新場氣田低品質儲層啟動壓力梯度影響因素

馬 飛,楊逸,宋燕高,付育武

(中國石化西南油氣分公司工程技術研究院,四川德陽 618000）

新場氣田低品質儲層啟動壓力梯度影響因素

馬 飛,楊逸,宋燕高,付育武

(中國石化西南油氣分公司工程技術研究院,四川德陽 618000）

川西新場氣田JS21、JS23儲層品質差,儲層改造中水鎖傷害嚴重,儲層啟動壓力的變化能夠反應儲層水鎖傷害的大小。在地質特征研究的基礎上,通過室內實驗的方法測定了新場氣田低品質儲層的啟動壓力梯度值。對影響儲層啟動壓力的因素,如巖心滲透率、含水飽和度、界面張力、外來液體的入侵深度和性質進行了定量分析。經研究發現,滲透率降低導致啟動壓力的增加,啟動壓力隨含水飽和度上升而增加,界面張力越小啟動壓力越小,破膠液的濾失是造成儲層水鎖傷害的主要原因。

低品質儲量;啟動壓力;水鎖傷害;新場氣田

川西新場氣田沙溪廟JS21、JS23氣藏,面臨著儲層品質差、地層能量不足、壓裂改造中的水鎖傷害嚴重的問題。本文結合新場氣田低品質儲層地質特征,并對儲層改造施工過程中影響儲層啟動壓力的因素進行了定量分析,得出了啟動壓力梯度特征,來降低儲層的水鎖效應,提高壓裂液的返排率。

1 低品質儲層地質特征

新場JS21、JS23氣藏儲層品質差[1],具有很強的非均值性和較差的儲層物性,構成了儲量難動用的地質因素。

新場JS21、JS23儲層喉道細,孔滲相關性差。從表1可以看出:由于JS21次生溶蝕孔隙中粒間溶蝕擴大孔相對不發育,以粒內溶孔為主,在次生孔隙中占56.9%,孔、滲相關性僅為0.46。JS23與JS21相似,粒內溶孔在次生孔隙中占50.2%,孔滲相關性也較差,相關系數為0.52。此類儲層壓裂改造時由于毛細管效應,很容易造成儲層水鎖傷害。

表1 砂體孔隙類型組合特征

JS21儲層雜基含量最高,達7.5%,巖屑成分以沉積巖巖屑較多,且含碳酸鹽巖巖屑;JS23儲層雜基和膠結物的總含量達到21.2%。碎屑粒度較細,其成份中巖屑含量及綠泥石含量較高,阻礙了喉道的連通,既影響孔隙度亦影響砂巖的滲透性,尤其是對砂巖的滲透性有較大的破壞作用。

新場JS21、JS23儲層具有明顯的低孔低滲特征(表2)。水鎖效應對低滲氣層所產生的傷害程度較大,即使是在含水飽和度較低的情況下,其滲透率損害率都在70%以上。新場JS21、JS23儲層的初始平均含水飽和度較高,在50%～52%左右,對生產能力的影響很大。

表2 新場氣田JS21、JS23儲層物性參數統計

2 室內測定啟動壓力梯度

有文獻研究表明低滲透氣藏中氣體滲流存在的啟動壓力梯度和束縛水飽和度之間存在一定的變化關系[2]。新場JS21、JS23低滲透儲層是高束縛水飽和度儲層,同時由于儲層巖石比表面大,毛細管力強,勢必造成氣體滲流存在一個“啟動壓力梯度”。氣體滲流滿足以下關系式[3-4]:

式中:v——氣體通過巖心的流速,cm/s;Q——氣體通過巖心的流量,cm3/s;A——巖心橫截面積,cm2;K——巖心滲透率 ,μm2;p1——巖心上流壓力,MPa;p0——試驗條件下的大氣壓力 ,MPa;μ——空氣粘度,mPa·s;L——巖心長度,cm。

由公式(1)可以看出,當氣體滲流符合達西定律時,v～(p12-p02)為通過原點的線性關系。然而當氣藏存在啟動壓力梯度時,即氣體表現為非達西滲流,v～(p12- p02)不滿足通過原點的線性關系,其表現形式為:

其中,a、b——與巖心滲透率有關的系數。

令 v=0,可得啟動壓力為:

則啟動壓力梯度為:

其中,λ——啟動壓力梯度,MPa/m。

為了準確測定啟動壓力梯度值,本文采用室內實驗的方法進行。首先根據初始含水飽合度建立方法建立實驗巖心初始含水飽合度,再用氮氣氣驅測定初始含水飽合度下巖心的啟動壓力梯度。實驗測得以新場JS21氣藏為代表的 IIIb類難動用氣藏的啟動壓力梯度為0.22～0.30MPa/cm,平均為0.257MPa/cm、IIIc類的啟動壓力梯度為0.10～0.4MPa/cm,平均為 0.26MPa/cm(表 3)。

表3 新場JS21氣藏 IIIb、IIIc巖心啟動壓力特征

3 啟動壓力影響因素

3.1 巖心滲透率對啟動壓力影響

本次實驗主要通過測試流量與驅替壓差關系來分析滲透率的變化對川西地區難動用儲量水鎖效應的影響。通過新場JS21、JS24不同巖心流量與驅替壓差關系圖(圖1)可以看出,滲透率降低導致啟動壓力的增加,JS21巖心(K=0.0214×10-3μm2)流動曲線的直線段的延長線與橫軸坐標的交點即啟動壓力明顯大于JS24巖心(K=0.251×10-3μm2),表明巖心致密的JS21氣藏解除水鎖的難度相對更大。

3.2 含水飽和度對啟動壓力影響

對于滲透率基本相同的巖心,變換不同的含水飽和度測試流量與驅替壓差的關系,可以研究含水飽和度對啟動壓力的影響。圖2表明,啟動壓力隨含水飽和度上升而增加,加大了液體返排的難度。

3.3 界面張力對啟動壓力的影響

外來液的氣水界面張力是毛管壓力的一個直接函數。在相同含水飽和度條件下,界面張力越小,毛管壓力越小,氣體流動所需克服的啟動壓力越小(見表4),入侵外來液造成的水鎖傷害越易解除。

圖1 不同滲透率條件下流量與驅替壓差關系(Sw=70%)

圖2 不同含水飽和度條件下流量與驅替壓差關系(k=0.02×10-3μm2)

表4 表面張力對啟動壓力的影響

3.4 入侵液對啟動壓力的影響

在束縛水條件下,從長巖心端口分別注入0.1、0.2、0.3PV(孔隙體積)新場氣田地層水或現場所使用的壓裂液,模擬形成地層近井帶的水鎖效應,然后利用干氣進行氣驅水,結果如表5所示:對于JS21、JS23低滲氣藏,隨著氣井近井地層巖心中反滲吸水鎖量的增加,使其恢復流動所需的啟動壓差也相應提高,其中常規壓裂液的水鎖啟動壓差最大。可見液體的入侵深度和外來液的性質都是導致啟動壓力變化的影響因素。

表5 水鎖結果綜合測試結果

壓裂過程中,在作業壓差作用下,儲層基質巖心的濾失傷害過程是初期凍膠在裂縫壁面的失水濾失傷害,同時形成濾餅凍膠;然后是破膠液濾液通過濾餅進入儲層,使得儲層入侵液污染帶的含水飽和度增加,從而降低氣體流動的氣體滲透率,同時增加氣體啟動壓力梯度。因此,傷害后啟動壓力梯度增量和滲透率變化都能反映外來液不同性質對儲層水鎖傷害的大小。

以低傷害壓裂液水鎖傷害實驗為例,傷害后啟動壓力梯度增加倍數(表6):凍膠<凍膠+破膠液<破膠液。返排后24小時滲透率恢復率(表7):凍膠>凍膠+破膠液>破膠液。

表6 不同情況下的啟動壓力梯度變化情況

表7 返排24小時后的滲透率恢復率

總體來說,凍膠傷害是最小的,凍膠+破膠液為中等,破膠液傷害最大。通過對破膠液的粒度分析表明:破膠液中含有一定數量斷鏈的聚合物(尺寸微小的殘渣),其粒度與巖樣孔喉大小相當,在壓差作用下會進入巖樣,堵塞孔喉,難以清除,從而引起巖樣啟動壓力梯度高,滲透率恢復率較低。對于凍膠+破膠液對儲層的傷害,凍膠首先在壓差作用下在巖石表面產生濾失,從而形成一層濃縮的高分子濾膜,這層膜會對破膠液起到過濾作用,能在一定程度減弱直接用破膠液傷害巖樣產生的微小殘渣傷害。

由于凍膠對基質巖心的失水傷害小,而破膠液對巖心的水鎖傷害影響最大,所以,破膠液的濾失是造成儲層水鎖傷害嚴重程度的主要原因。因此,優化壓裂液配方,提高破膠液返排性能和質量,是降低儲層水鎖傷害程度的關鍵措施。

4 結論

(1)新場JS21、JS23氣藏儲層儲層喉道細,孔滲相關性差,綠泥石含量較高,有明顯的低孔低滲特征,很容易造成儲層水鎖傷害。

(2)新場JS21、JS23低滲透儲層是高束縛水飽和度儲層,同時由于儲層巖石比表面大,毛細管力強,氣體滲流存在“啟動壓力梯度”,經室內實驗測定,平均啟動壓力梯度在0.25～0.26MPa/cm左右。

(3)滲透率降低導致啟動壓力的增加,巖心致密的氣藏解除水鎖的難度相對更大;啟動壓力隨含水飽和度增加而增加,加大了液體返排的難度;界面張力越小,毛管壓力越小,氣體流動所需克服的啟動壓力越小。

(4)外來液體的入侵深度和性質都是導致啟動壓力變化的影響因素,增效壓裂液傷害后啟動壓力梯度增加倍數為:凍膠<凍膠+破膠液<破膠液。返排后24小時滲透率恢復率為:凍膠>凍膠+破膠液>破膠液。破膠液的濾失是造成儲層水鎖傷害嚴重程度的主要原因。

[1] 孫勇,任山,熊昕東.川西低滲致密氣藏難動用儲量壓裂關鍵技術研究[J].鉆采工藝,2008,31(4):68-70.

[2] 孟小海,李四川.氣層水鎖效應與含水飽和度關系[J].大慶地質與開發,2003,22(6):48-49.

[3] 李凡華,劉慈群.含啟動壓力梯度的不定常滲流的壓力動態分析[J].油氣井測試,1997,6(1):1-4.

[4] 鄧英爾,劉慈群.具有啟動壓力梯度的油水兩相滲流理論與開發指標計算方法[J].石油勘探與開發,1998,25(6):36-39.

TE313

A

1673-8217(2011)02-0072-04

2010-09-10

馬飛,工程師,碩士研究生,1981年生,2007年畢業于西南石油大學,現從事油氣田增產技術研究。

國家重大專項《大型油氣田及煤層氣開發》2008ZX05002,二級專題《四川盆地低滲氣藏儲層改造工藝技術研究》。

編輯:彭剛