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控制致密砂岩气藏水相毛比细管自吸的地质与工程因素

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控制 致密 砂岩 气藏水相毛 细管 地质 工程 因素
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2007年5月第22卷第然科学版)i’0072 No.673.064X(2007)201—04控制致密砂岩气藏水相毛细管自吸的地质与工程因素游利军1,康毅力1,陈一健1,彭珏1,程秋菊2(1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川成都610500;2.中国石化华北分公司,河北任丘062550)摘要:致密砂岩气藏毛细管自吸诱发的水相圈闭损害、水淹和水锥等严重制约致密砂岩气藏的勘探成功率和开发经济效益.以鄂尔多斯北部大牛地气田致密砂岩为例,研究了初始含水饱和度、天然裂缝、孔隙结构、气藏压力和润湿性等地质因素对致密砂岩毛细管自吸行为的影响机理;通过自吸流体性质、自吸流体与岩石作用、自吸流体与储层流体作用等研究,揭示出工作液性质和作业条件等工程因素对致密砂岩自吸的影响.研究表明,初始含水饱和度、裂缝和流体性质严重影响毛细管自吸行为;通过流体/岩石性质的改变和注采速率的优化可控制边底水推进速率,提高气藏采收率;利用自吸损害可预防钻井完井和压裂改造过程中的水相圈闭损害.关键词:致密砂岩;超低含水饱和度;毛管力;自吸;钻井完井液;储层保护;采收率中图分类号:+3 文献标识码:聚合物)驱的成功率和油气产量,两者之间的质能传递是通过毛细管自吸进行的.000)通过逆流自吸和驱替实验研究了中高渗油水岩石系统中润湿性、初始含水饱和度、老化时问和采收率的关系…1.王伟英等(2000)实验研究了原油组分、孔隙结构、束缚水饱和度和岩性对自吸的影I]向[2998)研究表明,初始含水饱和度在0~20%时对采收速率没有显著影响,如果时间足够,气饱和的岩石自吸采收率可达100%.游利军(2004)指出致密砂岩吸水能力强,毛细管自吸主要受到初始含水饱和度、裂缝参数、岩石物性和孔隙结构等的影响,它可导致致密砂岩气层被错判遗漏、井壁失稳等严重后果.M.D.003)指出验证实储层自吸损害潜力强,研制的油基泥浆预防水相圈闭损害效果明显[41.目前毛细管自吸研究集中在相对高渗的油藏提高采收率方面,而对提高致密气藏采收率、损害与保护技术方面缺乏系统和针对性研究.本文以鄂尔多斯盆地大牛地致密砂岩气藏为例,系统研究了控制致密砂岩气藏岩石毛细管自吸行为的地质和工程因素及控制机理,旨在为致密砂岩气层作业过程、开采方案优选提供指导.1控制毛细管自吸的地质因素1.1初始含水饱和度致密砂岩气藏初始含水饱和度低于束缚水饱和度是一种常见的现象.利用压汞法、相对渗透率法和气水毛管压力法等获得大牛地气藏束缚水饱和度为43%~68%,密闭取心和测井资料解释结果表明含收稿日期:2006.09号:0242)“致密含气砂岩水相圈闭损害机理与评价技术研究”部分成果作者简介:游利军(1976一),男,博士,主要从事储层保护理论、非常规天然气开发地质学研究.免费资料下载(自然科学版)水饱和度最低在12%左右,即存在超低含水饱和度.实验证实,初始含水饱和度越低,毛细管自吸速率越高.气层具有超低含水饱和度时,有过剩的毛管压力存在,边底水或外来工作液滤液与气层接触后,在毛细管力作用下快速侵入气层,造成水相圈闭损害,降低气层渗透率.要消除侵入的工作液滤液或井底积液造成的水相圈闭损害,就要求有相当大的压差,若气层压力不能将井底附近积液排出就要采取压裂等措施.1.2气藏压力和毛管力毛管力是水相进入气藏的动力,而气藏压力是阻力.研究区储层孔喉半径平均0.2~0.39值压力平均0.9~32.85储层压力系数0.82~0.97,储层压力23.36~26.6此气藏压力与毛管压力相差不多,甚至小于毛管压力.尤其当气层处于超低含水饱和度下的毛管力远大于气水平衡时的毛管力,因此低压并具有超低含水饱和度的致密含气砂岩存在相当强的毛细管自吸趋势,在接触水相后,水相将迅速侵入储层岩石,这也是低压气藏过早见水的原因.因此对具边底水低压气藏,建立合理作业制度控制边、底水推进速率是十分重要的.1.3天然裂缝致密含气砂岩不同程度地发育微裂缝和天然裂缝。天然裂缝是连接致密基块和人工裂缝或井筒的桥梁,致密砂岩气藏如果没有裂缝是很难经济开发的.天然裂缝的存在,增加了岩石的自吸速率[5】5.相同基块渗透率的裂缝岩样毛细管自吸实验(图1)表明,随着裂缝宽度增加,自吸速率增大.但是当裂缝宽度继续增大到17.5水速率反而减小,并且随着裂缝宽度增大,自吸速率也降低.因为随着自吸的进行,进入裂缝中的润湿相逐渐增多,重力也逐渐增大,宽裂缝中润湿相受到的毛管力很快和重力平衡,使进入裂缝的润湿相流体减少.在作业过程中,工作液会在正压差作用下,沿宽裂缝侵入的更快.,。口目二∑爵嚣《岱时问,】,这表明在裂缝发育的油气藏中,裂缝长度越短,裂缝中液体自吸入基块的速率就越快;裂缝密度和裂缝面越大,基块体积就越小,流体过流断面减小,自吸速率增加.逆流自吸速率小于顺流自吸速率.裂缝网络不同,自吸方式不同.如果合理配置裂缝网络和注水速率,控制自吸方式和自吸速率,可提高裂缝与基块之间的质能传递速率,提高开采效率.在致密砂岩气层钻井完井过程中,合理控制作业压差,改变滤液自吸方式,减缓滤液侵入气层的速率.1.4物性与孔隙结构渗透率越高自吸速率越快[6岩石毛细管自吸包括润湿相饱和度增加和重新分布两个过程吸入高渗岩石的润湿相能够快速地重新分布,岩石中始终保持较高的润湿相饱和梯度,使毛细管自吸继续快速进行.相同基块渗透率的裂缝岩样毛细管自吸实验表明(图2),岩样的孔隙度与自吸早期结束时吸水量具有相关性,即孔隙度越小,自吸早期结束时吸水量越大.’孔隙度,%图2裂缝岩样自吸吸水■和基块孔隙度关系995)认为,润湿相沿着孔隙边缘自吸是非常重要的流动机理,它能加速自吸前缘质量的传递.致密砂岩气层喉道多为扁平或片状,水相沿着喉道的边缘或边角流动,且致密砂岩喉道狭小,饱和度蒸汽压低,润湿相能沿着裂缝和喉道边角快速吸入基块最细的毛细管并在其中聚集,将其充满.随着气体压力的逐渐增加,润湿相从半径最小的毛细管依次进入较大的毛细管中,使近井带或裂缝面含水饱和度升高,气相渗透率下降,削弱人工缝的作用.1.5黏土矿物研究区致密含气砂岩中黏土矿物丰富多样,有伊利石、高岭石、绿泥石、伊傣间层矿物.黏土矿物晶格带有过剩的负电荷,具有吸引极性分子水的能力.蒙脱石和伊利石不仅具有强亲水性,而且吸水会显著膨胀,堵塞储层孔喉,抑制毛细管自吸的继续进行.高岭石晶片问发育大量的晶间孔,为储集天然气免费资料下载:控制致密砂岩气藏水相毛细管自吸的地质与工程因素 一203一提供丰富的空间.但是晶问孔的小孔径,为水相侵入提供了足够大的毛管动力.2控制毛细管自吸的工程因素2.1自吸流体性质自吸流体黏度越大,黏滞阻力越大,自吸速率越低;流体中固相颗粒尺寸与储层孔喉尺寸、裂缝宽度合理匹配,储层岩石和流体接触后形成滤饼,阻止工作液滤液毛细管自吸.裂缝油气藏裂缝中流体流速越大,润湿相与基块接触的时间越短,润湿相越难自吸进入基块,而沿着裂缝快速锥进.为了在提高产量、采收率及经济效益方面发挥毛细管自吸作用,优化最佳注入速率和开采速率是十分重要的.最佳注入速率与岩石最大毛管压力、基块和裂缝渗透率之间存在十分密切的关系【8】8.2.2 自吸流体与储层岩石作用(1)改变岩石表面性质润湿性影响毛管压力,从而影响岩石的毛细管自吸.流体中加入醇能明显降低自吸速率[9]9.用化学处理剂将油湿或水湿岩样处理为气润湿后进行自吸实验,岩样基本不发生油水相毛细管自吸【10J.因此,为了防止工作液滤液毛细管自吸进入近井带或裂缝两侧油气层,在工作液中加入化学处理剂使岩石变为油润湿或气润湿,阻止水相滤液发生自吸进入近井带或裂缝两侧油层或气层中,减少工作液侵人造成的损害.(2)储层损害研究区气层存在强碱敏、强酸敏、中一弱水敏和弱盐敏.选取物性相近的4块致密砂岩岩样进行白吸实验,自吸流体分别为蒸馏水、模拟地层水或模拟地层水中加入拟地层水矿化度80,.按每10 拟地层水中加入3.从实验结果(图3)看出,模拟地层水的自吸速率大于模拟地层水中加入盐和碱,也大于蒸馏水的自吸速率,加入碱的地层水自吸速率最低.由于高矿化度的流体、蒸馏水和高敏和碱敏,堵塞岩石孔喉,导致岩石渗透率下降,降低了流体的自吸速率,并且碱敏损害要比水敏和盐敏严重,这和流体敏感性实验结果是一致的. 。储层损害能够阻止毛细管自吸或降低岩石毛细管自吸速率.因此,借鉴屏蔽暂堵技术思想,合理利用损害有利于气层保护,在钻井完井等作业中可在工作液中加入处理剂,使储层岩石对后续流体产生免疫,防止发生自吸损害,即“以液防液”[91.,‘a‘否●3、鼍麓*昏图3不同性质流体自吸速率和时间关系2.3 自吸流体和储层流体作用外来流体与油气层流体不配伍,可生成有机和无机沉淀.有机沉淀主要指石蜡、沥青质及胶质在井眼附近的油气层中沉积,这样不仅可以堵塞油气层的孔喉,而且还可使岩石润湿性发生反转,从而影响毛细管自吸速率.研究区气层地层水中富含口+、二价离子,气藏在钻井完井、开发等作业过程,外来流体侵入可能形成于与合形成沉淀堵塞喉道,抑制自吸的进行.3应用研究大牛地气田在2001年7月前下石盒子组盒1段和山西组山2、山1段是主力气层,探井约20余口,气层基本无自然产能,表皮系数为+1.02~+39.7,压裂改造后表皮系数仍大于0,气井最高产量仅3×104m3/内研究认为毛细管自吸诱发的水相圈闭损害是产生以上现象的原因.由于盒2+3段气层物性相对较好和含水饱和度相对较低,岩石更易发生毛细管自吸,因此,防止工作液滤液发生毛细管自吸成为重点工作,并加强对盒2+3段的保护力度.针对大牛地气田实际情况,采用屏蔽暂堵钻井完井液形成优质滤饼、压裂采用大排量和液氮伴注、增加滤液黏度和易吸附滞留的聚合物等措施降低工作液滤液毛细管自吸行为.2002年10月后,在研究区38口探井、18口开发井分阶段进行了屏蔽暂堵钻井完井气层保护技术现场试验,压裂液采用大排量和液氮伴注以提高返排效率.保护技术实施后,盒免费资料下载(自然科学版)2+3高产气层被发现并成为该区的主力产气层.‘ f. 一y ”4结论 、., 一(1)致密含气砂岩超低含水饱和度、丰富多样的黏土矿物、片状喉道和水湿性等特征使其表现为强烈的毛细管自吸趋势.(2)致密砂岩的毛细管自吸主要受到储层条件、岩石性质、自吸流体的性质和流体与岩石之间的相互作用等因素控制. .2(3)天然裂缝和自吸流体性质严重影响毛管自吸行为,储层损害能抑制毛管自吸进行,合理利用损害有利于气层保护,在工作液中加入处理剂预防毛细管自吸诱发的水相圈闭损害,即“以液防液”.(4)采用屏蔽暂堵技术、大排量压裂和液氮伴注等措施降低了滤液毛细管自吸诱发的损害,促使高产气层即时发现..参考文献:[1], R.lx)].000,5(2):348.[2】王伟英.原油组分、孔隙结构对自吸的影响[J].大庆石油地质与开发。2000,19(6):18—20. ”[3]王伟英,张公社.束缚水饱和度和岩石性质对自吸的影响[J].石油学报,2000,21(3):66.69.[4】 M D R B in 】.005.[5]游利军,康毅力,何健.毛细管自吸机理探讨及实验研究资源、环境与渗流力学——第八届渗流力学学’’术论文集,北京:中国科学技术出版社,2005.[6]朱维耀.低渗透裂缝性砂岩油藏多孔介质渗吸机理研究[J】.石油学报,2002。23(6):56.59.【7】 i,.].000,3(2):139—149.[8]T 8of of by in 000,(40):323.344. “t ; t[9】游利军.致密砂岩气层水相圈闭损害动力学研究[D].成都:西南石油大学,2006. 、.[10】i, N.p(].001,6(4):375.编辑:贺元旦“(上接第200页)浸泡实验也进一步证实,储层岩石中不稳定矿物在长期浸泡后发生解体消失,同时稳定矿物晶体常数发生变化,向着破坏方向变化,这可导致储层岩石的孔隙和喉道变小甚至堵塞,使得在测相对渗透率实验过程中,随着含水饱和度的增加,储层岩石被水侵泡时间越长,水相渗透率会降低.综上所述,在测相对渗透率曲线实验过程中,随着水驱替过程的进行,含水饱和度的增加,储层岩石和水接触时间延长,储层中的不稳定矿物将膨胀和解体,严重堵塞孔隙和吼道,水敏现象越为明显,在相对渗透率曲线上表现出当着含水饱和度大于60%以后,随着含水饱和度的增加,水相渗透率出现降低的现象.参考文献:[1]徐云英.保护油层专集(第二册)[M].北京:石油工业出版社。19船.[2】张绍槐。罗平亚.保护储集层技术[M].北京:石油工业出版社。1993.[3]赵敏,徐同台.包哈油气层技术[M】.北京:石油工业出版社。1995.[4】罗英俊.油田开发生产中的保护油层技术[M].北京:石油工业出版社。1992.12.[5】康毅力,罗平亚.川西致密砂岩气层的工程地质特征与保护对策[J].西南石油学院学报,1999,21(1):1—5.[6】康毅力,罗平亚.川西致密砂岩气层保护技术—进展与挑战[J].西南石油学院学报,2000,22(3):l·5.编辑:贺元旦免费资料下载
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