低渗透凝析气藏储层损害特征及钻井液保护技术

低渗透凝析气藏储层孔喉细小,渗透性差,黏土含量高,非均质性严重,因而容易因各种入井工作液侵入储层造成水敏、水锁等损害,并经常发生其特有的反凝析损害。结合吐哈油田巴喀低渗透凝析气藏,系统分析了低渗透凝析气藏的储层损害特征。室内评价实验表明,水锁是该储层的主要损害因素之一,渗透率损害率为65.23% ~ 91.01%。在该区原用聚磺钻井液基础上,优选可有效降低油/水界面张力的表面活性剂,应用成膜技术与理想充填 “协同增效”的储层保护新方法,优化设计出保护储层低损害钻井液;通过开展配伍性、动态污染等实验对该钻井液的储层保护特性进行了评价。室内实验结果表明,该钻井液具有良好的流变性与配伍性,可使储层岩心的渗透率恢复值从63.2%增至84.7%,具有明显的储层保护效果。     

致密砂岩气藏损害机理及低损害钻井液优化

针对塔里木盆地B区块致密砂岩气藏储层孔喉细小、渗透性差、束缚水饱和度高、非均质性严重、微裂缝发育、极易受到损害且损害难以解除的难题,模拟地层条件,开展了高温敏感性与水锁损害测试,分析了储层固相损害,系统揭示了致密砂岩气藏损害机理:应力敏感损害、水锁损害、微裂缝固相损害是该储层的主要损害类型。在该区块使用的磺化防塌、钾聚磺钻井液基础上,优选出暂堵剂及可有效降低表面张力的表面活性剂,运用理想充填技术与表面活性剂两者相结合,优化设计“协同增效”型保护致密砂岩气藏的低损害钻井液。通过配伍性测试、动态污染实验对优化钻井液的储层保护性能进行评价发现,优化钻井液与研究区块地层水配伍,岩心渗透率恢复值在85%以上,储层保护效果明显。优化钻井液在B区块B2井巴什基奇克组储层中取得成功应用,钻井后储层表皮系数极大降低,钻井液对储层的污染明显减少。      

低张力体系削弱水锁损害实验研究

水锁损害是指在油气层开发过程中,外来水相流体进入储层后,由于毛细管力滞留作用,地层驱动压力不能将外来流体完全排出地层,使储层的含水饱和度增加,油气相渗透率降低。水锁损害广泛存在于低渗透储层开发中,严重地影响着油气藏的勘探开发效果。采用化学剂降低水锁损害成本低、见效快、施工简便,是提高低渗透储层开发效果的重要方法,而常用化学剂对岩心水锁损害削弱效果不明显。由李铵盐型阳离子双子表面活性剂与普通表面活性剂OP-10复配而成的低张力体系RSE能将油水界面张力降低至10 -3mN／m数量级,对水锁损害较为严重的低渗透储层,低张力体系RSE可使渗透率损害程度大幅度降低。     

低渗透砂岩储集层水锁损害影响因素及预测方法研究

水锁导致渗透率下降是低渗透油气层损害的主要机理之一。对低渗透砂岩储集层的水锁效应进行了实验研究,定量评价了气测渗透率、孔隙度、初始水饱和度。驱替压差和油水界面张力等因素对水锁效应的影响。在对大量实验数据进行处理的基础上,建立了低渗透砂岩储集层水锁效应的灰色静态预测模型。研究结果表明,影响低渗透砂岩储集层水锁损害程度的主要因素有：油水界面张力、气测渗透率和储集层的水饱和度。油水界面张力越高,钻井液、完井液等外来流体侵入储集层后的水饱和度越高,储集层的渗透率越低,水锁损害程度就越严重。建立的水锁效应灰色预测模型可以对低渗透砂岩储集层的水锁损害程度进行初步的定量预测,其准确程度还与实验岩样及实验数据的代表性密切相关。图2表2参6（张振华摘）     

低渗透气藏水锁损害定量评价模型

为了定量评价低渗透气藏潜在的水锁损害,基于相对渗透率和启动压力梯度模型,建立了低渗透气藏水锁损害定量评价模型,分析了水锁损害深度、启动压力梯度和应力敏感对水锁损害程度的影响。分析发现,该模型的预测结果与致密砂岩水锁损害实验结果吻合较好;水锁损害深度越大,潜在的水锁损害程度越严重;流体启动压力梯度越大,液相越难以返排,添加表面活性剂能够提高流体返排效率;高返排压差有利于液相返排,但应力敏感可能导致水锁损害程度增大,在启动压力梯度较低时影响尤其明显。研究结果表明,水锁损害是水相滞留引起的气相相对渗透率降低与应力敏感导致的绝对渗透率降低协同作用的结果,确定合理的返排压差能够减轻水锁对低渗透气藏的损害。      

低渗透气藏地层损害的特殊性

低渗透气藏的地层损害具有压力敏感性高、液体滞留效应严重和反向吸入现象明显的特点。采用减小生产压差、应用气体或含气钻井液、合理选择最小过平衡压力或减小气水界面张力的方法,可以预防和减轻地层损害。     

川西致密气藏水锁损害室内实验研究

水锁损害是低渗透致密气藏的主要损害类型,严重影响了气藏开发效果。在分析水锁损害室内实验方法的基础上,提出了一种室内定性研究含水饱和度对水锁影响的方法--反向作用法,即将岩心置于岩心夹持器中,直接在出口端面施加压力,使相应地层水进入岩心造成水锁损害。该方法简单有效。以川西低渗透致密气藏为例,从岩心自吸作用和正压侵入作用两方面,确定了含水饱和度与水锁损害的关系,即含水饱和度越大,水锁损害越严重,为减轻、消除水锁损害提供了理论指导。     

乾安地区低渗透砂岩储层保护技术研究

吉林油田在储层敏感性评价的基础上,室内进行了现场二开钻井液体系的损害评价实验。结果表明,现场二开钻井液体系对乾安地区低渗透砂岩储层的损害程度为34.52%,以液相损害为主,并且存在严重的水锁损害。因此,减轻低渗透砂岩储层的损害程度重点是控制钻井液滤液侵入。根据d90暂堵理论及防水锁技术对现场二开钻井液体系进行了优化,加入屏蔽暂堵剂后的钻井液对岩心的损害程度降低了16.25%,优选的新型防水锁剂可使钻井液对岩心损害程度减少5%左右,能够有效保护低渗透砂岩储层。     

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水锁损害广泛存在于低渗透致密砂岩油气藏，是低渗透致密砂岩油气藏的主要损害类型之一，这严重地影响着油气藏的勘探开发效果。文章在改进现有水锁损害室内评价方法的基础上，以川西致密砂岩气藏为研究对象，采用模拟地层水对致密砂岩气藏由于自吸作用造成的水锁损害，以及作用压力对水锁损害的影响进行了实验研究。结果表明，与水敏损害不同，即使是采用与地层配伍的模拟地层水与岩心接触，水锁损害仍然存在，且水锁损害程度可以超过80%。对于低渗透气藏，即使不存在压差，或采用负压作业，只要作业流体中包含有水相，那么在自吸作用下，水溶液都将进入地层，造成水锁损害，且损害程度随接触时间及作用压力增加而增加。因此，对低渗透致密砂岩油气藏应尽可能采用负压作业，尽可能减少与水相作业流体接触的机会。     

应用高性能多元醇钻井液保护深层低渗透油气藏

准噶尔盆地中部3区块的深层油气藏具有低渗透储层的典型特征,表现为含水饱和度高、孔喉细小、渗透性差、结构复杂、非均质性严重、油气流动阻力大及常伴有天然裂缝等特点。经岩心流动实验证实,水锁是损害该低渗透储层的主要因素之一,渗透率损害率为49.3%~89.2%。应用防液锁技术、理想充填理论及 d₉₀ 规则,研发了具有防水锁、低侵入特点的高性能多元醇钻井液。通过配伍性实验、表面 界面张力评价实验、动态污染实验及水锁实验,对该钻井液的储层保护特性进行了评价。室内实验及现场应用结果表明,该钻井液不仅能够满足超深井安全快速钻井的需要,而且多元醇SYP-1与表面活性剂HAR之间的协同作用能显著降低滤液表面张力和滤液-油界面张力,提高钻井液返排效率,减轻深层低渗透储层水锁损害。