东海某气井低渗储层特征评价及污染因素分析

王家航，董文秀，秦丙林，杜林雅

（1.中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司石油工程技术研究院，上海 200120；
2.中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司勘探开发研究院，上海 200120）

近年来，东海勘探开发力度不断加大，深部地层发现了大量的低渗透油气资源。该类气藏储层孔隙空间小，排驱压力高，钻完井过程中极易受到水锁等污染，开发难度大，储层保护任务重[1-8]。影响低渗油气藏投产的原因主要包括两方面，一是储层物性差，渗流能力低；
二是钻完井施工造成储层伤害。针对东海某气井低渗储层，以室内实验为基础，开展低渗透储层特征及渗流规律研究，结合钻完井施工情况，明确导致储层污染的影响因素。该项研究对该类气井优选开发层位具有指导意义，同时为进行类似低渗气藏储层保护攻关提供技术支撑。

C 气田位于东海陆架盆地西湖凹陷西斜坡W构造，开发主力层位为H3～H6 层。H3～H5 层为常压层段，压力系数0.99～1.09；
H5 层以下为高压层段，压力系数1.09～1.53。地温梯度3.84 ℃/100 m，为常温系统。

C10H 井为该气田一口裸眼水平井，完钻层位为H5 层。对H5 层岩心物性进行分析，测得岩心孔隙度与气测渗透率（表1）。由表1可知，H5层属于低孔低渗～特低孔特低渗储层。

表1 岩心物性分析结果Table 1 Analysis results of core physical property

8-1/2 ″井段钻进储层前替入EZFLOW（无固相钻完井一体化钻井液），整个钻完井作业过程中无漏失等异常情况发生，先后采用邻井环空气举、连续油管膜制氮气举诱喷未果，投产失败。

与邻井C5M、C6M 井相比（图1），C10H井气举期间，井口压力一直处在较低水平，关井最高恢复至840 psi，气举期间不超过300 psi，表明地层供给不足，气相难以建立持续流动。

图1 C 气田不同气井诱喷期间井口压力对比图Fig.1 Comparison of wellhead pressure during blowout induced by different gas wells in C Gas Field

2.1 储层敏感性

对H5 层敏感性进行评价，储层整体敏感性弱，应力敏感性弱。

2.2 润湿性及水锁效应

储层的润湿性影响油藏开发效果，受毛管力的作用，亲水性的储层更有利于油气的采出。但是从钻完井的角度来看，由于水相为外来流体，低孔渗储层物性差，易发生水锁伤害，而储层亲水可进一步增加水锁伤害的风险及程度。

选取接触角法对储层岩心润湿性进行评价。接触角测量数据见表2。

表2 水-油-固三相系统接触角数据Table 2 Contact angle data of water-oil-solid three-phase system

将接触角测量实验数据与接触角润湿性判别（表3）进行对比，明确储层岩心润湿性表现为亲水。

表3 水-油-固三相系统接触角判别表Table 3 Identification table of contact angle of water-oil-solid three-phase system

根据H5 层岩心压汞数据（表4），岩心平均孔喉半径0.68 μm，易发生水锁伤害，排驱压力最高达7.1 MPa，不易解除。

表4 C 气田岩心（压汞）孔隙结构参数表Table 4 Pore structure parameters of C Gas Field core (mercury injection)

2.3 动用规律

相比于常规油气藏，低渗透油气藏开发过程中，流体需要克服启动压差才可以发生流动。为了明确C 气田H5 层是否存在非线性渗流特征，开展了非线性渗流实验。采用光电式微管流量计测量端面流量，保证测试精度，实验装置见图2。具体实验步骤如下：

图2 非线性渗流测试装置Fig.2 Nonlinear seepage testing device

（1）逐次降低岩心两端的压力梯度至极小值，读取端面的流量及时间，计算得到流速；

（2）将流速转化为渗透率，绘制渗透率与压力梯度的关系曲线（图3）；

图3 岩心渗透率与压力梯度的关系曲线Fig.3 Relation curve between core permeability and pressure gradient

（3）根据关系曲线，利用拟合方法计算启动压力梯度，实验结果见表5。

表5 启动压力梯度计算结果Table 5 Calculation results of starting pressure gradient

由图3可知，渗透率随压力梯度的减小而降低，特别是在低压力梯度段存在明显的非线性渗流特征。绘制不同岩心渗透率与真实启动压力梯度的关系曲线（图4）。从图4可以看出，当储层受到污染时，启动压力梯度迅速增大，渗透率降低。储层原始压力较高时，影响相对较小；
压力较低时，参与发生流动的孔隙将大幅减少。

图4 真实启动压力梯度与渗透率关系Fig.4 Relationship between real starting pressure gradient and permeability

对C10H 井静压测试（图5），测压资料显示H5 层目前地层压力系数约为0.78（原始1.06），储层动用，存在压力亏空，原始地层压力较低，初始渗透率也将降低。

图5 C10H 井静压梯度Fig.5 Hydrostatic pressure gradient in well C10H

不同于一般储层评价，对于低渗透、特低渗透砂岩储层而言，仅通过孔隙度、渗透率来评价储层物性的好与差具有较大缺陷[9]。因此，为了更加全面准确表述该类油气藏的储层物性特征，引入可动流体百分数，即储层中能够参与流动的流体含量占总赋存流体含量的百分比。

核磁共振T2图谱的峰数和峰值可以反映出岩样中不同的孔隙结构类型和可动流体含量。对花港组H5 层岩心饱和地层水后做核磁共振测试，T2图谱见图6。其中左峰下的面积代表束缚流体含量，右峰下的面积代表可动流体含量。由图6可知，随着渗透率的减小，T2谱的左峰逐渐升高，右峰逐渐降低，可动流体所占比例越来越小，开发难度升高。

图6 岩心核磁共振T2 图谱Fig.6 Core NMR T2 map

利用测试数据绘制可动流体百分数与渗透率的关系曲线（图7），可动流体百分数与渗透率之间存在较好的半对数关系，关系式如下：

图7 储层可动流体百分数与渗透率的关系Fig.7 Relationship between the percentage of movable fluid and permeability

式中：Smf为可动流体百分数，%；
K为样品渗透率，10-3μm2。

基于式（1）可得渗透率小于10×10-3μm2，可动流体百分数低于57.86%。C 气田H5 层岩心渗透率整体小于10×10-3μm2，储层动用难度大。

2.4 低渗透气藏储层评价

为了全面系统地评价低渗透气藏的可动用性，国内外众多学者基于岩心、流体实验等研究引入平均吼道半径、可动流体百分数、启动压力梯度等评价指标，建立了多种储层综合评价方法[9-16]，通过归一化处理，得到综合分类指数Feci表达式。本次研究是针对气藏，忽略原油黏度的影响，则Feci表达式如下：

式中：Feci为综合分类系数；
λ为拟启动压力梯度，MPa/m；
λstad为标定拟启动压力梯度，MPa/m；
So为可动流体百分数，%；
Sostad为标定可动流体百分数，%；
rm为主流喉道半径，μm；
rmstad为标定主流喉道半径，μm；
m为黏土矿物含量，%；
mstad为标定黏土矿物含量，%。

综合分类标准为：一类储层Feci≥8；
二类储层8.0＞Feci≥5；
三类储层5＞Feci≥2，四类储层Feci＜2。其中，一类、二类储层在常规开发方式下能够获得自然产能；
三类储层需要采取必要的储层保护措施降低储层损害以获得自然产能；
四类储层则需要进行储层改造。

对H5 层进行评价（表6）属于第三类储层，储层开发难度大。

表6 C 气田花港组H5 层储层评价表Table 6 Reservoir evaluation table of H5 formation of C Gas Field

依据《SY-T 6540—2002 钻井液完井液损害油层室内评价方法》标准，开展钻井液损害油层实验，重点分析入井流体储层保护性能、浸泡时间、钻井压差对储层污染的影响。

3.1 入井流体

C10H 井储层段采用EZFLOW 免破胶钻完井液，优选了STARO 防水锁剂加量1.5%，表面张力低于30 mN/m（表7），有利于降低水锁风险。

表7 防水锁剂加量优选Table 7 Optimization of adding amount of waterproof locking agent

以标准盐水为介质，进行了3 组岩心静滤失评价实验，结果见表8，静滤失导致渗透率损害率小于10%。

表8 静滤失渗透率损害率实验结果Table 8 Experimental results of static filtration permeability damage rate

3.2 浸泡时间

固定驱替压力为3.5 MPa，分别研究不同污染时间（60 min、120 min、180 min）下的岩心污染情况，实验结果见图8。

图8 浸泡时间对渗透率的影响Fig.8 Effects of soaking time on permeability

经过对比发现，污染时间为120 min 的岩心渗透率明显低于60 min 时，并且之后随着污染时间的增加，岩心渗透率降低的趋势变缓，表明浸泡时间对渗透率的影响主要体现在侵入早期。

通过核磁共振手段分析岩心可动流体分布（图9），发现污染后岩心可动流体分布孔隙的孔径整体减小，分析是由于钻井液中固相颗粒侵入，占据孔隙空间，进而导致岩心伤害后渗透率大幅度下降。

图9 浸泡时间对可动流体的影响Fig.9 Effects of soaking time on movable fluid

经对储层岩心污染前后端面润湿性评价，岩心端面被污染后，水相润湿角增大，亲水性减弱，亲油性增强，这是因为钻井液中表面活性剂的亲水基团在岩心端面吸附，导致岩心端面污染后亲油性增强。

对污染深度进行评价，以渗透率保持大于90%为污染深度划分界面，当截掉岩心长度0.5 cm时，岩心渗透率为原始渗透率的92.33%，即3.5 MPa时180 min 污染深度为0.5 cm。

C10H 井裸眼水平段长1 546.63 m，1月10日开钻，1月20日完钻，1月22日转入完井，1月30日开始气举，历时20 天，浸泡时间长，污染深度大，增加了储层的伤害程度。

3.3 钻井压差

固定污染时间120 min，分别研究不同驱替压力（3.5 MPa、6.5 MPa、9.5 MPa）下岩心的污染情况，实验结果见图10。

图10 钻井压差对渗透率的影响Fig.10 Effects of drilling pressure difference on permeability

经过对比发现，岩心渗透率下降幅度随驱替压力的升高而大幅度上升，驱替压力9.5 MPa 时，渗透率损害后保存率仅23.42%。通过核磁共振手段分析岩心可动流体分布（图11），发现污染后岩心可动流体分布孔隙的孔径整体减小。

图11 钻井压差对可动流体的影响Fig.11 Effects of drilling pressure difference on movable fluid

经对储层岩心污染前后端面润湿性评价，岩心端面被污染后，水相润湿角由55.1°增大至63.8°，亲水性减弱，亲油性增强。

对污染深度进行评价，当截掉岩心长度1.0 cm时，岩心渗透率为原始渗透率的90.15%，即9.5 MPa时120 min 污染深度为1 cm。

对比图8、图10可知，钻井压差对渗透率的损害明显高于浸泡时间，随着钻井压差的增大，渗透率损害程度也在不断增加。钻井压差3.5 MPa时，岩心损害率约为20%；
钻井压差6.5 MPa 时，岩心损害率超过50%。因此实钻过程中，在保证井壁稳定的前提下，钻井压差尽可能控制在3.5 MPa以内。

根据钻后测压资料显示H5 层目前地层压力系数约为0.78，钻井压差高达13.45 MPa，进一步增加了储层伤害程度。

综上所述，相比于常规气藏，C 气田低孔渗储层物性特征差，渗流规律复杂，可动流体含量低，通过开展低孔低渗储层综合评价有利于明确储层保护和储层改造的界限，从而针对不同储层特征优选适应的储层保护及改造技术。同时，结合储层污染影响因素，优化现场施工措施，降低储层伤害，释放产能。

（1）东海某气井低渗储层岩石亲水、孔喉细小，钻完井过程中近井地带存在水锁损害风险；
H5 层存在压力亏空，低压力梯度下流体渗流具有明显非线性特征；
低渗透储层核磁共振T2图谱具有明显的双峰特征，可动流体百分数与渗透率呈对数关系。渗透率小于10×10-3μm2，可动流体百分数低于57.86%。

（2）基于低渗透气藏储层综合评价方法，对气井低渗储层段进行了系统评价。研究表明该井H5 层属于三类储层，储层动用难度大，需要实施必要的储层保护措施。

（3）相比浸泡时间，钻井压差对储层损害较大。在保证井壁稳定的前提下，钻井压差应尽可能控制在3.5 MPa 以内。