復雜地質條件下的儲層損害評價方法分析

何望雪

（西安石油大學，陜西 西安 710065）

0 引言

我國近些年來勘察與開采的礦物質資源地層具有較為復雜的特征，并且含有較高的硫化氫含量，若是處理措施不當，將會造成井液泄露，對周邊儲層巖石的滲流能力產生很大影響，進而導致儲層受到嚴重損害，降低生產效率。截至目前，礦產勘探人員與開采人員仍舊不清楚儲層損害的程度以及機理，也缺少合適的技術對儲層損害評價方法做出研究。

1 特殊儲層的基本特征分析

1.1 高壓油氣藏儲層特征

高壓油氣藏儲層的巖石基本上以硅質巖占比較大，此外，石英的占比次之，膠結方式最為主要的是接觸式-孔隙式，擁有很高的致密性且質地堅硬。高壓油氣藏儲層區域范圍內最為常見的孔隙是粒間孔，粒子之間的溶孔大小基本維系在10μm到80μm之間，這種孔隙是高壓油氣藏儲層主要的儲集空間[1]。粒內的溶孔大小基本維系在10μm到30μm之間，粒內溶孔在高壓油氣藏儲層也是相對較好儲集空間，并且具有較高的質量。部分高壓油氣藏儲層還發育生成了晶內溶孔和鑄模孔等，例如肯基亞克油田。

高壓油氣藏儲層發育生成了成巖裂縫和構造裂縫，但是總體而言數量不夠多，并且大多是以構造裂縫的形式出現。構造裂縫基本上是剪切縫，具有很高的角度和平直的態勢，甚至有的構造裂縫未能完成填充。成巖裂縫在本質上是一種壓實縫隙，主要包含有兩種形式，一種是微觀壓實縫隙，一種是宏觀壓實縫隙。根據肯基亞克油田的情況看來，方解石是最為主要的裂縫填充物質，泥巖也是相對普遍的一種物質，形成的裂縫規模不大，位于0.5米以下的位置，淺顯可見，長度更是不超過1米。根據觀察肯基亞克油田的8016井巖心的結果分析，不同類型的裂縫總數量為30條，經計算得到縫隙的密度值約為每米1.29條，其中有3條有效裂縫，27條充填縫。

將石炭系的巖心制作成薄片作出鑒定，同時通過觀察并獲取資料信息，明確縫隙、孔洞的發育情況[2]?；诳讖降男螤钜约按笮∏闆r，可以將鹽下石炭系孔隙劃分成為五種類型，分別是粒?？?、晶間孔、微孔、粒內孔和粒間孔。高壓油氣藏儲層鹽下石炭系孔隙以微孔為主，微孔的孔徑大小一般在10μm左右，占據整個儲集空間的七成。

1.2 超低壓油氣藏儲層特征

超低壓油氣藏儲層位于烴源巖位置，不同區域范圍內的儲層以及巖心非均質特性十分明顯，同時表現出中等級乃至高等級的基質孔隙度，但是其基質卻具有較低的滲透率[3]。超低壓油氣藏儲層屬于雙介質塊狀底水裂縫性油藏，儲層中以次生溶蝕孔作為首要類型，但是這些孔洞的分布情況相對不夠均勻，并且擁有較差的連通能力和很強的非均質特性。就伊朗地區的M.I.S油田而言，其基巖的平均孔隙度數值達到10%，縫隙的孔隙度值達到1%。主要的裂縫其方向呈現出與構造軸相互平行的裝填，并且構造兩側位置的縫隙已經發育的相對成熟。通過測量得知縫隙的傾斜角度為70°到90°，最大的縫隙寬度值能夠達到5毫米。高壓巖膏水層位于超低壓油氣藏儲層上層位置，并且圈閉的地層中含有較高的硫化氫元素，下部分位置含有邊水。

2 儲層損害機理分析

2.1 高壓油氣藏儲層損害機理

在油田開采過程中，部分油井石炭系壓力系數足以達到每立方米2.05g左右，在石炭系中經常性的發生井涌和氣侵現象，所以內部壓力加大，將會導致鉆井液發生流失，引發鉆井液滲漏到同層巖層的問題。導致高壓油氣藏儲層損害發生損害的原因之一是地層孔隙壓力同鉆井井筒之間產生的壓力差值。絕大多數情況下，壓差上升，鉆井液濾失量便會上升，所以油氣層中的鉆井液侵入深度值與油氣層受到損害的嚴重程度值均伴隨著氣壓差值的增加而增加[4]。若是鉆井液的有效液柱壓力值不低于位于油氣層裂縫中的鉆井液流動阻力值以及地層破裂壓力值的時候，鉆井液便會發生遺漏而侵入到油氣層的最深層位置，損害高壓油氣藏儲層。為了分析高壓油氣藏儲層巖石的滲透率受壓力的影響關系，本文在研究中選取肯基亞克油田高壓油氣藏儲層作為實驗對象，選擇使用帶有縫隙的巖心作為地層水模擬的對象，實驗探究壓力差值與滲透率之間的關系。在實驗分析中，將出口位置的壓力以及上覆壓力作為恒定值，確保其不會在實驗中發生變化。將巖心入口位置的壓力值作為自變量，通過增加壓力值觀察鉆井壓力的變化情況，通過對不同壓力之下的絕對滲透率測量獲取鉆井壓力值。經過測量可以得知，當入口壓力值為4MPa時，滲透率為0.81×10-3μm2，當入口壓力值為8MPa時，滲透率為0.89×10-3μm2，當入口壓力值為12MPa時，滲透率為0.92×10-3μm2，當入口壓力值為16MPa時，滲透率為0.95×10-3μm2，當入口壓力值為20MPa時，滲透率為0.98×10-3μm2，當入口壓力值為24MPa時，滲透率為1.03×10-3μm2，當入口壓力值為28MPa時，滲透率為1.05×10-3μm2，當入口壓力值為32MPa時，滲透率為1.12×10-3μm2，當入口壓力值為36MPa時，滲透率為1.19×10-3μm2。通過數據整理可以得知，當入口壓力值增加的時候，滲漏率也增加，當入口壓力值降低時，滲漏率也降低，兩者成正相關關系。

通過實驗結果可以得知，高壓油氣藏儲層在實施鉆進的時候采取平衡措施，在油井內部的循環液壓力值將會顯著的超出地層壓力值，降低井筒周圍位置的純應力值，使得高壓油氣藏儲層張裂，增加滲透率。但是也無形之中增加了高壓油氣藏儲層受鉆井液侵入的速度，擴大了高壓油氣藏儲層中鉆井液侵入的半徑，導致地層受到嚴重污染，降低滲透率。

2.2 超低壓油氣藏儲層損害機理

超低壓油氣藏儲層因為地層的壓力值比正常的壓力值小很多，所以具有很強的巖石應力敏感性。當在鉆井和完井之中，地層的壓力值將會低于井筒的壓力值，造成裂縫發生開裂，鉆井液受到壓力差值的影響將會逐漸滲透到地層中，導致井底周圍位置的滲透率下降[5]。超低壓油氣藏儲層損害，水鎖是一個十分重要的因素，這主要因為地層具有很小的壓力值，鉆井液也具有很小的排率，為了對水鎖損害程度與壓力差值之間的關系徹底理順清楚，在本次探究中便針對該問題展開實驗模擬。

在實驗分析中可以獲悉，當反排壓力值上升的時候，含水飽和度下降，當反排壓力值下降的時候，含水飽和度上升，兩者成負相關關系。當反排壓力值為0.2MPa時，含水飽和度為24%，當反排壓力值為0.32MPa時，含水飽和度為22%，當反排壓力值為0.4MPa時，含水飽和度為21%，當反排壓力值為0.5MPa時，含水飽和度為19%，當反排壓力值為0.6MPa時，含水飽和度為18%，當反排壓力值為0.7MPa時，含水飽和度為16%，當反排壓力值為0.8MPa時，含水飽和度為15%，當反排壓力值為0.9MPa時，含水飽和度為13%，當反排壓力值為1.0MPa時，含水飽和度為10%。

當反排壓力值上升的時候，滲透率恢復值上升，當反排壓力值下降的時候，滲透率恢復值下將，兩者成正相關關系。當反排壓力值為0.2MPa時，滲透率恢復值為79.50%，當反排壓力值為0.32MPa時，滲透率恢復值為80.14%，當反排壓力值為0.4MPa時，滲透率恢復值為81.42%，當反排壓力值為0.5MPa時，滲透率恢復值為82.47%，當反排壓力值為0.6MPa時，滲透率恢復值為83.16%，當反排壓力值為0.7MPa時，滲透率恢復值為84.77%，當反排壓力值為0.8MPa時，滲透率恢復值為85.59%，當反排壓力值為0.9MPa時，滲透率恢復值為86.13%，當反排壓力值為1.0MPa時，滲透率恢復值為86.87%。通過上述實驗結果得知，當反排壓力值增加的時候，地層之中的鉆井液將會更多地被排出，水鎖所導致的損害將會降低，滲透率恢復值也將會上升。實驗結果同樣表明，超低壓油氣藏儲層中，若是地層中侵入鉆井液，幾乎很難通過其自身的能量將其排解出去，此時水鎖危害將會嚴重影響到油藏生產的正常性。

3 分析與評價油氣藏儲層保護效果

定量評價保護效果的時候，首先對損害半徑作出計算。假設滲透率在損害區域之內的取值為K0，將流體作為平面位置的徑向穩定流，在鉆井的過程之中，需要在油井的墻壁周圍現成泥餅[6]。滲透率假設為K0，計算出損害半徑rs。若是已經得知Sd的結果和rs的結果，那么便可以直接完成計算。其次是要預測增產率。當生產壓差呈現出穩定狀態的時候，想要保證增差率的結果達到η，那么必須通過利用增產措施降低表皮系數。

若是想要徹底消除油氣層損害表皮系數，在落實增產措施的時候，要計算出其增產率。就真實損害表皮系數不低于0的地層而言，想要將損害表皮系數降低為0，那么便需要綜合考慮預測措施的產量與增產率。若是表皮系數不超過0，需要利用壓裂的方式完成降損。

4 結語

復雜地質條件下的儲層損害評價是當前礦物質資源開采的重要研究內容，隨著現代開采技術的發展與加深，礦物質資源在開采時所面臨的挑戰與機遇也同時增加。本文系統性的闡述高壓油氣藏儲層和超低壓油氣藏儲層的特征與損害機理，并且通過定量分析的方式概述分析與評價油氣藏儲層保護效果，旨在為實現復雜地質條件下的儲層損害評價提供借鑒。