低孔低渗储层损害机理及其保护技术_熊箫楠

第42卷第10期 辽 宁 化 工 Vol. 42，No. 10 2013年10月 Liaoning Chemical Industry October，2013低孔低渗储层损害机理及其保护技术熊箫楠，郝木水（1．西南石油大学石油工程学院，四川成都 610500； 2. 大港油田滩海开发公司，天津 300280）摘要：分析研究了低孔低渗（致密）储层地层损害的机理，认为低孔低渗储层损害机理与中低渗砂岩储层损害机理的主要差别表现在：（1）储层液锁损害（主要为水锁损害）；（2）储层毛细管自吸损害；（3）储层裂缝或微裂缝损害；（4）储层应力敏感性损害等。

低孔低渗储层的保护主要体现在防止储层水锁损害和保护对低渗（致密）储层渗透率贡献率最大的孔喉及其裂缝微裂缝这两个方面，屏蔽暂堵钻井完井液技术和保护储层的射孔液、压井液技术是保护低孔低渗储层的两项主要技术，但屏蔽暂堵技术的暂堵机理及其体系配方与中低渗砂岩储层的相比差异很大。

关键词：低孔低渗储层；地层损害机理；油气层保护中图分类号：TE 122 文献标识码：A 文章编号：1004-0935（2013）10-1223-03低孔低渗（致密）储层近年来逐渐成为油田开发的主力，这类储层存在着渗透率低、孔隙度小，外来流体侵入对地层伤害较大等特性，同时在低孔低渗（致密）储层存在着裂缝或者微裂缝。

这些特性给低孔低渗储层（致密）的勘探开发带来了很大的难度，这就需要从低孔低渗（致密）储层的损害机理出发，研究其会受到哪些伤害，在勘探开发的过程中采用有效的手段和技术来减轻或者避免损害的发生，并形成一套有效的低孔低渗（致密）储层保护技术。

1 低孔低渗储层地层损害机理1.1 储层敏感性损害与中低渗砂岩储层不同，低孔低渗（致密）储层的敏感性往往以应力敏感为主，而其它敏感性如水敏、盐敏、速敏、酸敏和碱敏等相对较弱。

表1统计了笔者近几年来在塔里木、江汉、新星华北等油田分公司进行储层敏感性损害机理研究的部分成果，由此可以看出，低孔低渗或特低渗储层敏感性以应力敏感性最为显著，水敏盐敏次之，速敏最弱，酸敏碱敏与储层矿物关系最大。

表1 低孔低渗储层敏感性特征统计区块 渗透率×10-3/μm2敏感性程度焉耆八道湾储层 0.001～0.03 弱速敏；中偏弱水/盐敏；弱酸碱敏；中等偏强应力敏感建南飞仙关三段 0.001～0.03 无速敏；中偏弱水敏；中等盐敏；酸碱敏：弱到无；强应力敏感 依南侏罗系 0.01～20 速敏：无；水敏：中偏弱；碱敏：弱到无；强应力敏感鄂北塔巴庙 0.001～1 速敏/水敏/盐敏：中到弱；弱到无酸敏；中到弱碱敏；强应力敏感1.2 岩石矿物分析除储层敏感性伤害可能对储层有严重的影响外，对低孔低渗储层而言，毛细管阻力及水锁效应对该类储层损害有着重要影响。

在压差作用下或/和自吸作用下，滤液侵入亲水的气层孔道，会将气层中的气和油推向储层深部，并在油水(或气)形成一个凹向的弯液面。

由于表面张力的作用,任何弯液面都存在一个附加压力,即毛细管压力。

如果储层能量不足以克服这一附加阻力,储层油气就不能将水段驱动而流向井筒。

实际上，由于储层的孔道大小分布很广，一些大的孔道可能被驱开,而一些小的孔道确很难被驱开。

表2是塔里木依南某井毛管压力特征参数。

由此可知，储层岩心中值压力很高（14~15 MPa），最大、平均和中值孔喉半径均很小（0.0476~0.738 μm），对渗透率贡献值大于90%的孔喉区域大约在0.16~0.8 μm。

这表明储层渗透率极低，储层具有排驱压力中等-高，孔喉较细和孔隙结构较差的特点，为细喉-小孔隙储层。

因毛管力与毛细管孔道的半径成反比，这种细喉-小孔隙储层，毛细管压1224 辽 宁 化 工 2013年10月力较大，滤液侵入后，大多孔道难以被驱开，滤液造成的地层损害较大，因此，依南构造这种低孔低渗气层防止滤液侵入储层对于降低或避免储层伤害非常重要。

表2 依南某井储层岩心毛管压力特征参数表岩心号/层位YN2-234 YN2-235 YN2-237特征参数J1a J1a J1a 孔隙度,% 4.40 4.5 1.6 渗透率×10-3/μm 20.085 0.211 0.077中值压力/MPa 14.2 / 15.74最大孔喉半径/μm 0.502 5 0.7357 0.518 5平均孔喉半径/μm 0.132 9 0.1884 0.147 8中值孔喉半径/μm 0.052 7 / 0.047 6 渗透率贡献值>90%的孔喉半径区域/μm0.20～0.63 0.30～1.0 0.16～0.81.3 低孔致密储层的液锁（水锁）损害实际上液锁（水锁）损害也是因毛细管力引起的。

当侵入储层滤液的液滴运移到孔喉处时，液滴界面会发生变形，致使前后端弯液面的曲率出现差别，产生附加阻力。

这种附加阻力就是常称的液锁效应（水锁效应）。

由于液锁效应是可以叠加的，当一串液滴同时出现在一连串的毛管时，油气流的流动阻力就会大大增加，从而使油气相的渗透率大大降低。

由于毛管力与毛细管孔道的半径成反比，因此一般来讲，小孔道的低渗储层所产生的毛管力较大，更容易引起液锁损害[1]。

液锁效应引起的地层损害在低渗气层表现得较一般储层更为严重，大量研究表明，在低孔低渗油气层尤其是低孔低渗气层中，液锁效应尤其是水锁效应常常使储层的有效相对渗透率下降到原来的1%～10%以下[2]。

这是因为：①储层渗透率越低，储层孔喉越小，液锁效应产生的附加阻力越大（阻力与孔喉半径成反比）；②滤液侵入储层后，常在储层局部或一定区域形成多相渗流，其相对渗透率大大小于原始绝对渗透率；③液锁尤其是水锁对储层敏感性矿物有一定影响，如储层发生水敏、盐敏后的水锁，将会使储层的有效渗透率几乎完全丧失，而这种情况在砂岩储层几乎常常发生。

1.4 致密储层微裂缝和微裂缝损害研究表明，低孔低渗储层主要的渗流通道是储层裂缝或微裂缝。

在作业压差的作用下，作业液中的固相颗粒及其滤液侵入储层后，一方面造成储层裂缝水敏、盐敏、速敏等储层敏感性损害，其损害机理与砂岩储层损害机理有相似之处；一方面使储层裂缝尤其是裂缝孔隙界面、储层基块发生一系列界面现象和毛管现象，造成复杂的储层损害。

作业液造成裂缝性储层损害的机理主要有：①固相颗粒对储层裂缝或微裂缝的堵塞（如图1（a）、图1（b））；②固相颗粒和滤液对储层缝孔界面的双重损害；③滤液对储层基块渗透率的损害，主要表现在作业液滤液造成的储层敏感性损害、毛细管附加阻力造成的低渗储层储层的伤害；④滤液中处理剂对储层微裂缝或基质的损害等[2]。

鄂北塔巴庙储层是存在裂缝和微裂缝的低孔致密气藏储层。

岩心观察表明，塔巴庙大1井区不同程度地发育天然裂缝，其裂缝以垂直缝为主，水平缝和斜交缝少见。

储层基块渗透率在10-6μm2数量级，因此其主要的渗流通道就是储层裂缝或微裂缝。

在作业压差作用下，钻井完井液中的固相颗粒和滤液会沿着储层裂缝或微裂缝大量地侵入储层深部，造成储层损害。

（a）（b）图1 （a）钻井完井液中的固相微粒（b） 侵入储层裂缝的固相微粒（建25井岩心）1.5 高分子聚合物在孔喉表面的吸附钻井完井液中的一些高分子聚合物，如增粘剂、防腐剂、选择不当的粘土稳定剂等，由于它们在孔喉表面的吸附作用，降低了本来就小的低孔低渗储层的油流通道的有效半径，从而造成气井产能的降低，如塔里木依南地区、鄂北塔巴庙地区的低孔致密气藏储层受到这种损害的程度较大。

2 低孔低渗储层储层保护技术在焉耆宝浪油田的应用2.1 宝浪油田储层损害现状评价在没有实施保护油气层技术前通过对钻井、完井、试油、射孔、压井、增产以及注水等各个作业环节储层损害现状分析，可以得到以下认识：（1）测试结果表明宝浪油田各井层的测试解释出的表皮系都很大，最高达29.5，最低为-0.9，平均表皮系数为13.11，可以初步断定目前各作业环第42卷第10期 熊箫楠，等：低孔低渗储层损害机理及其保护技术 1225节存在较严重的地层损害；（2）钻井完井作业过程中地层损害程度大；（3）通过注水井的分析可知，注水井在没注粘土稳定剂之前存在较严重的地层损害。

3.2 焉耆盆地宝浪油田储层特性及损害因素（1）屏蔽暂堵型钻井完井液技术在充分进行储层损害机理和屏蔽暂堵实验的基础上在宝浪油田宝北区块6-12、5-11、宝106、宝108等近10口开发井、评价井实施了保护油气层的屏蔽暂堵技术，并取得了显著的成效。

（2）保护油气层的射孔液、压井液技术宝浪油田宝北区块采用的是保护油气层的无固相清洁盐水射孔液、压井液体系，并在该体系中选择适当种类和浓度的粘土稳定剂，其射孔液、压井液体系基本配方为“NaC1+0.5% KCS-18（1%~2% BCS-851）+清水或本地脱气原油＋其它”。

（3）注水井预处理技术针对宝浪油田储层水敏、盐敏程度强，注水压力高，储层吸水低的特点，对宝北区块注水井实施了预处理技术，其主要内容是在注入水中添加适当浓度和种类的粘土稳定剂、表面活性剂等，其基本配方是1.5% KCS-18（或2.5% BCS-851）+1.5% NH4C1+0.5% OP-10(SP-169)。

（4）优化射孔技术宝浪油田基本上均采用了优化射孔技术，宝北区块射孔方案主要为：选择YD-127射孔弹，对于污染较严重的油井可采用SCYD-127（S）射孔弹射孔，射孔枪为102，孔密应达到18孔/m、26孔/m，相位角为900，采用螺旋布孔格式。

4 结论（1）低孔低渗（致密）储层储层损害机理主要表现在：①储层液锁损害（主要为水锁损害），②储层毛细管自吸损害，③储层裂缝或微裂缝损害，④储层应力敏感性损害等；（2）裂缝性储层损害机理主要是：①固相颗粒对储层裂缝或微裂缝的堵塞，②固相颗粒和滤液对储层缝孔界面的双重损害，③滤液对储层基块渗透率的损害，④滤液中处理剂对储层微裂缝或基质的损害等；（3）低孔低渗储层的保护主要体现在防止储层水锁损害和保护对低渗储层渗透率贡献率最大的孔喉及其裂缝微裂缝这两个方面。

屏蔽暂堵钻井完井液技术和保护储层的射孔液、压井液技术是保护低孔低渗储层的两项主要技术。

参考文献：［1］杨勇. 桥口气田储层损害因素分析[J]. 断块油气田，2005(04) : 57-59.［2］李志刚，乌效鸣，郝蜀民，等. 储层屏蔽暂堵钻井完井液技术研究及应用[J]. 天然气工业，2005，25(03) : 74-78.［3］蒋裕强，熊汉桥，文永勇，等. 塔里木盆地依南构造侏罗系低孔渗气层伤害机理分析[J]. 天然气工业，2001，21(03) : 94-96.Damage Mechanism and Protection Technology of LowPorosity and Low Permeability ReservoirsXIONG Xiao-nan，HAO Mu-shui（1.School of Petroleum Engineering, Southwest Petroleum University, Sichuan Chengdu 610500, China2.Dagang Oilfield Tanhai Development Company,Tianjin 300280, China）Abstract: The formation damage mechanism of low porosity and low permeability reservoir was analyzed. The results show and that the main differences of damage mechanisms between low porosity and low permeability reservoir and low/medium permeability sandstone reservoir are reflected in these aspects as follows : 1) reservoir fluid blocking damage；2) reservoir capillary self-priming damage；3) reservoir cracks or micro-cracks damage；4) reservoir stress sensitivity damage. Protection of the low porosity and low permeability reservoir is mainly reflected in preventing the reservoir water blocking damage and protecting pore throats and micro fractures of the low permeability reservoir. The shielding temporary plugging drilling and completion technology with drilling fluid, and perforating fluid and killing fluid technology are two major technologies to protect the low porosity and permeability reservoir, but temporary blocking mechanism and system formula of the shielding and temporary plugging technology for the low porosity and low permeability reservoir are different from low/medium permeability sandstone reservoirs.Key words: low porosity and low permeability reservoir; mechanism of formation damage; reservoir protection。