建南氣田儲(chǔ)層傷害因素分析與對(duì)策

建南氣田儲(chǔ)層傷害因素分析與對(duì)策第1頁(yè)/共52頁(yè)匯報(bào)提綱2.儲(chǔ)層傷害因素分析3.儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)對(duì)策及效果4.存在的主要問(wèn)題及建議1.基本情況第2頁(yè)/共52頁(yè)1.1氣田概況1.基本情況建南氣田區(qū)塊分布示意圖

建南氣田地理位置位于湖北省與重慶市交界處，構(gòu)造位于四川盆地東緣石柱復(fù)向斜中部建南構(gòu)造。截止2010年12月，在鄂西渝東地區(qū)共發(fā)現(xiàn)7套工業(yè)氣層（其中飛三和長(zhǎng)二為主力層），1個(gè)氣田、1個(gè)氣藏和5個(gè)含氣構(gòu)造（含金雞）。已探明地質(zhì)儲(chǔ)量159.91×108m3、控制儲(chǔ)量57.42×108m3、預(yù)測(cè)探明地質(zhì)儲(chǔ)量569.42×108m3，三級(jí)儲(chǔ)量規(guī)模達(dá)到786.75×108m3。第3頁(yè)/共52頁(yè)1.2儲(chǔ)層地質(zhì)特征1.2.1巖性特征

天然氣富集區(qū)域位于飛三段臺(tái)緣灘壩和長(zhǎng)二段生物灘主體厚帶，飛三段儲(chǔ)層以顆?；?guī)r為主，長(zhǎng)二段白云巖貢獻(xiàn)最大。飛三段儲(chǔ)層巖類(lèi)平均厚度分布圖長(zhǎng)二段生物灘巖類(lèi)孔隙度分布圖建南氣田巖屑薄片分析礦物成分統(tǒng)計(jì)表第4頁(yè)/共52頁(yè)1.2儲(chǔ)層地質(zhì)特征1.2.1巖性特征①飛三段由下至上可劃分4個(gè)沉積層序：（1）下部：泥晶灰?guī)r段（2）中下部：砂屑灰?guī)r段（3）中上部：鮞?；?guī)r段（4）上部：泥晶灰?guī)r夾顆?；?guī)r段建45井建45井飛三段綜合柱狀圖第5頁(yè)/共52頁(yè)②長(zhǎng)二段

長(zhǎng)二段可劃分為上下兩個(gè)灘體，儲(chǔ)集巖類(lèi)以云巖、云質(zhì)灰?guī)r、生屑灰?guī)r和含生屑灰?guī)r為主。建評(píng)7井長(zhǎng)二段綜合柱狀圖1.2儲(chǔ)層地質(zhì)特征1.2.1巖性特征第6頁(yè)/共52頁(yè)1.2儲(chǔ)層地質(zhì)特征

根據(jù)1411塊巖心樣品資料和統(tǒng)計(jì)結(jié)果，87.38%的樣品為特低孔，72.74%的樣品為特低滲，反映出建南地區(qū)儲(chǔ)層物性總體較差，以特低孔、（特）低滲儲(chǔ)層為主。1.2.2儲(chǔ)層物性建南氣田儲(chǔ)層物性統(tǒng)計(jì)表

參數(shù)氣藏孔隙度φ（%）滲透率Κ（10-3μm2）最大最小平均最大最小平均飛三5.80.251.234.20.0010.554長(zhǎng)二5.30.161.131300.0021.339飛三段儲(chǔ)層孔隙度較低，低孔致密且儲(chǔ)層部分層段經(jīng)后期改造，儲(chǔ)層物性局部變好。長(zhǎng)二段生物灘儲(chǔ)層物性較好，其中建評(píng)7井最高。第7頁(yè)/共52頁(yè)①飛三段1.2儲(chǔ)層地質(zhì)特征1.2.3儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)第一類(lèi)：致密儲(chǔ)層，不進(jìn)汞；第二類(lèi)：基質(zhì)仍為致密灰?guī)r，局部裂縫發(fā)育。第三類(lèi)：飛三段孔隙結(jié)構(gòu)相對(duì)較好區(qū)域，飛三段儲(chǔ)層基質(zhì)孔隙結(jié)構(gòu)特征代表。建47井毛管壓力曲線(xiàn)建61井毛管壓力曲線(xiàn)建南氣田飛三段孔隙結(jié)構(gòu)特征值

第8頁(yè)/共52頁(yè)見(jiàn)縫率11.3%

建南氣田巖屑薄片孔縫統(tǒng)計(jì)表

見(jiàn)縫率14.7%

建南氣田巖心薄片孔縫統(tǒng)計(jì)表

建46側(cè)1井，井深3010.7m,粒間和粒內(nèi)溶蝕作用1.2儲(chǔ)層地質(zhì)特征1.2.3儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)儲(chǔ)集空間以孔隙和裂縫為主。孔隙以粒內(nèi)溶孔為主，粒間溶孔次之。儲(chǔ)層中裂縫發(fā)育?？傮w來(lái)看，飛三段儲(chǔ)滲類(lèi)型為裂縫—孔隙型；儲(chǔ)層基質(zhì)滲透率較低。第9頁(yè)/共52頁(yè)長(zhǎng)二段生屑灘儲(chǔ)層最主要的儲(chǔ)集空間類(lèi)型為孔隙型，以溶蝕孔隙中的晶間溶孔、非組構(gòu)溶孔等為主。Ⅱ類(lèi)Ⅲ類(lèi)Ⅰ類(lèi)晶間溶孔非組構(gòu)溶孔總體上孔隙結(jié)構(gòu)較好白云巖（Ⅰ類(lèi)曲線(xiàn)）對(duì)儲(chǔ)層貢獻(xiàn)最大②長(zhǎng)二段第10頁(yè)/共52頁(yè)建平5(導(dǎo)眼)井飛三段成像測(cè)井圖340234151.2儲(chǔ)層地質(zhì)特征1.2.4裂縫建平2井綜合柱狀圖

飛三段儲(chǔ)層普遍發(fā)育裂縫，均位于中下部，為北北東與北北西向兩組高角度縫60-80o，呈暗色正弦波條紋。長(zhǎng)二段裂縫不太發(fā)育，裂縫密度基本小于2條/米，寬度多小于10微米，孔隙度基本小于0.2%。第11頁(yè)/共52頁(yè)1.2儲(chǔ)層地質(zhì)特征1.2.5儲(chǔ)層分類(lèi)評(píng)價(jià)建南氣田儲(chǔ)層分類(lèi)評(píng)價(jià)表

項(xiàng)目類(lèi)型孔隙度裂縫、孔洞、K情況產(chǎn)能標(biāo)準(zhǔn)（×104m3/d）Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層Φ≥5%裂縫、溶洞發(fā)育，滲透性好不措施產(chǎn)氣＞4Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層2%≤Φ＜5%裂縫、溶洞發(fā)育，滲透性好措施產(chǎn)氣＞2Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層1.5%≤Φ＜2%裂縫、溶洞發(fā)育一般措施產(chǎn)氣＜2Ⅳ類(lèi)儲(chǔ)層Φ＜1.5%裂縫、溶洞不發(fā)育或僅孤立裂縫發(fā)育措施產(chǎn)氣＜0.1由于巖心資料有限，測(cè)井是儲(chǔ)層性質(zhì)的直接反映，結(jié)合產(chǎn)能標(biāo)準(zhǔn)，一般將海相碳酸鹽巖儲(chǔ)層劃分為四類(lèi)。分析可知：①建南氣田儲(chǔ)層類(lèi)型主要為裂縫-孔隙型和孔隙-裂縫型儲(chǔ)層，其中Ⅰ類(lèi)儲(chǔ)層基本沒(méi)有，只有少數(shù)井為Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層，Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層占多數(shù)。②長(zhǎng)二段儲(chǔ)層為Ⅱ～Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層，飛三儲(chǔ)層以Ⅲ類(lèi)儲(chǔ)層為主，少量Ⅱ類(lèi)儲(chǔ)層。第12頁(yè)/共52頁(yè)匯報(bào)提綱1.基本情況3.儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)對(duì)策及效果4.存在的主要問(wèn)題及建議2.儲(chǔ)層傷害因素分析第13頁(yè)/共52頁(yè)2.1儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果:①飛三速敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明速敏表現(xiàn)為無(wú)；②長(zhǎng)二段儲(chǔ)層速敏損害程度為無(wú)-弱，說(shuō)明碳酸鹽儲(chǔ)層巖性致密，可運(yùn)移顆粒少，速敏幾乎沒(méi)有或程度很弱。2.1.1速敏性實(shí)驗(yàn)建南氣田儲(chǔ)層巖心速敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果表井號(hào)層位巖心號(hào)滲透率（10-3m2）臨界流量(ml/min)Kmin/Kmax速敏程度KminKmax建25飛三25-1246.5456.82>60.819無(wú)建38飛三38-2862.5378.68>60.795無(wú)建44長(zhǎng)二13-2123.2137.8>60.753中等偏弱建44長(zhǎng)二16-2274.4340.90.750.805弱建評(píng)7長(zhǎng)二28-50.002010.00218/0.924無(wú)建南氣田儲(chǔ)層巖心速敏典型實(shí)驗(yàn)曲線(xiàn)第14頁(yè)/共52頁(yè)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：①飛三儲(chǔ)層水敏程度為中等偏弱，這表明淡水對(duì)裂縫性巖芯滲透率的傷害較小。②長(zhǎng)二儲(chǔ)層水敏弱-中等偏強(qiáng)。

建南氣田儲(chǔ)層巖心水敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果表

建南氣田儲(chǔ)層巖心水敏實(shí)驗(yàn)曲線(xiàn)2.1.2水敏性實(shí)驗(yàn)第15頁(yè)/共52頁(yè)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：①飛三儲(chǔ)層巖芯滲透率恢復(fù)值平均為433.85％，酸敏程度無(wú)。②長(zhǎng)二儲(chǔ)層巖心酸敏程度中等偏強(qiáng)。建南氣田儲(chǔ)層巖心酸敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果表酸液類(lèi)型層位巖心號(hào)液測(cè)滲透率K0（10-3m2）酸后恢復(fù)滲透率Ka（10-3m2）滲透率恢復(fù)值（Ka/K0）（%）酸敏程度3%HF飛三38-1740.25128.16318.4無(wú)38-1629.33204.25696.4無(wú)長(zhǎng)二16-5236.02108.232.2中偏強(qiáng)15-5240.4183.676.4弱偏中等12%HCl飛三38-943.7296.45220.6無(wú)25-2478.21391.05500無(wú)長(zhǎng)二13-348.7522.7446.6中偏強(qiáng)16-3230.4154.667.1中等

建南氣田儲(chǔ)層巖心酸敏實(shí)驗(yàn)曲線(xiàn)2.1.3酸敏性實(shí)驗(yàn)第16頁(yè)/共52頁(yè)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明:①飛三儲(chǔ)層巖心堿敏程度均表現(xiàn)為弱。當(dāng)pH值上升到13時(shí)，巖心滲透率變化較小，其滲透率保留率在85%以上；②長(zhǎng)二儲(chǔ)層堿敏損害程度表現(xiàn)弱-中等偏強(qiáng)。建南氣田儲(chǔ)層巖心堿敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果表建南氣田儲(chǔ)層巖心堿敏實(shí)驗(yàn)曲線(xiàn)2.1.4堿敏性實(shí)驗(yàn)第17頁(yè)/共52頁(yè)

隨著凈圍壓的增加，巖樣的孔隙度、滲透率均逐漸降低。但巖心滲透率降低明顯，孔隙度降低幅度不大。這說(shuō)明低滲透氣藏孔隙度對(duì)應(yīng)力敏感性遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于滲透率。序號(hào)凈有效覆壓(Mpa)建43井1-1建35-2井14建35-2井18覆壓孔隙度(%)降幅(%)覆壓孔隙度(%)降幅(%)覆壓孔隙度(%)降幅(%)101.020.000.930.000.970.00230.965.880.903.230.925.15360.938.820.885.380.898.254100.9011.760.876.450.8710.315150.8813.730.867.530.8512.376200.8714.710.858.600.8413.407300.8516.670.849.680.8314.438450.8417.650.8310.750.8215.46建南巖樣覆壓下孔隙度變化測(cè)試數(shù)據(jù)表巖樣孔隙度與凈圍壓關(guān)系曲線(xiàn)2.1.5應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)建南巖樣覆壓下滲透率變化測(cè)試數(shù)據(jù)表

序號(hào)凈有效覆壓(Mpa)建29井

1-7

建35-2井

6

建43井

3-1

覆壓滲透率(10-3μm2)降幅（%）覆壓滲透率(10-3μm2)降幅（%）覆壓滲透率(10-3μm2)降幅（%）140.009100.008900.02010270.007913.190.007416.850.016915.923100.007121.980.006823.600.015423.384150.006330.770.00632.580.014129.855200.005935.160.005637.080.013234.336300.005341.760.00543.820.011940.807450.004748.350.004549.440.011144.78第18頁(yè)/共52頁(yè)建29井1-7號(hào)巖樣滲透率與凈圍壓關(guān)系曲線(xiàn)

建35-2井6號(hào)巖樣滲透率與凈圍壓關(guān)系曲線(xiàn)建43井3-1號(hào)巖樣滲透率與凈圍壓關(guān)系曲線(xiàn)建43井2-2號(hào)巖樣滲透率與凈圍壓關(guān)系曲線(xiàn)孔隙變形具有彈塑性變形的特征，隨著有效壓力的增加，巖心孔隙度、滲透率均有不同程度的下降，當(dāng)有效壓力再降低，巖心的滲透率、孔隙度不能恢復(fù)到原始狀態(tài)，應(yīng)力敏感性較強(qiáng)。2.1.5應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)第19頁(yè)/共52頁(yè)儲(chǔ)層敏感性綜合評(píng)價(jià)：①飛三儲(chǔ)層巖心速敏程度無(wú)，但臨界流量高，水敏損害程度中等偏弱，無(wú)酸敏，但具有強(qiáng)應(yīng)力敏感，因此儲(chǔ)層應(yīng)力敏感損害是儲(chǔ)層敏感性傷害的重要內(nèi)容；②長(zhǎng)二儲(chǔ)層速敏損害程度弱，水敏、酸敏、堿敏均中等偏強(qiáng)，且具有強(qiáng)應(yīng)力敏感，建議在實(shí)際作業(yè)中既要控制入井液密度，又要注意生產(chǎn)壓差，防止造成儲(chǔ)層應(yīng)力敏感損害程度加大。建南氣田儲(chǔ)層敏感性綜合結(jié)果匯總表

項(xiàng)目層位速敏水敏酸敏堿敏應(yīng)力敏感飛三無(wú)中等偏弱無(wú)弱強(qiáng)長(zhǎng)二弱中等偏強(qiáng)中等偏強(qiáng)中等偏強(qiáng)強(qiáng)2.1.6儲(chǔ)層敏感性綜合評(píng)價(jià)第20頁(yè)/共52頁(yè)2.2外因作用引起的儲(chǔ)層傷害分析2.2.1鉆井完井液對(duì)儲(chǔ)層裂縫的損害泥漿中的固相微粒靜止泥漿中紙纖維的形態(tài)1.固相對(duì)儲(chǔ)層裂縫的損害鉆井完井液中含有多種尺寸量級(jí)的固相顆粒，從亞微米級(jí)粘土顆粒到數(shù)百微米甚至毫米級(jí)砂粒，其形狀有球形（如碳酸鈣顆粒）、橢球形、棒狀等。泥漿中固相微粒在裂縫表面的沉降；裂縫中固相顆粒沉降堵塞對(duì)裂縫導(dǎo)流能力的影響。相顆粒沉降對(duì)系統(tǒng)導(dǎo)流能力的影響第21頁(yè)/共52頁(yè)2.2外因作用引起的儲(chǔ)層傷害分析2.液相對(duì)儲(chǔ)層裂縫的損害儲(chǔ)層打開(kāi)后(過(guò)平衡)，鉆井液將沿裂縫進(jìn)入地層，裂縫和井眼處于相同的壓力系統(tǒng)中而形成泥餅，鉆井濾液將滲入基質(zhì)的內(nèi)部，形成對(duì)基質(zhì)的損害。附帶吸附和布朗運(yùn)動(dòng)產(chǎn)生的微粒截留；裂縫下表面泥餅形成過(guò)程中所伴有微粒的沉降。2.2.1鉆井完井液對(duì)儲(chǔ)層裂縫的損害

侵入裂縫的鉆井液在裂縫表面形成泥餅第22頁(yè)/共52頁(yè)2.2外因作用引起的儲(chǔ)層傷害分析

對(duì)于微裂縫發(fā)育或裂縫性氣藏，其基質(zhì)具有低孔低滲或低孔特低滲儲(chǔ)層特征，固相顆粒一般很難進(jìn)入儲(chǔ)層基質(zhì)或儲(chǔ)層微裂縫，因此濾液的侵入是造成這類(lèi)儲(chǔ)層傷害的主要因素。①濾液造成儲(chǔ)層敏感性損害濾液造成儲(chǔ)層損害主要表現(xiàn)在水敏、酸敏和堿敏，以水敏最為突出。但對(duì)灰?guī)r或碳酸鹽巖儲(chǔ)層，以蒙脫石為代表的水敏礦物含量少或沒(méi)有，水敏程度很弱。②毛細(xì)管阻力造成的低孔低滲儲(chǔ)層傷害低孔低滲或低孔特低滲儲(chǔ)層毛細(xì)管壓力較大，濾液侵入后，濾液造成地層損害較大。因此防止濾液侵入儲(chǔ)層對(duì)于降低或避免儲(chǔ)層傷害非常重要。2.2.2鉆井完井液對(duì)儲(chǔ)層基質(zhì)滲透率的損害

第23頁(yè)/共52頁(yè)2.2外因作用引起的儲(chǔ)層傷害分析①處理劑與地層水發(fā)生反應(yīng)生成無(wú)機(jī)或有機(jī)沉淀

如腐植酸：Ca2++SO42-→CaSO4↓②處理劑與地層、流體接觸發(fā)生固-液吸附因含處理劑的吸附膜厚度大于無(wú)處理劑的水膜厚度，從而使微裂縫或儲(chǔ)層基質(zhì)孔喉變得更加細(xì)窄，流動(dòng)阻力增大。2.2.3處理劑對(duì)微裂縫或基質(zhì)的傷害

巖心CMC網(wǎng)狀膜吸附掃描電鏡照片建南氣田飛三、長(zhǎng)二水型分析表

項(xiàng)目層位Cl-（×104mg/l）總礦化度（×104mg/l）水型飛三11.218.4CaCl2型長(zhǎng)二6.410.8CaCl2型第24頁(yè)/共52頁(yè)2.2外因作用引起的儲(chǔ)層傷害分析飛三儲(chǔ)層存在著大量的微裂縫(儲(chǔ)層P破裂≈60MPa)，對(duì)其儲(chǔ)層導(dǎo)流能力起著非常重大的影響。①在鉆井完井作業(yè)時(shí)，Pd>>Pp應(yīng)力敏感正作用，微裂縫開(kāi)啟，鉆井液漏失/濾失進(jìn)而堵塞油氣從基塊進(jìn)入裂縫以及裂縫進(jìn)入井筒的通道，引起儲(chǔ)層損害程度增加；②試氣或生產(chǎn)作業(yè)時(shí)，Pd<<Pp

部分微裂縫閉合，造成儲(chǔ)層發(fā)生應(yīng)力敏感損害，地層滲透率大大降低，加之前期大量濾液和顆粒侵入后造成的地層損害，使氣藏產(chǎn)量顯著下降。2.2.4作業(yè)壓差引起的儲(chǔ)層傷害

壓差對(duì)地層微裂縫作用示意圖第25頁(yè)/共52頁(yè)2.2外因作用引起的儲(chǔ)層傷害分析①措施液與儲(chǔ)層巖石不配伍造成的損害建南儲(chǔ)層主要為碳酸鹽巖儲(chǔ)層，礦物主要是方解石、白云石，且伴有自生、陸源礦物，應(yīng)控制酸液與儲(chǔ)層礦物反應(yīng)產(chǎn)生二次沉淀，堵塞孔道。②措施液與儲(chǔ)層流體不配伍造成的損害儲(chǔ)層中流體本身含有K+、Mg2+、Fe2+/Fe3+、Al3+等離子，會(huì)產(chǎn)生有害沉淀（硫沉積），損害氣層。尤其在酸化含硫化氫儲(chǔ)層時(shí)，鐵離子與H2S發(fā)生氧化還原反應(yīng)。2Fe3++H2S→S↓+2Fe2++2H+；Fe3++3H2O→Fe(OH)3↓+3H+；Fe2++H2S→FeS↓+2H+

故：需在酸液中添加性能較好的鐵離子穩(wěn)定劑和硫處理劑。③措施液返排不及時(shí)造成的損害建南氣田地層壓力系數(shù)低，殘酸返排困難，造成大量高粘度液體殘存于儲(chǔ)層和裂縫中，使殘酸對(duì)地層造成了二次污染，需要采取有效的返排措施。2.2.5措施或作業(yè)液引起的儲(chǔ)層傷害

第26頁(yè)/共52頁(yè)

水鎖損害嚴(yán)重影響氣藏開(kāi)發(fā)效果，已成為低滲致密氣藏的主要損害類(lèi)型之一。在鉆、完井及增產(chǎn)中又廣泛地使用水基工作液，水相接觸到巖石表面后，立即在毛管力的作用下自吸進(jìn)入地層，達(dá)到與毛管力狀態(tài)相平衡，故具有普遍性和嚴(yán)重性。2.3水鎖效應(yīng)引起的儲(chǔ)層傷害水鎖傷害自吸水鎖傷害超壓水鎖傷害第27頁(yè)/共52頁(yè)2.3水鎖效應(yīng)引起的儲(chǔ)層傷害2.3.1自吸作用下的水鎖損害

從實(shí)驗(yàn)結(jié)果看出：自吸水鎖傷害隨著自吸時(shí)間的延長(zhǎng)而增加(40%)，但變化幅度趨于緩和。并通過(guò)對(duì)比發(fā)現(xiàn)，在同等的自吸時(shí)間內(nèi)，滲透率越低，水鎖傷害率越高。

說(shuō)明當(dāng)?shù)蜐B透氣藏地層巖石在接觸外來(lái)水后，隨著自吸接觸時(shí)間的增加，對(duì)地層巖石滲透率的水鎖傷害率會(huì)越大，而且這種傷害對(duì)滲透率越低的巖石作用更大。水鎖傷害率與自吸時(shí)間關(guān)系曲線(xiàn)自吸水鎖傷害實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表井號(hào)樣號(hào)層位自吸時(shí)間（min）當(dāng)前滲透率(10-3μm2)水鎖傷害率（%）建47井2-1飛三段00.00800.00150.006222.50300.005630.00600.005136.251200.004741.251800.004445.00建43井2-1長(zhǎng)二段00.09600.00150.079117.60300.073523.44600.065132.191200.061336.151800.058838.75第28頁(yè)/共52頁(yè)2.3水鎖效應(yīng)引起的儲(chǔ)層傷害2.3.2壓力對(duì)儲(chǔ)層的水鎖損害水鎖傷害率與加壓時(shí)間曲線(xiàn)

從實(shí)驗(yàn)看出：在一定壓力下隨著加壓作用時(shí)間的延長(zhǎng)，水鎖傷害越嚴(yán)重(80%)；在相同作用時(shí)間內(nèi)，隨著外部壓力的增大，滲透率逐漸下降，水鎖傷害率逐漸上升。

說(shuō)明在油氣增產(chǎn)措施中，譬如壓裂作業(yè)中，外來(lái)的壓力將地層水和外來(lái)流體強(qiáng)行壓入，使得儲(chǔ)層含水飽和度明顯增加，水鎖損害更加嚴(yán)重。第29頁(yè)/共52頁(yè)2.4儲(chǔ)層傷害因素評(píng)價(jià)

固相、液相對(duì)儲(chǔ)層裂縫、基質(zhì)滲透率的侵入和裂縫中的微粒運(yùn)移。②鉆、完井及措施液侵入損害

儲(chǔ)層低孔、細(xì)喉和巖石親水特征，引起自吸、壓力作用下的水鎖損害。③儲(chǔ)層的水鎖效應(yīng)損害

飛三、長(zhǎng)二均具有強(qiáng)應(yīng)力敏感性，且孔隙度對(duì)應(yīng)力敏感性遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于滲透率。①

儲(chǔ)層強(qiáng)應(yīng)力敏感性損害第30頁(yè)/共52頁(yè)匯報(bào)提綱1.基本情況2.儲(chǔ)層傷害因素分析4.存在的主要問(wèn)題及建議3.儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)對(duì)策及效果第31頁(yè)/共52頁(yè)3.1.1工作液體系的優(yōu)選3.1采用屏蔽暫堵技術(shù)，有效保護(hù)裂縫-孔隙儲(chǔ)層滲流能力措施優(yōu)選：欠平衡或近平衡鉆進(jìn)是進(jìn)行氣層保護(hù)的最好手段氣田現(xiàn)狀：建南地區(qū)儲(chǔ)層為碳酸鹽巖雙重介質(zhì)儲(chǔ)層，具有極強(qiáng)的非均質(zhì)性，氣藏壓力

系數(shù)在0.8左右，且井深在3000m以上，產(chǎn)層天然氣中硫化氫含量較高。采取措施：采用屏蔽暫堵技術(shù)努力降低固相顆粒對(duì)裂縫、孔隙的堵塞傷害，對(duì)氣層進(jìn)

行暫堵保護(hù)。第32頁(yè)/共52頁(yè)3.1.2復(fù)合暫堵技術(shù)室內(nèi)研究建南氣田儲(chǔ)層暫堵強(qiáng)度試驗(yàn)統(tǒng)計(jì)表井號(hào)巖心號(hào)滲透率（10-3m2）kfk3k5K7K9K11建38井38-2540.0<0.01<0.01<0.01<0.01<0.01建38井38-52.19<0.01<0.01<0.01<0.01建38井38-6255.3<0.01<0.01<0.01<0.01建25井25-2362.13<0.01<0.01<0.01<0.01<0.01備注k3、k5、k7、k9、k11分別為暫堵后在3、5、7、9、11MPa壓差下用地層水測(cè)得的滲透率。建南氣田儲(chǔ)層解堵劑優(yōu)選試驗(yàn)結(jié)果解堵劑1-11-22-12-23-13-2解堵率（%）1531768476.612295.5

綜合分析可知，由于第一類(lèi)解堵劑解堵率最高，但對(duì)地層巖石骨架傷害較大，決定選用第3類(lèi)解堵劑。3.1采用屏蔽暫堵技術(shù)，有效保護(hù)裂縫-孔隙儲(chǔ)層滲流能力

根據(jù)鉆井、完井方式及復(fù)合暫堵方案，結(jié)合儲(chǔ)層對(duì)滲透率貢獻(xiàn)的裂縫寬度總區(qū)間為20～78μm，架橋粒子16～62μm。經(jīng)設(shè)計(jì)、加工生產(chǎn)、粒度分布選用復(fù)合暫堵劑JHZD和SAA洗井液、AC洗井預(yù)解堵及OX浸泡解堵的復(fù)合解堵工藝。暫堵強(qiáng)度可達(dá)9-11MPa，滿(mǎn)足現(xiàn)場(chǎng)施工要求。第33頁(yè)/共52頁(yè)3.1.3現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果建南氣田儲(chǔ)層保護(hù)屏蔽暫堵體系應(yīng)用統(tǒng)計(jì)表序號(hào)井號(hào)層位暫堵體系測(cè)試產(chǎn)量104m3/d1建111井須六2-3%QS-2+3-5%JH-80.22建平1井飛三5-6%復(fù)合暫堵劑+2.5-5.5%FT-388(或EP-2)+2-3%稀膠液21.03建平4井飛三0.2%OMC+5.5%JHZD+3%FT-190.74建平5井飛三0.2%OMC+5.5%JHZD+3%FT-192.3645建評(píng)12井飛三1%SPNH或SMP+12%QS-2+2-3%QS-2暫堵劑+2-3%封堵劑+聚合醇+暫堵劑(0.2%OMC+5.5%JHZD+3%FT-19)0.366建35-2井飛三0.2%OMC+5.5%JHZD+3%FT-199.557建35-支平1飛三1%SPNH或SMP+1-2%QS-2+暫堵劑(0.2%OMC+5.5%JHZD+3%FT-19)3.048建69井長(zhǎng)二0.2%OMC+5.5%JHZD+3%FT-19無(wú)顯示9建32-1井石炭2-3%QS-22.03.1采用屏蔽暫堵技術(shù)，有效保護(hù)裂縫-孔隙儲(chǔ)層滲流能力

復(fù)合暫堵技術(shù)其優(yōu)越性之一就在于它充分考慮到了水平井鉆井工藝對(duì)工作液的要求。如建平1井，實(shí)施屏蔽暫堵后水平井段氣測(cè)幾乎無(wú)明顯異常，暫堵效果明顯。試氣獲測(cè)試產(chǎn)量21萬(wàn)方，是同構(gòu)造鄰井措施作業(yè)前平均無(wú)阻產(chǎn)量的9.6倍。

說(shuō)明水平井和復(fù)合暫堵/解堵技術(shù)的聯(lián)合應(yīng)用可有效地提高低壓低滲低自然產(chǎn)能碳酸鹽巖氣藏的產(chǎn)量。第34頁(yè)/共52頁(yè)3.2采用酸壓等儲(chǔ)層改造技術(shù)，有效提高單井產(chǎn)能

建南氣田目前在氣井鉆探中使用了屏蔽暫堵泥漿，完井時(shí)可通過(guò)氧化解堵達(dá)到解除屏蔽，恢復(fù)儲(chǔ)層的滲透性。但由于儲(chǔ)層低孔特低滲和酸敏性特點(diǎn)，單純酸化改造效果有限。壓裂具有很好的改善裂縫-孔隙型儲(chǔ)層滲透性的作用，碳酸鹽儲(chǔ)層普遍采用酸壓技術(shù)實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層滲流能力的改善，達(dá)到大幅度提高單井產(chǎn)能的目的。儲(chǔ)層改造氧化解堵酸壓加沙壓裂常規(guī)酸化第35頁(yè)/共52頁(yè)3.2采用酸壓等儲(chǔ)層改造技術(shù)，有效提高單井產(chǎn)能

氧化解堵通過(guò)部分溶解屏蔽劑、破壞濾餅結(jié)構(gòu)和強(qiáng)度，并與井壁碳酸鹽巖反應(yīng)，使濾餅脫落，在地層能量和反應(yīng)氣體的刺激下分散并隨殘液返排出井筒，恢復(fù)地層滲透性。

該工藝先后在建南氣田應(yīng)用10井次，見(jiàn)到了較好的增產(chǎn)效果。如建平1井和建27側(cè)平1井，解堵后產(chǎn)量超過(guò)10萬(wàn)方，但在建41側(cè)平1井和建46側(cè)平1井措施后無(wú)顯示。①氧化解堵不足：只能解除井壁濾餅堵塞，并在一定程度上依賴(lài)裂縫發(fā)育能力和地層能量，如果實(shí)施后氣井產(chǎn)量不理想，必需進(jìn)行大規(guī)模的深部改造工藝。建南氣田不同儲(chǔ)層氧化解堵措施效果對(duì)比表序號(hào)井號(hào)層位施工方式施工液（m3）測(cè)試產(chǎn)量(104m3/d）施工前施工后1建46側(cè)平1井嘉一氧化解堵解堵劑24無(wú)顯示2建平1井飛三氧化解堵解堵劑30213建27側(cè)平1井飛三氧化解堵解堵劑30104建41側(cè)平1井飛三氧化解堵解堵劑16無(wú)顯示5建35-支平1井飛三分層解堵上層12+下層12/1.5m/6min6建平5井飛三氧化解堵鹽酸120+氧化劑22.3647建平4井飛三氧化解堵解堵劑343.18建47側(cè)平1井長(zhǎng)二氧化解堵解堵劑300.0579建69井長(zhǎng)二氧化解堵氧化劑8+鹽酸8最高1m10建平2井長(zhǎng)二氧化解堵鹽酸、ClO2各2+活性水14/無(wú)顯示第36頁(yè)/共52頁(yè)3.2采用酸壓等儲(chǔ)層改造技術(shù)，有效提高單井產(chǎn)能①氧化解堵建平1井措施后產(chǎn)氣21×104m3/d，累計(jì)產(chǎn)氣量1.02×108m3。建27側(cè)平1井措施后產(chǎn)氣10×104m3/d，累計(jì)產(chǎn)氣量0.70×108m3。產(chǎn)氣量(萬(wàn)方）產(chǎn)氣量(萬(wàn)方）第37頁(yè)/共52頁(yè)3.2采用酸壓等儲(chǔ)層改造技術(shù)，有效提高單井產(chǎn)能

地層存在嚴(yán)重污染時(shí)，酸化處理可大幅度提高油氣井產(chǎn)量，受傷害地層酸化一般可獲得較好增產(chǎn)效果；無(wú)污染地層，酸化處理效果甚微。

建南氣田已完成17井次的酸化措施（老井挖潛、新井改造），其中只有建32-1、建平4井兩口新井的酸化措施見(jiàn)到較好的產(chǎn)量。②常規(guī)酸化不足：對(duì)無(wú)污染地層，在作增產(chǎn)處理時(shí)應(yīng)考慮采用其他增產(chǎn)措施，如壓裂等。建南氣田不同儲(chǔ)層酸化措施效果對(duì)比表序號(hào)井號(hào)層位施工方式施工液量測(cè)試產(chǎn)量（104m3/d）施工前施工后1茶園1須家河土酸酸化10+18斷續(xù)點(diǎn)火2建36井巴三土酸酸化10+10斷續(xù)點(diǎn)火3建69井嘉二鹽酸酸化30斷續(xù)點(diǎn)火4建29井飛三、嘉一酸化多次酸化/0.0320.0320.0245建49井飛三膠凝酸化200.46建30井飛三酸化20000.0397建39井飛三酸化240.218建42井飛三鹽酸酸化500.549建45井飛三鹽酸酸化80/3.6910建平4井飛三鹽酸酸化603.711鹽2井飛三鹽酸酸化30無(wú)顯示12建38井長(zhǎng)二鹽酸酸化16%鹽酸104.74(兩次)/0.35513建43井長(zhǎng)二鹽酸酸化56.8/15.514建49長(zhǎng)二鹽酸酸化3015建平2井長(zhǎng)二鹽酸酸化50/0.816新場(chǎng)2井石炭、棲霞、茅口鹽酸酸化35、30、20未測(cè)17建32-1井石炭鹽酸酸化302.018建37井石炭鹽酸酸化603.3第38頁(yè)/共52頁(yè)3.2采用酸壓等儲(chǔ)層改造技術(shù)，有效提高單井產(chǎn)能②常規(guī)酸化建平4井措施后產(chǎn)氣3.7×104m3/d，累計(jì)產(chǎn)氣量0.34×108m3。建32-1井措施后產(chǎn)氣2×104m3/d，累計(jì)產(chǎn)氣量0.09×108m3。產(chǎn)氣量(萬(wàn)方）產(chǎn)氣量(萬(wàn)方）第39頁(yè)/共52頁(yè)3.2采用酸壓等儲(chǔ)層改造技術(shù)，有效提高單井產(chǎn)能壓裂的作用：①降低地層中流體的滲流阻力②解除受損害氣層的堵塞作用

建南地區(qū)砂壓裂措施共實(shí)施10井次，只有建49井、建26井應(yīng)用“壓裂+酸壓聯(lián)作”技術(shù)獲得成功，見(jiàn)到一定效果，但均未達(dá)到工業(yè)氣流標(biāo)準(zhǔn)。③加沙壓裂不足：加砂壓裂技術(shù)難度較大,壓裂液濾失難以控制，最終形成砂堵，造成施工失敗。但適用于砂巖儲(chǔ)層改造，且效果較好。建南氣田不同儲(chǔ)層壓裂措施效果對(duì)比表序號(hào)井號(hào)層位施工方式施工液量(m3)加砂量(m3)測(cè)試產(chǎn)量（104m3/d）1建36井巴三加砂壓裂17023斷續(xù)點(diǎn)火2建42井飛三加砂壓裂1008.50.543建37井飛三加砂壓裂242.111斷續(xù)點(diǎn)火4建49井飛三加砂壓裂140120.45建26井飛三加砂壓裂13090.0326茶園1井須家河加砂壓裂19023斷續(xù)點(diǎn)火東岳廟加砂壓裂9014斷續(xù)點(diǎn)火7建111井須六段加砂壓裂前置液80+攜砂液217.8480.20518建志1井志留系加砂壓裂前置酸15+隔離液5+前置液180+攜砂液271.7312.09建26-1井志留系加砂壓裂158.85斷續(xù)點(diǎn)火志留系295.8251-6m10建深1井志留系加砂壓裂233.723.52.8

338.9240.83

第40頁(yè)/共52頁(yè)3.2采用酸壓等儲(chǔ)層改造技術(shù)，有效提高單井產(chǎn)能

對(duì)于碳酸鹽巖儲(chǔ)層，縫長(zhǎng)對(duì)增產(chǎn)效果起主導(dǎo)作用，選用膠凝酸酸壓工藝（建南氣田主要的儲(chǔ)層改造技術(shù)）能降低液體濾失、增加裂縫長(zhǎng)度、提高裂縫的導(dǎo)流能力。至2006年以來(lái)，在建平5井、建評(píng)7井以及建35-2井應(yīng)用“全程伴注液氮膠凝酸酸壓+連續(xù)油管氣舉排液”工藝獲得非常好的效果。④酸

壓建南氣田不同儲(chǔ)層酸壓措施效果對(duì)比表序號(hào)井號(hào)層位施工方式施工液量（m3）測(cè)試產(chǎn)量（104m3/d）施工前施工后1建26井飛三酸壓1000.642建39井飛三酸壓100斷續(xù)點(diǎn)火3建49井飛三酸壓1180.34建68X井飛三酸壓180舉通點(diǎn)火5建37井飛三酸壓900.36建41側(cè)平1飛三酸壓1021.07建平5井飛三酸壓膠凝酸2002.741921.388建評(píng)12井飛三酸壓240火焰9建35-支平1井飛三酸壓膠凝酸1403.0410建評(píng)12井（水射流）飛三酸壓前置酸20+膠凝酸145斷續(xù)點(diǎn)火飛三酸壓前置酸20+膠凝酸15011建35-2井飛三分層前置液90+膠凝酸285+閉合酸209.56膠凝酸140+閉合酸1012建評(píng)12側(cè)1井飛三酸壓膠凝酸440+閉合酸387.1413建35-支平1井飛三酸壓膠凝酸300+閉合酸191.4114建30井長(zhǎng)二酸壓1000.02115建63側(cè)平1井長(zhǎng)二酸壓600.416建63側(cè)平1井長(zhǎng)二酸壓1800.117建平2井長(zhǎng)二酸壓膠凝酸1200.81.6218建評(píng)7井長(zhǎng)二酸壓2726.6719建431井長(zhǎng)二酸壓膠凝酸291（油管容積18.6）1.96-0.320建431c井長(zhǎng)二酸壓前置液45+膠凝酸350+閉合酸15焰高1m21建35-3井長(zhǎng)二分層膠凝酸1451.22替酸18+膠凝酸373第41頁(yè)/共52頁(yè)3.2采用酸壓等儲(chǔ)層改造技術(shù)，有效提高單井產(chǎn)能建平5井措施后產(chǎn)氣21.38×104m3/d，累計(jì)產(chǎn)氣量1.72×108m3。建35-2井采用套管完井+膠凝酸酸壓，措施后產(chǎn)氣9.56×104m3/d，累計(jì)產(chǎn)氣量0.05×108m3。④酸

壓產(chǎn)氣量(萬(wàn)方）產(chǎn)氣量(萬(wàn)方）第42頁(yè)/共52頁(yè)3.3積極探索防水鎖技術(shù)，努力保障儲(chǔ)層改造效果

建南氣田儲(chǔ)層水鎖傷害明顯，而鉆井、完井、措施或作業(yè)等過(guò)程中的液相進(jìn)入儲(chǔ)層是不可避免的。通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用認(rèn)為：①采用有效降濾失劑；②提高排液速度；③添加防水鎖劑等方法，能夠有效地減弱和消除儲(chǔ)層水鎖傷害。防水鎖措施：①伴注液氮：降濾、降溫、緩速、清縫等作用，驅(qū)走近井地帶滯留液，提高液體返排效率；②連續(xù)油管注液氮?dú)馀e：酸壓后助排，縮短排液周期；③甲醇基酸壓體系：減緩水鎖效應(yīng)，提高儲(chǔ)層有效滲透率。第43頁(yè)/共52頁(yè)建35-2井水鎖傷害實(shí)驗(yàn)曲線(xiàn)3.3積極探索防水鎖技術(shù)，努力保障儲(chǔ)層改造效果應(yīng)用效果：建35-2井采用2.0%膠凝酸+20%甲醇+全程伴注液氮工藝，酸壓后采用連續(xù)油管注液氮?dú)馀e助排。試氣求產(chǎn)獲得9.56×104m3的較高產(chǎn)量，增產(chǎn)倍比為1.0～3.38，措施效果明顯。建35-2井生產(chǎn)時(shí)間與產(chǎn)氣量曲線(xiàn)累計(jì)產(chǎn)氣量0.05×108m3第44頁(yè)/共52頁(yè)匯報(bào)提綱1.基本情況2.儲(chǔ)層傷害因素分析3.儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)對(duì)策及效果4.存在的主要問(wèn)題及建議第45頁(yè)/共52頁(yè)（1）長(zhǎng)興組儲(chǔ)層改造與保護(hù)技術(shù)有待進(jìn)一步攻關(guān)實(shí)例：

建35-3井酸壓后返排困難，導(dǎo)致井底大量積液，試氣僅獲得1.2萬(wàn)方測(cè)試產(chǎn)量。發(fā)展方向：

進(jìn)一步加強(qiáng)長(zhǎng)興組儲(chǔ)層的傷害機(jī)理與改造技術(shù)攻關(guān)，做到有效改造與有效保護(hù)的有機(jī)統(tǒng)一，努力使建南長(zhǎng)興