2015, Vol. 37
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2. 西南石油大学地球科学与技术学院, 四川 成都 610500
2. School of Geoscience and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan 610500, China
DF1-1气田位于南海北部湾莺歌海海域，开发层段为莺哥海组二段，共划分6个气组，主要含气层段为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ气组。气层岩性为疏松砂岩，以粉砂岩、泥质粉砂岩为主，低孔低渗，孔喉细小，储层黏土矿物含量平均10%左右，以高岭石和伊利石为主，其次为伊/蒙间层。由于开采时间较长，DF1-1气田莺二段气层压力系数为0.6~0.8，地层温度为80℃，地层能量不足，气层自身解除损害能力弱。
DF1-1气田典型低效井B8h井为一口水平开发井，该井气层段采用无固相PRD钻井液体系，密度1.15~1.20 g/cm3；裸眼筛管完井，完井液为隐形酸完井液和破胶液，密度为1.13 g/cm3。该井钻后生产不正常，间断生产，每次生产半月至两个月不等，日产气(3~4)×104 m3，与配产8×104 m3差距较大(图 1)。
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| 图1 DF1-1-B8h井生产动态曲线 Fig. 1 Production dynamic curve of Well DF1-1-B8h |
海上油气田投资大，开采周期短，因此对储层保护要求更高。DF1-1气田二期开发井普遍存在储层伤害，且伤害机理不清楚，已严重影响到了气田的经济效益和高效开发。本次研究以DF1-1气田典型低效井为研究对象，系统分析低渗疏松砂岩气藏在钻完井、生产过程中的主要伤害机理，明确气层低效关键性的主控因素，为低渗疏松砂岩气藏高效勘探开发提供依据。
2 钻完井储层伤害机理分析低渗透疏松砂岩气藏由于自身储层特点，在各种作业过程中易于受到伤害，且一旦伤害便难以解除[1-4]。研究表明，低渗透气藏在钻完井及开采过程中主要损害机理包括水锁、水/盐敏、应力敏感性、固相侵入堵塞等。本次研究利用室内模拟实验评价研究区气藏在钻完井过程中的主要伤害机理。
2.1 钻完井液配方DF1-1气田开发井均采用水平井开发，钻完井液为PRD工作液体系，其配方如下：
PRD钻井液：海水+0.3%NaOH+0.15%Na2CO3+2%PF-FLO+3%PF-JLX+甲酸钠PF-CONA加重+ 0.8%PF-VIS；
完井液：过滤海水+1.0%KCl+7.4%PF-HTA+0.25%PF-ZPJ+3.0%PF-HCS+1.2%PF-CA101；
破胶液：1.2%PF-CA101+3.0%PF-JPC+完井液。
2.2 评价实验方法顺序工作液伤害评价实验的目的是模拟现场施工条件，按照钻井液、破胶液、完井液的先后顺序与储层接触，评价其对储层的伤害程度和储层保护效果。DF1-1气田钻完井液设计中针对PRD钻完井液体系储层保护效果进行过评价，但评价方法依据石油天然气行业标准[5]，以地层水作为驱替介质，且评价储层类型为中高渗，与目前开发储层条件不符，评价结果代表性不强。
基于此，本次研究根据气藏自身特点，以氮气作为驱替介质，并建立气层初始含水饱和度，完全模拟气藏条件以及施工作业流程，评价PRD钻完井液体系对气层的伤害程度。具体实验流程如下：
(1) 实验岩芯烘干，抽空饱和模拟地层水24 h以上，氮气驱替建立束缚水饱和度Sw1，正向测定岩芯初始气相渗透率Kg1；(2) PRD钻井液在80℃，2 MPa循环压差条件下反向循环2 h；(3) 反向在反应釜中循环破胶液和完井液，分别在80℃条件下反应6 h；(4) 氮气正向反排建立含水饱和度Sw2，测试岩芯气相渗透率Kg2，计算岩芯渗透率自然反排率Ir。
2.3 钻完井液动态损害评价实验结果(1) 顺序工作液循环后，实验岩芯渗透率反排恢复率平均24.60%，对气层伤害程度为强(表 1)。
| 表1 DF1-1-B8h井PRD顺序工作液伤害评价结果 Table 1 The damage evaluating results of PRD order working fluids used in Well DF1-1-B8h |
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(2) PRD钻井液体系中含有机固相淀粉类[6-7]，需要结合破胶液使用才能取得良好的储层保护效果。在目前开发井所用破胶液配方和破胶剂浓度条件下(表 2)，破胶效率平均仅77.10%；破胶剂JPC加量增加到6%，破胶效率可达到90%以上。可见，目前破胶液中破胶剂加量偏低，建议增大破胶剂JPC加量至6%。
| 表2 DF1-1-B8h井破胶液破胶效率评价实验结果 Table 2 The evaluating results of the gel breaking effectivity of completion fluid used in Well DF1-1-B8h |
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(3) 利用环境扫描电镜对实验后岩芯进行微观观察，深化PRD钻完井液体系的伤害机理，结果见图 2。由于PRD钻井液中有机固相破胶不完全，导致岩芯中孔喉严重堵塞。同时气藏中渗流介质为气体，气体本身反排能力弱，残留的有机固相不能被有效反排出气层，造成伤害。
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| 图2 PRD顺序工作液后岩芯微观特征}{DF1-1-5 #，1~336.6 m，Y2I Fig. 2 The microscopic characteristic of the experimental core damaged by the PRD order working fluids |
DF1-1-B8h井试井解释机械表皮系数为5.92，同时钻后实际产能为4×104 m3/d，低于该井预测理论产能8.2×104 m3/d。现场试井和产能测试结果同样表明，DF1-1-B8h井在钻完井过程中伤害程度较高，伤害机理为有机固相堵塞，是该井低效的重要影响因素。
3 水锁损害评价低渗气层孔喉细小、强亲水、束缚水饱和度高，水锁是低渗气层在钻完井、开发过程中的重要损害形式[8-10]。
DF1-1气田压汞孔隙结果统计结果表明：Y2I气组气层中值喉道平均半径0.81 μm；喉道半径均值为0.96 μm，气层孔喉以中孔细喉为主，孔喉细小，毛管压力高，束缚水势能强，在钻完井过程中潜在较强的水锁伤害。
根据DF1-1-B8h井作业过程中可能与气层接触的工作液类型，利用室内模拟实验分别评价不同流体(包括钻井液滤液、完井液、破胶液)对低效井Y2I气组的水锁伤害程度。水锁伤害评价实验方法如下[11-12]：(1) 利用储层砂填制填砂管，烘干至恒重备用；(2) 抽真空饱和1%KCl盐水，通过氮气恒压驱替建立初始含水饱和度Swi，并测定初始渗透率Kg1；(3) 岩芯自吸实验流体(钻井液滤液、完井液、破胶液)，测定在不同含水饱和度Swi条件下的气相渗透率Kgi；在实验过程中，测定气相渗透率时压差保持一致，以保证实验结果的可比性。
水锁伤害实验结果见表 3。
| 表3 DF1-1气田钻完井液水锁损害评价实验结果 Table 3 The water blocking evaluation results of the drilling and completion fluids used in DF1-1 Gas Field |
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当实验岩芯含水饱和度超过60%，气层水锁伤害程度可达80%以上，损害程度强。说明钻完井过程中潜在水锁伤害程度较强，是主要的气层伤害机理。在低渗气藏钻完井过程中，要尤其注意水锁伤害问题，应尽可能减少储层段与各种工作液的接触时间，在作业中还要注意保持合理正压差，提高工作液的反排性能，尽量避免或者减轻水锁伤害[8]。
针对DF1-1气田钻完井过程中的水锁损害，需要在钻完井过程中有效降低工作液滤失量。但PRD钻井液体系为无固相体系，缺乏封堵颗粒，导致钻完井液滤失量较大。基于此，建议在PRD体系中加入5%的150~300目刚性封堵颗粒，其粒度分布见图 3。其粒径主要分布在30~100 μm，这部分碳酸钙颗粒粒度大于储层孔喉直径，保证不会侵入到气层内部，但是可以在井壁和有机固相配合快速形成致密的泥饼，阻止钻井液中的固液相进一步侵入储层，有效降低钻井液中的固液相侵入量，提高钻井液体系的储层保护效果[13]。
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| 图3 推荐PRD钻井液体系刚性封堵颗粒粒度分布曲线 Fig. 3 The size distribution curve of the rigid plugging particles of the suggested PRD drilling fluids |
利用室内动态模拟实验评价了优化后PRD钻完井液体系气层保护效果，实验结果见表 4。由实验结果可知，优化后的PRD钻完井液体系损害后，实验岩芯渗透率恢复率平均90.52%，说明推荐措施储层保护效果良好。
| 表4 优化后PRD钻完井液体系对气层保护效果评价结果 Table 4 The reservoir protection effect evaluation results of the improved PRD drilling and completion fluidsd |
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DF1-1气田莺歌海组气层岩石以疏松砂岩为主，泥质含量高，胶结松散，岩石中可运移微粒含量较高，小于10 μm颗粒含量大于20%。本次研究根据DF1-1气田现场完井防砂条件，利用室内模拟实验评价生产过程中微粒运移对于储层的影响。
东方1-1气田微粒运移伤害评价实验方法如下：
(1) 将DF1-1-B8h井防砂筛管中筛网取出，加工为岩芯夹持器出口端堵头，模拟现场防砂(图 4、图 5)。
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| 图4 DF1-1-B8h井15.5# FOX星孔筛管 Fig. 4 The 15.5# FOX star hole screen pipe used in Well DF1-1-B8h |
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| 图5 利用现场筛管制作的填砂管 Fig. 5 The sand pack pipe made by screen pipe |
(2) 利用储层砂填制砂管，模拟低效井气层物性；利用恒压驱替岩芯，Δp=0.05，0.10，0.20，0.30，0.50，0.70，1.00，1.50 MPa逐渐提高驱替压差，每个压差点驱替30 min以上；驱替前后测试岩芯的气体渗透率，测试渗透率采用相同压差。
(3) 对实验前后岩芯称重统计。
DF1-1-B8h井Y2I气组微粒运移评价实验结果见表 5和图 6。由实验结果可知：
| 表5 DF1-1气田Y2I气组微粒运移伤害评价实验结果 Table 5 The particle migration damage evaluation results of the Y2I formation in DF1-1 gas field |
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| 图6 DF1-1气田微粒运移评价实验曲线 Fig. 6 The particle migration evaluation curve of the DF1-1 gas reservoir |
(1) 在不同压差条件下氮气驱替后，岩芯渗透率伤害率平均9.3%，微粒运移伤害程度弱；岩芯实验前后重量变化均小于2%，说明微粒运移程度不高。
(2) 在微粒运移实验过程中，随着驱替压差的逐渐增加，岩芯渗透率均出现先下降后上升的波动性变化规律(图 6)，说明在氮气驱替的初期微粒开始发生运移，在喉道处堵塞导致渗透率降低，随着驱替压差的逐渐增大，部分发生运移的微粒被气体带出岩芯端面，导致渗透率增加。随着驱替压差的进一步增大，微粒运移逐渐达到平衡，渗透率趋于稳定。
评价实验结果表明，DF1-1B8h井在生产过程中微粒运移伤害程度为无~弱，微粒运移不是该井低效的主要影响因素。
5 结论(1) 针对气藏特点和现场施工作业条件，通过采用气体作为驱替介质、建立初始含水饱和度等措施，改进了石油天然气行业标准钻完井液对储层损害的室内评价方法。评价结果表明，改进后方法得到的评价结果更具有代表性，符合现场实际。
(2) DF1-1气田Y2I气组低渗疏松砂岩气藏在钻完井过程中主要伤害机理为有机固相堵塞和水锁。建议在DF1-1气田后期开发井工作液设计时，提高破胶剂JPC加量为6%；在PRD钻开液体系中加入5%150~200目刚性封堵颗粒，有效降低钻井液固液相侵入量，预防水锁损害。推荐措施储层保护效果良好，对低渗疏松砂岩气藏钻完井储层保护设计具有指导意义。
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