靖边气田下古碳酸盐储层堵塞机理研究

陈怀兵，王志刚，李大昕

(1 川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西 西安 710018；2 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西 西安 710018；3 中国石油长庆油田分公司第六采气厂，陕西 西安 710018；4 中国石油长庆油田分公司第五采气厂，内蒙古 乌审旗 017300)

靖边气田主力产层为下古生界奥陶系马家沟组马五段，储层平均孔隙度<10%，平均渗透率<1 md，属于典型的低孔、低渗、非均质性储层[1-6]。气田已进入生产中后期，随着累计采出量的增加，气井地层能量逐渐衰减，气井日产量不断降低。而且随着气藏开发，大部分气井产出地层水或凝析水，由于气田大面积产水，导致储层含水饱和度增加，储层气相渗透率相应降低，部分气井存在着不同程度的反渗吸水水锁现象，影响到气井产能的正常发挥[7]。未排采的井筒积液回压储层，与储层中的黏土矿物、石英，碳酸岩等不配伍时，发生严重的水化膨胀，造成储层堵塞。本文将通过室内模拟试验研究，明确靖边气田下碳酸盐储层堵塞机理，进而为现场解堵作业方案设计提供技术支持。

1 试验方法

1.1 储层岩心高温高压敏感性评价

储层敏感性评价主要依靠岩心流动试验，测试岩心在不同条件下与外来流体接触后的渗透率变化，评价储层对各种条件的敏感性。目前大多数敏感性评价研究针对储层原始岩心开展敏感性评价，但模拟地层条件下的高温高压敏感性评价的研究几乎没有[8-9]。因此，针对靖边气田下古生界低渗孔缝性碳酸盐气藏，进行储层高温高压敏感性评价。

参照《SY/T 5358-2010储层敏感性流动试验评价方法》标准[10]，结合低渗气藏特点，选取模拟地层气体的氮气作为流动介质，以岩心束缚水饱和度下的气体渗透率为初始渗透率。根据靖边气田目标区块储层的温度压力特征资料，在105～110 ℃高温、2 MPa净围压条件下，使用低渗敏感性评价试验仪(仪器流量范围为0.01～45 mL/min，测试精度0.1%F·S，最高温度180 ℃)，进行靖边气田目标区块高温高压敏感性试验。试验用岩心信息见表1。

表1 试验用岩心信息表

1.2 结垢对储层伤害的室内试验评价

通过驱替试验，评价结垢过程对储层岩心的伤害程度。将试验岩心通过巴西劈裂试验造缝，如图1所示。驱替试验过程参照储层岩心高温高压敏感性评价试验。驱替时间结束后，取出岩心，置于恒温干燥瓶中备用。不同温度条件下(20 ℃、40 ℃、60 ℃、80 ℃、100 ℃、110 ℃和120 ℃)岩心的渗透率Ki与初始渗透率K0的关系，通过Ki/K0比值×100%分析对比温度影响下裂缝中的结垢过程对储层伤害的影响。

图1 试验岩心裂缝图

1.3 液相圈闭伤害评价

液相圈闭伤害是低渗透气藏主要的伤害因素之一。气井从建井初期到后期的各种施工作业过程中所使用的工作液侵入造成的液相圈闭伤害严重影响气藏的开采效果，其伤害程度一般在70%以上。针对靖边气田下古碳酸盐低渗孔缝性气藏，根据测井资料，获取所需数据和信息，对研究区块的液相圈闭伤害程度进行预测。目前常用的预测模型有液相圈闭指数法APTi、总水体积法%BVW、相圈闭系数法PTC和CAPT指数预测法等四种方法[11-18]。

2 结果讨论

2.1 储层岩心高温高压敏感性评价结果

2.1.1 高温高压速敏性评价试验结果

高温高压速敏性试验中将岩心夹持器加热到105～110 ℃之后，加围压2 MPa，以不同的注入速度向岩心中注入氮气，测定不同气体流速下的岩心渗透率，以初始渗透率为K0，不同流速下渗透率为Ki，通过Ki/K0比值判断储层岩心对流速的敏感程度，并确定储层的临界流速。试验结果见图2。测试数据表明，岩心渗透率随流速增加变化较小，高温高压条件下岩心流速敏感伤害率(1-Ki/K0)为19.2%，属于弱伤害，无临界流速。

图2 高温高压流速敏感性试验曲线

2.1.2 高温高压水敏性&盐敏性评价试验结果

水敏性是指与地层不配伍的外来流体进入地层后引起地层粘土膨胀、分散、运移，导致渗透率降低的现象[19-21]。以靖边气田下古碳酸盐地层模拟地层水(8 590 mg/L NaCl、13 720 mg/L MgCl2·6H2O、22 034 mg/L CaCl2、1 740 mg/L FeCl3，总矿化度46 084 mg/L)为初始点，测量其渗透率，记为K0，同时用蒸馏水和模拟地层水按照比例混合，分别得到7∶8地层水矿化度(40 323.5 mg/L)、6∶8地层水矿化度(34 563 mg/L)、5∶8地层水矿化度(28 802.5 mg/L)、4∶8地层水矿化度(230 42 mg/L)、3∶8地层水矿化度(17 281.5 mg/L)、2∶8地层水矿化度(11 521 mg/L)、1∶8地层水矿化度(5 760.5 mg/L)、蒸馏水八种不同矿化度流体，测定以上流体渗透率Ki，通过Ki/K0比值判断分析岩心的水敏程度。随着矿化度降低，当岩心渗透率与初始渗透率比值大于20%时，该矿化度前一点为下限临界矿化度[8]。评价结果如图3所示。由于靖边气田下古碳酸盐储层中伊蒙混层、伊利石等含量高，这些水敏性粘土矿物与低矿化度流体接触时易发生水化膨胀、分散或脱落，使储层的孔喉或微裂缝空间减小甚至发生堵塞。从测试数据表明，随着测试盐水矿化度从模拟地层水矿化度到4∶8地层水矿化度、再到蒸馏水，最终渗透率伤害率为45.8%，发生了高温高压水敏伤害，属中等偏强伤害。矿化度从40 323.5 mg/L降到34 563 mg/L时，岩心渗透率变化率达20%，确定下限临界矿化度为40 323.5 mg/L。

图3 高温高压水敏性试验曲线

在盐敏试验中，从模拟地层水按照地层水矿化度，依此以1/4模拟地层水矿化度(23 042 mg/L)递增，直至测出临界矿化度。评价结果如图4所示。靖边气田下古碳酸盐储层岩心高温高压盐敏实验结果表明，最终岩心渗透率变化率41%，盐敏伤害率达59%，为中等偏强伤害，上限临界矿化度为69 126 mg/L。表明高矿化度流体与地层接触时同样会造成储层伤害。结合水敏评价中下限临界矿化度，应保证入井流体矿化度控制在40 323.5～69 126 mg/L，避免矿化度过高或过低造成粘土矿物水化分散或脱落，堵塞细小喉道及微裂缝，导致储层渗透率降低。

图4 高温高压盐敏性试验曲线

2.1.3 高温高压酸敏性&碱敏性评价试验结果

图5为高温高压酸敏性评价试验结果。靖边气田下古碳酸盐储层含有少量绿泥石，其为盐酸敏感性矿物，当储层进行酸化施工后，酸液与储层敏感性矿物反应，不仅改变储层结构，同时释放的微粒可能再次形成沉淀，造成二次伤害，堵塞储层的孔喉及微裂缝。实验结果显示，靖边气田下古碳酸盐储层高温高压酸敏伤害率为11.8%，属弱酸敏性伤害。

图5 高温高压酸敏性试验曲线

图6为高温高压碱敏性评价试验结果。试验结果表明，当pH值增大到12时，岩心渗透率变化率为25.4%，发生了高温碱敏伤害，临界pH值为11。进入储层的流体碱度太高时，会破坏储层中粘土矿物的结构和产状，从而堵塞储层，造成伤害，应控制入井流体的pH值不高于11。

图6 高温高压碱敏性试验曲线

2.1.4 高温高压应力敏感性评价试验结果

试验中保持温度(110 ℃)和驱替压力不变；改变净围压依次为2 MPa、3 MPa、5 MPa、8 MPa、12 MPa、17 MPa、23 MPa，每一压力点持续30 min后，待流动状态趋于稳定后，记录检测数据，测定岩心渗透率；然后缓慢减小净围压值，使其依次为17 MPa、12 MPa、8 MPa、5 MPa、3 MPa、2 MPa，每一压力点持续30 min后，待流动状态趋于稳定，记录检测数据，测定岩心渗透率。评价结果见图7。测试结果表明，以围压变化模拟净应力变化过程中，最大岩心渗透率伤害率为96.65%，属强高温高压应力敏感性伤害，临界应力为2 MPa，不可逆渗透率伤害率为45.31%，为中等偏弱不可逆伤害。随着生产时间的逐渐增加，储层压力下降和生产压差的降低，将进一步加剧储层的应力伤害，造成近井地带储层渗透率急剧降低，产气量迅速降低。

2.2 结垢对储层伤害评价结果

图8为温度影响下裂缝中的结垢过程对储层伤害的影响评价结果。从实验结果可知，随着测试温度的逐渐增加，储层岩心渗透率逐渐降低，地层温度条件下(110 ℃)，渗透率变化率为60.48%。因此，对于微裂缝(压裂缝或人工缝)而言，结垢可大幅度降低近井地带储层的渗透率，这主要是由于温度会加剧地层水的结垢趋势，随着温度的增加，地层水在岩心微裂缝中逐渐结垢、成垢，从而堵塞地层孔喉，导致近井地带储层渗透率的大幅降低，气井产量显著降低。

图8 结垢对储层伤害的影响试验曲线

将上述结垢对储层伤害评价试验前、后的岩心做全矿物分析，实验结果如表2所示。由表2可见，试验后的矿物组分均增加了石盐组分和水碱组分。该实验表明，当气藏储层中见地层水后，在高温高压条件下，储层微裂隙、微孔隙中发生结垢。另一方面，当储层结垢物附着在微裂隙、微裂缝表面时，其会改变储层微裂隙、微孔隙的渗透特性，从而影响储层的产量，严重时，单井产量呈现显著降低的趋势；当储层结垢物以颗粒形态存在于微裂隙、微裂缝中时，其可产生固相堵塞，造成储层渗透率显著降低，影响单井产量。

表2 储层岩心粉末全岩矿物X-衍射测试结果

2.3 液相圈闭伤害预测结果

根据靖边气田已有测井资料，获取靖边气田下古碳酸盐储层2口井信息，如表3所示。气体粘度取0.017 mPa·s，液相粘度取1 mPa·s。

表3 预测井基础数据

采用不同预测方法对液相圈闭损害情况进行预测，预测结果见表4所示。研究结果表明，靖边气田下古碳酸盐储层存在明显的液相圈闭伤害，因此，在后期气井老井增产过程中，采用的工作液应具有较强的解水锁特性。

表4 不同液相圈闭预测结果对比

3 结 论

(1)靖边气田下古碳酸盐储层岩心具有中等偏强的高温高压水敏伤害、盐敏伤害和强的应力敏感性伤害特性。

(2)随开采时间延长，靖边气田下古碳酸盐储层见水后，在储层微裂隙、微孔隙中有结垢堵塞现象，垢物以石盐和水碱为主。

(3)靖边气田下古碳酸盐储层存在明显的液相圈闭伤害，在后期气井老井增产过程中，采用的工作液应具有较强的解水锁特性。