康毅力;张杜杰;游利军;王哲;田键
【摘 要】明确储层流体敏感性及其评价方法对优选入井工作液体系和性能至关重要.超深致密砂岩气藏储层流体敏感性受矿物组成、孔喉特征及高温流体环境等因素的影响,目前行业常用的评价方法已不再适用.以塔里木盆地超深致密砂岩气藏为研究对象,提出了改进的稳态流体敏感性实验评价方法,包括实验全过程模拟地层温度、出口端预加高回压等,并选取12块具有代表性的超深致密砂岩基块样品开展了水敏、盐敏和碱敏实验评价.结果表明:储层基块水敏指数0.41～0.52,盐敏指数0.72～0.73,碱敏指数0.83 ～0.92.数据对比显示本方法获得的流体敏感性损害程度强于以往室温条件下获得的评价结果,与矿场数据契合度更高.分析认为改进的评价方法能更好地反映储层实际情况,降低实验误差;细微孔喉及发育的粘土矿物是产生流体敏感性的内因;高温条件增大矿物表面水膜厚度、降低有效渗流通道半径,加剧粘土矿物水化膨胀、促进地层微粒分散/运移,加速矿物溶解/沉淀是加剧超深致密砂岩储层流体敏感程度的主要机制. 【期刊名称】《石油与天然气地质》
【年(卷),期】2018(039)004
仰融案
【总页数】11页(P738-748)
内蒙古 大学【关键词】高温;高回压;流体敏感性;水膜;超深储层;致密砂岩;塔里木盆地
【作 者】康毅力;张杜杰;游利军;王哲;田键
【作者单位】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;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;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;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;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
【正文语种】中 文
【中图分类】华中师范大学职业技术学院TE122.2
致密气藏具有基质致密、天然裂缝/微裂缝发育、粘土矿物丰富等特点，储层损害潜力大[1-
5]。大量研究已经证明致密储层主要的损害类型有物理损害和化学损害等，损害机理主要包括流体敏感性损害、固相侵入损害、相圈闭损害、应力敏感性损害以及处理剂吸附损害等[6-9]。其中，流体敏感性损害是致密砂岩气藏基质损害的重要形式，一直以来都是储层保护研究的热点问题[10-13]。流体敏感性损害对气井产能影响大，严重的流体敏感性损害可能导致气井开发初期产能低甚至无产能，后期产量递减快、稳产时间短。为了提高入井工作液储层保护性能，减少甚至避免入井工作液对储层造成流体敏感性损害，准确评价储层流体敏感性、明确储层流体敏感性损害机理显得非常重要。
埋深超过4 500 m的深层、超深致密砂岩气藏是致密砂岩气藏的重要组成部分，油气资源丰富，在我国的塔里木盆地、四川盆地已经显示出了良好的勘探开发前景[14]。该类气藏具有储层温度高、基质渗透率极低等区别于常规致密储层的特点。现有的流体敏感性评价方法主要针对常规致密储层，在评价深层超深致密砂岩气藏储层流体敏感性时表现出显著的局限性。目前常用的流体敏感性评价方法主要包括稳态法和压力衰减法[15-16]。稳态法以行业标准法为代表(SY/T 5358—2002)[17]，实验过程中以恒定流速/压力向岩样内注入工作液，通过对比不同工作液注入后的岩样渗透率评价储层流体敏感性。然而，行业标准法并不能很好的评价超深致密砂岩气藏储层流体敏感性。首先，敏感性流动实验评价方法明
确指出本标准适用于空气渗透率大于1×10-3 μm2的碎屑岩储层岩样敏感性评价，而绝大多致密储层气测渗透率均小于1×10-3 μm2；其次，行业标准法驱替及流体-岩石反应过程均在室温下进行，不能真实反映超深致密砂岩储层流体敏感性。张昌铎等[18]已经证实高温对储层流体敏感性有较大影响，但其评价对象仅为裂缝样品；第三，行业标准法以恒流模式进行驱替，较高的恒定流速极易导致入口端憋压。如果围压随之升高，可能导致出口端渗透率大幅降低。较低的恒定流速导致出口端流量不易计量，容易造成较大的实验误差。游利军和康毅力[19]等提出压力衰减法评价致密储层流体敏感性，该方法具有评价渗透率范围广、评价结果精度高、可行性强、易操作等特点。但根据流体敏感性损害机理，压力衰减法测试需要在不同工作液损害前向岩样内注入2～3 PV工作液流体，该方法向岩样内驱替流体仍然采用常规的恒压驱替方法，对超深致密砂岩气藏来说，极低的基质渗透率可能导致更换流体时岩样内流体替换不彻底，造成实验误差。袁学芳等[20]以塔里木盆地克拉苏构造带克深区带白垩系巴什基奇克组致密砂岩储层为研究对象，提出了致密砂岩储层敏感性评价的改进方法，但该方法没有考虑储层温度对流体敏感性的影响，可能导致测试结果与地层实际情况存在较大误差。综上可知，目前主流的流体敏感性评价方法在评价超深致密砂岩气藏储层流体敏感性时存在诸多问题，亟需形成适合的实验评价方法。
为此，本文以塔里木盆地山超深致密砂岩气藏为研究对象，在充分考虑储层地质特征基础上，建立了模拟地层温度的高温高回压稳态实验法并开展了基质的水敏、盐敏及碱敏等储层流体敏感性评价。通过实验结果及矿场数据分析对比，明确了高温、高回压稳态法评价超深致密砂岩气藏储层流体敏感性的可行性，探讨了高温条件下的基质流体敏感性损害机理。
1 实验样品与评价方法
1.1 实验岩样及流体
实验样品取自塔里木盆地A(埋深7 500～8 000 m)、B(埋深6 000～7 000 m)两临近区块的白垩系巴什基奇克组超深致密砂岩气藏井下样品。该层位储层具有基质致密，粘土矿物丰富等特点。气藏储层温度140～160 ℃，实验室气测孔隙度分布于1%～5%，平均3.11%，3 MPa围压条件下测得气测渗透率分布于(0.005～0.035)×10-3 μm2，平均0.014×10-3 μm2。矿物学分析结果显示A区块储层岩石以岩屑长石砂岩、长石岩屑砂岩为主，B区块储层岩石以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，相比A区块长石岩屑砂岩明显增多。XRD全岩和粘土矿物分析结果如表1所示，全岩矿物结果对比发现B区块储层石英含量略低，长石
及粘土矿物等含量高于A区块；粘土矿物对比分析发现B区块储层粘土矿物存在高岭石，A区块没有发现高岭石。
为了全面评价分析超深致密砂岩气藏储层流体敏感性，分别选取A、B两区块井下基质样品各6块，开展高温条件下的储层水敏、盐敏和碱敏实验评价。实验岩样基础物性参数及实验类型安排见表2。
根据矿场地层水离子组分分析结果，实验室配制相同组分及矿物度的模拟地层水，配方见表3。水敏实验流体分别为地层水、次地层水(1/2矿化度地层水)及蒸馏水。盐敏实验流体分别为地层水、3/4矿化度地层水、1/2矿化度地层水、1/4矿化度地层水、1/10矿化度地层水及蒸馏水。碱敏实验测试流体是根据地层水分析结果，配置相同矿化度的KCl模拟地层水，根据地层水初始pH值及钻井完井液等工作液pH值，确定碱敏工作液pH值分别为6.5，7.5，8.5，10，11.5和，13。
世界最深钻井表1 塔里木盆地白垩系巴什基奇克组储层岩样XRD分析结果Table 1 XRD analytical results of the formation samples from the Cretaceous Bashijiqike Formation,Tarim Basin区块深度/m矿物含量/%石英白云石正长石斜长石方解石粘土总量粘土矿物相对含量高岭石/%绿泥
石/%伊利石/%伊/蒙间层矿物/%间层比A区块7 730.4553.315.827.5729.150.004.150.0013.0461.1525.81157 851.8457.783.696.9929.210.002.330.0023.4059.1617.44157 852.9144.112.4912.6137.100.003.690.0032.5843.7823.6415B区块6 907.5539.562.524.3310.2329.9513.416.9827.9154.3410.77156 758.4234.321.5512.3322.3916.9012.515.3221.2862.5710.83156 755.1142.081.433.199.1024.5619.646.0325.2057.5311.2415
表2 塔里木盆地白垩系巴什基奇克组实验岩样基础物性参数Table 2 Basic physical properties of the experimental sample rock from the Cretaceous Bashijiqike Formation,Tarim Basin岩样埋深/m长度/cm直径/cm气测孔隙度/%气测渗透率/(×10-3 μm2)实验类型A1-17 724.435.4042.4853.590.005 89A1-57 730.595.1722.4853.180.014 08B3-56 902.364.9722.4854.080.022 21B5-56 758.434.9322.4853.610.033 98水敏实验A2-97 973.813.0502.4853.060.044 72A1-97 973.995.3152.4854.120.011 17B3-16 892.825.3142.4854.850.033 37B5-126 778.415.0802.4851.560.035 17盐敏实验A1-187 852.785.1912.4853.400.005 77A2-107 973.725.0712.4853.520.006 84B5-66 775.285.09
22.4851.300.022 36B5-96 776.385.0322.4854.530.018 75碱敏实验
jesscadrake2018表3 塔里木盆地白垩系巴什基奇克组模拟地层水配方Table 3 Formula of simulated formation water from the Cretaceous Bashijiqike Formation,Tarim Basin无机盐类型NaHCO3Na2SO4NaClKClMgCl2CaCl2总矿化度含量/(mg·L-1)563.24649.22185 905.7412 441.503 524.506 153.32209 237.52
1.2 实验评价方法
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为了模拟地层温度条件，针对A、B区块不同岩样实验过程中测试系统(岩样夹持器及中间容器)分别加热至140 ℃和160 ℃，实验装置如图1所示。实验步骤如下所述：①岩样老化处理后抽真空加压20 MPa饱和模拟地层水48 h；②将岩样装入岩样夹持器内，设置围压为15 MPa，温度设定140 ℃(B区块)/160 ℃(A区块)；③将回压值设定为5 MPa，向岩样出/入口端同时注入模拟地层水提高岩样出/入口端至回压阀设定值；④通过恒流/恒压泵逐渐增大岩样入口端压力至12 MPa，此后保持恒压状态向岩样内注入流体；⑤待驱替流体流过岩样2～3 PV后，停止驱替待岩样与工作液反应12 h，反应完成后使用同一工作液重新进行驱替，使用移液管计量出口端流量，计算当前工作液条件下的岩样渗透率；⑥待一级类型工
作液测定完成后，更换次一级流体，重复④、⑤实验步骤，直至实验结束；⑦整理实验数据及实验装置。
2 实验结果与分析
2.1 水敏实验结果
采用改进的高温高回压稳态评价方法获得了地层温度条件下的储层水敏损害程度，评价结果如表4所示。分析数据发现A、B两区块水敏指数0.41 ～ 0.52，水敏程度中等偏强-中等偏弱。
图1 高温高回压液测致密砂岩储层流体敏感性实验装置Fig.1 Experimental apparatus to measure fluid sensitivity of tight sandstone under HTHB表4 塔里木盆地白垩系巴什基奇克组储层水敏损害实验评价结果Table 4 Evaluation results of reservoir water sensitivity expe-riments in the Cretaceous Bashijiqike Formation,Tarim Basin
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