克拉蘇氣田超致密砂巖氣儲(chǔ)層水鎖損害

唐洪明，徐詩(shī)雨，王茜，王俊杰

（1.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，四川 成都 610500；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610500；3.中國(guó)石油塔里木油田油氣工程研究院，新疆 庫(kù)爾勒 841000）

克拉蘇氣田超致密砂巖氣儲(chǔ)層水鎖損害

唐洪明1，2，徐詩(shī)雨1，王茜3，王俊杰1

（1.西南石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，四川 成都 610500；2.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610500；3.中國(guó)石油塔里木油田油氣工程研究院，新疆 庫(kù)爾勒 841000）

超致密砂巖微米、納米級(jí)孔喉發(fā)育且連通性差，氣層具有毛細(xì)管壓力高、黏土礦物含量高、含水飽和度低等特征，水鎖是這類氣藏重要的損害方式?，F(xiàn)有的水鎖損害評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)存在未建立初始含水飽和度、地層水鹽析、水敏傷害與水鎖傷害疊加耦合、滲透率測(cè)試具有系統(tǒng)誤差、評(píng)價(jià)不全面等問(wèn)題，文中以克拉蘇氣田克深9井區(qū)K1bs組超致密砂巖為研究對(duì)象，利用核磁成像技術(shù)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)巖樣毛細(xì)管自吸過(guò)程，運(yùn)用高溫鈍化、高速離心、恒壓驅(qū)替、核磁共振等手段建立該類氣藏水鎖損害評(píng)價(jià)方法，并據(jù)此進(jìn)行室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，對(duì)比評(píng)價(jià)蒸餾水、質(zhì)量分?jǐn)?shù)8%的KCl溶液與破膠壓裂液等流體對(duì)超致密砂巖氣層基質(zhì)的損害程度。結(jié)果表明，氣層孔喉半徑越小，流體黏度越大、礦化度越高，初始含水飽和度與束縛水飽和度差異越大，氣層水鎖損害越強(qiáng)。

超致密砂巖；氣藏；水鎖損害；評(píng)價(jià)；影響因素

超致密砂巖氣藏具有特低孔特低滲的非常規(guī)儲(chǔ)層特征［1-4］，只有經(jīng)過(guò)壓裂改造等增產(chǎn)措施才能獲得具有工業(yè)價(jià)值的油氣流［5-6］。因其獨(dú)特的地質(zhì)條件和滲流特征，鉆完井過(guò)程中，水相易自吸、難返排［7］，水鎖損害普遍發(fā)生在勘探開(kāi)發(fā)各階段［8］，影響氣藏的發(fā)現(xiàn)、評(píng)價(jià)與開(kāi)發(fā)。針對(duì)超致密砂巖氣儲(chǔ)層的水鎖損害，現(xiàn)有評(píng)價(jià)方法存在評(píng)價(jià)不全面、應(yīng)用受限制等問(wèn)題。本文以克深9井區(qū)巴什基奇克組超致密砂巖氣層為研究對(duì)象，利用核磁成像技術(shù)表征水相自吸過(guò)程與水相在孔喉中的分布，在完善實(shí)驗(yàn)方法基礎(chǔ)上，開(kāi)展了超致密氣層水鎖損害實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)。

1 氣層地質(zhì)特征

克拉蘇氣田克深區(qū)塊巴什基奇克組以泥質(zhì)粉細(xì)砂巖為主，膠結(jié)致密，孔喉不發(fā)育。白云石、方解石、石膏、硬石膏等膠結(jié)物發(fā)育，巖石呈鑲嵌連晶、孔隙充填式膠結(jié)；強(qiáng)壓實(shí)壓溶和填隙物含量高是巖石致密化的重要原因。儲(chǔ)集空間以粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔為主，伴有少量原生孔隙，孔喉連通性差。

巖心段塞實(shí)測(cè)氣層基質(zhì)孔隙度主要分布于1.84%～6.96%，平均3.58%，滲透率主要分布于0.000 6×10-3～0.023 2×10-3μm2，平均 0.007 9×10-3μm2，屬于典型的特低孔超致密儲(chǔ)層。區(qū)塊氣藏壓力梯度為1.75～1.76 MPa/100 m，平均地溫梯度2.19℃/100 m，天然氣中含甲烷97%以上，屬于高溫、異常高壓干氣氣藏。地層水總礦化度平均為213 700 mg/L，水型為氯化鈣型。

2 優(yōu)化水鎖損害評(píng)價(jià)方法

針對(duì)現(xiàn)有評(píng)價(jià)方法未考慮初始含水飽和度、致密巖心滲透率測(cè)試存在系統(tǒng)誤差，以及評(píng)價(jià)不全面等問(wèn)題，從以下5個(gè)方面進(jìn)行優(yōu)化，建立適合超致密砂巖氣藏的水鎖損害評(píng)價(jià)方法。

2.1 巖心鈍化處理

外來(lái)流體進(jìn)入儲(chǔ)層，可能對(duì)氣層產(chǎn)生水敏損害［9］，與水鎖損害疊加影響評(píng)價(jià)結(jié)果。本文以550℃的高溫處理實(shí)驗(yàn)巖心，且升溫梯度控制在50℃/10 min水平，避免迅速升溫造成巖心碎裂，即利用水敏礦物在高溫條件下會(huì)轉(zhuǎn)化為其他水敏性較弱的礦物的特點(diǎn)［10］，通過(guò)加熱處理消除水敏損害。巖石中礦物經(jīng)高溫處理后晶形無(wú)變化，巖石微觀孔隙結(jié)構(gòu)也沒(méi)有明顯變化，但鈍化了儲(chǔ)層中敏感性礦物，降低了實(shí)驗(yàn)中水敏等影響［11］。

2.2 離心法建立含水飽和度

水鎖損害實(shí)驗(yàn)研究的關(guān)鍵在于建立不同含水飽和度。目前主要有烘干法、驅(qū)替法、毛細(xì)管自吸法等［12］，但存在鹽析、水相分布不均等不利因素。地層高溫高壓條件下，鹽飽和度高，不會(huì)析出，因此實(shí)驗(yàn)室條件下應(yīng)注意避免地層水礦化度過(guò)高引起的鹽析損害。

離心法［13］是避免高礦化度鹽水鹽析最好的方法。巖樣高壓飽和實(shí)驗(yàn)流體，使用2 068 kPa的最佳脫水壓力［14］，以不同轉(zhuǎn)速離心操作50 min以上，模擬不同毛細(xì)管壓力，結(jié)合高壓氣體驅(qū)替、冷藏除濕等手段，多種方法相結(jié)合建立不同含水飽和度，尤其是建立低于35%的含水飽和度。

2.3 恒壓驅(qū)替測(cè)試氣測(cè)滲透率

滲透率是現(xiàn)階段國(guó)內(nèi)外對(duì)水鎖損害評(píng)價(jià)的重要指標(biāo)。本次實(shí)驗(yàn)，采用恒壓驅(qū)替方式測(cè)試不同含水飽和度下的滲透率（滲透率小于0.01×10-3μm2采用脈沖滲透率儀），盡量避免滑脫效應(yīng)、啟動(dòng)壓差等對(duì)氣測(cè)滲透率的影響。依據(jù)皂膜流量計(jì)原理，測(cè)試實(shí)驗(yàn)完成后用核磁共振技術(shù)與稱重法結(jié)合校正含水飽和度，消除測(cè)試時(shí)間過(guò)長(zhǎng)帶來(lái)的系統(tǒng)誤差。

2.4 核磁共振表征水鎖過(guò)程

氣藏水鎖損害包含了水相侵入和液體返排2個(gè)過(guò)程，前人的研究大多只包含其中一個(gè)損害過(guò)程。水相侵入過(guò)程中，巖心受毛細(xì)管自吸作用影響，從初始含水飽和度上升至最大自吸含水飽和度；返排時(shí)，巖心含水飽和度則從最大含水飽和度下降至束縛水飽和度。本次研究，采用蘇州紐邁電子科技有限公司MacroMR12-150H-I型三維核磁過(guò)程成像及流動(dòng)實(shí)驗(yàn)分析儀測(cè)試，并半定量評(píng)價(jià)水相自吸與返排過(guò)程。

2.5 水鎖損害評(píng)價(jià)指標(biāo)

氣層原地條件下具有原始含水飽和度，而現(xiàn)有評(píng)價(jià)普遍以干巖心氣測(cè)滲透率作為初始滲透率［15-16］，忽略了氣層初始含水飽和度，超致密砂巖氣藏對(duì)實(shí)驗(yàn)條件要求比常規(guī)氣藏更苛刻，因此本次研究采用式（1）計(jì)算致密砂巖氣藏水鎖滲透率損害率［17］：

式中：Dwbn為水鎖滲透率損害率，%；Ki為地層初始含水飽和度條件下的氣測(cè)滲透率，10-3μm2；Kr為不同含水飽和度條件下的氣測(cè)滲透率，10-3μm2。

氣層含水飽和度大于束縛水飽和度的部分水是可排可解除的，不代表永久性損害。所以，采用式（2）計(jì)算不可恢復(fù)水鎖滲透率損害率：

式中：D′wb為不可恢復(fù)水鎖滲透率損害率，%；Kir為地層束縛水飽和度條件下的氣測(cè)滲透率，10-3μm2。

式（2）可以較為真實(shí)地反映地層條件下水鎖損害程度，但建立初始含水飽和度存在困難，本次實(shí)驗(yàn)通過(guò)離心法、高壓氣體驅(qū)替、冷藏除濕等手段，獲取多個(gè)數(shù)據(jù)點(diǎn)，作出滲透率與含水飽和度經(jīng)驗(yàn)曲線，利用取值法得到氣藏初始含水飽和度所對(duì)應(yīng)的滲透率值。水鎖損害評(píng)價(jià)指標(biāo)見(jiàn)表1。

表1 水鎖損害評(píng)價(jià)指標(biāo)

3 水鎖損害實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)結(jié)果

氣藏初始含水狀態(tài)下，會(huì)在巖石表面形成水膜。室內(nèi)采用核磁法、稱重法對(duì)超致密砂巖束縛水水膜厚度及分布進(jìn)行研究（見(jiàn)表2）。

表2 KeS904井K1bs組束縛水水膜厚度實(shí)驗(yàn)結(jié)果

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，超致密砂巖中的孔喉并不完全是流體的有效滲流通道，束縛水占據(jù)了相當(dāng)大一部分，巖石的束縛水飽和度越大，束縛水膜越厚，流體有效滲流通道就越窄。若水相侵入氣層，且不能得到有效返排，水相滯留在氣層中，會(huì)大大減小流體的有效滲流通道，甚至使原本有效的滲流通道失去滲流能力。

本文利用核磁共振儀與比表面分析等技術(shù)，對(duì)克拉蘇氣田克深9井區(qū)的超致密砂巖巖心（見(jiàn)表3）開(kāi)展毛細(xì)管自吸實(shí)驗(yàn)，并評(píng)價(jià)不同性質(zhì)流體返排對(duì)滲透率損害程度。

表3 實(shí)驗(yàn)巖心基礎(chǔ)參數(shù)

3.1 毛細(xì)管自吸實(shí)驗(yàn)

圖1為超致密砂巖干巖心毛細(xì)管自吸實(shí)驗(yàn)結(jié)果，潤(rùn)濕相飽和度增加對(duì)應(yīng)自吸段，而潤(rùn)濕相重新分布對(duì)應(yīng)擴(kuò)散段［18］。實(shí)驗(yàn)曲線呈明顯的“兩段式”，分別對(duì)應(yīng)毛細(xì)管自吸的2個(gè)過(guò)程。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在相同時(shí)間內(nèi)，滲透率越高，自吸量越大，自吸速率越快。超致密砂巖滲透率極低、孔喉連通性差等地質(zhì)特征使其自吸結(jié)果有別于常規(guī)儲(chǔ)層。隨著自吸過(guò)程的進(jìn)行，不同滲透率巖心的自吸速率均表現(xiàn)出快速下降的趨勢(shì)。水相自吸前期，巖心中水相累計(jì)自吸量與自吸時(shí)間的平方根呈線性關(guān)系；自吸后期，自吸量與自吸時(shí)間平方根線性關(guān)系變差，曲線開(kāi)始內(nèi)凹，巖心已接近自吸飽和狀態(tài)。

圖1 不同物性巖心毛細(xì)管自吸對(duì)比實(shí)驗(yàn)結(jié)果

自吸作用和擴(kuò)散作用是同時(shí)發(fā)生的，2#巖心滲透率較高，自吸速率較快，大于水相在巖心內(nèi)部的擴(kuò)散速率，初期表現(xiàn)為自吸段，后期巖心趨于飽和，毛細(xì)管自吸作用減弱，自吸速率與擴(kuò)散速率相近，從而表現(xiàn)為擴(kuò)散段，約在6.5 h出現(xiàn)明顯分界點(diǎn)。1#巖心相對(duì)低滲，自吸速率初期即慢，分段現(xiàn)象不明顯。核磁共振成像技術(shù)可以顯示不同含水飽和度時(shí)水相的分布（見(jiàn)圖2）。

3.2 不同實(shí)驗(yàn)流體水鎖損害對(duì)比評(píng)價(jià)

本次研究采用8%質(zhì)量分?jǐn)?shù)的KCl溶液、蒸餾水、壓裂液濾液作為實(shí)驗(yàn)流體，分別對(duì)克深9井區(qū)超致密砂巖巖心進(jìn)行飽和離心后含水飽和度變化對(duì)比。采用蒸餾水對(duì)克深9井區(qū)K1bs組致密砂巖氣層基塊巖心進(jìn)行水鎖損害評(píng)價(jià)，避免鹽析帶來(lái)的附加損害，并用壓裂液濾液進(jìn)行對(duì)比實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)（見(jiàn)圖3）。

圖2 毛細(xì)管自吸實(shí)驗(yàn)核磁成像結(jié)果

圖3 不同實(shí)驗(yàn)流體水鎖評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果

圖3a表明：以質(zhì)量分?jǐn)?shù)8%的KCl溶液作為實(shí)驗(yàn)流體，氣層含水飽和度離心后降低了35.64%，且前期0.2 MPa離心力條件下，含水飽和度下降速度明顯較快；以蒸餾水作為實(shí)驗(yàn)流體，氣層含水飽和度離心后降低了58.48%，下降幅度較大，下降速率較快。這是由于礦化度降低了流體表面張力。由圖3b，利用初始含水飽和度所對(duì)應(yīng)的滲透率及束縛水飽和度所對(duì)應(yīng)的滲透率2個(gè)參數(shù)，運(yùn)用式（2）可以計(jì)算克深9井區(qū)水鎖滲透率損害率。

蒸餾水侵入時(shí)，含水飽和度由初始含水飽和度升到束縛水飽和度，5#巖心對(duì)應(yīng)滲透率由0.011 6×10-3μm2下降到 0.003 53×10-3μm2， 滲透率損害率為69.57%；6#巖心對(duì)應(yīng)滲透率由 0.005 86×10-3μm2下降到 0.000 50×10-3μm2，滲透率損害率為 91.47%。實(shí)驗(yàn)流體為蒸餾水時(shí)，平均滲透率損害率為80.52%。壓裂液侵入時(shí)，對(duì)應(yīng)的滲透率由0.004 00×10-3μm2下降到0.000 04×10-3μm2，滲透率損害率大于 90%。

轉(zhuǎn)速增加時(shí)，受離心毛細(xì)管力作用，飽和KCl溶液的實(shí)驗(yàn)巖心驅(qū)出了部分流體，但仍有流體滯留在較大的孔喉空間中（見(jiàn)圖4a，3#巖心）；飽和蒸餾水的巖心驅(qū)出了大部分大孔喉中的流體，甚至驅(qū)出了一小部分束縛水（見(jiàn)圖 4b，6#巖心）。

圖4 質(zhì)量分?jǐn)?shù)8%的KCl溶液與蒸餾水核磁共振信號(hào)幅度對(duì)比

以上實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，入井流體對(duì)于基質(zhì)巖心造成的水鎖損害程度很高，壓裂液對(duì)于儲(chǔ)層基質(zhì)除具有較大的水鎖損害之外，還具有附加的滲透率損害，但水鎖損害仍是入井壓裂液損害氣層基質(zhì)的主控因素。

4 基質(zhì)水鎖損害影響因素

綜合分析認(rèn)為，基質(zhì)水鎖損害程度的影響因素主要包括以下6個(gè)方面：

1）儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)。由圖3b可以看出，實(shí)驗(yàn)流體同樣為蒸餾水條件下，6#巖心的滲透率小于5#巖心，其水鎖損害程度要大于5#巖心。超致密砂巖孔喉半徑小，毛細(xì)管壓力大，毛細(xì)管自吸和水相滯留作用明顯，水鎖損害比常規(guī)儲(chǔ)層更加嚴(yán)重。

2）流體性質(zhì)，主要是黏度及礦化度。本次研究所用蒸餾水黏度為1.0 mPa·s，壓裂液濾液黏度為2.2 mPa·s，侵入流體黏度越大，返排時(shí)間越長(zhǎng)，水鎖損害越嚴(yán)重。由圖3a可以看到，相同離心力條件下，飽和蒸餾水的巖心比飽和質(zhì)量分?jǐn)?shù)8%的KCl溶液的含水飽和度下降趨勢(shì)更明顯。特別是當(dāng)離心力大于0.2 MPa時(shí)，這種趨勢(shì)更明顯。

3）初始含水飽和度。儲(chǔ)層初始含水飽和度與束縛水含水飽和度之間存在差異，并且，兩者的差異越大，造成水鎖損害的可能性就越大。水鎖損害程度與束縛水飽和度呈正相關(guān)關(guān)系，即束縛水飽和度越高，水鎖損害越嚴(yán)重。

4）生產(chǎn)壓差。作業(yè)過(guò)程中，工作液更易侵入低壓氣層。壓差越大，毛細(xì)管壓力梯度越高，且低壓氣藏對(duì)侵入的工作液能提供的返排壓差也十分有限。因此，生產(chǎn)壓差也是影響水鎖損害程度的重要因素。對(duì)于基質(zhì)巖心，隨離心力升高，含水飽和度降低，儲(chǔ)層巖心的氣測(cè)滲透率逐漸升高，水鎖損害逐步減輕；同一離心力條件下，儲(chǔ)層巖心滲透率越高，氣測(cè)滲透率的恢復(fù)程度越高，水鎖損害越弱；離心力小于0.8 MPa時(shí)，儲(chǔ)層巖心的氣測(cè)滲透率下降明顯，儲(chǔ)層水鎖損害嚴(yán)重。

5）巖石潤(rùn)濕性。超致密砂巖一般具有強(qiáng)水濕性［19］，因此潛在水鎖損害十分嚴(yán)重。

6）濾液侵入深度。侵入深度越大，返排越困難，水鎖損害程度越嚴(yán)重，更難解除。

5 結(jié)論

1）采用高溫鈍化巖心消除水敏性、施加回壓弱化氣體滑脫效應(yīng)、離心法建立含水飽和度避免鹽析等特殊處理，建立了高壓飽和—離心稱重—核磁共振的水鎖損害評(píng)價(jià)方法。通過(guò)毛細(xì)管自吸和水相返排2個(gè)過(guò)程，以滲透率損害率、束縛水水膜厚度等指標(biāo)，結(jié)合核磁成像技術(shù)，可以評(píng)價(jià)水鎖損害程度。

2）壓裂液濾液引起的水鎖損害大于質(zhì)量分?jǐn)?shù)8%的KCl溶液、蒸餾水。蒸餾水引起的水鎖損害比質(zhì)量分?jǐn)?shù)8%的KCl溶液和壓裂液濾液引起的易解除。

3）水鎖損害影響因素主要有儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)、流體性質(zhì)、初始含水飽和度、生產(chǎn)壓差、巖石潤(rùn)濕性、濾液侵入深度等，利用已建立的評(píng)價(jià)方法，結(jié)合這些因素，能較為全面地評(píng)價(jià)超致密砂巖氣藏水鎖損害程度。

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（編輯 王淑玉）

Water blocking damage of hyper-tight sandstone gas reservoir in Kelasu gas field

TANG Hongming1，2,XU Shiyu1,WANG Xi3,WANG Junjie1
(1.School of Geoscience and Technology,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China;2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China;3.Research Institute of Oil and Gas Engineering,Tarim Oilfield Company,PetroChina,Korla 841000,China)

Because of the poor connectivity of the hyper-tight sandstone nano-pores,the gas layer has the characteristics of high capillary pressure,high clay mineral content and low water saturation,and the water blocking is an important form of damage to this type of gas reservoir.The existing water blocking damage evaluation standard has the problems,such as the initial water saturation,formation water salting-out,water sensitive damage and water blocking damage superposition coupling,permeability test system error,incomprehensive evaluation and other issues.In this study,the K1bs Formation of hyper-tight sandstone in Keshen-9 well area was used as the research object,and the spontaneous imbibition process of the capillary was monitored by MRI technique;the damage of water blocking in the gas reservoir was evaluated by means of high temperature passivation,high speed centrifugation,constant pressure displacement and nuclear magnetic resonance.The indoor experiment was carried out to evaluate the damage degree of distilled water,8%mass fraction potassium chloride solution and fractured fracturing fluid to the hyper-tight matrix.The results show the smaller the pore throat radius,the greater the viscosity of the fluid,the higher the degree of mineralization,the greater the difference between the initial water saturation and the irreducible water saturation,the stronger the water blocking damage.

hyper-tight sandstone;gas pool;water blocking damage;evaluation;influence factor

TE348

A

國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目“頁(yè)巖氣儲(chǔ)層納米尺度非均質(zhì)性研究”（51674211）、“致密氣藏儲(chǔ)層干化、提高氣體滲流能力的基礎(chǔ)研究”（51534006）

10.6056/dkyqt201704023

2017-01-20；改回日期：2017-04-01。

唐洪明，男，1966年生，教授，主要從事儲(chǔ)層地質(zhì)和油氣層保護(hù)技術(shù)方面的教學(xué)和研究工作。E-mail：swpithm@vip.163.com。

唐洪明，徐詩(shī)雨，王茜，等.克拉蘇氣田超致密砂巖氣儲(chǔ)層水鎖損害［J］.斷塊油氣田，2017，24（4）：541-545.

TANG Hongming，XU Shiyu，WANG Xi，et al.Water blocking damage of hyper-tight sandstone gas reservoir in Kelasu gas field［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（4）：541-545.