摘要：儲層低滲特征和鉆井液污染是影響低滲氣藏有效建產(chǎn)的主要因素。基于耐超高溫高壓實驗系統(tǒng)和CT 掃描技術研究了新疆油田南緣區(qū)塊1 個高溫超高壓致密氣藏（158.6 ?C，146 MPa）滲透率應力敏感性以及鉆井液污染特征。研究結果表明，1）儲層巖芯孔隙中90% 以上為粒間孔，且少量粒間孔被方解石膠結物和瀝青全充填半充填；2）在凈應力110 MPa 下，所考察的兩塊柱塞巖芯（0.001 9 mD，0.032 5 mD）的應力敏感滲透率降低率（相對于儲層實際凈應力下）分別為39.28% 和16.04%，屬于中等偏弱和弱敏感；3）定性和定量表征了另外兩柱塞塊巖芯（0.004 2 mD，0.029 0 mD）在實際操作工況下鉆井液侵入特征，發(fā)現(xiàn)鉆井液均沒有突破兩塊巖芯長度，侵入滲透率為0.029 0 mD 巖芯的深度為3.86 cm，但引起的表皮系數(shù)達到6.54，表現(xiàn)為嚴重污染。研究成果對于掌握高溫超高壓氣藏儲層特征、鉆井液污染認識以及后續(xù)儲層保護措施建立提供了重要技術支持。

關鍵詞：高溫超高壓；致密氣藏；應力敏感；鉆井液污染；CT 掃描技術

引言

隨著油氣勘探開發(fā)技術的進步以及社會對能源需求的快速增長，油氣資源勘探開發(fā)作業(yè)正逐步向超深層邁進。例如，近幾年在新疆南緣、塔里木盆地和四川盆地發(fā)現(xiàn)了一批儲層溫度和壓力整體超過了100 ?C和100 MPa 的高溫超高壓氣藏，塔里木油田克拉蘇白堊系致密砂巖氣藏的儲層條件更是達到了180 ?C和138 MPa[1]。這類氣藏由于埋藏深，普遍存在著低滲甚至超低滲特征，這對后期有效產(chǎn)能的建立帶來了許多困難。目前，影響致密氣藏有效產(chǎn)能建立的因素挺多，其中，鉆井液對儲層的污染所引起的表皮效應，以及在衰竭式開發(fā)過程儲層的應力敏感特征是兩個主要因素[2 3]。

與常規(guī)氣藏相比，超高壓低滲氣藏降壓開發(fā)過程儲層巖石承受的有效應力變化范圍大幅增加，引起儲層巖石的彈塑性變形更大，從而導致儲層的物性參數(shù)如滲透率和孔隙度等降幅可能更大[4]。魯瑞彬等[5 6] 分別以南海西部L 3 高溫高壓探井（儲層壓力90 MPa）以及塔里木盆地庫車區(qū)塊的致密砂巖氣藏（壓力為52～67 MPa）為研究對象，通過對比分析大量應力敏感實驗，明確了高壓氣藏“兩段式”應力敏感變化規(guī)律，隨著有效應力的增加，滲透率下降明顯分為“先陡后緩”2 段。雷霄等[7] 通過對高溫高壓砂巖氣藏（儲層壓力70 MPa）應力敏感性的研究發(fā)現(xiàn)，初始滲透率越低，應力敏感性越強，且孔隙度對有效應力的敏感性低于滲透率的應力敏感性。整體來看，受制于實驗條件的限制，對于儲層壓力超過100 MPa 的超高壓氣藏，相關巖石應力敏感的研究鮮有報道。

在鉆井過程中，鉆井液中的固體顆粒，會在地層孔隙壓力和鉆井液液柱壓力之間的壓差作用下，順著儲層的巖石孔隙向著儲層內(nèi)部擴散，從而改變井筒附近儲層孔隙結構，減小儲層滲透性、減弱地層流體滲流能力[8 10]。目前，表征鉆井液污染儲層的方法主要還是實驗法，如田巍等[11] 采用先進的Auto-floodTM（AFS300TM）驅替評價裝置研究鉆井液污染對四川盆地川東海相低滲氣藏儲層的傷害，結果表明，鉆井液傷害主要由復雜多級別粒徑顆粒封堵而傷害大孔道引起。邱奕龍等[12] 采用高溫高壓全直徑鉆井液污染評價裝置，研究塔里木大北地區(qū)基巖巖芯鉆井液污染傷害評價，發(fā)現(xiàn)壓差是決定其傷害程度的一個重要因素，壓差越大，滲透率恢復率越低，傷害比越高，傷害情況越嚴重。但已報道實驗裝備以及研究結果所涉及的氣藏壓力均低于60 MPa。

本文以新疆南緣地區(qū)1 個高溫超高壓致密氣藏（儲層溫度：158.6 ?C；儲層壓力：146 MPa）為研究對象，采用自主研發(fā)的耐超高溫高壓滲流實驗系統(tǒng)[13] 對其儲層巖芯滲透率應力敏感和鉆井液污染特征進行研究，為該類型氣藏的有效開發(fā)提供關鍵基礎數(shù)據(jù)和技術支持。

1 實驗部分

1.1 實驗裝置

巖芯滲透率應力敏感評價裝置如圖1 所示，主要包括耐超高溫高壓巖芯夾持器，流體注入和采出3 部分。其中，巖芯夾持器的最高工作條件達到200 ?C和200 MPa（圖2）。流體注入部分主要包括高壓驅替泵和盛放氮氣的耐高壓中間容器。流體采出部分主要包括回壓閥、高壓驅替泵和氣體流量計。

進行實際工況下鉆井液污染巖芯評價時，對滲流系統(tǒng)進行了部分改造見圖3。主要在耐超高溫高壓夾持器的右端探頭上開了兩個流體流動口，兩個口從內(nèi)部與巖芯端面連通，從外部通過管線分別與兩個盛有鉆井液的高壓中間容器相連，實驗過程實現(xiàn)鉆井液在夾持器內(nèi)巖芯端面的循環(huán)流動。整套系統(tǒng)放置于高溫實驗箱中實現(xiàn)儲層溫度、壓力條件的建立。

1.2 實驗材料

鉆取獲得目標氣藏埋深6 993～6 999 m 柱塞巖芯4 塊，巖芯孔隙度和滲透率測定結果如表1 所示?？梢钥闯?，滲透率均小于0.1 mD，屬于超深超高壓致密氣藏。

2 實驗步驟

2.1 巖芯滲透率應力敏感實驗

1）將巖芯裝入夾持器中，然后有序地連接好整個實驗系統(tǒng)；2）設定回壓閥的工作壓力為氣藏壓力146 MPa；3）通過高壓驅替泵為巖芯夾持器內(nèi)巖芯提供一個基礎圍壓4 MPa 左右，然后往巖芯中緩慢泵入氮氣，期間逐漸提高巖芯圍壓，確保圍壓較巖芯內(nèi)壓至少高3 MPa，直至巖芯內(nèi)壓達到儲層壓力146 MPa；4）進一步提高巖芯圍壓至氣藏實際覆壓181 MPa；5）測定儲層壓力下巖芯滲透率K0；6）保持巖芯圍壓不變，以5 MPa 為間隔逐漸降低巖芯內(nèi)壓，同樣測定每個壓力巖芯的滲透率Ki；7）當巖芯內(nèi)壓降到設定值后，再以5 MPa 為間隔往巖芯內(nèi)注氮氣升高其壓力，同樣測定每個壓力下巖芯滲透率，直至儲層壓力?；跐B透率變化特征和規(guī)律掌握巖芯的應力敏感特征和損害程度。

2.2 巖芯鉆井液污染實驗

1）對巖芯進行CT 掃描，掌握其基礎圖像值；2）將巖芯裝入夾持器中，然后有序地連接好整個實驗系統(tǒng)，將一定體積鉆井液分裝到兩個耐超高壓中間容器中；3）同樣采用氮氣和液壓油給巖芯建立地層壓力環(huán)境（內(nèi)壓為146 MPa，圍壓為180 MPa）；將盛鉆井液中間容器內(nèi)壓力壓至151 MPa（基于現(xiàn)場實際工況，井筒中壓力高于儲層壓力5 MPa 左右）；4）設定高溫實驗箱的工作溫度為地層溫度158.6 ?C，升溫過程通過系統(tǒng)所連驅替泵控制巖芯內(nèi)壓、圍壓、盛鉆井液中間容器內(nèi)壓力均不變；5）當整個系統(tǒng)的溫度、壓力穩(wěn)定后，連通巖芯夾持器和盛鉆井液中間容器之間閥門，此時部分鉆井液會跑入連接管線和夾持器右端探頭的孔道中，記錄下此時兩個中間容器內(nèi)剩余的鉆井液總體積V1，并開始計時；6）同時啟動與盛鉆井液中間容器底部連接的兩個驅替泵（一個進泵、一個退泵），在恒壓條件下讓鉆井液在巖芯端面流動，由于壓差的作用，鉆井液會侵入巖芯，中間容器內(nèi)鉆井液總體積會逐漸減?。?）當其中一個中間容器內(nèi)活塞達到頂部或底部時，調(diào)整兩個驅替泵的工作方向，直至兩個中間容器內(nèi)鉆井液總體積V2 在5 h 內(nèi)均不再變化，說明鉆井液在巖芯中侵入過程完成，記錄下總時間t，計算出實際工況下鉆井液侵入速度V2/t；8）整個系統(tǒng)緩慢降壓，將巖芯取出再次測定其滲透率，與實驗之前對比掌握滲透率降低程度；9）對取出的巖芯再次進行CT掃描，與實驗前CT 基礎值對比，掌握鉆井液在巖芯中侵入的距離。

3 數(shù)據(jù)處理

基于《儲層敏感性流動實驗評價方法》[14] 計算每級壓力下巖芯滲透率，得到滲透率變化率，再進一步確定巖芯的滲透率不可逆損害程度，相關計算公式為

式中：

Dst—不同凈應力下巖樣滲透率變化率，無因次；

D′st—不可逆應力敏感性損害率，無因次；

Kn—凈應力增加過程中不同凈應力下的巖芯滲透率，mD；

Ki—初始滲透率（初始凈應力對應的巖芯滲透率），mD；

K′i—恢復到初始凈應力點時巖芯滲透率，mD。

鉆井液污染導致的巖芯表皮系數(shù)為

式中：

S—表皮系數(shù)，無因次；

K0—污染前儲層壓力下的巖芯滲透率，mD；

Kd—污染后的巖芯滲透率，mD；

rd—井徑污染深度，cm；

rw—泥漿污染深度，cm。

4 實驗結果及分析

4.1 鑄體薄片分析

鑒于巖芯表現(xiàn)出的超低滲特征，對取得的4塊巖芯進行了鑄體薄片分析，相關結果如圖4 和表2所示?？梢钥闯?，4 塊巖芯中孔隙都以粒間孔為主（超過了90%），且其中原生粒間孔的占比又超過了60%，說明氣藏成藏后受外在因素干擾少，以原生孔隙為主，這也是造成儲層超低滲特征的主要原因之一。

4.2 巖芯滲透率應力敏感

應力敏感性是氣藏開發(fā)過程一種常見特征，能夠引起儲層裂縫寬度和滲透率的變化，從而影響鉆井堵漏作業(yè)、儲層流體的流動特性以及油氣井的產(chǎn)能[15]。鑒于目標氣藏超高壓、超低滲的儲層特征，論文選取1 號和8 號柱塞巖芯對其滲透率應力敏感性進行評價，采用定圍壓降內(nèi)壓的方式，實驗溫度為常溫，相關實驗結果見圖5。

可以看出，以原始有效應力（34 MPa）為基礎，隨著凈應力的升高，巖芯滲透率先快速降低，在凈應力超過70 MPa 后下降幅度逐漸變緩，最后在凈應力110 MPa 下滲透率降低率分別為39.28% 和16.04%，這與文獻中提到的“兩段式”變化特征基本一致，表明目標高溫超高壓致密氣藏滲透率應力敏感不強。但由于儲層本身的滲透率屬于超低滲，弱應力敏感同樣會對天然氣的流動產(chǎn)生明顯的影響，在產(chǎn)能方程和滲流模型建立過程同樣應該考慮進去。

隨著巖芯內(nèi)壓的恢復，滲透率逐漸升高，但即使恢復到原始地層壓力下，1 號和8 號兩塊巖芯滲透率的恢復率也只有80.00% 和93.75%，存在20.00%和6.25% 的不可逆損害。依據(jù)標準《儲層敏感性流動實驗評價方法》[14]，兩塊巖芯的滲透率損害程度均為弱。

4.3 巖芯鉆井液污染特征

隨著開發(fā)的進行，滲透率應力敏感性會在整個氣藏儲層中體現(xiàn)，而鉆井液污染主要體現(xiàn)在井筒周圍，但對致密儲層的流體滲流傷害往往更明顯[16]。本部分進一步選取3 號和10 號兩塊巖芯進行了實際工況下的鉆井液污染評價實驗，相關實驗條件在實驗部分已詳細說明，鉆井液流動速度設定為0.01 L/h。相關實驗結果見圖6 和圖7。

圖6 給出了鉆井液侵入量與時間的變化關系，可以看出，巖芯中的鉆井液侵入量開始幾乎呈現(xiàn)線性增加，其中，10 號巖芯由于滲透率相對更高，這種線性特征更明顯。隨后，侵入速度逐漸變緩。最后3 號和10 號巖芯的累計鉆井液侵入量分別為0.054 和1.110 mL，所耗費的時間分別為35 h 和28 h，對應的鉆井液的侵入速度分別為0.001 5 和0.039 0 mL/h?？梢缘贸觯瑤r芯滲透率越高，鉆井液侵入時間越長，侵入程度越明顯。但需要說明的是，整個實驗過程中鉆井液的侵入距離都沒有突破兩塊巖芯的長度，如圖7 所示，3 號和10 號巖芯與鉆井液接觸端形成了一層泥餅，而巖芯的另一端卻沒有發(fā)現(xiàn)鉆井液的痕跡（巖芯側面的黑色是高溫環(huán)境下膠皮套留下的痕跡），表明了鉆井液并沒有穿透整個巖芯長度。對取出的巖芯烘干稱重和測定滲透率表明，3 號和10 號巖芯的質(zhì)量較實驗前干巖芯分別增加了0.019 8 和0.011 1 g，滲透率分別降低了88.10% 和85.86%（表3），這是由于鉆井液的固體顆粒侵入巖芯后殘留所致。

為了進一步掌握鉆井液固體顆粒在巖芯的侵入程度，進一步對比10 號巖芯受鉆井液污染前后CT分析結果（圖8）。在巖芯Z 方向上選了幾個代表性的點，對比了實驗前后的灰度值差值，其中，CT 灰度值差值中的綠色部分為鉆井液在巖芯中殘留物引起的差值變化。可以發(fā)現(xiàn)，離巖芯端面1.68 cm 處，鉆井液殘留物較均勻地分布在巖芯的孔隙結構中。在離巖芯端面2.77 cm 處，巖芯的孔隙結構中鉆井液固體顆粒的量明顯減少，證明鉆井液中的懸浮固體顆粒進入地層，封堵了部分孔隙通道，減小儲層滲透率并且減弱后續(xù)流體的滲流能力。而在離巖芯端面3.86 cm 左右只能依稀發(fā)現(xiàn)少量殘留的鉆井液痕跡，本文將這個距離定為目標基質(zhì)巖芯中鉆井液侵入的最深距離。最后，進一步基于式（3）確定鉆井液引起的表皮系數(shù)為6.54，屬于嚴重污染程度。需要說明的是在實際過程中，如果氣藏儲層中存在裂縫或縫洞這些多重介質(zhì)特征，鉆井液的污染特征會不同。

5 結論

1）目標高溫超高壓致密氣藏的巖芯孔隙中90% 以上為粒間孔，其中，少量粒間孔被方解石膠結物和瀝青全充填—半充填，與超低滲儲層特征匹配。

2）隨著凈應力增加，巖芯滲透率先直線降低，后趨緩，表現(xiàn)為“兩段式”特征。在凈應力為110 MPa 下，1 號巖芯（0.001 9 mD）和8 號巖芯（0.032 5 mD）的滲透率降低率分別為39.28% 和16.04%，巖芯表現(xiàn)為中等偏弱和弱應力敏感特征。儲層壓力恢復后，滲透率不可逆損害率分別為20.00% 和6.25%。

3）在現(xiàn)場實際操作工況下進行了鉆井液污染巖芯試驗評價，3 號和10 號兩塊巖芯的鉆井液侵入速度分別為0.001 5 和0.039 0 mL/h，鉆井液沒有突破巖芯長度，滲透率分別降低了88.10% 和85.86%。

進一步結合CT 掃描，明確10 號巖芯中鉆井液侵入深度為3.86 cm，造成的表皮系數(shù)為6.54，鉆井液對儲層的污染程度表現(xiàn)為嚴重污染。

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作者簡介。

胡元偉，1984 年生，男，漢族，湖北崇陽人，高級工程師，碩士，主要從事油氣藏工程和數(shù)值模擬方面的研究工作。E-mail：hyw9981@126.com

楊碩孔，1998 年生，男，漢族，山東濟寧人，碩士，主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。E-mail：1808884741@qq.com

仇鵬，1984 年生，男，漢族，寧夏中衛(wèi)人，高級工程師，碩士，主要從事氣藏評價、天然氣開發(fā)及儲氣庫建設等方面的科研工作。E-mail：qiupeng@petrochina.com.cn

劉煌，1986 年生，男，漢族，湖南新化人，副研究員，博士，主要從事油氣田開發(fā)研究工作。E-mail：liuhuangswpu@sina.com

趙傳凱，1995 年生，男，漢族，新疆克拉瑪依人，工程師，碩士，主要從事氣藏工程研究工作。E-mail：zhaock@petrochina.com.cn

編輯：牛靜靜

基金項目：四川省科技廳重點基金（2021YFQ0044）