储层伤害（通用7篇）
储层伤害 篇1
0 前言
根据测试分析资料, 表皮系数大于5的有21口, 占测试总井数的59.1%, 这说明地层伤害较为严重。而且, 测试分析结果表明, 部分采液强度过大的生产井的表皮系数有上升的趋势。地层伤害不仅会使井筒周围渗透率下降, 增加了油流阻力, 降低了油气产量, 而且严重的时候会造成地层供液不足, 烧坏电机、电缆, 直至躺井。
由于造成地层伤害的原因是多种多样的, 油井的每一个作业环节, 都可能使储集层受到伤害, 不同的油藏类型, 不同的生产阶段和不同的施工作业, 造成地层伤害的表现形式和伤害程度也不尽一致。所以, 在油井的各个作业环节, 应详细考虑可能造成的伤害, 并根据这些可能来采取积极的预防措施, 同时, 对已经造成的伤害, 应及时采用有效方法来解除。
1 地层伤害的预防
CD油田目前已经初步形成了合理的采油井网, 再加上海上石油钻井成本高的特点, 钻新井和加密调整井的可能性比较少, 因此CD油田目前的地层伤害主要集中于修井、防砂和采油生产过程中。
1.1 修井过程中地层伤害的预防
在修井过程中的地层伤害主要是地层漏失, 导致大量修井液侵入到地层中去, 主要有:
1) 修井用的液体质量易变化;
2) 微粒、乳化油、添加剂、沉淀的有机物和无机物;
3) 原油沥青、氯化物、树脂、含蜡原油、含污染物的工业盐水。
这些液体中含大颗粒, 造成外来固相颗粒侵入与堵塞, 以及工作液造成敏感性伤害, 造成乳化堵塞、无机结垢堵塞、有机结垢堵塞、地层内固相堵塞等, 严重影响地层渗透率, 伤害地层。
针对上述情况, 在修井过程中的地层伤害的预防要遵循以下几点:1) 使用屏蔽暂堵剂;2) 使用与地层相配伍的液体;3) 使用过滤器清洁入井液体;4) 减少压差, 减少失水;5) 使用混合酸或刮管器清洗入井管柱。
CD油田馆陶组油层平均原始地层压力12~14MPa, 由于渗透率高, 泥质含量高, 压力系数低, 对入井液地层配伍性和失水率、固相颗粒含量要求较高;粘土含量高, 为中强水敏性地层, 地层水矿化度5742.38mg/L, 平均孔喉直径38.4μm, 最小孔喉直径9.7μm。所以在开发初期, 建议其作业压井液和洗井液使用海水 (或卤水) 基入井液。室内取样化验分析结果证实, CD油田海水与馆陶组地层水在水型、水组、亚组方面均一致, 表明二者是相互配伍的, 混合后不会产生结垢等不良反应, 海水与地层水的室内配伍性试验结果也证明了这一点。此外, CD油田馆陶组为中强水敏地层, 使用海水基的入井液将不会存在地层水敏的问题。因而, 在CD油田馆陶组油井的作业过程中, 使用海水 (或卤水) 基入井液是适宜的, 也是经济的。
但是在目前, 由于长期开采, 注水滞后, 地层亏空严重, CD油田部分油层压降大, 压力系数小, 入井液液柱压力远大于地层压力, 因而地层漏失严重。个别油井入井液漏失特别严重, 影响了井筒冲砂施工。如CA59-3井, 地层压降6.99MPa, 2011年5月作业期间漏失量达162m3。
根据目前地层压力情况, 建议使用低密度入井液, 减小液柱压力, 降低入井液柱与地层的压差。
1.2 防砂
地层出砂是一种比较严重的地层伤害。油井出砂不仅会堵塞地层和井筒, 而且严重时还可能造成砂埋油层, 造成躺井事故。
目前, CD油田出砂最严重的地区是CA68井区, 该井区有多口井因出砂而导致躺井, 其中以CB68-G4尤为典型, 该井投产10天短路停机, 起出管柱携出砂0.3m3。
为此CA68井区的油井作业防砂都优先选用防砂效果较好的砾石充填, 也取得了很好的效果。CB68-5井初期采用滤砂管防砂, 日产油85.4t/d, 躺井后井筒出砂1.9m3砂, 作业后采用砾石充填防砂, 开井后日液106.5t/d, 生产1年后7月15日因含水过高关井作业封堵水层, 作业过程中没有发现出砂迹象, 这说明砾石充填起到了很好的效果。
1.3 采油过程中地层伤害的预防
采油过程中的油层伤害主要是由于采油工作制度不合理, 选用油嘴过大, 或地层压降过大, 造成速敏、微粒运移、沉积堵塞损害、出砂、盐类沉淀和结垢。针对这一情况, 要减少采油过程中的地层伤害, 就要选用合理的工作制度, 优化油嘴及其他生产参数, 并尽量减少开关井, 避免压力的大的波动。
2 地层伤害的治理
地层受到伤害之后, 会引起地层渗透率下降, 进而导致油井产量降低。因此, 应积极地想办法来对已经受到伤害的地层进行治理。目前常用的解除堵塞物, 恢复油井产能的方法主要有:活性柴油及酸化互溶剂解堵、酸化等。
根据达西公式, 对存在地层污染的油井, 有如下关系式:
可求出附加压降Δps和污染半径Rs, 由此得出污染带体积Vs。根据经验, 1m3酸液可解除5m3地层的污染, 由此可以算出理论上的解堵剂的用量。
CA68-1井油层有效厚度16.2m, 地层有效渗透率1108×10-3μm2, 初期日产油72.1t/d, 含水0.1%;后日产液下降到23.1t/d, 同时该井电流呈周期性波动, 跳跃幅度可达±2A。测得表皮系数为6.9, 分析存在微粒运移堵塞。根据上述公式, 计算出污染带体积为159.6m3, 解堵需酸液33m3。挤入土酸30方解堵。经解堵后, 该井油压由2.0MPa上升到2.4MPa, 日液能力上升到目前的56.6t/d, 日增纯油27.8t/d。
酸化结束后, 应尽可能快地迅速彻底排出残酸液。残酸液在储集层中残留的时间越长, 可能对储集层造成越严重的伤害。
此外, 还有高压水射流冲洗和小井眼水力震荡解堵技术等也可用于地层解堵。CA49-2井日产液13.4吨, 分析近井地带存在无机堵塞, 采用高压水射流冲洗进行地层解堵后日产油达48.5吨。
需要说明的是, 不同的完井方式, 采用不同的解除地层伤害的方式, 其效果也是不一样的。比如, 活性柴油解堵对采用砾石充填来防砂的井其作用就是有限的。在制定地层解堵措施时, 应认真分析伤害原因、伤害程度, 并结合完井防砂方式来确定解堵方式。
3 结论及建议
3.1 CD油田地层伤害情况比较严重, 地层压降大, 作业漏失量大。
3.2 对压降比较小的地区, 或是钻新井, 推荐使用海水基入井液。对压降大、地层漏失严重的地区, 建议使用低密度入井液如泡沫。
3.3 在目前CD油田应用的各种防砂方式之中, 砾石充填防砂效果好, 对出砂严重的井区建议使用砾石充填防砂。
3.4 在对地层伤害进行治理时应根据伤害的具体情况和完井防砂方式合理地选用解堵措施。
3.5 在使用解堵剂解堵时, 应按照经验和公式合理选择解堵剂用量, 做到既经济, 又有效。
参考文献
[1]翟云芳.渗流力学[M].北京:石油工业出版社, 1999.
[2]刘万赋, 吴奇, 主编.井下作业监督[M].北京:石油工业出版社, 1997.
[3]赵敏, 徐同台, 等, 编著.保护油气层技术[M].北京:石油工业出版社, 1995.
浅析试油中的储层伤害与防护 篇2
储层伤害指的是由于在一定的物理化学作用下, 储层改变了原来的性质并且影响了与井筒的连通性能, 降低其绝对渗透滤和相对渗透率, 阻碍流体流动, 影响油气井产量的现象。油气层一旦受到伤害, 想恢复到原有水平是相当困难的, 费用也是相当昂贵的。
在试油过程中能否减小储层伤害, 保护好储层直接关系到我们能否发现新油层, 准确预算储量、产能等重要参数, 这也就决定了判断储层是否具有经济开采价值这一关键问题;同时在今后的开发上, 它也关系到了如何提高油气采收率, 能否提高可动用储量的重大问题。因此, 在试油过程中采取有效的储层保护措施对提高经济效益、保护油气资源具有极其重要的作用。
二、试油作业中的储层伤害分析及措施[1]
1速敏伤害, 因流体流动速度变化引起储层岩石中微粒运移、堵塞喉道导致岩石渗透率或有效渗透率下降的现象。
对于有些储层, 流体粘度大, 携带力强, 容易引起岩石中微粒的运移。抽汲或自喷的速度越大, 储层流体的携带能力就越强, 进而破坏了储层的构架, 堵塞喉道最终导致渗透率下降, 造成储层伤害, 降低了储层产液能力。因此在初步确定储层油性后, 如果粘度较大, 要采取一定的措施控制渗流速度。在抽汲求产过程中, 要适当降低在抽汲速度, 采取合理的排液强度, 进而降低储层排液速度以保证空隙喉道不被堵塞;在自喷井求产过程中, 生产压差直接影响储层的渗流速度, 即在同一储层中, 一般生产压差越大, 相应也就流速越大, 因此在自喷井中还要合理的降低生产压差, 控制渗流速度以防储层出现速敏现象。科学合理的设计射孔压差, 若负压差过大, 会造成储层速敏甚至孔眼出砂, 严重堵塞孔隙喉道。
2水敏伤害及酸碱敏伤害。水敏, 因流体盐度变化引起粘土膨胀、分散、运移导致岩石渗透率或有效渗透率下降的现象。酸 (碱) 敏, 酸 (碱) 液与储层矿物或流体接触发生反应, 产生沉淀或释放出颗粒, 导致岩石渗透率或有效渗透率下降的现象。
施工入井液体包括洗井液、射孔液、压井液, 如果这些流体与地层流体不配伍, 进入地层后会影响地层流体性质, 进而发生物理化学反应, 堵塞孔隙, 改变了地层孔喉结构, 降低油气层的导流能力, 增加渗流阻力。对于这种情况应采取: (1) 提高入井液的抑制性, 在入井液中加入抑制性处理剂能有效抑制地层粘土矿物的膨胀分散, 减少水敏损害和微粒的分散运移。 (2) 选用与储层配伍的入井液, 避免引起储层与处理剂发生不良的化学作用而造成损害。确定入井液合理PH值, 营造合适的酸碱度环境, 避免储层因PH值变化引起损害。 (3) 根据地层孔隙压力确定合理的压井液密度, 坚持压而不死, 活而不喷的原则, 防止压井液密度过高导致油气层伤害的加剧。 (4) 减少入井液对油层的浸泡时间, 作业时间越长, 侵入储层的入井液就越多, 对地层的损坏程度就越大。因此需要提高试油速度, 缩短工序衔接时间, 可以采用射孔测试联作技术来缩短作业时间。
3应力敏感伤害, 岩石所受净应力改变时, 孔喉道变形、裂缝闭合或张开, 导致岩石渗流能力变化的现象。
在试油过程中, 储层中应力的改变会引起微缝、张开缝发生闭合, 造成裂缝渗流能力丧失, 储层渗透率降低, 尤其是在致密砂岩储层中孔隙基本靠微裂缝沟通, 一旦微裂缝在有效应力作用下发生闭合, 将大大降低储层的渗流能力, 甚至完全丧失渗流能力。而这些裂缝在应力释放后也很难开启。在试油生产中其影响主要因素为生产压差, 合理设计生产压差, 避免压差过大, 可以有效的控制应力敏感伤害。
4其他外来固相颗粒堵塞损伤。
(1) 入井液中固相颗粒的侵入伤害。入井液中的固相颗粒在射孔, 压井作业中由于井底压差的变化很容易进入地层堵塞孔隙喉道, 进而造成储层伤害。使用低固相优质入井液体系, 减少固相侵入, 减少储层层浸泡时间, 提高试油工序的衔接性。
(2) 射孔后孔眼固相颗粒堵塞伤害。合理设计射孔负压差, 射孔负压差过小, 不利于孔眼清洁甚至会造成部分孔眼堵塞。必须根据油气井性质, 产层物性及产层胶结情况, 科学地确定射孔负压差值。
三、结论
通过以上分析得出结论:1、射孔作业工序要注意射孔液的选择, 射孔负压差的选择;2、试油过程中要注意生产压差的选择, 缩短试油的工序衔接时间, 可以采用射孔测试联作技术有效缩短时间;3、在压井工序中要合理选择压井液, 包括压井液是否与储层匹配, 压井液密度, 压井液固相含量等等因素。
摘要：在试油作业中, 射孔、测试、压井三道工序不可避免的与储层接触, 也不可避免的对储层造成伤害。如何减小伤害, 就需要从这三方面的具体工作入手研究。文章在研究储层敏感性的大思路下, 深入剖析试油各个工序工程要点对储层的伤害机理, 进而确定合理的施工作业措施, 有效地保护储层。
关键词：试油,储层,储层敏感,防护
参考文献
水平井伤害机理及保护储层方法 篇3
水平井针对所钻储层可取得最大油流产量及提高油田采收率,非均质储层中含多种裂缝油藏、低渗低孔薄油层油藏,存在水锥或气锥储层油藏,产层中含有高黏度低流动性原油油藏(稠油油藏)。美国在钻多裂缝储层差不多占水平井一半以上,延迟水锥、气锥占1/3左右,加拿大水平井在稠油油藏占到40%以上,大大提高稠油采收率(2006年)。我国在稠油油藏开采方面也得到显著成效,增产数倍,水平井稀井高产,可以节省施工及搬迁费用,提高单井产量,降低成本,效果十分显著。另外在国内其他油藏,水平井方面都取得显著成果。
水平井比垂直井具有的优越性:(1)水平井井段长,油层接触面积大;(2)水平井渗滤阻力小(相同产量条件);(3)水平井泄油面积大于垂直井;(4)水平井生产压差小,压力梯度小;(5)伤害油气层产量的影响水平井低于垂直井。
水平井从伤害机理及保护储层方面有以下几个特点:
(1)地层伤害对水平井流动效率和天然气产量有严重影响,在不同渗透率比值下,地层伤害对水平井流动效率的影响程度小于垂直井;从产量损失对比看,对水平井的影响大于垂直井,且水平井解除地层伤害的技术措施难度大、成本高。
(2)存在水平方向渗透率各向异性时,水平井眼必须垂直于最大渗透率方向,方能达到最高产量,若垂直渗透率各向异性小、水平井段长,地层伤害的影响会减弱。
(3)水平井产量未达到预定的目标时,除选择井位、水平井设计及钻井工艺诸因素外,伤害油气层和垂直渗透率低也可能是重要的因素,掌握这些储层特征,可作为后继措施的决策依据。
(4)应加强水平井保护油气层的研究工作,以预防为主,在储层评价基础上,对每个作业环节均应注意此项工作。
根据表1中7个工序,12种伤害机理排序,判定以下几种伤害机理是主要的:(1)微粒运移;(2)乳状液堵塞/水锁;(3)无机、有机垢;(4)润湿性反转。
1 水平井油气层伤害机理
1.1 水平井油气层伤害机理
(1)浸泡时间的影响:端部与尾部伤害时间不同,程度不同。垂直井与水平井伤害形状对比情况,见图1。
(2)渗透各向异性的影响:垂直与水平渗透不同,滤液浸入深度不同,呈椭圆锥形伤害。水平井底、边、顶部位伤害状态不同,顶部伤害严重底、边、顶部位伤害,见图2。
(3)机械因素影响:钻柱旋转及钻井液循环冲蚀造成伤害。
1.2 伤害机理的近期研究情况
(1)在清除滤饼后,所有钻井液、完井液都遗留一层极细的剩余固相层,这是伤害储集层的主要因素。
(2)固相层一般厚50~200μm,覆盖在井壁表面。钻井模拟器试验证明,污染进入岩心深约1~4cm,使井壁表面厚约3mm地层的渗透率受到严重影响。
(3)固相层的影响程度取决于储集层原始渗透率和所含流体及碳氢化合物的相态。
(4)能否用压降法来消除钻井引起的储集层伤害,取决于其原始渗透率。含天然气岩心的原始渗透率不小于1×10-3μm2,含油岩心的原始渗透率不小于500×10-3μm2,因此,用压降法消除伤害是可能的。
(5)微粒运移、颗粒堵塞是伤害水平井储集层的主要方式,井下工具堵塞问题,亦不容忽视。
1.3 水平井油气层特性的研究
保护油气层技术措施具有很强的针对性,因而确定水平井保护油气层技术措施,必须研究油气层特性,并以此为依据,搞清所钻油气层的潜在伤害因素,才能确定保护油气层的有效技术措施。
故此,必须研究下述油气层特性:(1)储层岩性和类型;(2)油气层岩石物理性质:孔隙度、水平渗透率及其各向异性情况、垂直渗透率、孔隙结构、岩石表面性质等;(3)岩石矿物组分与结构;(4)流体特性;(5)油气层压力和温度;(6)原地应力大小及方向;(7)敏感性(包括水敏、酸敏、速敏、盐敏、碱敏、应力敏感)等。
2 储层保护的基本要点
MI泥浆公司水平井工作28条中明确指出,井眼净化及润滑性是重要的两个环节,井眼净化关键因素是流态(紊流)环控返速(0.9m/s以上)及钻井液性能。对疏松地层应考虑排量影响,尽可能用层流,环控返速降低。性能方面应以钻井完井液3~6r/min旋转黏度计数据中选择,提高黏度及切力改进净化程度加强固控设备的利用,旋转钻具,提高净化。关于润滑摩阻方面,加强固体及极压润滑剂的研制,润滑性能保持在0.06泥饼摩阻系数。润滑性的处理可用各种润滑剂及原油加量控制。
从机理的探讨方面,世界各专家及国内有关人员认为,伤害是多种多样的,不同储层有不同的问题,但最主要、最基本的伤害是固相堵塞及微粒运移造成堵塞所形成的伤害,制止固相堵塞及微粒运移的办法很多,钻井完井液的类型是重要的方面。例如:胜利油田运用有机盐无固相MEG完井液体系,其优点是具有独特的抑制性低活度完井液,优异的润滑性,优良的保护油气层,低腐蚀性配伍性良好,已应用于70余口井,效果显著。大庆油田应用油包水泥浆,净化优良,有好的润滑性,滤失量低,固相少,井壁稳定好。中原油田对天然气裂缝性油田使用了表面活性剂和纤维状复合暂堵剂,采用近平衡钻井,快速形成钻井完井液密封圈,较低滤失量,比较浅的钻井液侵入井壁深度,加强对渗透率贡献大的裂缝孔隙的保护作用,消除或减少滤液在气层中的水锁作用。江苏油田应用聚合物屏蔽暂堵完井液,两性离子复合金属离子聚合物,取得几百口井的成功佳绩。2001年开始,应用无毒润滑剂及防塌剂,至今已推广应用200余口井。阳离子钻井液体系,正电胶钻井液体系,生物聚合物小阳离子聚合物钻井液体系,天然高分子钻井完井液,都是水平井好的钻井完井液。
根据国内外实际理论和工作经验,提出以下几条保护储层的建议:
(1)通过实际经验选用表面活性剂有助于减少地层乳化,润湿性转变及微粒运移。
(2)选用与储层岩石、原油和地层水配伍的洗井液、修井液,减少不溶解盐的沉淀;前后完井液,修井液,压井液,增产液相互要相容。
(3)工作液要彻底驱替井内原有流体。若驱替不彻底,残渣会留在井眼,或循环时进入井壁及残渣留在砾石充填液中,这是施工中最重要的问题。
(4)要加入足够的滤失控制剂,减少或防止滤失。否则水的饱和度增加,降低油流相对渗透率。
(5)要减少固相颗粒和井下碎屑侵入储层。例如:射孔、研磨及切削时形成的固相,减少或停止液体的滤失即可防止漏失,防止这些小颗粒进入地层。
(6)使用恰当的控制漏失或滤失原材料(LCM)配方,减低漏失和滤失量,降低或防止发生储层伤害。若使用不当的配方,则会对地层产生严重伤害。
(7)根据不同渗透率地层采取不同措施控制工作液的滤失或漏失。对相对较高渗透率和高压地层,滤失和漏失对油井的生产几乎没有影响;对致密低压地层,少量的液体漏失或滤失就会伤害地层,因而液体漏失或滤失在这些井中是非常重要的。
(8)对非裂缝储层,可在黏性液体中加入不同类型颗粒桥堵封堵地层,更有效降低滤失量。因为较黏的配方能减少滤失或漏失,但不能完全阻止液体漏失。
(9)对裂缝性储层,要加入恰当桥堵剂,减轻或停止滤失或漏失。松散和细颗粒的固体对储层都能形成不可逆的伤害。若欲停止滤失或漏失,则必须仔细选用桥堵剂(颗粒状、纤维状)和堵漏原材料(LCM),使有关桥堵剂足以桥接地层表面的裂缝,并可以在生产原油时用各种化学或物理方法除去。若加入桥堵剂后液体变稠,则表明其对停止滤失和漏失有明显效果。
摘要：介绍了水平井油气层伤害机理及近期研究结果,提出水平井油气层特性研究方向,根据国内外实际理论和工作经验,提出保护储层措施。
储层伤害 篇4
江陵凹陷目前已发现松滋、花园、八岭山、沙市、荆西、万城等六个油田, 主要产层为新沟嘴组下段、渔洋组、红花套组。其中松滋、沙市、荆西、万城等4个油田取芯井作了储层敏感性试验, 试验表明, 各储集层具有不同类型、不同程度的储层敏感性。
2 钻井储层伤害因素分析
2.1 井内液柱压力大于地层压力
井内液柱压力大于地层压力。这个压力差Δp一般说越大, 钻井液中的滤液, 固相越容易进入油气层, 对油气层的损害也越大。这个压力差大也影响钻井速度, 钻井中压力差值的减少代表钻井技术的进步, 国外50年代压力差一般为7.0MPa, 随着钻井技术的进步, 欠平衡钻井 (UBD) 作为一种降低储层伤害的方法在油田中得到广泛应用。
2.2 钻井液类型与储层的配伍性
选好与油气层配伍钻井液类型关键是弄清油气层损害机理, 储层损害有两类因素。
2.2.1 储层本身潜在的损害因素与储层中含的敏感性矿物, 储渗空间, 岩石表面性质及储层流体性质有关
储层敏感性矿物分粘土矿物与非粘土矿物两种。粘土矿物是造成油气层损害的主要因素, 含量越高, 可能造成的损害越大, 如果粘土在孔隙中与流体接触面积大, 造成损害也大。含粘土的种类不一样, 对储层损害也不一样。
2.2.2 外界因素作用下引起的储层损害
(1) 外来液体与储层岩石不配伍造成的损害。
(2) 外来流体与储层流体不配伍造成的损害。外来流体与储层不配伍时, 将产生有机物沉淀、无机物沉淀、乳化物和细菌等。
(3) 毛细管阻力造成的损害。由毛细现象造成的损害主要有水锁损害和贾敏效应损害两种。
(4) 固相堵塞。固相颗粒对储层渗流通道的阻塞普遍存在于各生产工序, 造成损害。
3 存在问题
3.1 江陵凹陷钻井过程中钻井液比重过大
江陵凹陷自上而下分别是第四系平原组, 上第三系广华寺组, 下第三系荆河镇组、潜江组、荆沙组、新沟嘴组、沙市组, 白垩系渔洋组。新沟嘴组是江陵凹陷主要的生油层段和含油层段。盐层主要分布在沙市组。从各油田的地层压力资料看, 除南岗油田属于高压系统外, 其余的均属于正常压力系统 (表1) 。在钻井液的使用上, 只有谢凤桥、复Ⅰ断块、采穴使用的是淡水泥浆体系, 荆西、花园、八岭山、沙市使用的是盐水泥浆体系 (ρ>1.2为盐水泥浆) 。以陵72井区为例, 该井区设计目的层的钻井液密度为1.20-1.28 (表2) , 但实际现场目的层新沟嘴组的钻井液密度最高达到了1.32-1.38。
从沙24、陵72斜-4和陵72斜-9三口井的对比情况来看, 三口井物性参数相近, 但在钻井泥浆比重上, 沙24井所用泥浆比重远小于另外两口井。投产后, 三口井的产量与所用泥浆的比重有着明显联系.
3.2 江陵凹陷储层存在不同程度的敏感性
从敏感性实验结果可看出江陵凹陷储层不仅存在因为外来液体与储层岩石不配伍造成的损害, 即酸敏、水敏、碱敏, 自身含有的粘土敏感性矿物如伊利石、绿泥石等, 非粘土敏感性矿物如石英、长石、方解石、白云石、云母等, 对储层也存在潜在的损害因素。
4 下步工作建议
4.1 采用欠平衡钻井技术
欠平衡钻井就是在钻达目的层时, 当井筒压力小于地层孔隙压力, 即井筒压力与地层孔隙压力之间存在一个压差, 这样就能降低对储层的伤害。通常认为井底压差越大, 储层受到的伤害越小, 因此井的产量也越高。但较大的井底压差可能引起钻井操作过程中的其他问题, 例如井筒崩塌引起的井筒损坏、过多的地层流体流入井筒而需要地面处理。在考虑地质条件的情况下, 找到和使用一个优化合理的压差, 通过合理的井筒压力平衡井眼周围地层的损害是目前迫切需要的。
4.2 使用与储层配伍的钻井液
虽然目前钻井过程中, 储层保护方面做了很多的工作, 也取得了较好的效果, 但由于江陵凹陷储层的复杂性, 对钻井液的要求较高, 需要研究江陵凹陷不同区块钻井液、完井液体系, 确保安全钻井的前提, 保护好储层。建议新沟嘴组油藏使用淡水泥浆体系钻井液。
参考文献
[1]刘夏荣, 田汉兵, 邱建军等.江陵凹陷复杂构造研究[J].石油天然气学报, 2011, (10)
储层伤害 篇5
关键词：页岩,孔隙结构,应力敏感性,储层伤害率
1. 页岩孔隙结构
随着我国油气开采量的不断增加,人们想方设法的去研究油气的开采,由于页岩的孔隙中蕴藏着丰富的油气资源,因此研究微观的孔隙结构对油气的开采有着重要的意义。其中,孔隙结构的研究对页岩勘探开采也有重要指导作用,而且对页岩气在纳米级孔隙中的渗流机理和后期的产能预测研究具有重要指导意义。根据应用化学学会和国际理论对孔隙的定义,Chalmers等将页岩孔隙划分为微孔(<2 nm),中孔(介孔)(2-50 nm),大孔(>50 nm)三类。
2. 页岩应力敏感性
在煤层气开发中,应力敏感性,是指钻井、完井及开发过程中,基质内应力和有效地应力的变化使煤储层渗透率发生改变的现象。应力敏感性评价是储层保护方案设计、合理工作制度确定的重要依据,尤其对于低渗致密储层更显得意义重大。国内外学者关于页岩储层应力敏感性的研究已取得了显著的成果,发现页岩孔隙的尺寸是影响其应力敏感性的重要因素。
3. 页岩储层伤害率
储层本身潜在的伤害因素有:岩石骨架颗粒成分、胶结类型、孔隙结构、储层敏感性矿物、岩石表面性质及储层流体性质等,这些因素受外界条件影响会导致储层渗透率降低。应力敏感性是评价储层伤害率的一个重要指标。
4. 实验
基于页岩孔隙结构、应力敏感性、储层伤害率之间的联系,本文主要研究孔隙结构与储层伤害率之间的关系。
(1)实验设备
脉冲式孔隙度渗透率仪(岩心公司Poro PDP200)、压汞仪(麦克默瑞Auto Pore9500)
(2)实验数据评价
①三个不同孔径的页岩样品进行压汞实验测试。
②对应的样品进行压力敏感性测试,计算出应力敏感性伤害率。
5. 实验结果与讨论
图1、图2、图3为压汞法测定的三个样品的孔径分布图,三个样品最大进汞量对应的孔径分别是78.5nm、25.9nm、17.8nm。表1中2016-yy756平均孔径119.3nm,孔隙分类为大孔;2016-yy158平均孔径25.8nm,孔隙分类为介孔;2016-yy555平均孔径13.8nm,孔隙分类为微孔。图4、图5、图6为样品的应力敏感性曲线图,可以看到,随着模拟地应力的增大,样品渗透率是随之减小的。表2是相对应的应力敏感性伤害率和伤害率等级。由此可以看出,页岩样品孔径越大,应力敏感性的变化趋势越大,敏感性伤害率越大,反之,孔径越小,敏感性伤害率越小。
6. 结论
页岩储层的各种伤害因素,不仅影响增产效果,还会增加各类井下作业的工作量和成本,甚至还会影响此页岩气区的最终采气率。因此,十分必要的。根据储集层存在的应力敏感性特征及应力敏感性程度评价,可提出防止和减少伤害的可行性措施,对页岩气的开发、油气增产、保护气层有着十分重要的指导意义。
参考文献
[1]CHALMERS,BUSTIN,POWER.2012.Characterization of gas shale pore systems by porosimetry,pycnometry,surface area,and field emission scanning electron microscopy/transmission electron microscopy image analyses:Examples from the Barnett,Woodford,Haynesville,Marcellus,and Doig units[J].AAPG Bulletin,96(6):1099-1119.
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储层伤害 篇6
1 储层伤害特征分析
储层伤害是指在储层打开及其随后的开发过程中, 各种人为因素对储层自然供液能力的损伤。引起储层伤害的原因主要来自2个方面:一是由于外来流体与地层流体的不配伍, 从而造成乳化堵塞、无机结垢堵塞、有机结垢堵塞, 以及地层内固相沉淀的堵塞;二是外来固相颗粒的侵入造成孔喉的堵塞, 工作滤液侵入及不配伍的注入流体造成的伤害, 微粒运移以及细菌的堵塞等[1,2,3]。
1.1 储层地质特征导致的潜在伤害
根据对姬塬油田延长组储层的地质特征分析, 储层伤害的潜在因素主要有以下几个方面。
1.1.1 储层中粘土矿物及其敏感性的潜在伤害
在油田开发过程中, 粘土矿物是导致油层伤害的重要潜在因素。常见的粘土矿物有蒙脱石、高岭石、伊利石、绿泥石和混合层。由于它们自身的特性, 使其在一定的外来因素的作用下对油层产生伤害。
姬塬油田长2储层填隙物平均含量11.96%, 主要含高岭石、铁方解石、绿泥石;长4+5储层填隙物含量为15.9%, 以铁方解石、方解石和高岭石为主, 其次为绿泥石和硅质;长8储层中的粘土矿物主要为自生绿泥石, 以及少量自生高岭石和伊利石。高岭石在絮流、高速流及压力剧烈波动的条件下, 在油层内发生迁移, 堵塞喉道。此外, 绿泥石等酸敏性矿物与酸反应不完全时, 其残余微粒也可以在油层内发生迁移, 造成喉道的堵塞。对长8储层选择了具有代表性的岩样, 进行了敏感性分析, 结果见表1、表2。长8储层存在弱速敏、弱水敏、弱酸敏、弱碱敏、中偏弱应力敏感。
1.1.2 孔隙结构的潜在伤害
姬塬油田延长组储层属低渗-特低渗储层, 其中长2储层喉道半径中值0.38μm, 属中-小孔细喉型孔隙结构;长4+5及长8储层喉道半径中值0.26μm, 属小孔细-微细喉型孔隙结构。姬塬油田延长组储层喉道半径中值较小, 在钻井、完井及开发过程中, 微细固相颗粒进入油层造成孔喉堵塞, 钻井液、完井液、压裂液侵入与地层束缚水不配伍时, 可造成沉淀或水锁效应, 尤其是在长4+5及长8储层。
1.1.3 地层流体的潜在伤害
姬塬油田长8储层地层水的总矿化度较低, 但长2及长4+5储层地层水的矿化度较高 (超过60g/L) , 溶解有大量的Ca2+、Mg2+等离子。在钻采过程中, 随着温度、压力的下降以及水中溶解的天然气的逸出, 原有的化学平衡将会被打破, 导致Ca CO3等无机结垢的形成。延长组部分油井的原油含蜡量较高, 在油田开发过程中, 若注入流体的p H值较高及温度较低, 将引起沥青从原油中析出。若注入流体的温度大大低于油层温度, 将导致石蜡从原油中沉淀出来, 形成有机结垢。
1.2注水开发导致的潜在伤害
姬塬油田延长组均采用注水提高采收率, 随着注水年限的增加, 部分地区注入水已波及到油井近井地带, 由于注入水的不配伍性及水中悬浮物影响, 对油井近井地带储层造成伤害[3]。
1.2.1 注入水与储层流体不配伍产生的无机垢沉淀堵塞地层
当注入水与地层水不配伍时, 在水驱前缘混合后会产生地层结垢现象, 垢导致孔壁、喉道变小和堵塞喉道, 引起渗透率下降。
水分析结果表明, 注入水为Na2SO4水型, 地层水为Ca Cl2水型。注入水中SO42-含量均在1 200mg/L左右, HCO3-含量均在200mg/L以上;地层水中Ca2+含量在3 000mg/L以上, Ba2++Sr2+含量在10mg/L左右。在注水过程中在地层会产生钙垢, 同时可能会产生少量钡垢。随着注水期的增长, 地层中的结垢情况越来越严重, 这些固体颗粒严重堵塞地层, 导致了油井产量降低。
1.2.2 注入水与储层岩石不配伍引起的粘土矿物膨胀或运移损害地层
注入水与储层岩石不配伍性主要体现在水敏及速敏伤害。水敏产生的储层伤害往往是十分严重的, 并且难以恢复。速敏则主要由于注水强度过大或操作不稳定引起的粘土矿物及孔道内本身微粒运移堵塞孔喉, 导致渗透率下降。
用蒸馏水、D2#-60井和D1#-25井的注入水水样对岩心进行了室内实验。实验用岩心为姬塬油田长8岩心, 粉碎后过0.15mm (100目) 筛网、烘干, 在25MPa下维持15min压制成片, 使用HTP-2型高温高压页岩膨胀仪测量岩心在不同介质中的膨胀结果。实验温度80℃, 实验压力3.5MPa, 实验结果见表3。
由实验结果可得出, 2#-60井和1#-25井的注入水样品在不做处理的情况下, 粘土防膨能力较小, 注入水水样膨胀率均在80%左右。
/ (h·mm-1)
1.2.3 注入水中的悬浮物造成的伤害
注入水中的悬浮物主要包括注水系统的腐蚀产物、细菌、乳化油滴、固相微粒等。这些悬浮物可分为油溶性和酸溶性, 其堵塞地层的形式宏观表现为外部滤饼和内部滤饼, 油滴与微粒并存比单一微粒对底层的伤害更为严重。随着油田不断开发, 姬塬油田污水回注比较普遍, 这就要求对水质进行严格处理, 降低由于水质原因导致的储层伤害。
1.3 压裂改造导致的潜在伤害
1.3.1 压裂液滤失滞留对储层的伤害
姬塬油田延长组储层属低渗-特低渗储层, 其中长2储层喉道半径中值0.38μm, 属中-小孔细喉型孔隙结构;长4+5及长8储层喉道半径中值0.26μm, 属小孔细-微细喉型孔隙结构。压裂液中稠化剂在孔隙介质中的滞留, 会改变孔隙结构, 降低渗透率, 引起储层损害。大分子物质滞留的主要方式有3种:即吸附滞留、机械捕集和水力滞留。其中最主要的是吸附滞留。
1.3.2 压裂液中水不溶物对裂缝壁面的伤害
为降低压裂液在施工过程中的滤失, 提高压裂液效率, 压裂液中会存在一定量的水不溶物, 水不溶物含量及粒径分布是形成致密滤饼的关键, 因此水不溶物是控制压裂液滤失的重要因素[4]。
在形成滤饼提高压裂液效率的同时也会对裂缝壁面造成伤害。采用人造岩心及天然岩心, 进行压裂液水不溶物侵入深度研究。岩心钻成Φ25mm, 长35~45mm的圆柱体, 试验流体有胍胶离心液、冻胶压裂液, 试验不同水不溶物含量的液体对岩心的伤害, 试验结果见表4、表5。
从试验结果可以看出: (1) 滤饼是引起压裂液伤害因素之一, 试验中观察到含有水不溶物的压裂液在相同压力挤入下, 岩心端面形成的滤饼比离心液的较致密, 产生的伤害较大; (2) 压裂液对岩心的伤害在渗透率大于40×10-3μm2时主要集中在裂缝壁面的<10mm处;而在渗透率为3×10-3μm2以下时伤害主要集中在裂缝壁面的<2mm处, 伤害程度较浅; (3) 渗透率低的岩芯伤害率较小, 渗透率较高的岩芯伤害率相对大一些。渗透率高的岩心伤害较大是由于水不溶物侵入较深和较多造成的, 滤液造成的伤害是次要因素。而低渗透岩心水不溶物侵入较浅和量少, 且滤液也侵入量小, 所以伤害较小。
注:注入压裂液压力3.5MPa;注入压裂液时间36min;冻胶指0.3%的胍胶原粉配制 (水不溶物含量20.0%) 的冻胶压裂液, 配方中加有0.5%CF-5D+0.5%COP-1;离心液指0.4%的胍胶的离心液 (不含水不溶物) , 配方中加有0.5%CF-5D+0.5%COP-1。
1.3.3 压裂液破胶残渣对支撑裂缝导流能力的伤害
压裂液残渣是影响支撑裂缝导流能力的关键因素之一, 残渣含量主要与所用稠化剂中的水不溶物含量和压裂液配方体系的破胶性能有关。在60℃破胶后, 姬塬油田现用胍胶压裂液的残渣为:380~560mg/L。残渣的粒径分布见表6, 其粒度均值88.23μm。
/μm
根据残渣粒径分布结果可以明显看出, 在姬塬油田延长组油井压裂后, 残渣并不会进入地层, 但大粒径的残渣会对支撑裂缝造成伤害。
采用0.45~0.9mm的陶粒, 按5kg/m2、10kg/m2的铺砂浓度形成裂缝, 模拟闭合压力为30MPa, 实验泵排量分别为4.5、5.5、6.5、7.5、8.5、9.5m L/min。测量流体为蒸馏水。将配置好的胍胶压裂液分为离心液、10%残渣液、20%残渣液, 分别在不同实验时倒入装有支撑剂的实验槽内, 用液压机加压至规定的闭合压力, 以模拟压裂液的滤失过程, 并破胶1h后开始测试其导流能力, 每个流量测试点相距0.25h。
在实验仪器上进行了不同残渣含量对填砂裂缝导流能力的影响, 结果见表7。
根据压裂液残渣含量对填砂裂缝导流能力影响实验结果可以看出, 残渣含量越高, 造成的填砂裂缝伤害越大, 而且铺砂浓度越高, 伤害程度越大。对于不含残渣的离心液交联的冻胶压裂液与空白相比, 也造成一定程度的伤害, 这可能与压裂液破胶不彻底及在闭合压力下冻胶压裂液形成浓缩物有关。
2 储层伤害解决对策
1) 针对储层敏感性影响及结垢造成的储层深部渗透率伤害伤害, 建议采用酸压或大排量前置酸压裂。提高酸液的波及范围, 对储层深部堵塞进行溶蚀改造, 提高深部储层渗透率。
要求酸液有一定的溶蚀能力解除结垢堵塞物, 能抑制酸渣2次沉淀产生减少储层孔喉堵塞, 酸液有一定的缓速能力能减缓酸液与储层矿物反应速度增大酸液波及范围, 对储层基质伤害率小能改善老人工裂缝基质渗透率, 提高新人工裂缝基质渗透率。
2) 由于压裂液滤失导致的高分子聚合物吸附及压裂液中不溶物滤失造成的裂缝壁面渗透率伤害, 这种情况出现在压裂改造过程中。建议采用转向酸化或酸压来进行补救。尽管压裂后形成的滤饼作用会降低酸液的滤失, 但是普通酸液在突破一个点后会大量滤失, 影响酸液对裂缝的全面改造效果。通过转向转向剂或酸液自转向来改变注酸流动剖面, 就可以有效地提高酸液在裂缝中的作用距离。
要求酸液有转向或自动转向功能, 通过减少酸液“指进”现象到达裂缝内均匀布酸。通过更低的滤失系数减少酸液在裂缝内单点损失, 通过更强的溶蚀能力沟通原有裂缝 (孔喉) 通道的堵塞物及前期多次酸化产生副产物, 提高储层整体导流能力。
3) 由于流体冲刷作用, 储层中小颗粒的填隙物不断脱落进入裂缝及压裂液残渣等影响, 部分脱落物不能进入井筒随流体产出, 而是在支撑剂壁面不断吸附堆积, 随着油井不断生产, 加之原油中胶质沥青质等有机垢的堵塞, 最终造成支撑裂缝的渗透率伤害。
建议采用常规酸化措施, 酸液对裂缝中堵塞物的溶蚀, 使裂缝导流能力得到一定程度的恢复, 达到增产目的, 但一般措施后产液量不会超过措施前稳产期水平。若想达到更好的效果可以采用前置酸压裂, 在解除裂缝堵塞的同时扩大裂缝规模, 增大泄油面积来提高产量。
3 储层改造现场应用效果评价
2013年姬塬油田延长组共实施老井酸改造措施179口, 其中主要应用了酸化、前置酸压裂、酸蚀多缝体积压裂及高黏强溶蚀酸转向酸化4种工艺。
常规酸化尽管能够对地层中的垢起到溶蚀解除作用, 但由于常规酸液会沿着反应通道大量滤失, 深入滤失的酸液在解堵的同时将注入水流动通道疏通, 导致措施后含水上升, 增油效果相对较差。酸蚀多缝体积改造中酸量较大且挤酸排量较高, 与常规酸化沟通注入水原理相似, 导致措施后含水上升幅度较大, 而前置酸压裂由于低挤酸排量, 小酸量改造, 有效地控制了含水上升, 增有效果明显。在堵塞壁面反应解除堵塞后自转向, 不但不会深入滤失, 还可以解除更多的近地层堵塞壁面, 创造更多的油流通道, 措施后在提高液量的同时控制含水上升来, 进而取得较好的改造效果。
姬塬油田2013年延长组储层改造后累计增油30 514.63t, 平均日增油0.97t/d, 平均单井累计增油170.47t。
4 结论
1) 姬塬油田延长组储层粘土矿物以蒙脱石、高岭石、绿泥石为主, 地层水含大量的Ca2+、Mg2+等离子, 易形成有机结垢堵塞伤害。
2) 姬塬油田注入水的不配伍及水中悬浮物影响, 将对油井近井地带储层造成伤害。
3) 油井压裂过程中压裂液滤失滞留、水不溶物及破胶残渣对储层将造成不同程度的伤害。
4) 根据不同的伤害机理分别提出了酸改造方式及酸液的性能要求, 现场应用整体改造取得了较好的增油效果。
参考文献
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储层伤害 篇7
当前的储层保护技术主要是针对常规储层进行的,而超过7000 m的钻井作业在世界上并不多见,进而针对超深致密砂岩气藏的储层保护技术研究不多。F. Civan[6]较为深入的描述了致密砂岩气藏的储层保护问题,描述的成果为后续研究提供了很好的基础。Y. Kang等[7]认为漏失是储层的重要损害,传统的TSF不能很好的保护储层,加有微米级处理剂的TSL能够利用酸溶性的架桥颗粒的优势保护储层。X. Liu等[8,9]认为通过在工作液中加入氟表面活性剂改变岩石表面润湿性,进而预防水锁损害。Z. Feng等[10]认为欠平衡条件下,水锁和应力敏感是致密砂岩气藏主要的损害方式。M. A.Siddiqui等、L. Guangrong等[11,12]认为钻井液造成储层损害,KCl盐水中加入表面活性剂和互溶剂能减小水锁损害。
针对塔里木超深致密砂岩气藏储层保护的问题,以塔里木大北区块为例,对岩石、渗流空间、温度压力系统等储层特征进行分析; 并进行敏感性、液相圈闭、现用钻井液评价等实验,结合储层特征和实验结果获得塔里木超深致密砂岩气藏的损害机理。在超深致密砂岩气藏损害机理研究的基础上,提出对应的储层保护对策。
1 储层特征描述
1. 1 岩石特征
研究区块目的层位垂深大于5 500 m,基块岩心的渗透率主要分布在0. 002 ~ 0. 12 × 10- 3μm2的范围内,岩心平均渗透率仅有0. 031 6 × 10- 3μm2; 储层岩心的孔隙度主要分布在0. 94% ~ 7. 39% 的范围内,岩心平均孔隙度仅有4. 29% 。研究区块储层属于低孔特低渗砂岩储层。
全岩矿物分析表明黏土矿物含量在5% 左右,石英含量超过50% ,钾长石、斜长石、方解石含量相对较高。黏土矿物相对含量分析表明目的层不含蒙脱石、高岭石,伊利石含量超过55% ,伊蒙混层含量在10% ~ 25% 范围内、绿泥石含量在15% ~ 30% 范围内。岩性分析表明目的层黏土矿物含量相对较高,存在潜在的敏感性损害。
1. 2 储存及渗流空间特征
1. 2. 1 孔隙孔喉特征
储层孔隙细小,储层颗粒以面-面接触或者线面接触为主,颗粒之间接触紧密,岩石孔隙不均匀,大部分区域无孔隙,局部集中分布。储集孔隙类型以粒间孔、少量粒间溶孔、岩屑微溶孔为主。储层岩心门槛压力与中值压力都较高,最大孔喉半径仅为0. 5 ~1. 5μm,细小,中值半径为0. 1 ~ 0. 85 μm,细小。
扫描电镜资料显示,储层在200 倍下基本看不到较清晰孔喉,反映了研究层段储层孔隙较不发育,连通性差的特点,见图1。
储层中值半径和最大孔喉半径均很小,表明储层渗流能力很差,储层的这种孔隙孔喉特征除形成低孔特低渗储层物性特征外,还容易引起: 1 储层较严重的水锁损害( 在初始含水饱和度低时更是如此) ; 2 加剧储层敏感性损害程度,人造裂缝敏感性实验方法在充分让流体与储层敏感性矿物接触的同时,在一定程度上降低了储层敏感性发生后敏感性损害的程度和水锁损害程度; 3 入井流体返排困难带来的损害。
1. 2. 2 裂缝发育特征
裂缝是大北地区的重要储集空间类型,通过成像测井分析及对邻井的岩心观察,区内巴什基奇克组储层构造裂缝非常发育,主要为未充填的高角度缝和网状缝。岩心观察总体发育三期裂缝,倾角主要为50° ~ 90°,以高角度斜交缝-直立缝为主,第Ⅰ期为白云石、石膏、泥质半充填-充填近直立缝,第Ⅱ期为泥质、白云石、石膏未充填-充填低角度顺层缝,第Ⅲ期为未充填( 或充填少量方解石) 斜交缝。成像资料分析表明目的层段存在大量的高角度裂缝及微裂缝,裂缝走向以近东西向( 南东东向-北西西向) 为主,裂缝倾角40° ~ 80°,主要为高角度构造缝和斜交构造缝,裂缝密度主要分布在1 ~ 2 条/m之间。
从目的层岩心进行分析,可从部分岩心上发现明显的裂缝,综合储层为低孔特低渗致密砂岩的性质,同时储层能产生工业油气流,可知裂缝、微裂缝为储层主要渗流通道,见图2。
1. 3 温度压力流体系统特征
大北区块压力梯度主要分布在0. 93 ~ 1. 22MPa /100 m,岩石可钻型指数分布在0. 81 ~ 1. 18 之间。岩层主要为正常压实层,大北区块储层温度在70 ~ 140 ℃ 之间。本区块的目的层为白垩系巴什基奇克组( K1bs) ,钻进过程中井漏现象较普遍( 钻井液相对密度1. 65 ~ 1. 82) ,目的层压力系数多在1. 60 ~ 1. 66 之间。
地层水水型为Ca Cl2型,p H值平均6. 28,密度平均为1. 13 g /cm3,氯根116 800 ~ 125 200 mg /L,平均119 050 mg /L,总矿化度192 000 ~ 207 900mg / L,平均196 035 mg / L,为封闭条件好的气田水。
2 储层伤害机理
2. 1 岩石敏感性评价
岩石敏感性实验是评价外来因素对储层损害的重要手段,可为工程方案设计、工作液设计、储层保护技术提供科学依据。研究区块属于典型的低孔特低渗砂岩储层,基质岩心渗透率均小于1. 0 × 10- 3μm2,不能采用亦不宜采用常规岩心敏感性实验方法与实验程序,研究区块储层岩心敏感性实验采用人造裂缝储层岩心流动实验程序进行。除应力敏感实验采用原储层岩心进行外,其他实验均采用人造裂缝的方法进行实验评价,其实验程序按照SY/T5358—2010 行业标准进行,实验结果如表1 所示。
岩心敏感性实验评价结果表明,储层存在强水敏、强盐敏、强碱敏、弱速敏,这与储层岩石的特征和矿物分析相对应,在后期的工作液选择和配制上要针对性的解决岩石敏感性带来的储层损害。
2. 2 液相圈闭评价
液相圈闭损害是近年来国内地层损害研究的热点,同时其也是致密砂岩气藏的主要损害方式之一。实验从水基工作液和油基工作液两个方面评价液相圈闭损害,采用抽空饱和岩心-气测渗透率的方式进行实验,实验结果如图3 所示。
图3 中渗透率损害率表示当前测试点气测渗透率与克氏渗透率相比的损害程度,饱和度表示在当前测试点岩心的含水饱和度。图3 中结果表明,水锁的损害程度超过80% ,油锁损害程度超过60% ,液相圈闭造成的储层损害严重,且水锁损害要较油锁更为严重。在钻完井过程中,如何有效的预防和解决液相圈闭的损害必须给予足够的重视。
2. 3 现用钻井液动态损害评价
钻井液动态损害评价是在尽量模拟井下钻井条件下,评价钻井液对于储层的损害情况,为钻井液体系的优选和工艺措施的选择提供参考。实验采用CWCT-4 型多功能动态损害评价仪进行评价,实验程序采用钻井液动态损害实验标准进行,实验条件为压差3. 5 MPa、温度150 ℃、钻井液循环时间1 h,实验分别评价KCl-聚磺水基钻井液、油基钻井液原浆和滤液对岩心的损害情况,实验结果如图4 所示。
图4 中钻井液动态实验表明,水基钻井液动态损害率超过80% ,油基钻井液超过30% ,均存在较大损害,但油基钻井液本身特性在储层保护性能上明显优于水基钻井液。从实验现象和结果可知,固相颗粒堵塞及钻井液引起的岩石物理化学性质变化是造成岩石损害的原因,工程中需要对钻井液配伍性、固相控制等进行有效的调整。
2. 4 储层损害机理描述
研究区块敏感性特征为弱速敏、强水敏、强盐敏、强碱敏、中等偏强盐酸酸敏、无土酸酸敏,储层基块应力敏感程度较弱,但裂缝压力敏感性强。储层岩心水锁、油锁等液相圈闭损害程度严重,需要注意预防此方面损害。
研究区块储层存在一定程度的裂缝和微裂缝,从储层岩心孔隙度、渗透率测量数据及裂缝成像资料可知裂缝、微裂缝较发育。储层局部的相对高渗孔喉以及储层裂缝和微裂缝将是储层主要的渗流通道,更是本区块储层保护的重点。
2. 4. 1 钻井液中固相颗粒损害
钻井完井过程中,钻井完井液中固相颗粒堵塞是造成低渗特低渗储层裂缝及高渗孔喉损害的要用原因。固相颗粒损害的主要成因有以下三点。
第一,固相颗粒在惯性力、布朗力等多种作用的作用下,沉降或者堆积在裂缝、微裂缝中,这一过程实际上也是固相颗粒被地层所捕获的过程。第二,固相颗粒的沉降或者堆积直接导致了裂缝宽度的减小,液体流动阻力增加,间接造成渗透率减小的表观现象; 在这过程中,钻井液的类型、裂缝的分布形态均能够影响裂缝的渗流能力。第三,钻遇储层后,由于井筒压力大于地层压力,固相颗粒在与液体的共同作用下,在裂缝面形成一层泥饼,这同样减小了裂缝的渗流能力。
2. 4. 2 钻井液滤液损害
钻井液的滤液侵入储层损害主要表现在水敏、盐敏等敏感性损害以及液相圈闭损害,同时钻井液本身也会与地层流体接触产生液-液不配伍损害。
第一,滤液进入储层后,由于钻井液在抑制性等方面的缺陷,加上岩石本身的胶结性质、岩性等因素造成岩石表面发生物理化学变化,固相颗粒产生运移,表现出敏感性损害的特征。第二,滤液以连续相的形式进入储层,在储层中受岩石润湿性能影响,变为非连续相,增加其流动阻力或引起液相圈闭。第三,滤液侵入微小孔喉或微小裂缝引起附加毛管阻力损害,表现为液锁效应。
2. 4. 3 钻井液处理剂吸附损害
钻井液的处理剂与地层岩石接触后,在岩石表面吸附,而由于处理剂的吸附膜厚度大于地层流体的膜厚度,使裂缝微裂缝的宽度减小,增加裂缝的流动阻力,减小渗流能力。同时处理剂吸附在岩石表面,不易解除,致使部分渗流通道堵塞,对储层的整体渗流能力影响较大,这一部分损害在以往的研究和工程实际中往往容易忽视。
3 储层伤害控制应对策略
3. 1 岩石敏感性
储层特征和敏感性实验表明敏感性损害的预防和控制是保护储层的重要内容之一。针对储层敏感性伤害的应对策略,主要从两个方面来解决问题: 提高工作液本身的抑制能力、减少工作液对储层的侵入。
提高工作液的抑制能力主要是针对性的对钻井液、完井液体系( 包括钻井完井液、射孔液、压井液、修井液等) 中添加适当的粘土稳定剂/防膨剂。当前工程应用中,包括KCl等无机盐、胺基类等有机抑制剂均取得较好的效果。当前包括贝克休斯、川庆钻探钻井液公司胜利油田工程院等机构研究的强抑制性钻井完井液已经在解决这钻完井液抑制性问题上有过成功的应用,另一个方面油基、仿油基体系也能很好的解决问题。
减少工作液的侵入主要是屏蔽暂堵技术、欠平衡钻井技术、低密度液体技术等方面着手。在多数情况下,屏蔽暂堵技术是一个相对有效的解决方法,当前已经针对不同区块出现的问题出现以此技术为基础或者参考的封堵技术,极大的解决了问题。欠平衡钻井技术能从源头上解决工作液侵入的问题,但是现实条件极大的限制此技术的应用。低密度液体技术是近来解决问题的另一个趋势,包括微泡钻井液体系、类绒囊钻井液体系等能有效封堵裂缝、微裂缝和较大的孔喉,但应用条件较为苛刻,未来在解决这些问题后将会有一个长足的发展。
对于大北区块储层钻井完井液而言,可采用强抑制性钻井完井液技术、屏蔽暂堵技术、成膜钻井完井液技术、或者也最好采用前三者的复合技术,油基钻井完井液技术,在没有采用暂堵技术的前提下尽量降低体系的密度。对于酸敏性中等问题,只要在酸化或者酸压过程中注意酸液配方,同时在酸液中添加黏土稳定剂。
3. 2 液相圈闭
液相圈闭是低渗/特低渗储层共有的重要损害,在钻井完井液的选择和工艺措施的使用上均需要特别注意。在解决液相圈闭损害上,最理想的办法极为减少钻井完井液渗入储层,但由于孔隙孔喉或者裂缝/裂缝本身的性质,减少侵入只能减小液相圈闭的损害,侵入造成的损害并不能轻易解除。减少侵入的对策与岩石敏感性损害应对方法类似,首先降低体系失水,或者采用低密度完井液技术; 或者采用暂堵及其衍生技术; 在没有采用暂堵技术、成膜技术时,尽量降低体系的密度。
在无法进一步控制液相侵入的储层,在钻井完井体系中添加表面活性剂,较小毛细管阻力,增强钻井完井液渗流能力是工程中常用的方法,但处理剂用量尽量少并谨慎使用,防止造成二次损害。
3. 3 渗流通道堵塞
渗流通道的堵塞在这里面主要指的是: 在钻井完井液使用过程中,液体本身中的固相和液相,以及钻井产生岩屑对于储层的堵塞损害,主要包括固相颗粒堵塞和乳化堵塞两个方面,其中固相颗粒堵塞更为严重。
固相颗粒堵塞损害是大北区块储层重要的损害机理,也是储层改造过程中、改造后各种完井作业的重要的损害机理。针对固相颗粒堵塞的问题,对于裸眼完井采用暂堵的方式,开发过程中利用地层压力差返排解堵; 在射孔完井中,除采用暂堵的方式,可采用直接快速封堵渗流通道的方式进行,有效较少钻井液的侵入,起到保护储层的作用。
解决固相颗粒堵塞具体可参考采用孔隙-裂缝型暂堵技术,可以采用改进的多级架桥精确暂堵技术; 采用成膜-屏蔽暂堵技术; 提高孔隙、微裂缝的封堵效率和精度,提高屏蔽暂堵的针对性,重视对渗透率贡献率大的孔喉的保护; 采用无固相完井液技术( 包括盐水完井液技术、清洁盐水完井液技术) ; 采用低密度完井液技术; 对常用钻井完井液而言,尽量降低体系固相含量,降低膨润土用量,采用低固相或者无粘土相钻井完井液技术。
乳化堵塞损害是在工程中易被忽略,这种损害在油基工作液使用时体现的更显突出。油质+ 颗粒堵塞或者乳化堵塞是重要的堵塞机理,防止对策是降低油基体系的滤矢量,采用轻质油( 柴油等) 配制油基钻井液,降低乳化液的侵入深度和侵入量。
3. 4 应力敏感性
针对应力敏感性的问题国内外学者研究和相关的文献报道较多,但效果有限,并未寻找到一种真正行之有效的方法。研究区块储层岩石裂缝基质表现的敏感性并不严重,但裂缝应力敏感性强,这对以裂缝微裂缝为主要渗流通道的储层来说,应力敏感性已经实质性的影响到储层的产油产气能力。
针对目前的实际情况,防止应力敏感性的策略主要体现在完井措施上。在钻井完井作业中,尽量降低压力波动幅度和频率; 在没有采用暂堵技术时,尽量降低钻井完井液密度; 在试油试气作业过程中,降低防喷压力,减少压力波动; 生产作业过程中,采用适当的注采速度,避免压差过大; 加强对储层裂缝、微裂缝的保护,压力以后裂缝的保护也同样重要。
4 结论
( 1) 研究区块储层呈现低孔特低渗特征,黏土矿物含量较高,裂缝微裂缝是主要渗流通道。储层主要损害为强水敏/盐敏、强碱敏、强裂缝应力敏感等敏感性损害,严重的液相圈闭损害,以及钻完井液固相颗粒堵塞损害。
( 2) 钻完井液中固相颗粒、滤液及处理剂吸附是引起系列损害的主要因素,低渗储层渗流通道的构成和形态对储层损害程度影响较大。
( 3) 提高抑制能力和减少工作液侵入能够有效的减小岩石敏感性和液相圈闭损害; 应用高效的暂堵和快速封堵技术可有效减少渗流通道堵塞损害;调整完井工艺措施是当前减小应力敏感性损害的主要方法。
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