大庆油田腰英台地区油气层损害机理研究

大庆油田腰英台地区油气层损害机理研究【摘要】本文按标准实验程序,对大庆油田腰英台地区储层敏感性做了系统的评价，确定了储层敏感性的大小。在敏感性分析基础上，对储层损害机理进行了系统研究，确定了大庆油田腰英台地区的油气层损害方式；确定了db27井井浆、大庆两性复合离子钻井液、db38井井浆渗透率恢复值的高低。

【关键词】储层损害；损害机理；储层保护；储层敏感性

第1章储层敏感性评价

储层敏感性评价是研究油气层损害原因和制定保护油气层钻井液措施的重要基础。结合大庆油田腰英台地区地层特点，我们首先采用国内外标准实验程序，研究该地区的储层敏感性。

1.1速敏评价

实践证明，微粒运移程度随岩石中流体速度的增加而增加。但不同岩石中的微粒对速度的反应不同，这种现象称为速敏性。

在实验中以不同的注入速度向岩心注入地层水，在各个注水速度下测定这个注水速度下的渗透率，以注入速度为横坐标，以渗透率为纵坐标画出曲线，在曲线上很容易找出其临界速度，由此判断速敏性的大小。

从试验数据可以看出，腰英台地区岩心速敏性不强，无明显临界流速。

1.2水敏性评价

在地层被钻开前，粘土矿物与地层水达到膨胀平衡，当矿化度

低或离子成分不同的外来流体进入地层后就可能破坏这种平衡，引起粘土膨胀，分散运移，从而导致渗透率不同程度的降低，这种现象称为水敏性。

本项目中共选取不同层位岩心若干块，分别用地层水、次地层水、去离子做腰英台地区水敏试验，结果得出，腰英台地区岩心为中等偏强水敏。

1.3盐敏性试验

本实验的目的是了解地层岩心在地层水所含矿化度不断下降或现场使用低矿化度盐水时，其渗透率的变化过程，从而找出渗透率明显下降的临界矿化度（临界盐度）。

实验方法：配制不同矿化度的盐水，由高矿化度到低矿化度的顺序将其注入岩芯，并依次测定不同矿化度盐水通过时的渗透率值k。

所选盐水的矿化度：地层水、1/2地层水、1/4地层水、1/8地层水、1/16地层水、去离子水。

从试验数据中得出，腰英台地区岩心盐敏性为中等，临界盐度在1/8至1/4地层水之间。

1.4碱敏性实验

目前油田所用钻井液常含有纯碱等碱性处理剂，致使钻井液呈碱性，其中co32-会与地层中的ca2+、mg2+作用生成沉淀，堵塞孔隙喉道，造成渗透率下降损害地层。

实验方法：对每一块岩芯在测定空气渗透率和地层水渗透率后，

由低ph值到高ph值注入碱液，并浸泡48小时，然后用地层水反驱，待稳定后测不同碱液浸泡后地层水渗透率。

本实验ph值分别为：8、9、10、11、12。

从实验中可以看出，腰英台地区岩心的临界碱度在ph值9到10之间。

从上述试验可得出如下结论：腰英台地区储层敏感性大小依次为：水敏性（中等偏强），盐敏性（中等），碱敏性（中等），速敏性（弱）。

第2章腰英台地区油气层损害机理研究

2.1钻井液对储层岩心的污染损害评价实验

按相关实验方法测定三种钻井液（db27井井浆、大庆两性复合离子钻井液、db38井井浆）对三种岩心的渗透率恢复值。

可以看出，db27井井浆渗透率恢复值最高，其次是大庆两性复合离子钻井液，db38井井浆渗透率恢复值最低。

2.2损害机理研究

用db24井岩心按相关方法进行了实验研究，模拟损害实验温度80℃，实验压差5mpa,钻井液循环剪切速率300s-1。

可看出渗透率在10～20×10-3μm2的岩心，水锁损害在12.13～16.15%；水敏、钻井液滤液与储层不配伍和大分子吸附造成的损害在6.47～9.17%；固相损害在0.57～4.55%。固相损害极小，主要的损害方式为液相损害。考虑保护储层应侧重于降低钻井液的液相损害。

2.3影响因素实验研究

2.3.1不同滤失量

采用db27井原浆，对于渗透率相近的岩心，在其它条件相同的情况下，随着钻井液滤失量的增大，岩心的渗透率恢复值下降，滤液侵入深度增加。钻井液滤失量的影响很大。

2.3.2不同损害时间

在模拟损害实验温度80℃，钻井液循环剪切速率300s-1，实验压差5mpa条件下，进行了3个不同损害时间（2、4、8小时）的模拟损害实验。随着钻井液损害时间的增大，岩心的渗透率恢复值下降，滤液侵入深度增加。

2.3.3不同钻井压差

在模拟损害实验温度80℃，钻井液循环剪切速率300s-1条件下，用渗透率相近的岩心，分别进行了3个不同钻井压差（3、5、7mpa）的模拟损害实验。

在渗透率相近和其它条件相同的条件下，钻井压差由3mpa增加到7mpa时岩心的渗透率恢复值下降，钻井过程中应降低钻井液密度。

第3章结论

（1）按标准实验程序，对腰英台地区储层敏感性进行了系统评价。储层敏感性大小依次为：水敏性（中等偏强），盐敏性（中等），碱敏性（中等），速敏性（弱）。

（2）腰英台地区固相损害极小，主要的损害方式为液相损害。

钻井液滤失量，特别是高温高压滤失量，对储层渗透性影响很大，在实际钻井过程中特别应控制进入油气层的钻井液滤液数量和性质。

（3）随着钻井液压差的增大，岩心的渗透率恢复值下降，滤液侵入深度增加。在钻井过程中应尽可能降低钻井液密度。随着钻井液损害时间的增大，岩心的渗透率恢复值下降，滤液侵入深度增加。但变化幅度不大。