到注入体积达到设定体积停泵,之后通过旋转手柄7推动活塞4挤压储液空间3将液体通过排出口1排出；也可以一次将注入器注满,之后按照所需要的液体体积分阶段排出,通过刻度指示盘指示刻度确定排出液体的体积,注入器排液的过程即为对岩心注入液体的过程。整体实验过程中,不需要拆卸设备和称量岩心,操作更加简便易行,而且也保证了数据的准确性。

1为排液孔；2为进液孔；3为储液腔体空间；4为活塞；5为刻度标尺；6为操作杆；7为操作手柄；8为刻度指示盘；9为支架图1 注入器结构图Fig.1 Structural diagram of injector

1.2计算方法

1.2.1 注入液体体积的计算

一般情况下,需要测得一系列不同含液饱和度下的渗透率值,才能反映出含液情况对渗透率的伤害程度,含液的多少通过注入液体的体积来计算,所需注入液体的体积按照预设的含液饱和度与孔隙体积的乘积来确定。

1.2.2 液锁伤害率的计算

为了保持在实验过程中岩心受力的均衡,使围压和注入压力的差值恒定,并使回压值等于目标储层的地层压力值。渗透率的测定采用 “压差-流量法”,气体采用恒压注入的方式,以较低的进出口压差注气,测定渗流稳定时的流量,然后按照达西公式通过反算的方式求得对应的渗透率值,该渗透率值与原始渗透率相比所得到渗透率变化率即为渗透率伤害率,以此来判断不同含水下的渗透率伤害程度,并将束缚水饱和度下的渗透率伤害率称为液锁伤害率,通过式(1)求得:

(1)

式(1)中:Dy为渗透率伤害率,%；K0为实验岩心原始渗透率,10-3μm2；Ky为不同含水下的有效气测渗透率,10-3μm2。当Ky为束缚水下的渗透率时,所计算出对应的D即为液锁伤害率。

2 实验部分

2.1 设备与流程

渗流装置选用先进的Auto-floodTM(AFS300TM)驱替评价系统；采用三轴岩心夹持器；注入系统分为高压氮气瓶和高压储气中间容器；液体注入采用设计的注入器,注入器体积精度为0.01 mL；注入泵为高压储气中间容器加压,注入泵可根据要求分别设置为恒定注入流量或恒定注入压力驱替模式,流量为0.01～50.00 mL/min(压力不大于70 MPa),流速精度为±0.3%(最大密封泄漏为0.25 μL/min),流速显示最小值为0.01 μL/min,恒压模式下能达到1.0 μL/min；围压系统使用高精度多级柱塞驱替泵(Teledyne isco100-DX)；回压控制系统采用美国岩心公司生产的BP-100空气弹簧回压阀,并采用高精度多级柱塞驱替泵控制回压阀；采用DXD高精度数字压力传感器采集压力,在30～100 ℃条件下,测试精度为±0.02%；采用高线性压差传感器(型号为validyne)精确采集岩心两端的压力差；气体计量使用皂泡流量计,流程如图2所示。

1为气罐；2为储气中间容器；3为注入泵；4为手动注入器；5为储液中间容器；6为注入泵；7为气液分离器；8为皂沫流量计；9为回压阀；10为岩心夹持器；11为减压阀图2 液锁伤害测定流程图Fig.2 Flow chart of liquid blocking damage measurement

2.2 实验步骤

实验以某低渗砂岩气藏岩心为研究对象,注入液体选用标准盐水,矿化度为80 000 mg/L,使用氮气作为驱替气体,按照分阶段注入液体的方式,详细实验步骤如下。

(1)将岩心在107 ℃下置于恒温箱中烘干12 h以上,而后取出测定岩心长度、直径、渗透率、孔隙度等基础数据。

(2)将岩心装填入岩心夹持器,接通仪器流程,检查流程密闭性情况,升温至实验温度,调整围压和回压装置,仪器调整为净围压模式,保证压力跟踪正常。

(3)打开注入泵,关闭注入器与岩心夹持器之间的阀门,将注入器中充满注入液体,关闭泵出口阀门,记录注入器充满液体时的初始体积刻度L0。

(4)打开注入器与岩心夹持器之间的阀门,按照计算的第一个注入体积值旋转注入器手柄排液至体积达到计算对应值后关闭该阀门,此时对应刻度为L1,即第一个体积为L0-L1,考虑注入器出口段管线无效体积Ls,则实际能够注入岩心的液体体积为L0-L1-Ls。

(5)以高于回压0.1 MPa的压力恒压注N2,缓缓打开夹持器进口阀至皂沫流量计检测到有气体逸出,且逸出体积等于注入体积时,关闭夹持器出口阀门,静置1 h。

(6)打开夹持器进出口阀门,以高于回压0.1 MPa的压力下恒压下N2驱替,待渗流稳定后,记录压力、流量,关闭气源阀和夹持器出口阀门。

(7)之后分别按照计算的第二、第三、第四……的体积数值,重复步骤(4)～(6),直至测定完成所有设计的注入量。

(8)提高气体注入压力至上述注入压力的10倍以上,待渗流稳定后,记录压力、流量,之后拆开实验设备取出岩心称量岩心质量,此时的岩心含水为束缚水,计算得到此时的渗透率即为束缚水下的渗透率。

3 结果及分析

实验选取渗透率从小到大的一系列岩心开展研究,选取岩心的渗透率分别为0.032×10-3、0.251×10-3、3.412×10-3、12.801×10-3、23.717×10-3、47.403×10-3μm2,岩心长度均为5.5 cm左右,直径2.5 cm,按照上述设计的实验方法分别测定岩心在不同含水情况下的渗透率伤害情况,研究结果表明:渗透率伤害率随着含水饱和度的增加而逐渐增加,整体上都超过了50%,为三段式曲线,分为起始段、中间段和尾段,总体呈现出“S”形变化趋势,渗透率越低其曲线的“S”形态越明显,表现为在较低含水饱和度情况下(起始段),渗透率伤害率随着含水饱和度的增加而以较低幅度增加,当含水饱和度继续增加(中间段),随着含水饱和的增加而急剧增加,之后当含水饱和度超过一定值后(尾段),渗透率伤害率增幅逐渐减小。如图3所示,渗透率为0.032×10-3μm2的岩心,在含水饱和度为0～20%、20%～40%、50%～70%的三个相等含水变化区间上,渗透率伤害率变化值分别为24.22%、40.55%、11.36%；渗透率为3.412×10-3μm2的岩心,在上述同样的含水饱和度变化区间上,渗透率伤害率变化值分别为13.32%、35.33%、20.48%,尾段虽然渗透率伤害率增幅较小,但整体上渗透率伤害率已经达到很高值。可见,液锁伤害主要发生在相对较高含水饱和度情况下,在含水饱和度较低时,渗透率伤害较小。

图3 渗透率伤害曲线Fig.3 Curve of permeability damage

图3中,曲线起始段的含水饱和度区间随着渗透率的增加而越来越宽,渗透率为0.032×10-3μm2的起始段为含水区间0～10%,而3.412×10-3μm2的起始段为含水区间0～20%；中间段含水区间随渗透率的增加而区间越来越窄,图3中,渗透率为0.032×10-3μm2的中间段为含水区间10%～50%,而23.717×10-3μm2的中间段为含水区间28.55%～60%；尾段随渗透率的增加越来越不明显,渗透率为0.032×10-3μm2的尾段为含水区间50%以上,而23.717×10-3μm2的尾段为含水区间60%以上,当渗透率范围达到中高渗储层渗透率级别时,渗透率伤害主要发生在起始段,而且幅度较小,如图3中渗透率为47.403×10-3μm2的曲线,所以一般的中高渗储层不考虑液锁伤害。由图3可知:渗透率相对越低的岩心,渗透率伤害越严重,液锁伤害率越高。在含水为20%时,渗透率为23.717×10-3μm2的岩心的渗透率伤害率仅为8.82%,渗透率相对较低3.412×10-3μm2岩心的渗透率伤害率升高到13.32%,而渗透率相对更低为0.032×10-3μm2的岩心对应的渗透率伤害率却达到了24.22%；在含水为50%时,渗透率为23.717×10-3μm2的岩心的渗透率伤害率为40.07%,渗透率相对较低为3.412×10-3μm2的岩心渗透率伤害率升高到55.77%,而渗透率相对更低为0.032×10-3μm2的岩心对应的渗透率伤害率却达到了74.52%。

图4为实验岩心液锁伤害率、束缚水饱和度与渗透率之间关系曲线,可以看出随着渗透率的增加,束缚水饱和度逐渐降低,液锁伤害率呈现三段式降低,在0～2.2×10-3μm2的区间上,液锁伤害率随渗透率增加而急剧降低,(2.2～15.5)×10-3μm2的区间内,液锁伤害率随渗透率增加而降低的幅度相对较缓,在大于15.5×10-3μm2的区间上,液锁伤害率随渗透率增加而变化的幅度越来越小,总体来说,存在两个液锁伤害率变化的拐点,渗透率分别为2.2×10-3、15.5×10-3μm2。图4中,渗透率伤害率在上述三个区间上的变化量分别为33.74%、15.16%、9.09%,可见储层伤害随渗透率的降低伤害越严重,渗透率越高,伤害程度就越来越小,以至于当渗透率高于一定数值后不再考虑液锁伤害。

图4 液锁伤害率、束缚水饱与渗透率之间关系曲线Fig.4 Curve of the relationship among liquid lock damage rate, bound water saturation and permeability

分析认为:岩石的微观孔隙结构特征对渗透率变化起决定性作用。一般来说,渗透率越低,微细孔道占据的体积越多,随着渗透率的增加,大孔道数量逐渐增加,而且大孔道分布也越来越集中,储层物性变得越来越好。水注入过程中,首先进入大孔道,之后在毛细管力作用下进入到更低级别的孔道中,在注入量较小且低于束缚水的量时,注入的水在毛细管作用下通过大孔道进入小孔隙,几乎全部转化为束缚水的一部分；当注入水的量高于束缚水的量时,注入水除了一部分以束缚水的形式存在外,还有一部分在稍大的孔道中作为可动水的一部分,但该部分水在较低的驱动压力下很难被动用；当注入水量较多时,孔隙中可动水的量越来越多,大孔道被占据,该部分水在较低的驱动压力下即可被动用。一般的低渗透储层0.1 μm以下的孔道孔隙体积占到25%以上[13],渗透率越高,该比例越小,水能够被动用的微观孔隙空间为0.1 μm以上的孔道,进入0.1 μm以下孔隙空间的水就很难被动用,该部分水通常只能是束缚水,所以渗透率越高束缚水饱和度越低,液锁伤害也越小,渗透率越低束缚水饱和度就越高,对应的液锁伤害也就越严重。引起液锁伤害的水的存在形式主要有水膜水、毛细管水和结晶水三部分[14-15],这就导致液锁伤害的清除非常困难,最好是做好事前预防。

将图4中液锁伤害率、束缚水饱和与渗透率之间关系曲线进行拟合可以得到以下关系式。

液锁伤害率与束缚水饱和度关系:

D=0.741 8e0.104 2S,R2=0.996 1

(2)

液锁伤害率与渗透率关系:

D=-7.765lnk+39.858,R2=0.994 8

(3)

式中：D表示液锁伤害率,%；S为束缚水饱和度,%；k为渗透率,10-3μm2；R2为实验点拟合的相关系数。

对于实际的储层,在水侵初期或凝析液析出量较小时,有效渗透率都会有小幅的降低,可能会表现为产量的突然减少,当入侵水量较大或凝析液析出较多达到可流动状态时[16-17],在较低的生产压差下,可能会引起产量的大幅降低,甚至有停产的风险,此时可以通过提高生产压差来达到提高产量的目的,但产量仍无法恢复到水侵之前或无凝析液的状态,因此对于可能会发生水侵的储层要提前做好预防措施,对于有凝析液析出的凝析气藏,适当提高生产压力,合理控制生产压差,防止过多的凝析油在储层中凝析液滞留,若有井筒积液的产生,要及早排出；对于有产水的气井,要及时采取适当措施进行排水,更不应轻易关井。

4 液锁伤害评价方法

通过前面的分析可知,液锁的发生会对引起储层有效渗透率不同程度的降低,而渗透率的降低本质原因是储层中液体的吸附滞留引起的,吸附滞留液体的量不同,污染区域范围也不同,对产能的影响也存在差异,据文献[18-20],近井储层液锁伤害径向阻塞半径可表示为

(4)

式(4)中:rb为阻塞半径,m；Soc为凝析油临界流动饱和度；h为地层厚度,m；φ为孔隙度；K为有效渗透率,10-3μm2；pR为原始地层压力, MPa；qg为湿气产量,104m3/d；μg为原始压力下气体黏度,mPa·s；Z为偏差系数；T为地层温度,K；Y为反凝析系数,m3/(m3·MPa)；t为时间,d。

为便于研究,选取基本参数为:地层温度T=373.15 K；偏差系数Z=0.855；Soc为0.13；黏度μ=0.028 mPa·s；反凝析系数Y=0.000 045 m3/(m3·MPa)；原始地层压力pR=38 MPa；气藏厚度h=20 m。将上述基本参数代入式(4)中,得到阻塞半径与产量的关系表达式:

rb=0.001 633qg(Kφ)-0.5

(5)

将六块岩心的有效渗透率及孔隙度数据分别代入式(5)中,其中有效渗透率是液锁伤害率的函数表达式,从而得到不同液锁伤害率下阻塞半径与产量的关系曲线,如图5所示,可以明显看出,在产量较大时所形成的阻塞区域也越大,图5中,对于液锁伤害率为66.88%(渗透率为0.032×10-3μm2)的岩石,在产量为5 m3/d时所形成的阻塞区域半径仅为0.3 m,在产量增至50 m3/d时,形成的阻塞区域半径为2.997 m,但当产量增至500 m3/d时,形成的阻塞区域半径达到了29.975 m,因此,油气田开发现场一定要合理控制开采速度和合理配产,避免盲目开采。

图5 不同液锁伤害率下阻塞半径与产量关系Fig.5 Relationship between blocking radius and output in different liquid lock damage rate

图5中,不同液锁伤害率下阻塞半径与产量的关系曲线可分为三类,其中液锁伤害率为10.69%、14.48%、18.31%和32.97%的四条曲线间距较小,可以归为第一类,液锁伤害率为49.20%、66.88%的两条曲线之间间距较大,而且和第一类间距也较大,因此可以归为第二类和第三类；三类区线之间曲线之间存在较大间距,说明在产量一定的情况下,随着液锁伤害率的增加对应阻塞区域半径增加的幅度并不均一,可能存在急剧变化段(点),从而导致数据急剧增加。

为深入研究阻塞半径变化规律,分别研究了产量一定的情况下的阻塞半径与液锁伤害率的关系,如图6所示,阻塞半径与液锁伤害率符合三次函数关系,存在两个数据突变点,液锁伤害率分别约为27%和43%,以该两数据点为分界点,将整个阻塞半径变化曲线分为三段,在液锁伤害率为0～27%的区间内,阻塞半径变化幅度较小,均未超过1.5 m；在液锁伤害率为27%～43%的区间内,阻塞半径随液锁伤害率的增加而缓慢增加,变化幅度相对较大,阻塞半径在1.5～6 m的范围内；在液锁伤害率为43%以上,阻塞半径随液锁伤害率的增加而急剧增加,变化幅度较大,阻塞半径在6 m以上；从解除液锁伤害的难易程度来看,阻塞所形成的伤害区域越小,解除液锁伤害越容易。为此,按照解除液锁伤害的难易程度,将液锁伤害分为三个等次,对应的液锁伤害率区间分别为0～27%、27%～43%、43%以上,液锁伤害程度分别为低伤害、中等伤害和高伤害。通过将液锁伤害进行分等,结合室内实验液锁伤害数据,可以很清楚地分辨出该类储层的液锁污染程度,从而更好地指导生产。

图6 不同产量下阻塞半径与液锁伤害率关系Fig.6 Relationship between blocking radius and liquid lock damage rate in different yield

液锁伤害是低渗油气藏开发过程中不可避免的储层伤害,尤其是产水气井在焖井过程中也会由于反渗吸作用而引起近井污染,但伤害半径一般较小,对于凝析气藏,地层的压力、温度条件降低引起的液相析出所形成的液锁伤害,其伤害区域一般较大。因此,油气田生产现场要实时观察天然气产量变化以及产水情况,并建立合理的气井生产制度。液锁伤害通常以预防为主,并做好液锁可能发生的判断、有效预防与解除等相关的工作,防止液锁的发生并采取合理措施做好储层伤害预防与保护是油藏田开发工程中的一项重要工作。