大北氣田儲層損害程度室內評價

葛海霞，劉忠保 (油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學)，湖北 荊州 434023)

馬海波，王 宇 (塔里木油田分公司，新疆 庫爾勒 841000)

席 娟 (新疆石油管理局試油公司，新疆 克拉瑪依 834027)

嚴利詠 (西部鉆探定向井技術服務公司,新疆 克拉瑪依 834027)

大北氣田儲層損害程度室內評價

葛海霞，劉忠保 (油氣資源與勘探技術教育部重點實驗室(長江大學)，湖北 荊州 434023)

馬海波，王 宇 (塔里木油田分公司，新疆 庫爾勒 841000)

席 娟 (新疆石油管理局試油公司，新疆 克拉瑪依 834027)

嚴利詠 (西部鉆探定向井技術服務公司,新疆 克拉瑪依 834027)

大北氣田大多數井巖心測井顯示物性很差，滲透率一般低于0.1×10-3μm2，部分巖心滲透率低于0.01×10-3μm2。選取了大北202井區鄰井鉆井平臺的泥漿，選用大北102和大北202井2口井的油層巖樣，在實驗室對儲層損害進行綜合研究，得出該區巖樣沒有明顯的泥餅形成，泥漿濾失量大、對儲層損害嚴重，損害深度較深，而且離井筒越近，損害越嚴重。并研究了鉆井過程中鉆井液在不同浸泡時間、壓差、溫度下工作液侵入深度和污染深度以及水鎖對儲層的傷害結果，研究表明，泥漿濾液在巖心內滯留的時間越長，它與儲層巖石反應就越強烈，傷害也越嚴重；壓力梯度越大，更多的泥漿和濾液侵入更深的儲層，傷害也越嚴重；隨著溫度的升高，濾失量變大，傷害越嚴重；大北102井和大北202井儲層水鎖指數大于50%，即該區存在中等偏強水鎖，對儲層傷害較嚴重。

大北氣田；鉆井液；損害綜合評價；損害程度評價；水鎖傷害評價

地層污染是一個十分重要的問題，主要表現在地層的滲透率下降，繼而使地層中原油的流動阻力增加，地層產能降低，油井產量減少，地層的采收率下降等。大量濾液侵入地層，不僅嚴重降低儲層近井壁帶原始地層滲透率，而且大大改變了原始地層流體分布狀態，即發生所謂的地層損害[1]。在實驗室摸擬地層溫度和圍壓下，同時確定泥漿濾液侵入對巖石物性和電性的影響是儲層損害的室內評價方法的一項新的研究領域，巖心的侵入深度和污染深度評價需要巖心試驗來確定[2]。下面,筆者針對大北氣田低滲透致密砂巖的實際情況，對大北氣田儲層損害程度進行了室內評價。

1 鉆井液損害綜合評價

表1 基礎數據表

取大北氣田大北202井區鄰井鉆井平臺的泥漿(聚合物)，選用大北102和大北202井2口井的油層的巖樣(見表1)，用多段滲透率儀模擬地層損害試驗，測定巖心損害前后各巖心段滲透率、泥餅厚度、泥漿濾液濾失量、損害深度，并根據測得的數據評價損害程度(見表2)。

從表2可看出：①泥餅質量差，2塊巖樣泥餅厚度都小于0.01mm，沒有明顯的泥餅形成；②泥漿濾失量大，2塊樣品在2h內的濾失量分別為5.4ml和3.9ml；③泥漿對儲層損害嚴重，2口井儲層巖樣的滲透率恢復值分別為69.23%、63.33%，平均為66.28%；④損害深度較深，接觸2h后損害深度分別為0.8cm和1.1cm，實際鉆開地層過程中，接觸時間遠超過2h，因此，現場實際的損害會更深；⑤離井筒越近，損害越嚴重。

表2 泥漿損害流動試驗數據表(溫度95℃，壓差3.5MPa，時間2h)

2 鉆井液損害程度評價

1)時間對損害的影響 根據濾失原理，如果液體組成及過濾介質不變，在恒壓恒溫條件下，濾失量與時間的平方根成正比。在實際鉆井過程中，由于壓力等原因，鉆井液向儲層濾失不是嚴格的恒壓濾失，但仍然隨時間的延長而增加。另一方面，鉆井液中固相顆粒在壓差作用下，也會隨著濾液侵入儲層，在一定范圍內，其侵入深度和數量也將隨時間增加而增大。將巖心與泥漿濾液接觸的時間不斷增加，分別接觸2、24、48、72h，測出各接觸時間后滲透率的恢復值變化(見表3)。從表3可以看出，接觸時間越長，傷害程度越嚴重，巖心與泥漿接觸2h，滲透率從0.023×10-3μm2降為0.021×10-3μm2，滲透率恢復值為90.21%，基本沒有傷害；接觸時間達到24h后，滲透率為降為0.017×10-3μm2，滲透率恢復值73.14%，傷害較嚴重。接觸時間為72h時，滲透率為0.010×10-3μm2，滲透率恢復值僅為45.62%，傷害非常嚴重。這說明隨著泥漿濾液在巖心內滯留的時間越長，它與儲層巖石反應就越強烈，傷害也越嚴重。

表3 傷害程度與時間關系評價數據表(溫度95℃，壓差3.5MPa)

2)壓差對儲層傷害的影響 井筒與地層的壓差大小直接影響鉆井液的浸入深度和傷害程度[3]，分別在2.0、3.5、5MPa壓差下室內模擬鉆井液對塔里木2口井的油層巖心進行傷害模擬評價試驗，測出傷害后滲透率的恢復值變化規律(見表4)。由表4可知：①隨著壓力梯度的增加，泥漿的濾失體積逐漸增大，泥漿濾液侵入儲層也會越深，2.0、3.5、5.0MPa時的濾失體積分別為1.8、5.6、7.1ml；②壓力梯度越大，隨著更多的泥漿和濾液侵入更深的儲層，傷害也越嚴重，2.0、3.5、5.0MPa時的滲透率恢復值分別為55.55%、42.86%、28.81%。

表4 不同壓差下泥漿傷害評價數據表(溫度95℃，時間2h)

3)溫度對儲層損害的影響 隨著溫度的升高，無論是靜濾失還是動濾失，其濾失量均變大。因為在高溫下濾液粘度降低，而且處理劑的護膠能力大大減弱，從而導致試驗過程中，內外泥餅致密性下降，濾失量增大，滲透率恢復值降低，損害程度增加(見表5)。從表5可看出，溫度越高，總濾失量越大，50、100、150℃的濾失量分別為1.1、2.5、4.3；隨著溫度升高，滲透率恢復降低，從50℃的75.00%降至150℃的45.83%。

表5 不同溫度下泥漿傷害評價數據表(壓差3.5MPa，時間2h)

3 水鎖傷害評價

在鉆井、完井、增產措施等施工過程中，近井地層大量吸水，造成井底附近含水飽和度增加，侵入水在孔隙、喉道內壁形成一層水膜，縮小油氣滲流通道；同時還產生毛管力，親水性毛管力方向與油的滲流方向相反，阻礙油從油層向井底滲流，即增加了油流阻力Pc，引起油相滲透率下降，形成水鎖傷害[4-5]。水鎖傷害評價標準為：Iwlt;30為弱水鎖；30lt;Iwlt;50為中等偏弱水鎖；50lt;Iwlt;70為中等偏強水鎖；Iwgt;70為強水鎖。用大北102井和大北202井巖心對塔里油田進行水鎖傷害評價試驗，從表6數據來看，2口井儲層水鎖指數大于50%，即該地區存在中等偏強水鎖，水鎖傷害較嚴重。

表6 水鎖傷害評價試驗數據表

4 結 論

1)大北102井和大北202井巖樣鉆井液損害試驗結果表明，巖樣沒有明顯的泥餅形成，泥漿濾失量大，對儲層損害嚴重，損害深度較深，而且離井筒越近，損害越嚴重。

2)隨著泥漿濾液在巖心內滯留的時間越長，它與儲層巖石反應就越強烈，傷害也越嚴重，壓差和溫度的增大也會加重地層損害的程度。

3)對塔里油田巖心進行水鎖傷害評價試驗，大北102井和大北202井儲層水鎖指數大于50%，即該地區存在中等偏強水鎖，水鎖傷害較嚴重。

[1]何漢平.川西地區新場氣田儲層傷害因素研究[J].石油鉆采工藝,2002,24(2):49-51.

[2]游利軍,康毅力,陳一健,等.含水飽和度和有效應力對致密砂巖有效滲透率的影響[J].天然氣工業,2004,24(12):105-107.

[3] 鄢捷年.鉆井液工藝學[M]. 東營：中國石油大學出版社，2006.

[4]賀承祖,華明琪.水鎖效應研究[J].鉆井液與完井液,1996,13(6):13-15.

[5]Parekh B,Sharma M M. Cleanup of Water Blocks in Depleted Low-Permeability Reservoirs[J]. SPE89837, 2008.

[編輯] 洪云飛

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.02.017

TE258.1

A

1673-1409(2012)02-N054-03

2011-11-23

國家油氣重大專項(2011ZX05015)。

葛海霞 (1987-),女，2010年大學畢業，碩士生，現主要從事油氣田開發方面的研究工作。

劉忠保(1965-)，男，1986年大學畢業，碩士，副教授，現主要從事試驗沉積學與水動力學方面的教學與研究工作。