复杂地质条件下的储层损害评价方法分析

何望雪

（西安石油大学，陕西 西安 710065）

0 引言

我国近些年来勘察与开采的矿物质资源地层具有较为复杂的特征，并且含有较高的硫化氢含量，若是处理措施不当，将会造成井液泄露，对周边储层岩石的渗流能力产生很大影响，进而导致储层受到严重损害，降低生产效率。截至目前，矿产勘探人员与开采人员仍旧不清楚储层损害的程度以及机理，也缺少合适的技术对储层损害评价方法做出研究。

1 特殊储层的基本特征分析

1.1 高压油气藏储层特征

高压油气藏储层的岩石基本上以硅质岩占比较大，此外，石英的占比次之，胶结方式最为主要的是接触式-孔隙式，拥有很高的致密性且质地坚硬。高压油气藏储层区域范围内最为常见的孔隙是粒间孔，粒子之间的溶孔大小基本维系在10μm到80μm之间，这种孔隙是高压油气藏储层主要的储集空间[1]。粒内的溶孔大小基本维系在10μm到30μm之间，粒内溶孔在高压油气藏储层也是相对较好储集空间，并且具有较高的质量。部分高压油气藏储层还发育生成了晶内溶孔和铸模孔等，例如肯基亚克油田。

高压油气藏储层发育生成了成岩裂缝和构造裂缝，但是总体而言数量不够多，并且大多是以构造裂缝的形式出现。构造裂缝基本上是剪切缝，具有很高的角度和平直的态势，甚至有的构造裂缝未能完成填充。成岩裂缝在本质上是一种压实缝隙，主要包含有两种形式，一种是微观压实缝隙，一种是宏观压实缝隙。根据肯基亚克油田的情况看来，方解石是最为主要的裂缝填充物质，泥岩也是相对普遍的一种物质，形成的裂缝规模不大，位于0.5米以下的位置，浅显可见，长度更是不超过1米。根据观察肯基亚克油田的8016井岩心的结果分析，不同类型的裂缝总数量为30条，经计算得到缝隙的密度值约为每米1.29条，其中有3条有效裂缝，27条充填缝。

将石炭系的岩心制作成薄片作出鉴定，同时通过观察并获取资料信息，明确缝隙、孔洞的发育情况[2]。基于孔径的形状以及大小情况，可以将盐下石炭系孔隙划分成为五种类型，分别是粒模孔、晶间孔、微孔、粒内孔和粒间孔。高压油气藏储层盐下石炭系孔隙以微孔为主，微孔的孔径大小一般在10μm左右，占据整个储集空间的七成。

1.2 超低压油气藏储层特征

超低压油气藏储层位于烃源岩位置，不同区域范围内的储层以及岩心非均质特性十分明显，同时表现出中等级乃至高等级的基质孔隙度，但是其基质却具有较低的渗透率[3]。超低压油气藏储层属于双介质块状底水裂缝性油藏，储层中以次生溶蚀孔作为首要类型，但是这些孔洞的分布情况相对不够均匀，并且拥有较差的连通能力和很强的非均质特性。就伊朗地区的M.I.S油田而言，其基岩的平均孔隙度数值达到10%，缝隙的孔隙度值达到1%。主要的裂缝其方向呈现出与构造轴相互平行的装填，并且构造两侧位置的缝隙已经发育的相对成熟。通过测量得知缝隙的倾斜角度为70°到90°，最大的缝隙宽度值能够达到5毫米。高压岩膏水层位于超低压油气藏储层上层位置，并且圈闭的地层中含有较高的硫化氢元素，下部分位置含有边水。

2 储层损害机理分析

2.1 高压油气藏储层损害机理

在油田开采过程中，部分油井石炭系压力系数足以达到每立方米2.05g左右，在石炭系中经常性的发生井涌和气侵现象，所以内部压力加大，将会导致钻井液发生流失，引发钻井液渗漏到同层岩层的问题。导致高压油气藏储层损害发生损害的原因之一是地层孔隙压力同钻井井筒之间产生的压力差值。绝大多数情况下，压差上升，钻井液滤失量便会上升，所以油气层中的钻井液侵入深度值与油气层受到损害的严重程度值均伴随着气压差值的增加而增加[4]。若是钻井液的有效液柱压力值不低于位于油气层裂缝中的钻井液流动阻力值以及地层破裂压力值的时候，钻井液便会发生遗漏而侵入到油气层的最深层位置，损害高压油气藏储层。为了分析高压油气藏储层岩石的渗透率受压力的影响关系，本文在研究中选取肯基亚克油田高压油气藏储层作为实验对象，选择使用带有缝隙的岩心作为地层水模拟的对象，实验探究压力差值与渗透率之间的关系。在实验分析中，将出口位置的压力以及上覆压力作为恒定值，确保其不会在实验中发生变化。将岩心入口位置的压力值作为自变量，通过增加压力值观察钻井压力的变化情况，通过对不同压力之下的绝对渗透率测量获取钻井压力值。经过测量可以得知，当入口压力值为4MPa时，渗透率为0.81×10-3μm2，当入口压力值为8MPa时，渗透率为0.89×10-3μm2，当入口压力值为12MPa时，渗透率为0.92×10-3μm2，当入口压力值为16MPa时，渗透率为0.95×10-3μm2，当入口压力值为20MPa时，渗透率为0.98×10-3μm2，当入口压力值为24MPa时，渗透率为1.03×10-3μm2，当入口压力值为28MPa时，渗透率为1.05×10-3μm2，当入口压力值为32MPa时，渗透率为1.12×10-3μm2，当入口压力值为36MPa时，渗透率为1.19×10-3μm2。通过数据整理可以得知，当入口压力值增加的时候，渗漏率也增加，当入口压力值降低时，渗漏率也降低，两者成正相关关系。

通过实验结果可以得知，高压油气藏储层在实施钻进的时候采取平衡措施，在油井内部的循环液压力值将会显著的超出地层压力值，降低井筒周围位置的纯应力值，使得高压油气藏储层张裂，增加渗透率。但是也无形之中增加了高压油气藏储层受钻井液侵入的速度，扩大了高压油气藏储层中钻井液侵入的半径，导致地层受到严重污染，降低渗透率。

2.2 超低压油气藏储层损害机理

超低压油气藏储层因为地层的压力值比正常的压力值小很多，所以具有很强的岩石应力敏感性。当在钻井和完井之中，地层的压力值将会低于井筒的压力值，造成裂缝发生开裂，钻井液受到压力差值的影响将会逐渐渗透到地层中，导致井底周围位置的渗透率下降[5]。超低压油气藏储层损害，水锁是一个十分重要的因素，这主要因为地层具有很小的压力值，钻井液也具有很小的排率，为了对水锁损害程度与压力差值之间的关系彻底理顺清楚，在本次探究中便针对该问题展开实验模拟。

在实验分析中可以获悉，当反排压力值上升的时候，含水饱和度下降，当反排压力值下降的时候，含水饱和度上升，两者成负相关关系。当反排压力值为0.2MPa时，含水饱和度为24%，当反排压力值为0.32MPa时，含水饱和度为22%，当反排压力值为0.4MPa时，含水饱和度为21%，当反排压力值为0.5MPa时，含水饱和度为19%，当反排压力值为0.6MPa时，含水饱和度为18%，当反排压力值为0.7MPa时，含水饱和度为16%，当反排压力值为0.8MPa时，含水饱和度为15%，当反排压力值为0.9MPa时，含水饱和度为13%，当反排压力值为1.0MPa时，含水饱和度为10%。

当反排压力值上升的时候，渗透率恢复值上升，当反排压力值下降的时候，渗透率恢复值下将，两者成正相关关系。当反排压力值为0.2MPa时，渗透率恢复值为79.50%，当反排压力值为0.32MPa时，渗透率恢复值为80.14%，当反排压力值为0.4MPa时，渗透率恢复值为81.42%，当反排压力值为0.5MPa时，渗透率恢复值为82.47%，当反排压力值为0.6MPa时，渗透率恢复值为83.16%，当反排压力值为0.7MPa时，渗透率恢复值为84.77%，当反排压力值为0.8MPa时，渗透率恢复值为85.59%，当反排压力值为0.9MPa时，渗透率恢复值为86.13%，当反排压力值为1.0MPa时，渗透率恢复值为86.87%。通过上述实验结果得知，当反排压力值增加的时候，地层之中的钻井液将会更多地被排出，水锁所导致的损害将会降低，渗透率恢复值也将会上升。实验结果同样表明，超低压油气藏储层中，若是地层中侵入钻井液，几乎很难通过其自身的能量将其排解出去，此时水锁危害将会严重影响到油藏生产的正常性。

3 分析与评价油气藏储层保护效果

定量评价保护效果的时候，首先对损害半径作出计算。假设渗透率在损害区域之内的取值为K0，将流体作为平面位置的径向稳定流，在钻井的过程之中，需要在油井的墙壁周围现成泥饼[6]。渗透率假设为K0，计算出损害半径rs。若是已经得知Sd的结果和rs的结果，那么便可以直接完成计算。其次是要预测增产率。当生产压差呈现出稳定状态的时候，想要保证增差率的结果达到η，那么必须通过利用增产措施降低表皮系数。

若是想要彻底消除油气层损害表皮系数，在落实增产措施的时候，要计算出其增产率。就真实损害表皮系数不低于0的地层而言，想要将损害表皮系数降低为0，那么便需要综合考虑预测措施的产量与增产率。若是表皮系数不超过0，需要利用压裂的方式完成降损。

4 结语

复杂地质条件下的储层损害评价是当前矿物质资源开采的重要研究内容，随着现代开采技术的发展与加深，矿物质资源在开采时所面临的挑战与机遇也同时增加。本文系统性的阐述高压油气藏储层和超低压油气藏储层的特征与损害机理，并且通过定量分析的方式概述分析与评价油气藏储层保护效果，旨在为实现复杂地质条件下的储层损害评价提供借鉴。