復(fù)雜地質(zhì)條件下的儲(chǔ)層損害評(píng)價(jià)方法分析

何望雪

（西安石油大學(xué)，陜西 西安 710065）

0 引言

我國近些年來勘察與開采的礦物質(zhì)資源地層具有較為復(fù)雜的特征，并且含有較高的硫化氫含量，若是處理措施不當(dāng)，將會(huì)造成井液泄露，對(duì)周邊儲(chǔ)層巖石的滲流能力產(chǎn)生很大影響，進(jìn)而導(dǎo)致儲(chǔ)層受到嚴(yán)重?fù)p害，降低生產(chǎn)效率。截至目前，礦產(chǎn)勘探人員與開采人員仍舊不清楚儲(chǔ)層損害的程度以及機(jī)理，也缺少合適的技術(shù)對(duì)儲(chǔ)層損害評(píng)價(jià)方法做出研究。

1 特殊儲(chǔ)層的基本特征分析

1.1 高壓油氣藏儲(chǔ)層特征

高壓油氣藏儲(chǔ)層的巖石基本上以硅質(zhì)巖占比較大，此外，石英的占比次之，膠結(jié)方式最為主要的是接觸式-孔隙式，擁有很高的致密性且質(zhì)地堅(jiān)硬。高壓油氣藏儲(chǔ)層區(qū)域范圍內(nèi)最為常見的孔隙是粒間孔，粒子之間的溶孔大小基本維系在10μm到80μm之間，這種孔隙是高壓油氣藏儲(chǔ)層主要的儲(chǔ)集空間[1]。粒內(nèi)的溶孔大小基本維系在10μm到30μm之間，粒內(nèi)溶孔在高壓油氣藏儲(chǔ)層也是相對(duì)較好儲(chǔ)集空間，并且具有較高的質(zhì)量。部分高壓油氣藏儲(chǔ)層還發(fā)育生成了晶內(nèi)溶孔和鑄模孔等，例如肯基亞克油田。

高壓油氣藏儲(chǔ)層發(fā)育生成了成巖裂縫和構(gòu)造裂縫，但是總體而言數(shù)量不夠多，并且大多是以構(gòu)造裂縫的形式出現(xiàn)。構(gòu)造裂縫基本上是剪切縫，具有很高的角度和平直的態(tài)勢(shì)，甚至有的構(gòu)造裂縫未能完成填充。成巖裂縫在本質(zhì)上是一種壓實(shí)縫隙，主要包含有兩種形式，一種是微觀壓實(shí)縫隙，一種是宏觀壓實(shí)縫隙。根據(jù)肯基亞克油田的情況看來，方解石是最為主要的裂縫填充物質(zhì)，泥巖也是相對(duì)普遍的一種物質(zhì)，形成的裂縫規(guī)模不大，位于0.5米以下的位置，淺顯可見，長度更是不超過1米。根據(jù)觀察肯基亞克油田的8016井巖心的結(jié)果分析，不同類型的裂縫總數(shù)量為30條，經(jīng)計(jì)算得到縫隙的密度值約為每米1.29條，其中有3條有效裂縫，27條充填縫。

將石炭系的巖心制作成薄片作出鑒定，同時(shí)通過觀察并獲取資料信息，明確縫隙、孔洞的發(fā)育情況[2]。基于孔徑的形狀以及大小情況，可以將鹽下石炭系孔隙劃分成為五種類型，分別是粒模孔、晶間孔、微孔、粒內(nèi)孔和粒間孔。高壓油氣藏儲(chǔ)層鹽下石炭系孔隙以微孔為主，微孔的孔徑大小一般在10μm左右，占據(jù)整個(gè)儲(chǔ)集空間的七成。

1.2 超低壓油氣藏儲(chǔ)層特征

超低壓油氣藏儲(chǔ)層位于烴源巖位置，不同區(qū)域范圍內(nèi)的儲(chǔ)層以及巖心非均質(zhì)特性十分明顯，同時(shí)表現(xiàn)出中等級(jí)乃至高等級(jí)的基質(zhì)孔隙度，但是其基質(zhì)卻具有較低的滲透率[3]。超低壓油氣藏儲(chǔ)層屬于雙介質(zhì)塊狀底水裂縫性油藏，儲(chǔ)層中以次生溶蝕孔作為首要類型，但是這些孔洞的分布情況相對(duì)不夠均勻，并且擁有較差的連通能力和很強(qiáng)的非均質(zhì)特性。就伊朗地區(qū)的M.I.S油田而言，其基巖的平均孔隙度數(shù)值達(dá)到10%，縫隙的孔隙度值達(dá)到1%。主要的裂縫其方向呈現(xiàn)出與構(gòu)造軸相互平行的裝填，并且構(gòu)造兩側(cè)位置的縫隙已經(jīng)發(fā)育的相對(duì)成熟。通過測(cè)量得知縫隙的傾斜角度為70°到90°，最大的縫隙寬度值能夠達(dá)到5毫米。高壓巖膏水層位于超低壓油氣藏儲(chǔ)層上層位置，并且圈閉的地層中含有較高的硫化氫元素，下部分位置含有邊水。

2 儲(chǔ)層損害機(jī)理分析

2.1 高壓油氣藏儲(chǔ)層損害機(jī)理

在油田開采過程中，部分油井石炭系壓力系數(shù)足以達(dá)到每立方米2.05g左右，在石炭系中經(jīng)常性的發(fā)生井涌和氣侵現(xiàn)象，所以內(nèi)部壓力加大，將會(huì)導(dǎo)致鉆井液發(fā)生流失，引發(fā)鉆井液滲漏到同層巖層的問題。導(dǎo)致高壓油氣藏儲(chǔ)層損害發(fā)生損害的原因之一是地層孔隙壓力同鉆井井筒之間產(chǎn)生的壓力差值。絕大多數(shù)情況下，壓差上升，鉆井液濾失量便會(huì)上升，所以油氣層中的鉆井液侵入深度值與油氣層受到損害的嚴(yán)重程度值均伴隨著氣壓差值的增加而增加[4]。若是鉆井液的有效液柱壓力值不低于位于油氣層裂縫中的鉆井液流動(dòng)阻力值以及地層破裂壓力值的時(shí)候，鉆井液便會(huì)發(fā)生遺漏而侵入到油氣層的最深層位置，損害高壓油氣藏儲(chǔ)層。為了分析高壓油氣藏儲(chǔ)層巖石的滲透率受壓力的影響關(guān)系，本文在研究中選取肯基亞克油田高壓油氣藏儲(chǔ)層作為實(shí)驗(yàn)對(duì)象，選擇使用帶有縫隙的巖心作為地層水模擬的對(duì)象，實(shí)驗(yàn)探究壓力差值與滲透率之間的關(guān)系。在實(shí)驗(yàn)分析中，將出口位置的壓力以及上覆壓力作為恒定值，確保其不會(huì)在實(shí)驗(yàn)中發(fā)生變化。將巖心入口位置的壓力值作為自變量，通過增加壓力值觀察鉆井壓力的變化情況，通過對(duì)不同壓力之下的絕對(duì)滲透率測(cè)量獲取鉆井壓力值。經(jīng)過測(cè)量可以得知，當(dāng)入口壓力值為4MPa時(shí)，滲透率為0.81×10-3μm2，當(dāng)入口壓力值為8MPa時(shí)，滲透率為0.89×10-3μm2，當(dāng)入口壓力值為12MPa時(shí)，滲透率為0.92×10-3μm2，當(dāng)入口壓力值為16MPa時(shí)，滲透率為0.95×10-3μm2，當(dāng)入口壓力值為20MPa時(shí)，滲透率為0.98×10-3μm2，當(dāng)入口壓力值為24MPa時(shí)，滲透率為1.03×10-3μm2，當(dāng)入口壓力值為28MPa時(shí)，滲透率為1.05×10-3μm2，當(dāng)入口壓力值為32MPa時(shí)，滲透率為1.12×10-3μm2，當(dāng)入口壓力值為36MPa時(shí)，滲透率為1.19×10-3μm2。通過數(shù)據(jù)整理可以得知，當(dāng)入口壓力值增加的時(shí)候，滲漏率也增加，當(dāng)入口壓力值降低時(shí)，滲漏率也降低，兩者成正相關(guān)關(guān)系。

通過實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以得知，高壓油氣藏儲(chǔ)層在實(shí)施鉆進(jìn)的時(shí)候采取平衡措施，在油井內(nèi)部的循環(huán)液壓力值將會(huì)顯著的超出地層壓力值，降低井筒周圍位置的純應(yīng)力值，使得高壓油氣藏儲(chǔ)層張裂，增加滲透率。但是也無形之中增加了高壓油氣藏儲(chǔ)層受鉆井液侵入的速度，擴(kuò)大了高壓油氣藏儲(chǔ)層中鉆井液侵入的半徑，導(dǎo)致地層受到嚴(yán)重污染，降低滲透率。

2.2 超低壓油氣藏儲(chǔ)層損害機(jī)理

超低壓油氣藏儲(chǔ)層因?yàn)榈貙拥膲毫χ当日５膲毫χ敌『芏啵跃哂泻軓?qiáng)的巖石應(yīng)力敏感性。當(dāng)在鉆井和完井之中，地層的壓力值將會(huì)低于井筒的壓力值，造成裂縫發(fā)生開裂，鉆井液受到壓力差值的影響將會(huì)逐漸滲透到地層中，導(dǎo)致井底周圍位置的滲透率下降[5]。超低壓油氣藏儲(chǔ)層損害，水鎖是一個(gè)十分重要的因素，這主要因?yàn)榈貙泳哂泻苄〉膲毫χ担@井液也具有很小的排率，為了對(duì)水鎖損害程度與壓力差值之間的關(guān)系徹底理順清楚，在本次探究中便針對(duì)該問題展開實(shí)驗(yàn)?zāi)M。

在實(shí)驗(yàn)分析中可以獲悉，當(dāng)反排壓力值上升的時(shí)候，含水飽和度下降，當(dāng)反排壓力值下降的時(shí)候，含水飽和度上升，兩者成負(fù)相關(guān)關(guān)系。當(dāng)反排壓力值為0.2MPa時(shí)，含水飽和度為24%，當(dāng)反排壓力值為0.32MPa時(shí)，含水飽和度為22%，當(dāng)反排壓力值為0.4MPa時(shí)，含水飽和度為21%，當(dāng)反排壓力值為0.5MPa時(shí)，含水飽和度為19%，當(dāng)反排壓力值為0.6MPa時(shí)，含水飽和度為18%，當(dāng)反排壓力值為0.7MPa時(shí)，含水飽和度為16%，當(dāng)反排壓力值為0.8MPa時(shí)，含水飽和度為15%，當(dāng)反排壓力值為0.9MPa時(shí)，含水飽和度為13%，當(dāng)反排壓力值為1.0MPa時(shí)，含水飽和度為10%。

當(dāng)反排壓力值上升的時(shí)候，滲透率恢復(fù)值上升，當(dāng)反排壓力值下降的時(shí)候，滲透率恢復(fù)值下將，兩者成正相關(guān)關(guān)系。當(dāng)反排壓力值為0.2MPa時(shí)，滲透率恢復(fù)值為79.50%，當(dāng)反排壓力值為0.32MPa時(shí)，滲透率恢復(fù)值為80.14%，當(dāng)反排壓力值為0.4MPa時(shí)，滲透率恢復(fù)值為81.42%，當(dāng)反排壓力值為0.5MPa時(shí)，滲透率恢復(fù)值為82.47%，當(dāng)反排壓力值為0.6MPa時(shí)，滲透率恢復(fù)值為83.16%，當(dāng)反排壓力值為0.7MPa時(shí)，滲透率恢復(fù)值為84.77%，當(dāng)反排壓力值為0.8MPa時(shí)，滲透率恢復(fù)值為85.59%，當(dāng)反排壓力值為0.9MPa時(shí)，滲透率恢復(fù)值為86.13%，當(dāng)反排壓力值為1.0MPa時(shí)，滲透率恢復(fù)值為86.87%。通過上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果得知，當(dāng)反排壓力值增加的時(shí)候，地層之中的鉆井液將會(huì)更多地被排出，水鎖所導(dǎo)致的損害將會(huì)降低，滲透率恢復(fù)值也將會(huì)上升。實(shí)驗(yàn)結(jié)果同樣表明，超低壓油氣藏儲(chǔ)層中，若是地層中侵入鉆井液，幾乎很難通過其自身的能量將其排解出去，此時(shí)水鎖危害將會(huì)嚴(yán)重影響到油藏生產(chǎn)的正常性。

3 分析與評(píng)價(jià)油氣藏儲(chǔ)層保護(hù)效果

定量評(píng)價(jià)保護(hù)效果的時(shí)候，首先對(duì)損害半徑作出計(jì)算。假設(shè)滲透率在損害區(qū)域之內(nèi)的取值為K0，將流體作為平面位置的徑向穩(wěn)定流，在鉆井的過程之中，需要在油井的墻壁周圍現(xiàn)成泥餅[6]。滲透率假設(shè)為K0，計(jì)算出損害半徑rs。若是已經(jīng)得知Sd的結(jié)果和rs的結(jié)果，那么便可以直接完成計(jì)算。其次是要預(yù)測(cè)增產(chǎn)率。當(dāng)生產(chǎn)壓差呈現(xiàn)出穩(wěn)定狀態(tài)的時(shí)候，想要保證增差率的結(jié)果達(dá)到η，那么必須通過利用增產(chǎn)措施降低表皮系數(shù)。

若是想要徹底消除油氣層損害表皮系數(shù)，在落實(shí)增產(chǎn)措施的時(shí)候，要計(jì)算出其增產(chǎn)率。就真實(shí)損害表皮系數(shù)不低于0的地層而言，想要將損害表皮系數(shù)降低為0，那么便需要綜合考慮預(yù)測(cè)措施的產(chǎn)量與增產(chǎn)率。若是表皮系數(shù)不超過0，需要利用壓裂的方式完成降損。

4 結(jié)語

復(fù)雜地質(zhì)條件下的儲(chǔ)層損害評(píng)價(jià)是當(dāng)前礦物質(zhì)資源開采的重要研究內(nèi)容，隨著現(xiàn)代開采技術(shù)的發(fā)展與加深，礦物質(zhì)資源在開采時(shí)所面臨的挑戰(zhàn)與機(jī)遇也同時(shí)增加。本文系統(tǒng)性的闡述高壓油氣藏儲(chǔ)層和超低壓油氣藏儲(chǔ)層的特征與損害機(jī)理，并且通過定量分析的方式概述分析與評(píng)價(jià)油氣藏儲(chǔ)層保護(hù)效果，旨在為實(shí)現(xiàn)復(fù)雜地質(zhì)條件下的儲(chǔ)層損害評(píng)價(jià)提供借鑒。