川西致密砂巖氣藏井筒積液儲(chǔ)層損害機(jī)理研究

李勝富，李 皋 ，吳建忠，李 澤

1.油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室·西南石油大學(xué)，四川 成都610500 2.中國(guó)石化西南油氣分公司，四川 成都610041

引言

由于川西致密砂巖氣藏開發(fā)發(fā)展迅速[1-3]，目前，中國(guó)已成為世界排名第二的致密砂巖氣生產(chǎn)大國(guó)，產(chǎn)量?jī)H次于美國(guó)[4]。四川盆地是有規(guī)模產(chǎn)出致密砂巖氣的地區(qū)之一，其中，川西致密砂巖氣藏儲(chǔ)量豐富，分布廣泛，極具勘探開發(fā)前景[5]。但是目前川西侏羅系中淺層采出程度較低，并且近年來主力氣藏的穩(wěn)產(chǎn)形勢(shì)變得愈來愈嚴(yán)峻，井筒積液情況嚴(yán)重，現(xiàn)有排水采氣技術(shù)雖然可以實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)效果，但依然存在增產(chǎn)效果不佳等問題。井筒積液對(duì)儲(chǔ)層造成的損害已成為制約川西侏羅系氣藏高效開發(fā)的一大因素。

學(xué)者們針對(duì)致密砂巖氣藏井筒積液?jiǎn)栴}開展了大量研究[6-12]。井筒積液形成機(jī)理多樣，楊滿平等[13]指出，在氣藏生產(chǎn)過程中儲(chǔ)層孔隙壓力會(huì)逐漸減小，導(dǎo)致孔隙喉道縮小，使得孔喉內(nèi)的束縛水轉(zhuǎn)化為可動(dòng)水，隨著氣體流動(dòng)產(chǎn)出。田巍等[14-16]指出，地層中的游離水通過孔隙滲流到井筒中形成井筒積液。傅春梅等[17-19]指出，地層中的水汽流入到井筒中，隨著井筒溫度變化而產(chǎn)生凝析水。趙春立等[20-22]指出，鉆井工作液殘留而形成井筒積液。隨著井筒積液的不斷加劇，儲(chǔ)層造成的損害愈發(fā)嚴(yán)重。鄭小敏等[23]指出，在致密氣藏開采過程中，地層孔隙水會(huì)占據(jù)氣體滲流通道，減小滲流通道，增大氣體流動(dòng)阻力，啟動(dòng)壓力梯度隨之增大，導(dǎo)致氣井產(chǎn)能下降。高樹生等[24-25]指出，地層孔隙水的存在會(huì)使儲(chǔ)層滲流由氣體單相滲流變?yōu)闅馑畠上嗔鳎蠓档蜌怏w的相對(duì)滲透率，減少氣體流量。同時(shí)，方建龍等研究表明[26-28]，圍壓的增大也會(huì)降低氣水相對(duì)滲透率。盛軍等[29]指出，在井筒附近地層的含水飽和度增加會(huì)導(dǎo)致水鎖效應(yīng)，也會(huì)使氣體滲透率降低，影響氣井產(chǎn)能。

引發(fā)井筒積液損害原因復(fù)雜，但前人少有將井筒積液的損害機(jī)理與工程地質(zhì)相結(jié)合，川西致密砂巖氣藏井筒積液損害機(jī)理及其影響因素相關(guān)研究較少。

本文基于工程地質(zhì)，對(duì)馬井氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏井筒積液損害機(jī)理進(jìn)行分析。通過對(duì)致密砂巖儲(chǔ)層的礦物含量和儲(chǔ)層的微觀組構(gòu)分析，總結(jié)井筒積液嚴(yán)重的原因，并通過井筒模擬實(shí)驗(yàn)定量化評(píng)價(jià)井筒積液對(duì)川西致密砂巖儲(chǔ)層的損害。

1 致密砂巖儲(chǔ)層微組構(gòu)分析

井筒積液與黏土礦物的種類和含量存在一定的關(guān)系，黏土礦物的復(fù)雜多樣性造就了馬井氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏儲(chǔ)層井筒積液情況復(fù)雜。不同類型的黏土礦物對(duì)于水敏等敏感性損害也大不相同，因此，需要結(jié)合儲(chǔ)層的黏土礦物含量，總結(jié)井筒積液情況嚴(yán)重的原因。

馬井氣田蓬萊鎮(zhèn)組黏土礦物含量較高，主要包括綠/蒙間層、伊利石、綠泥石，部分地區(qū)的高嶺石含量高，如表1 所示。其中，綠/蒙間層的相對(duì)含量為41.00%～78.00%，平均含量為54.00%；伊利石的相對(duì)含量為20.00%～32.00%，平均含量為28.56%；綠泥石的相對(duì)含量為2.00%～16.00%，平均含量為10.33%；高嶺石的相對(duì)含量為0～20.00%，平均含量為7.22%。

表1 馬井氣田JP 氣藏部分砂層儲(chǔ)層X 射線粉晶衍射數(shù)據(jù)表Tab.1 X-ray powder crystal diffraction data table of sand reservoirs in JP gas reservoir of Majing Gas Field

不同類型的黏土礦物，其產(chǎn)狀大不相同，綠/蒙間層和蒙脫石間層大多以粒表薄膜襯墊式賦存，如圖1a 所示；高嶺石表現(xiàn)為書頁狀和蠕蟲狀集合體，如圖1b 所示，高嶺石抗機(jī)械力破壞能力不強(qiáng)，當(dāng)?shù)貙恿黧w流速過快時(shí)，容易發(fā)生破壞、運(yùn)移，從而堵塞孔隙通道，導(dǎo)致速敏損害；而伊利石表現(xiàn)為絲帶狀、毛發(fā)狀、橋節(jié)狀等分布于碎屑顆粒表面或橋架于粒間孔隙當(dāng)中，伊利石是一種不膨脹的黏土礦物，但其特殊的產(chǎn)狀會(huì)對(duì)儲(chǔ)層帶來嚴(yán)重的損害。絲帶狀的伊利石通常會(huì)將孔隙空間切分成形狀、大小各不相等的微小孔隙，使得這些微孔隙具有較高的毛細(xì)管壓力，造成嚴(yán)重水鎖損害，而毛發(fā)狀和橋接狀伊利石抗破壞的能力弱，可能被高速流體沖斷，在喉道處產(chǎn)生堵塞。

圖1 黏土礦物種類及產(chǎn)狀Fig.1 Types and occurrences of clay minerals

通過對(duì)馬井蓬萊鎮(zhèn)組致密砂巖儲(chǔ)層進(jìn)行敏感性分析，表2 為速敏試驗(yàn)數(shù)據(jù)表，隨著注入速度的提高，巖石滲透率變化較小，滲透率損害率為6.5%和6.8%，對(duì)流速敏感性較弱。儲(chǔ)層中易發(fā)生速敏的礦物為高嶺石，平均含量?jī)H為7.22%，因此，儲(chǔ)層不易發(fā)生速敏損害。表3 為水敏試驗(yàn)數(shù)據(jù)表，隨著水型濃度的不斷降低，巖石滲透率顯著降低，水敏指數(shù)為74.9%和66.2%，表現(xiàn)出較強(qiáng)的水敏性。儲(chǔ)層中綠/蒙混層易發(fā)生水敏損害，且含量較高54.00%，從而導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率急劇下降。

表2 速敏試驗(yàn)數(shù)據(jù)表Tab.2 Velocity sensitivity test data table

表3 水敏試驗(yàn)數(shù)據(jù)表Tab.3 Water sensitivity test data table

馬井氣田儲(chǔ)層孔隙較發(fā)育，且孔隙大小分布不均，形狀不規(guī)則，孔隙的連通性相對(duì)較差，掃描電鏡圖如圖2 所示。該地層主要有4 種孔隙類型，圖中數(shù)字?--?分別代表粒內(nèi)溶孔、粒間溶孔、殘余粒間孔和晶間微孔。其中，粒間溶孔和粒內(nèi)溶孔為主要的孔隙類型。

圖2 掃描電鏡圖Fig.2 Scanning electron micrographs

根據(jù)馬井蓬萊鎮(zhèn)組氣藏10 口井、184 塊巖樣試驗(yàn)資料可知，巖樣孔隙度為2.28%～17.44%，平均值為11.17%，如表4 所示，Jp1氣藏孔隙度高，其單井儲(chǔ)層平均孔隙度為11.96%～12.17%，氣藏平均孔隙度12.01%：Jp2氣藏儲(chǔ)層孔隙度總體較Jp1低，單井儲(chǔ)層平均孔隙度為8.63%～11.81%，氣藏平均孔隙度為10.85%，其中，單井儲(chǔ)層平均孔隙度大于10%的井層數(shù)為5 口，占62.5%，其余3 井層平均孔隙度＜10%，占37.5%。

表4 馬井氣田部分含氣砂層孔滲特征表Tab.4 Table of permeability characteristics of some gas bearing sand layers in Majing Gas Field

受到成巖后生作用，將會(huì)導(dǎo)致地層巖石的孔隙形狀不規(guī)則，分布不均勻，對(duì)實(shí)驗(yàn)巖樣進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，可以得出巖樣的面孔率在1.2%～10.6%，平均值為4.5%；最小孔徑在3.10～28.90 μm，平均值為13.03 μm；最大孔徑在63.60～212.20 μm，平均值為125.60 μm；分選系數(shù)在5.2～23.5，平均值為13.1。

根據(jù)孔隙分類的標(biāo)準(zhǔn)（大孔隙＞80 μm，中孔隙50 μm＜D≤80 μm，小孔隙20 μm＜D≤50 μm，微孔隙D≤20 μm），可以得知馬井蓬萊鎮(zhèn)組氣藏儲(chǔ)層以中、小孔隙為主。

馬井氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏的黏土礦物復(fù)雜多樣，其中，綠/蒙混層的平均含量為54%，伊利石與綠泥石的含量相對(duì)較低，平均含量分別為28.56%與10.33%；馬井氣田還局部分布有高嶺石，平均含量為7.22%，具有綠/蒙混層含量高，水敏性強(qiáng)的特點(diǎn)。川西氣藏馬井氣田的地層孔隙度較為發(fā)育，孔隙度在2.28%～17.44%，平均值為11.17%，且以中小孔隙為主。

2 井筒積液損傷機(jī)理

黏土礦物是儲(chǔ)層發(fā)生損害的主要傷害源，黏土礦物的多樣性決定蓬萊鎮(zhèn)組儲(chǔ)層損害機(jī)理和類型的復(fù)雜性。含量較高的黏土礦物將形成大量的晶間微孔并填積、分割孔隙和喉道；同時(shí)，儲(chǔ)層黏土礦物類型及不同黏土礦物的產(chǎn)狀和分布特征使得儲(chǔ)層易受到以水敏為主的多種敏感性損害。

利用儲(chǔ)層損害評(píng)價(jià)儀，對(duì)不同含水飽和度條件下的氣藏致密砂巖巖芯進(jìn)行氣相滲透率測(cè)試，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖3 所示。

圖3 不同含水飽和度條件下巖芯氣相滲透率Fig.3 Gas permeability of core under different water saturation conditions

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，對(duì)于巖樣1 和巖樣2，隨著含水飽和度的增加，巖芯的氣相滲透率降低。巖芯的含水飽和度與氣相滲透率有較強(qiáng)的負(fù)相關(guān)性。

由于綠/蒙混層平均含量為54%，具有綠/蒙混層含量高、水敏性強(qiáng)的特點(diǎn)，水敏性黏土礦物遇水反應(yīng)，引起黏土礦物膨脹、分散、遷移、堵塞，導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率下降。當(dāng)?shù)貙雍柡投戎饾u增加，黏土礦物水化膨脹越嚴(yán)重，氣相滲透率越低。

為分析井筒積液損傷機(jī)理，開展自吸水鎖定量評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，采用微觀可視化實(shí)驗(yàn)裝置，可以直觀地觀察到水鎖損害的過程，利用自主研發(fā)的鉆井-完井-儲(chǔ)層改造綜合損害實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)裝置，開展模擬井筒積液條件下的水鎖損害。

圖4 為微觀可視化水鎖實(shí)驗(yàn)結(jié)果，圖中紅色分界線以下為水侵區(qū)域，隨著時(shí)間的推移，水侵區(qū)域逐漸擴(kuò)大。圖中用圓圈和方框標(biāo)記出了同一位置的氣泡大小，隨著時(shí)間的推移，氣泡逐漸變小，被水所占據(jù)，水鎖現(xiàn)象越來越嚴(yán)重。因此，發(fā)生井筒積液后，隨著積液時(shí)間的增加，水鎖現(xiàn)象越嚴(yán)重。

圖4 微觀可視化水鎖實(shí)驗(yàn)圖Fig.4 Micro-visualized water lock experimental diagram

馬井氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏儲(chǔ)層砂巖由于壓實(shí)作用較強(qiáng)烈，喉道普遍較狹窄，且都以片狀喉道為主，多數(shù)較直，少量呈彎曲狀；其類型有粒間隙型、縮頸型及晶間縫型，以粒間隙型為主。地層孔隙以中小孔隙為主，孔隙具有極高毛管壓力，導(dǎo)致水鎖損害嚴(yán)重。

基于以上分析認(rèn)為，馬井氣田氣井由于井筒積液而導(dǎo)致儲(chǔ)層損害嚴(yán)重的原因主要有兩點(diǎn)：（1）水敏性礦物含量高，從而導(dǎo)致黏土礦物水化膨脹，造成儲(chǔ)層損害；（2）地層以中小孔隙為主，具有極高的毛管壓力，導(dǎo)致儲(chǔ)層損害嚴(yán)重。

3 井筒積液儲(chǔ)層損害定量化評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

3.1 實(shí)驗(yàn)裝置

圖5 為鉆井-完井-儲(chǔ)層改造綜合損害評(píng)價(jià)裝置。該裝置相較于常規(guī)儲(chǔ)層損害評(píng)價(jià)裝置，可以模擬鉆井損害過程、完井損害過程、壓裂損害過程、采氣過程、鉆井-完井綜合損害過程、鉆-完-改-產(chǎn)綜合損害過程（包括垂直縫和水平縫）。

圖5 鉆井-完井-儲(chǔ)層改造綜合損害實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)裝置Fig.5 Comprehensive experimental evaluation device for drilling-completion-improvement-production process

3.2 實(shí)驗(yàn)研究

采用鉆井-完井-儲(chǔ)層改造綜合損害實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)裝置開展了自吸損害評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)、模擬井筒積液條件下的損害評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)、不同濃度泡排劑損害評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)和不同泡排劑濃度與凝析油作用后損害評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。巖芯取自XP222 井和XP253 井，均制備為全直徑巖芯，巖樣規(guī)格為外徑105 mm，長(zhǎng)度10～200 mm，孔徑為25～38 mm，實(shí)驗(yàn)巖樣如圖6 所示。

圖6 實(shí)驗(yàn)巖樣Fig.6 Experimental rock samples

3.2.1 自吸損害評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

選取6 組巖芯，巖芯烘干后參照巖芯自吸損害實(shí)驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行，自吸時(shí)間為24 h。實(shí)驗(yàn)條件為：圍壓5 MPa，模擬井筒壓力2 MPa，驅(qū)替壓力2 MPa。根據(jù)實(shí)驗(yàn)前后測(cè)得的滲透率計(jì)算可得巖芯損害程度，得出的實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖7 所示。6 組巖芯自吸損害實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，地層水自吸水鎖可使該地區(qū)巖芯損害程度達(dá)到90%以上，損害程度強(qiáng)。

圖7 巖芯自吸損害評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.7 Experimental results of core self-absorption damage evaluation

結(jié)合前文對(duì)致密砂巖儲(chǔ)層的微組構(gòu)分析可知，儲(chǔ)層黏土礦物中，水敏性礦物含量高，且儲(chǔ)層孔隙度偏低，在自吸24 h 后，水侵入到巖芯中，與水敏礦物發(fā)生反應(yīng)，形成嚴(yán)重的水敏損害和水鎖損害，導(dǎo)致?lián)p害程度達(dá)90%以上。

3.2.2 不同積液高度損害對(duì)比實(shí)驗(yàn)

為評(píng)價(jià)井下不同積液高度對(duì)儲(chǔ)層的損害程度，采用1～4 MPa 的井筒壓力模擬不同積液高度。實(shí)驗(yàn)條件為：圍壓5 MPa，驅(qū)替壓力2 MPa。根據(jù)實(shí)驗(yàn)前后測(cè)得的滲透率計(jì)算可得巖芯損害程度，得出的實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖8 所示。實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，隨模擬井筒壓力的增加，儲(chǔ)層損害程度增大。井筒壓力每增加1 MPa，儲(chǔ)層損害程度增加約6%，當(dāng)井筒壓力達(dá)3 MPa 左右時(shí)，儲(chǔ)層損害程度已達(dá)到80%以上。

圖8 不同模擬井筒壓力損害對(duì)比實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.8 Comparative experimental results of different simulated wellbore pressure damage

隨著模擬井筒壓力的增加，實(shí)際井筒積液高度增加，井筒積液侵入量增大，水侵范圍更廣，水運(yùn)移的距離更遠(yuǎn)，接觸到的水敏性礦物越多，從而導(dǎo)致儲(chǔ)層損害程度越來越高。

3.2.3 不同濃度泡排劑與凝析油作用后損害對(duì)比實(shí)驗(yàn)

取現(xiàn)場(chǎng)所用液體泡排劑（sh-083）與凝析油，開展不同濃度泡排劑與凝析油作用前后的儲(chǔ)層損害對(duì)比實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)條件為：圍壓5 MPa，模擬井筒壓力2 MPa，驅(qū)替壓力2 MPa，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖9 所示。實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，隨泡排劑濃度的增加，儲(chǔ)層損害程度增大；凝析油作用前后對(duì)比可知，泡排劑與凝析油作用后對(duì)地層造成的損害更大，此時(shí)若泡排劑濃度達(dá)0.5%以上，對(duì)儲(chǔ)層的損害程度可達(dá)90%以上。

圖9 不同泡排劑濃度與凝析油作用前后損害評(píng)價(jià)結(jié)果Fig.9 Damage evaluation results of different foam drainage agent concentrations and condensate oil before and after action

在井筒中注入泡排劑，泡排劑與地層流體不配伍，引起黏土礦物膨脹、分散、運(yùn)移，導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率下降，而與凝析油作用后，與凝析油發(fā)生乳化作用，形成油包水乳狀液，形成黏度較高的乳狀液，造成液鎖損害，導(dǎo)致儲(chǔ)層損害程度增加。

基于本文研究成果，針對(duì)氣井井筒積液儲(chǔ)層損害問題，提出以下工程建議：（1）開展“氣舉+泡排”組合工藝，優(yōu)化泡排工藝，采取從油管加注泡排劑，關(guān)井注氣憋壓，開井后配合井口強(qiáng)排，提升氣井排液效果。（2）開展“氣舉+自生泡”組合工藝，實(shí)施自生泡后通過車載氣舉定期補(bǔ)充能量，穩(wěn)定氣井生產(chǎn)，減少氣井自身能量消耗，提升氣井排液效果。（3）開展“氣舉+井底凈化”組合工藝，對(duì)井底污染進(jìn)行進(jìn)化處理，可大幅提高氣井產(chǎn)能。

4 結(jié)論

（1）馬井氣田蓬萊鎮(zhèn)組氣藏儲(chǔ)層黏土礦物復(fù)雜多樣，具有綠/蒙混層含量高，水敏性強(qiáng)的特點(diǎn)，導(dǎo)致黏土礦物水化膨脹，造成儲(chǔ)層損害。地層孔隙度較為發(fā)育，且以中小孔隙為主，具有極高的毛管壓力，導(dǎo)致儲(chǔ)層損害嚴(yán)重。

（2）地層水自吸水鎖使該地區(qū)巖芯損害程度達(dá)到90%以上，損害程度強(qiáng)；隨著模擬井筒壓力增加，井筒壓力每增加1 MPa，儲(chǔ)層損害程度增加大約6%。

（3）泡排劑對(duì)儲(chǔ)層的損害程度隨濃度的增加而增大；泡排劑與凝析油作用后對(duì)地層造成的損害更大，此時(shí)若泡排劑濃度達(dá)0.5%以上，對(duì)儲(chǔ)層的損害程度可達(dá)90%以上。