東海某氣井低滲儲層特征評價及污染因素分析

王家航，董文秀，秦丙林，杜林雅

（1.中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司石油工程技術研究院，上海 200120；
2.中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司勘探開發研究院，上海 200120）

近年來，東?？碧介_發力度不斷加大，深部地層發現了大量的低滲透油氣資源。該類氣藏儲層孔隙空間小，排驅壓力高，鉆完井過程中極易受到水鎖等污染，開發難度大，儲層保護任務重[1-8]。影響低滲油氣藏投產的原因主要包括兩方面，一是儲層物性差，滲流能力低；
二是鉆完井施工造成儲層傷害。針對東海某氣井低滲儲層，以室內實驗為基礎，開展低滲透儲層特征及滲流規律研究，結合鉆完井施工情況，明確導致儲層污染的影響因素。該項研究對該類氣井優選開發層位具有指導意義，同時為進行類似低滲氣藏儲層保護攻關提供技術支撐。

C 氣田位于東海陸架盆地西湖凹陷西斜坡W構造，開發主力層位為H3～H6 層。H3～H5 層為常壓層段，壓力系數0.99～1.09；
H5 層以下為高壓層段，壓力系數1.09～1.53。地溫梯度3.84 ℃/100 m，為常溫系統。

C10H 井為該氣田一口裸眼水平井，完鉆層位為H5 層。對H5 層巖心物性進行分析，測得巖心孔隙度與氣測滲透率（表1）。由表1可知，H5層屬于低孔低滲～特低孔特低滲儲層。

表1 巖心物性分析結果Table 1 Analysis results of core physical property

8-1/2 ″井段鉆進儲層前替入EZFLOW（無固相鉆完井一體化鉆井液），整個鉆完井作業過程中無漏失等異常情況發生，先后采用鄰井環空氣舉、連續油管膜制氮氣舉誘噴未果，投產失敗。

與鄰井C5M、C6M 井相比（圖1），C10H井氣舉期間，井口壓力一直處在較低水平，關井最高恢復至840 psi，氣舉期間不超過300 psi，表明地層供給不足，氣相難以建立持續流動。

圖1 C 氣田不同氣井誘噴期間井口壓力對比圖Fig.1 Comparison of wellhead pressure during blowout induced by different gas wells in C Gas Field

2.1 儲層敏感性

對H5 層敏感性進行評價，儲層整體敏感性弱，應力敏感性弱。

2.2 潤濕性及水鎖效應

儲層的潤濕性影響油藏開發效果，受毛管力的作用，親水性的儲層更有利于油氣的采出。但是從鉆完井的角度來看，由于水相為外來流體，低孔滲儲層物性差，易發生水鎖傷害，而儲層親水可進一步增加水鎖傷害的風險及程度。

選取接觸角法對儲層巖心潤濕性進行評價。接觸角測量數據見表2。

表2 水-油-固三相系統接觸角數據Table 2 Contact angle data of water-oil-solid three-phase system

將接觸角測量實驗數據與接觸角潤濕性判別（表3）進行對比，明確儲層巖心潤濕性表現為親水。

表3 水-油-固三相系統接觸角判別表Table 3 Identification table of contact angle of water-oil-solid three-phase system

根據H5 層巖心壓汞數據（表4），巖心平均孔喉半徑0.68 μm，易發生水鎖傷害，排驅壓力最高達7.1 MPa，不易解除。

表4 C 氣田巖心（壓汞）孔隙結構參數表Table 4 Pore structure parameters of C Gas Field core (mercury injection)

2.3 動用規律

相比于常規油氣藏，低滲透油氣藏開發過程中，流體需要克服啟動壓差才可以發生流動。為了明確C 氣田H5 層是否存在非線性滲流特征，開展了非線性滲流實驗。采用光電式微管流量計測量端面流量，保證測試精度，實驗裝置見圖2。具體實驗步驟如下：

圖2 非線性滲流測試裝置Fig.2 Nonlinear seepage testing device

（1）逐次降低巖心兩端的壓力梯度至極小值，讀取端面的流量及時間，計算得到流速；

（2）將流速轉化為滲透率，繪制滲透率與壓力梯度的關系曲線（圖3）；

圖3 巖心滲透率與壓力梯度的關系曲線Fig.3 Relation curve between core permeability and pressure gradient

（3）根據關系曲線，利用擬合方法計算啟動壓力梯度，實驗結果見表5。

表5 啟動壓力梯度計算結果Table 5 Calculation results of starting pressure gradient

由圖3可知，滲透率隨壓力梯度的減小而降低，特別是在低壓力梯度段存在明顯的非線性滲流特征。繪制不同巖心滲透率與真實啟動壓力梯度的關系曲線（圖4）。從圖4可以看出，當儲層受到污染時，啟動壓力梯度迅速增大，滲透率降低。儲層原始壓力較高時，影響相對較??；
壓力較低時，參與發生流動的孔隙將大幅減少。

圖4 真實啟動壓力梯度與滲透率關系Fig.4 Relationship between real starting pressure gradient and permeability

對C10H 井靜壓測試（圖5），測壓資料顯示H5 層目前地層壓力系數約為0.78（原始1.06），儲層動用，存在壓力虧空，原始地層壓力較低，初始滲透率也將降低。

圖5 C10H 井靜壓梯度Fig.5 Hydrostatic pressure gradient in well C10H

不同于一般儲層評價，對于低滲透、特低滲透砂巖儲層而言，僅通過孔隙度、滲透率來評價儲層物性的好與差具有較大缺陷[9]。因此，為了更加全面準確表述該類油氣藏的儲層物性特征，引入可動流體百分數，即儲層中能夠參與流動的流體含量占總賦存流體含量的百分比。

核磁共振T2圖譜的峰數和峰值可以反映出巖樣中不同的孔隙結構類型和可動流體含量。對花港組H5 層巖心飽和地層水后做核磁共振測試，T2圖譜見圖6。其中左峰下的面積代表束縛流體含量，右峰下的面積代表可動流體含量。由圖6可知，隨著滲透率的減小，T2譜的左峰逐漸升高，右峰逐漸降低，可動流體所占比例越來越小，開發難度升高。

圖6 巖心核磁共振T2 圖譜Fig.6 Core NMR T2 map

利用測試數據繪制可動流體百分數與滲透率的關系曲線（圖7），可動流體百分數與滲透率之間存在較好的半對數關系，關系式如下：

圖7 儲層可動流體百分數與滲透率的關系Fig.7 Relationship between the percentage of movable fluid and permeability

式中：Smf為可動流體百分數，%；
K為樣品滲透率，10-3μm2。

基于式（1）可得滲透率小于10×10-3μm2，可動流體百分數低于57.86%。C 氣田H5 層巖心滲透率整體小于10×10-3μm2，儲層動用難度大。

2.4 低滲透氣藏儲層評價

為了全面系統地評價低滲透氣藏的可動用性，國內外眾多學者基于巖心、流體實驗等研究引入平均吼道半徑、可動流體百分數、啟動壓力梯度等評價指標，建立了多種儲層綜合評價方法[9-16]，通過歸一化處理，得到綜合分類指數Feci表達式。本次研究是針對氣藏，忽略原油黏度的影響，則Feci表達式如下：

式中：Feci為綜合分類系數；
λ為擬啟動壓力梯度，MPa/m；
λstad為標定擬啟動壓力梯度，MPa/m；
So為可動流體百分數，%；
Sostad為標定可動流體百分數，%；
rm為主流喉道半徑，μm；
rmstad為標定主流喉道半徑，μm；
m為黏土礦物含量，%；
mstad為標定黏土礦物含量，%。

綜合分類標準為：一類儲層Feci≥8；
二類儲層8.0＞Feci≥5；
三類儲層5＞Feci≥2，四類儲層Feci＜2。其中，一類、二類儲層在常規開發方式下能夠獲得自然產能；
三類儲層需要采取必要的儲層保護措施降低儲層損害以獲得自然產能；
四類儲層則需要進行儲層改造。

對H5 層進行評價（表6）屬于第三類儲層，儲層開發難度大。

表6 C 氣田花港組H5 層儲層評價表Table 6 Reservoir evaluation table of H5 formation of C Gas Field

依據《SY-T 6540—2002 鉆井液完井液損害油層室內評價方法》標準，開展鉆井液損害油層實驗，重點分析入井流體儲層保護性能、浸泡時間、鉆井壓差對儲層污染的影響。

3.1 入井流體

C10H 井儲層段采用EZFLOW 免破膠鉆完井液，優選了STARO 防水鎖劑加量1.5%，表面張力低于30 mN/m（表7），有利于降低水鎖風險。

表7 防水鎖劑加量優選Table 7 Optimization of adding amount of waterproof locking agent

以標準鹽水為介質，進行了3 組巖心靜濾失評價實驗，結果見表8，靜濾失導致滲透率損害率小于10%。

表8 靜濾失滲透率損害率實驗結果Table 8 Experimental results of static filtration permeability damage rate

3.2 浸泡時間

固定驅替壓力為3.5 MPa，分別研究不同污染時間（60 min、120 min、180 min）下的巖心污染情況，實驗結果見圖8。

圖8 浸泡時間對滲透率的影響Fig.8 Effects of soaking time on permeability

經過對比發現，污染時間為120 min 的巖心滲透率明顯低于60 min 時，并且之后隨著污染時間的增加，巖心滲透率降低的趨勢變緩，表明浸泡時間對滲透率的影響主要體現在侵入早期。

通過核磁共振手段分析巖心可動流體分布（圖9），發現污染后巖心可動流體分布孔隙的孔徑整體減小，分析是由于鉆井液中固相顆粒侵入，占據孔隙空間，進而導致巖心傷害后滲透率大幅度下降。

圖9 浸泡時間對可動流體的影響Fig.9 Effects of soaking time on movable fluid

經對儲層巖心污染前后端面潤濕性評價，巖心端面被污染后，水相潤濕角增大，親水性減弱，親油性增強，這是因為鉆井液中表面活性劑的親水基團在巖心端面吸附，導致巖心端面污染后親油性增強。

對污染深度進行評價，以滲透率保持大于90%為污染深度劃分界面，當截掉巖心長度0.5 cm時，巖心滲透率為原始滲透率的92.33%，即3.5 MPa時180 min 污染深度為0.5 cm。

C10H 井裸眼水平段長1 546.63 m，1月10日開鉆，1月20日完鉆，1月22日轉入完井，1月30日開始氣舉，歷時20 天，浸泡時間長，污染深度大，增加了儲層的傷害程度。

3.3 鉆井壓差

固定污染時間120 min，分別研究不同驅替壓力（3.5 MPa、6.5 MPa、9.5 MPa）下巖心的污染情況，實驗結果見圖10。

圖10 鉆井壓差對滲透率的影響Fig.10 Effects of drilling pressure difference on permeability

經過對比發現，巖心滲透率下降幅度隨驅替壓力的升高而大幅度上升，驅替壓力9.5 MPa 時，滲透率損害后保存率僅23.42%。通過核磁共振手段分析巖心可動流體分布（圖11），發現污染后巖心可動流體分布孔隙的孔徑整體減小。

圖11 鉆井壓差對可動流體的影響Fig.11 Effects of drilling pressure difference on movable fluid

經對儲層巖心污染前后端面潤濕性評價，巖心端面被污染后，水相潤濕角由55.1°增大至63.8°，親水性減弱，親油性增強。

對污染深度進行評價，當截掉巖心長度1.0 cm時，巖心滲透率為原始滲透率的90.15%，即9.5 MPa時120 min 污染深度為1 cm。

對比圖8、圖10可知，鉆井壓差對滲透率的損害明顯高于浸泡時間，隨著鉆井壓差的增大，滲透率損害程度也在不斷增加。鉆井壓差3.5 MPa時，巖心損害率約為20%；
鉆井壓差6.5 MPa 時，巖心損害率超過50%。因此實鉆過程中，在保證井壁穩定的前提下，鉆井壓差盡可能控制在3.5 MPa以內。

根據鉆后測壓資料顯示H5 層目前地層壓力系數約為0.78，鉆井壓差高達13.45 MPa，進一步增加了儲層傷害程度。

綜上所述，相比于常規氣藏，C 氣田低孔滲儲層物性特征差，滲流規律復雜，可動流體含量低，通過開展低孔低滲儲層綜合評價有利于明確儲層保護和儲層改造的界限，從而針對不同儲層特征優選適應的儲層保護及改造技術。同時，結合儲層污染影響因素，優化現場施工措施，降低儲層傷害，釋放產能。

（1）東海某氣井低滲儲層巖石親水、孔喉細小，鉆完井過程中近井地帶存在水鎖損害風險；
H5 層存在壓力虧空，低壓力梯度下流體滲流具有明顯非線性特征；
低滲透儲層核磁共振T2圖譜具有明顯的雙峰特征，可動流體百分數與滲透率呈對數關系。滲透率小于10×10-3μm2，可動流體百分數低于57.86%。

（2）基于低滲透氣藏儲層綜合評價方法，對氣井低滲儲層段進行了系統評價。研究表明該井H5 層屬于三類儲層，儲層動用難度大，需要實施必要的儲層保護措施。

（3）相比浸泡時間，鉆井壓差對儲層損害較大。在保證井壁穩定的前提下，鉆井壓差應盡可能控制在3.5 MPa 以內。