石油地质与工程
2011年3月P ETROLEUM GEOLOGY AND ENGI NEERING第25卷第2期文章编号:1673-8217(2011)02-0072-04
马飞，杨逸，宋燕高，付育武
(中国石化西南油气分公司工程技术研究院，四川德阳618000)
摘要：川西新场气田JS21、JS23储层品质差，储层改造中水锁伤害严重，储层启动压力的变化能够反应储层水锁伤害的大小。在地质特征研究的基础上，通过室内实验的方法测定了新场气田低品质储层的启动压力梯度值。对影响储层启动压力的因素，如岩心渗透率、含水饱和度、界面张力、外来液体的入侵深度和性质进行了定量分析。经研究发现，渗透率降低导致启动压力的增加，启动压力随含水饱和度上升而增加，界面张力越小启动压力越小，破胶液的滤失是造成储层水锁伤害的主要原因。
关键词：低品质储量；启动压力；水锁伤害；新场气田
中图分类号:TE313文献标识码:A
川西新场气田沙溪庙JS21、JS23气藏，面临着储层品质差、地层能量不足、压裂改造中的水锁伤害严重的问题。本文结合新场气田低品质储层地质特征，并对储层改造施工过程中影响储层启动压力的因素进行了定量分析，得出了启动压力梯度特征，来降低储层的水锁效应，提高压裂液的返排率。
1低品质储层地质特征
新场JS21、JS23气藏储层品质差[1]，具有很强的非均值性和较差的储层物性，构成了储量难动用的地质因素。
新场JS21、JS23储层喉道细，孔渗相关性差。从表1可以看出：由于JS21次生溶蚀孔隙中粒间溶蚀扩大孔相对不发育，以粒内溶孔为主，在次生孔隙中占56.9%，孔、渗相关性仅为0.46。JS23与JS21相似，粒内溶孔在次生孔隙中占50.2%，孔渗相关性也较差，相关系数为0.52。此类储层压裂改造时由于毛细管效应，很容易造成储层水锁伤害。
表1砂体孔隙类型组合特征
砂体储层类别残余原生粒间孔,%
含量贡献率
次生溶蚀孔,%
含量贡献率粒内溶孔比例粒间溶孔比例
孔-渗相
关关系
JS21
4.3
3.2
0.94
37.6
37.4
15.6
7.2
5.3
5.1
62.4
62.6
84.4
56.943.10.46平均 3.033.1 5.166.9
JS23
4.7
3.2
3.3
46.7
39.2
31.5
5.3
4.9
7.1
53.1
60.8
68.5
50.249.80.52平均 3.739.8 5.660.2
JS21储层杂基含量最高，达7.5%，岩屑成分以沉积岩岩屑较多，且含碳酸盐岩岩屑;JS23储层杂基和胶结物的总含量达到21.2%。碎屑粒度较细，其成份中岩屑含量及绿泥石含量较高，阻碍了喉道的连通，既影响孔隙度亦影响砂岩的渗透性，尤其是对砂岩的渗透性有较大的破坏作用。
新场S1、S3储层具有明显的低孔低渗特征(表)。水锁效应对低渗气层所产生的伤害程度较大，即使是在含水饱和度较低的情况下，其渗透率损害率都在70%以上。新场JS21、JS23储层的初始平均含水饱和度较高，在50%~52%左右，对生产能力的影响很大。
收稿日期:2010-09-10
作者简介：马飞，工程师，硕士研究生,1981年生,2007年毕业于西南石油大学，现从事油气田增产技术研究。
基金项目国家重大专项大型油气田及煤层气开发ZX5，二级专题四川盆地低渗气藏储层改造工艺技术研究。
J2J2 2
: 20080002
马飞等.新场气田低品质储层启动压力梯度影响因素表2新场气田JS21、JS23储层物性参数统计
砂体
孔隙度,%
谷泉会议中心
样品数最大值最小值平均值
渗透率/(10-3m2)
样品数最大值最小值平均值
含水饱和度,%
样品数最大值最小值平均值
J S215691 2.45 4.258.995440.4110.0710.1329767.3838.4951.49 J S2367713.05 4.159.646710.4370.0570.1337564.6936.6850.11
2室内测定启动压力梯度
有文献研究表明低渗透气藏中气体渗流存在的
启动压力梯度和束缚水饱和度之间存在一定的变化
关系[2]。新场JS21、JS23低渗透储层是高束缚水饱
和度储层，同时由于储层岩石比表面大，毛细管力
民兵誓词
强，势必造成气体渗流存在一个启动压力梯度。
气体渗流满足以下关系式[3-4]:
v=Q
A
=
10K(p12-p02)
2p0L
(1)
式中:v气体通过岩心的流速,cm/s;Q气体通过岩心的流量,cm3/s;A岩心横截面积,cm2; K岩心渗透率,m2;p1岩心上流压力, MPa;p0试验条件下的大气压力,MPa；空气粘度,mPa s;L岩心长度,cm。
由公式(1)可以看出，当气体渗流符合达西定律时,v~(p12-p02)为通过原点的线性关系。然而当气藏存在启动压力梯度时，即气体表现为非达西渗流,v~(p12-p02)不满足通过原点的线性关系，其表现形式
为:
v=a(p12-p02)-b(2)其中,a、b与岩心渗透率有关的系数。
令v=0，可得启动压力为:
p=(b
a
+p02)1/2(3)则启动压力梯度为:
=
p-p0
L
=
(b
a
+p02)1/2-p0
L
(4)其中，启动压力梯度,MPa/m。
为了准确测定启动压力梯度值，本文采用室内实验的方法进行。首先根据初始含水饱合度建立方法建立实验岩心初始含水饱合度，再用氮气气驱测定初始含水饱合度下岩心的启动压力梯度。实验测得以新场JS21气藏为代表的IIIb类难动用气藏的启动压力梯度为0.22~0.30MPa/cm，平均为0.257MPa/cm、IIIc类的启动压力梯度为0.10~ 0.4MPa/cm，平均为0.26MPa/cm(表3)。
表3新场JS21气藏I IIb、IIIc岩心启动压力特征
储层类别岩心编号初始含水饱和度,%初始启动压力/MPa初始启动压力梯度/(MPa cm-1)渗透率/(10-3m2)
IIIb
7
4
8
平均
41.76
41.24
41.59
41.53
1.05
1.30
0.90
1.083
0.25
0.30
0.22
0.257
0.000374
0.000118
0.000319
0.000270
IIIc
18
13
17
22
21
23
平均
41.69
41.94
42.29
41.50
41.84
41.47
41.78
1.40
0.48
1.45
0.85
1.10
0.55
0.977
0.40
0.10
0.41
0.21
0.31
0.15
0.260
0.000944
0.003174
0.000712
0.001947
0.000859
0.001987
0.001540
3启动压力影响因素
3.1岩心渗透率对启动压力影响
本次实验主要通过测试流量与驱替压差关系来分析渗透率的变化对川西地区难动用储量水锁效应的影响。通过新场JS21、JS24不同岩心流量与驱替压差关系图(图1)可以看出，渗透率降低导致启动压力的增加,S岩心(K=3)流动曲线的直线段的延长线与横轴坐标的交点即启动压力明显大于S岩心(K=53)，表明岩心致密的JS21气藏解除水锁的难度相对更大。
3.2含水饱和度对启动压力影响
对于渗透率基本相同的岩心，变换不同的含水饱和度测试流量与驱替压差的关系，可以研究含水饱和度对启动压力的影响。图2表明，启动压力随含水饱和度上升而增加，加大了液体返排的难度。
3.3界面张力对启动压力的影响
外来液的气水界面张力是毛管压力的一个直接函数。在相同含水饱和度条件下，界面张力越小，毛管压力越小，气体流动所需克服的启动压力越小
73
班昭续汉书J210.021410-m2 J240.2110-m2
石油地质与工程2011年第2
期
图1不同渗透率条件下流量与
驱替压差关系(S w=70%
)
图2不同含水饱和度条件下流量与
驱替压差关系(k=0.02
10-3
m 2)
(见表4)，入侵外来液造成的水锁伤害越易解除。
表4
表面张力对启动压力的影响
类别
表面张力/(mN m -1)
饱和度,%启动压力/MPa 启动压力梯度/MPa 0.5%WD-5+水24.6841.230.960.2040.5%HW-16+水26.8541.52 1.200.2550.5%SW-5+水
29.81
41.77
1.35
0.287
3.4入侵液对启动压力的影响
在束缚水条件下，从长岩心端口分别注入0.1、0.2、0.3PV(孔隙体积)新场气田地层水或现场所使用的压裂液，模拟形成地层近井带的水锁效应，然后利用干气进行气驱水，结果如表5所示：对于JS 21
、JS 23
低渗气藏，随着气井近井地层岩心中反渗吸水锁量的增加，使其恢复流动所需的启动压差也相应提高，其中常规压裂液的水锁启动压差最大。可见液体的入侵深度和外来液的性质都是导致启动压力变化的影响因素。
表5
水锁结果综合测试结果
类别常规岩心
压裂岩心
注入流体
水锁量/PV
启动压力/MPa
水锁量/PV
启动压力/MPa
地层水
0.10.20.3
3.607.451
4.02
0.1
0.20.30.631.283.14常规压裂液
0.275
4.54
压裂过程中，在作业压差作用下，储层基质岩心的滤失伤害过程是初期冻胶在裂缝壁面的失水滤失伤害，同时形成滤饼冻胶；然后是破胶液滤液通过滤饼进入储层，使得储层入侵液污染带的含水饱和度增加，从而降低气体流动的气体渗透率，同时增加气体启动压力梯度。因此，伤害后启动压力梯度增量
和渗透率变化都能反映外来液不同性质对储层水锁伤害的大小。
以低伤害压裂液水锁伤害实验为例，伤害后启动压力梯度增加倍数(表6)：冻胶<；冻胶+破胶液<；破胶液。返排后24小时渗透率恢复率(表7)：冻胶>冻胶+破胶液>破胶液。
表6
不同情况下的启动压力梯度变化情况
液体类型岩心编号
层位初始启动压力梯度/(MPa cm -1)
伤害后启动压力梯度/
(MPa cm -1)
伤害后启动压力梯度增加倍数
冻胶18JS 210.40 1.58 2.93冻胶+破胶液
17JS 210.41 1.75 3.22破胶液
19
JS 21
0.35
1.52
3.32
表7
返排24小时后的渗透率恢复率
液体类型岩心编号
层位初始气测渗透率/(10-3m 2)
返排24小时后渗透率/
(10-3m 2)
返排24小时渗透率
恢复率,%
冻胶18JS 210.000940.0005961.99冻胶+破胶液
17JS 210.000710.0003549.11破胶液
19
JS 2
1
0.00055
0.00018
32.98
总体来说，冻胶伤害是最小的，冻胶+破胶液为中等，破胶液伤害最大。通过对破胶液的粒度分析
表明破胶液中含有一定数量断链的聚合物(尺寸微小的残渣)，其粒度与岩样孔喉大小相当，在压差作
74
:
马飞等.新场气田低品质储层启动压力梯度影响因素
用下会进入岩样，堵塞孔喉，难以清除，从而引起岩样启动压力梯度高，渗透率恢复率较低。对于冻胶+破胶液对储层的伤害，冻胶首先在压差作用下在岩石表面产生滤失，从而形成一层浓缩的高分子滤膜，这层膜会对破胶液起到过滤作用，能在一定程度减弱直接用破胶液伤害岩样产生的微小残渣伤害。
由于冻胶对基质岩心的失水伤害小，而破胶液对岩心的水锁伤害影响最大，所以，破胶液的滤失是造
成储层水锁伤害严重程度的主要原因。因此，优化压裂液配方，提高破胶液返排性能和质量，是降低储层水锁伤害程度的关键措施。
4结论
(1)新场JS21、JS23气藏储层储层喉道细，孔渗相关性差，绿泥石含量较高，有明显的低孔低渗特征，很容易造成储层水锁伤害。
(2)新场JS21、JS23低渗透储层是高束缚水饱和度储层，同时由于储层岩石比表面大，毛细管力强，气体渗流存在启动压力梯度，经室内实验测定，平均启动压力梯度在0.25~0.26MPa/cm左右。
(3)渗透率降低导致启动压力的增加，岩心致密的气藏解除水锁的难度相对更大；启动压力随含水饱和度增加而增加，加大了液体返排的难度；界面张力越小，毛管压力越小，气体流动所需克服的启动压力越小。
(4)外来液体的入侵深度和性质都是导致启动压力变化的影响因素，增效压裂液伤害后启动压力梯度增加倍数为：冻胶<；冻胶+破胶液<；破胶液。返排后24小时渗透率恢复率为：冻胶>冻胶+破胶液>破胶液。破胶液的滤失是造成储层水锁伤害严重程度的主要原因。
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(6):36-39.
编辑：彭刚
(上接第71页)
距越大。后期挖潜建议布水平井在流动单元A、B、C，布直井在流动单元D、E。
(5)对于低渗透油藏，流动单元储层物性越差，吸水指数越小，见效时间越长，反之就越短。另外，井距越大，见效时间就越长。因此为了充分发挥储层的产油能力，改善注水效果，缩短注水见效时间，建议对不同的流动单元采取不同的井距。
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编辑彭刚
75
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