大北气田储层损害程度室内评价

葛海霞，刘忠保 (油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北 荆州 434023)

马海波，王 宇 (塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000)

席 娟 (新疆石油管理局试油公司，新疆 克拉玛依 834027)

严利咏 (西部钻探定向井技术服务公司,新疆 克拉玛依 834027)

大北气田储层损害程度室内评价

葛海霞，刘忠保 (油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学)，湖北 荆州 434023)

马海波，王 宇 (塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000)

席 娟 (新疆石油管理局试油公司，新疆 克拉玛依 834027)

严利咏 (西部钻探定向井技术服务公司,新疆 克拉玛依 834027)

大北气田大多数井岩心测井显示物性很差，渗透率一般低于0.1×10-3μm2，部分岩心渗透率低于0.01×10-3μm2。选取了大北202井区邻井钻井平台的泥浆，选用大北102和大北202井2口井的油层岩样，在实验室对储层损害进行综合研究，得出该区岩样没有明显的泥饼形成，泥浆滤失量大、对储层损害严重，损害深度较深，而且离井筒越近，损害越严重。并研究了钻井过程中钻井液在不同浸泡时间、压差、温度下工作液侵入深度和污染深度以及水锁对储层的伤害结果，研究表明，泥浆滤液在岩心内滞留的时间越长，它与储层岩石反应就越强烈，伤害也越严重；压力梯度越大，更多的泥浆和滤液侵入更深的储层，伤害也越严重；随着温度的升高，滤失量变大，伤害越严重；大北102井和大北202井储层水锁指数大于50%，即该区存在中等偏强水锁，对储层伤害较严重。

大北气田；钻井液；损害综合评价；损害程度评价；水锁伤害评价

地层污染是一个十分重要的问题，主要表现在地层的渗透率下降，继而使地层中原油的流动阻力增加，地层产能降低，油井产量减少，地层的采收率下降等。大量滤液侵入地层，不仅严重降低储层近井壁带原始地层渗透率，而且大大改变了原始地层流体分布状态，即发生所谓的地层损害[1]。在实验室摸拟地层温度和围压下，同时确定泥浆滤液侵入对岩石物性和电性的影响是储层损害的室内评价方法的一项新的研究领域，岩心的侵入深度和污染深度评价需要岩心试验来确定[2]。下面,笔者针对大北气田低渗透致密砂岩的实际情况，对大北气田储层损害程度进行了室内评价。

1 钻井液损害综合评价

表1 基础数据表

取大北气田大北202井区邻井钻井平台的泥浆(聚合物)，选用大北102和大北202井2口井的油层的岩样(见表1)，用多段渗透率仪模拟地层损害试验，测定岩心损害前后各岩心段渗透率、泥饼厚度、泥浆滤液滤失量、损害深度，并根据测得的数据评价损害程度(见表2)。

从表2可看出：①泥饼质量差，2块岩样泥饼厚度都小于0.01mm，没有明显的泥饼形成；②泥浆滤失量大，2块样品在2h内的滤失量分别为5.4ml和3.9ml；③泥浆对储层损害严重，2口井储层岩样的渗透率恢复值分别为69.23%、63.33%，平均为66.28%；④损害深度较深，接触2h后损害深度分别为0.8cm和1.1cm，实际钻开地层过程中，接触时间远超过2h，因此，现场实际的损害会更深；⑤离井筒越近，损害越严重。

表2 泥浆损害流动试验数据表(温度95℃，压差3.5MPa，时间2h)

2 钻井液损害程度评价

1)时间对损害的影响 根据滤失原理，如果液体组成及过滤介质不变，在恒压恒温条件下，滤失量与时间的平方根成正比。在实际钻井过程中，由于压力等原因，钻井液向储层滤失不是严格的恒压滤失，但仍然随时间的延长而增加。另一方面，钻井液中固相颗粒在压差作用下，也会随着滤液侵入储层，在一定范围内，其侵入深度和数量也将随时间增加而增大。将岩心与泥浆滤液接触的时间不断增加，分别接触2、24、48、72h，测出各接触时间后渗透率的恢复值变化(见表3)。从表3可以看出，接触时间越长，伤害程度越严重，岩心与泥浆接触2h，渗透率从0.023×10-3μm2降为0.021×10-3μm2，渗透率恢复值为90.21%，基本没有伤害；接触时间达到24h后，渗透率为降为0.017×10-3μm2，渗透率恢复值73.14%，伤害较严重。接触时间为72h时，渗透率为0.010×10-3μm2，渗透率恢复值仅为45.62%，伤害非常严重。这说明随着泥浆滤液在岩心内滞留的时间越长，它与储层岩石反应就越强烈，伤害也越严重。

表3 伤害程度与时间关系评价数据表(温度95℃，压差3.5MPa)

2)压差对储层伤害的影响 井筒与地层的压差大小直接影响钻井液的浸入深度和伤害程度[3]，分别在2.0、3.5、5MPa压差下室内模拟钻井液对塔里木2口井的油层岩心进行伤害模拟评价试验，测出伤害后渗透率的恢复值变化规律(见表4)。由表4可知：①随着压力梯度的增加，泥浆的滤失体积逐渐增大，泥浆滤液侵入储层也会越深，2.0、3.5、5.0MPa时的滤失体积分别为1.8、5.6、7.1ml；②压力梯度越大，随着更多的泥浆和滤液侵入更深的储层，伤害也越严重，2.0、3.5、5.0MPa时的渗透率恢复值分别为55.55%、42.86%、28.81%。

表4 不同压差下泥浆伤害评价数据表(温度95℃，时间2h)

3)温度对储层损害的影响 随着温度的升高，无论是静滤失还是动滤失，其滤失量均变大。因为在高温下滤液粘度降低，而且处理剂的护胶能力大大减弱，从而导致试验过程中，内外泥饼致密性下降，滤失量增大，渗透率恢复值降低，损害程度增加(见表5)。从表5可看出，温度越高，总滤失量越大，50、100、150℃的滤失量分别为1.1、2.5、4.3；随着温度升高，渗透率恢复降低，从50℃的75.00%降至150℃的45.83%。

表5 不同温度下泥浆伤害评价数据表(压差3.5MPa，时间2h)

3 水锁伤害评价

在钻井、完井、增产措施等施工过程中，近井地层大量吸水，造成井底附近含水饱和度增加，侵入水在孔隙、喉道内壁形成一层水膜，缩小油气渗流通道；同时还产生毛管力，亲水性毛管力方向与油的渗流方向相反，阻碍油从油层向井底渗流，即增加了油流阻力Pc，引起油相渗透率下降，形成水锁伤害[4-5]。水锁伤害评价标准为：Iwlt;30为弱水锁；30lt;Iwlt;50为中等偏弱水锁；50lt;Iwlt;70为中等偏强水锁；Iwgt;70为强水锁。用大北102井和大北202井岩心对塔里油田进行水锁伤害评价试验，从表6数据来看，2口井储层水锁指数大于50%，即该地区存在中等偏强水锁，水锁伤害较严重。

表6 水锁伤害评价试验数据表

4 结 论

1)大北102井和大北202井岩样钻井液损害试验结果表明，岩样没有明显的泥饼形成，泥浆滤失量大，对储层损害严重，损害深度较深，而且离井筒越近，损害越严重。

2)随着泥浆滤液在岩心内滞留的时间越长，它与储层岩石反应就越强烈，伤害也越严重，压差和温度的增大也会加重地层损害的程度。

3)对塔里油田岩心进行水锁伤害评价试验，大北102井和大北202井储层水锁指数大于50%，即该地区存在中等偏强水锁，水锁伤害较严重。

[1]何汉平.川西地区新场气田储层伤害因素研究[J].石油钻采工艺,2002,24(2):49-51.

[2]游利军,康毅力,陈一健,等.含水饱和度和有效应力对致密砂岩有效渗透率的影响[J].天然气工业,2004,24(12):105-107.

[3] 鄢捷年.钻井液工艺学[M]. 东营：中国石油大学出版社，2006.

[4]贺承祖,华明琪.水锁效应研究[J].钻井液与完井液,1996,13(6):13-15.

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

[编辑] 洪云飞

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

TE258.1

A

1673-1409(2012)02-N054-03

2011-11-23

国家油气重大专项(2011ZX05015)。

葛海霞 (1987-),女，2010年大学毕业，硕士生，现主要从事油气田开发方面的研究工作。

刘忠保(1965-)，男，1986年大学毕业，硕士，副教授，现主要从事试验沉积学与水动力学方面的教学与研究工作。