莺歌海盆地高温高压气藏储层保护技术

2017-04-21张耀元张群

长江大学学报(自科版) 2017年7期

关键词：海盆孔喉岩心

张耀元,张群

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司中海油实验中心，广东湛江 524000)

蒋官澄

教育部石油工程重点实验室，油气资源与探测国家重点实验室中国石油大学(北京)石油工程学院，北京102249

周广巍,庞俊

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司中海油实验中心，广东湛江 524000)

莺歌海盆地高温高压气藏储层保护技术

张耀元,张群

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司中海油实验中心，广东湛江 524000)

蒋官澄

教育部石油工程重点实验室，油气资源与探测国家重点实验室中国石油大学(北京)石油工程学院，北京102249

周广巍,庞俊

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司中海油实验中心，广东湛江 524000)

通过对莺歌海盆地区域地层的潜在损害因素进行分析，结果表明该区域地层存在强水敏性损害，弱碱敏和弱应力敏感损害；同时对该地区储层孔渗特征进行分析，提出了适应该区域储层特性的理想充填粒子暂堵和改变岩石表面性质的油保技术，利用暂堵剂优选智能化应用软件优选出合理的暂堵剂分布比例，结合性能良好表面活性剂从封堵和降低油气在孔隙中的流动阻力2方面来提高储层保护效果。该体系能够有效保护储层，岩心渗透率恢复值达到90%左右，达到提高油气产量的目的。

低渗透储层；储层损害；理想充填；暂堵；架桥粒子

莺歌海盆地区域储层孔隙度平均值为17.98%，渗透率平均值为7.19mD，孔隙度与渗透率存在较好的相关性，该区域储层具有典型的低孔、低渗特点，在钻井、完井过程中，存在强水敏性储层损害，酸敏和碱敏性损害较弱；钻井液中有害微粒运移堵塞孔隙和微裂缝，造成对储层的损害。因此，如何提高莺歌海盆地区域储层保护能力变得尤为重要。

1 储层孔隙结构特征

1.1 储层孔隙类型

该区域气藏储层有7种孔隙类型，以粒间孔和铸模孔为主，次为粒内溶孔，可见少量的生物体腔孔和晶间孔，总面孔率平均为18.7%，为粒间孔-溶蚀孔型储层，粒间孔、铸模孔为主要储集空间，长石等粒内溶孔、粒间溶孔次之，除此之外，在岩心上还观察到裂隙。另外，杂基微孔、铸模孔和有孔虫体腔孔等孔隙类型也有少量的分布[1]。整体来看主要孔隙组合类型为粒间孔-铸模孔组合类型。

1.2 储层孔隙结构特征

毛细管压力资料统计表明研究区最大孔喉半径在1.46～4.75μm之间分布，平均为2.39μm；孔喉半径平均值在0.46～1.74μm之间分布，平均为0.86μm；主要为微喉道，少量为细喉道。可变断面的收缩部分是主要喉道，次为片状、弯片状喉道。平均孔喉比为6.71，配位数主要在2～4，孔隙发育处连通性尚可。

1.3 储层孔渗特征

主要选取了莺歌海盆地区域6口井岩心进行试验分析，该区域储层渗透率主要分布在0.001～14mD之间，平均渗透率为7.19mD；孔隙度主要分布在8%～20%之间，平均孔隙度为17.98%。储层孔隙度和渗透率二者存在较好的相关性，整体表现为渗透率随孔隙度增大而增大。其中DF XX4井地层孔隙度与渗透率相关性不明显，反映了孔隙间连通性较差[2]。

2 储层潜在损害因素评价

参照SY/T5358—2006标准，选取莺歌海盆地区域DF XX4井2907m(1#)和2914m(2#)井深的岩心进行储层敏感性评价。

2.1 水敏评价

水敏性试验结果如图1所示，1#、2#岩心渗透率分别由3.47mD降至0.968mD，由1.99mD降至0.574mD，岩心的水敏损害率分别为72.1%和71.2%，说明该区域地层具有强水敏性。

2.2 速敏评价

速敏性试验结果如图2所示，采取流量为0.5～6mL/min的范围，1#岩心的最小渗透率(Kmin)为0.662mD，最大渗透率(Kmax)为0.965mD；2#岩心Kmin为1.60mD，Kmax为2.13mD，1#和2#岩心的Kmin/Kmax分别为0.69，0.78，则该区域储层液测速敏损害较弱。

图1 地层水敏性评价图2 低渗透储层速敏评价

2.3 酸敏评价

注入酸液为质量分数15%的HCl，酸敏性试验结果如图3所示，注酸后，岩心1#、2#的渗透率分别由1.06、0.435mD降至0.987、0.421mD，储层损害率仅为6.9%和3.2%，则该地区储层存在弱酸敏损害。

2.4 碱敏评价

碱敏性试验结果如图4所示，当pH值由7升至13时，岩心1#、2#渗透率分别由13.2mD降至9.59mD，由3.21mD降至2.30mD，岩心的碱敏损害率分别为27.3%和28.3%，该地区储层碱敏性较弱。

图3 低渗透储层酸敏评价图4 低渗透储层碱敏性评价

图5 低渗透储层应力敏感试验结果

2.5 应力敏感评价

应力敏感试验结果如图5所示，当静围压由2.5MPa增至20MPa时，渗透率由1.16mD降低为0.986mD；当静围压由20MPa降至2.5MPa时，渗透率由0.986mD升至1.07mD。则该地区储层的应力敏感性为较弱。

通过对莺歌海盆地区域储层潜在损害因素进行分析研究，表明该区域储层岩心具有较强的水敏损害特征，弱碱敏和弱应力敏感损害。

3 莺歌海盆地储层保护技术

莺歌海盆地区域储层为中孔低渗储层，渗透率主要分布在0.001～14mD，平均渗透率为7.19mD，在钻井施工过程中，钻完井液中的滤液和固相在压差作用下进入储层，而且该区域地层存在较强的水敏，弱速敏和应力敏感性，产生水锁和固体颗粒堵塞孔喉，造成储层有效渗透率下降，严重影响油气产量。

储层损害最基本的机理包括孔喉的物理堵塞(固体颗粒侵入、聚合物侵入、黏土膨胀、结垢等)和相对渗透率的改变(流体阻塞、乳化、润湿性改变等)。考虑到莺歌海盆地区域储层的孔渗特征，采用理想粒子充填和改变储层岩石表面性质的方法提高储层保护效率[3～5]。

3.1 理想粒子充填

3.1.1 理想粒子充填原理

莺歌海盆地区域渗透率从0.001～300mD不等，储层的孔隙结构一般有很强的非均质性，孔喉尺寸一般呈正态分布，存在很大的差异。传统的暂堵方案都是以储层的平均孔径和暂堵剂的粒度中值作为确定暂堵方案的依据，难以形成强有效的不同级配封堵，也就达不到最佳的油气层保护效果[6]。对于保护储层的钻井液，正确的做法是，需要根据孔喉尺寸加入具有连续粒径序列分布的暂堵剂颗粒来有效地封堵储层中大小不等的各种孔喉以及暂堵颗粒之间形成的孔隙。只有形成这种合理的粒径序列分布，才能确保形成滤失量极低的致密泥饼，阻止固相颗粒以及滤液侵入地层[7]。

3.1.2 理想充填粒子的选取

根据莺歌海盆地区域储层的相关孔渗数据，利用暂堵剂优选智能化应用软件优选出合理的暂堵剂比例分布。细暂堵剂颗粒质量分数25%，中粗暂堵剂颗粒质量分数75%。

3.2 改变岩石表面性质

对于低渗、特低渗储层，单纯的封堵不能有效保护储层，加入表面活性物质，可以大大降低岩石的表面张力，从而减少气相通过岩石孔隙的阻力，防止储层相对渗透率的降低[8]。

通过室内测得的几类表面活性剂溶液的表面张力，试验结果见表1。可以看出质量分数为0.3%ABSN溶液表面张力最低，为25.5mN/m，因此选用ABSN对钻井液进行优化。

表1 几种表面活性剂表面张力测定

4 莺歌海盆地高温高压气藏储层保护技术

4.1 钻井液性能影响评价

针对该区域低渗透储层的特点，提出向现场钻井液中加入质量分数为8%的不同级配比例暂堵粒子和质量分数为2%的表面活性剂ABSN的储保方案。试验结果如表2所示，向现场钻井液中加入暂堵粒子和表面活性剂ABSN后，钻井液的切力增加，滤失量降低，对钻井液的性能没有明显影响。

表2 暂堵粒子和ABSN对钻井液性能的影响

注：μa为表观黏度；μp为塑性黏度；τd为动切力；τi为初切力；τf为动切力；VAPI为API失水量；VHTHP为高温高压失水量。

表3 优化后钻井液污染前后渗透率恢复率

4.2 储层保护钻井液返排效果评价

取该区域6块储层岩心进行污染试验，测得岩心污染前后渗透率恢复率，试验结果见表3。经加入暂堵粒子和表面活性剂的钻井液污染后的岩心，其渗透率恢复值明显高于现场钻井液。这是因为采用理想粒子填充和改变储层岩石表面性质的储层保护技术，能够在近井地带形成致密的桥堵带，阻止钻井液固相和滤液侵入地层深处而引起储层损害，能够有效保护储集层。