川西致密砂岩气藏井筒积液储层损害机理研究

李胜富，李 皋 ，吴建忠，李 泽

1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室·西南石油大学，四川 成都610500 2.中国石化西南油气分公司，四川 成都610041

引言

由于川西致密砂岩气藏开发发展迅速[1-3]，目前，中国已成为世界排名第二的致密砂岩气生产大国，产量仅次于美国[4]。四川盆地是有规模产出致密砂岩气的地区之一，其中，川西致密砂岩气藏储量丰富，分布广泛，极具勘探开发前景[5]。但是目前川西侏罗系中浅层采出程度较低，并且近年来主力气藏的稳产形势变得愈来愈严峻，井筒积液情况严重，现有排水采气技术虽然可以实现增产效果，但依然存在增产效果不佳等问题。井筒积液对储层造成的损害已成为制约川西侏罗系气藏高效开发的一大因素。

学者们针对致密砂岩气藏井筒积液问题开展了大量研究[6-12]。井筒积液形成机理多样，杨满平等[13]指出，在气藏生产过程中储层孔隙压力会逐渐减小，导致孔隙喉道缩小，使得孔喉内的束缚水转化为可动水，随着气体流动产出。田巍等[14-16]指出，地层中的游离水通过孔隙渗流到井筒中形成井筒积液。傅春梅等[17-19]指出，地层中的水汽流入到井筒中，随着井筒温度变化而产生凝析水。赵春立等[20-22]指出，钻井工作液残留而形成井筒积液。随着井筒积液的不断加剧，储层造成的损害愈发严重。郑小敏等[23]指出，在致密气藏开采过程中，地层孔隙水会占据气体渗流通道，减小渗流通道，增大气体流动阻力，启动压力梯度随之增大，导致气井产能下降。高树生等[24-25]指出，地层孔隙水的存在会使储层渗流由气体单相渗流变为气水两相流，大幅降低气体的相对渗透率，减少气体流量。同时，方建龙等研究表明[26-28]，围压的增大也会降低气水相对渗透率。盛军等[29]指出，在井筒附近地层的含水饱和度增加会导致水锁效应，也会使气体渗透率降低，影响气井产能。

引发井筒积液损害原因复杂，但前人少有将井筒积液的损害机理与工程地质相结合，川西致密砂岩气藏井筒积液损害机理及其影响因素相关研究较少。

本文基于工程地质，对马井气田蓬莱镇组气藏井筒积液损害机理进行分析。通过对致密砂岩储层的矿物含量和储层的微观组构分析，总结井筒积液严重的原因，并通过井筒模拟实验定量化评价井筒积液对川西致密砂岩储层的损害。

1 致密砂岩储层微组构分析

井筒积液与黏土矿物的种类和含量存在一定的关系，黏土矿物的复杂多样性造就了马井气田蓬莱镇组气藏储层井筒积液情况复杂。不同类型的黏土矿物对于水敏等敏感性损害也大不相同，因此，需要结合储层的黏土矿物含量，总结井筒积液情况严重的原因。

马井气田蓬莱镇组黏土矿物含量较高，主要包括绿/蒙间层、伊利石、绿泥石，部分地区的高岭石含量高，如表1 所示。其中，绿/蒙间层的相对含量为41.00%～78.00%，平均含量为54.00%；伊利石的相对含量为20.00%～32.00%，平均含量为28.56%；绿泥石的相对含量为2.00%～16.00%，平均含量为10.33%；高岭石的相对含量为0～20.00%，平均含量为7.22%。

表1 马井气田JP 气藏部分砂层储层X 射线粉晶衍射数据表Tab.1 X-ray powder crystal diffraction data table of sand reservoirs in JP gas reservoir of Majing Gas Field

不同类型的黏土矿物，其产状大不相同，绿/蒙间层和蒙脱石间层大多以粒表薄膜衬垫式赋存，如图1a 所示；高岭石表现为书页状和蠕虫状集合体，如图1b 所示，高岭石抗机械力破坏能力不强，当地层流体流速过快时，容易发生破坏、运移，从而堵塞孔隙通道，导致速敏损害；而伊利石表现为丝带状、毛发状、桥节状等分布于碎屑颗粒表面或桥架于粒间孔隙当中，伊利石是一种不膨胀的黏土矿物，但其特殊的产状会对储层带来严重的损害。丝带状的伊利石通常会将孔隙空间切分成形状、大小各不相等的微小孔隙，使得这些微孔隙具有较高的毛细管压力，造成严重水锁损害，而毛发状和桥接状伊利石抗破坏的能力弱，可能被高速流体冲断，在喉道处产生堵塞。

图1 黏土矿物种类及产状Fig.1 Types and occurrences of clay minerals

通过对马井蓬莱镇组致密砂岩储层进行敏感性分析，表2 为速敏试验数据表，随着注入速度的提高，岩石渗透率变化较小，渗透率损害率为6.5%和6.8%，对流速敏感性较弱。储层中易发生速敏的矿物为高岭石，平均含量仅为7.22%，因此，储层不易发生速敏损害。表3 为水敏试验数据表，随着水型浓度的不断降低，岩石渗透率显著降低，水敏指数为74.9%和66.2%，表现出较强的水敏性。储层中绿/蒙混层易发生水敏损害，且含量较高54.00%，从而导致储层渗透率急剧下降。

表2 速敏试验数据表Tab.2 Velocity sensitivity test data table

表3 水敏试验数据表Tab.3 Water sensitivity test data table

马井气田储层孔隙较发育，且孔隙大小分布不均，形状不规则，孔隙的连通性相对较差，扫描电镜图如图2 所示。该地层主要有4 种孔隙类型，图中数字⑪--㊹分别代表粒内溶孔、粒间溶孔、残余粒间孔和晶间微孔。其中，粒间溶孔和粒内溶孔为主要的孔隙类型。

图2 扫描电镜图Fig.2 Scanning electron micrographs

根据马井蓬莱镇组气藏10 口井、184 块岩样试验资料可知，岩样孔隙度为2.28%～17.44%，平均值为11.17%，如表4 所示，Jp1气藏孔隙度高，其单井储层平均孔隙度为11.96%～12.17%，气藏平均孔隙度12.01%：Jp2气藏储层孔隙度总体较Jp1低，单井储层平均孔隙度为8.63%～11.81%，气藏平均孔隙度为10.85%，其中，单井储层平均孔隙度大于10%的井层数为5 口，占62.5%，其余3 井层平均孔隙度＜10%，占37.5%。

表4 马井气田部分含气砂层孔渗特征表Tab.4 Table of permeability characteristics of some gas bearing sand layers in Majing Gas Field

受到成岩后生作用，将会导致地层岩石的孔隙形状不规则，分布不均匀，对实验岩样进行统计分析，可以得出岩样的面孔率在1.2%～10.6%，平均值为4.5%；最小孔径在3.10～28.90 μm，平均值为13.03 μm；最大孔径在63.60～212.20 μm，平均值为125.60 μm；分选系数在5.2～23.5，平均值为13.1。

根据孔隙分类的标准（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），可以得知马井蓬莱镇组气藏储层以中、小孔隙为主。

马井气田蓬莱镇组气藏的黏土矿物复杂多样，其中，绿/蒙混层的平均含量为54%，伊利石与绿泥石的含量相对较低，平均含量分别为28.56%与10.33%；马井气田还局部分布有高岭石，平均含量为7.22%，具有绿/蒙混层含量高，水敏性强的特点。川西气藏马井气田的地层孔隙度较为发育，孔隙度在2.28%～17.44%，平均值为11.17%，且以中小孔隙为主。

2 井筒积液损伤机理

黏土矿物是储层发生损害的主要伤害源，黏土矿物的多样性决定蓬莱镇组储层损害机理和类型的复杂性。含量较高的黏土矿物将形成大量的晶间微孔并填积、分割孔隙和喉道；同时，储层黏土矿物类型及不同黏土矿物的产状和分布特征使得储层易受到以水敏为主的多种敏感性损害。

利用储层损害评价仪，对不同含水饱和度条件下的气藏致密砂岩岩芯进行气相渗透率测试，实验结果如图3 所示。

图3 不同含水饱和度条件下岩芯气相渗透率Fig.3 Gas permeability of core under different water saturation conditions

由实验结果可知，对于岩样1 和岩样2，随着含水饱和度的增加，岩芯的气相渗透率降低。岩芯的含水饱和度与气相渗透率有较强的负相关性。

由于绿/蒙混层平均含量为54%，具有绿/蒙混层含量高、水敏性强的特点，水敏性黏土矿物遇水反应，引起黏土矿物膨胀、分散、迁移、堵塞，导致储层渗透率下降。当地层含水饱和度逐渐增加，黏土矿物水化膨胀越严重，气相渗透率越低。

为分析井筒积液损伤机理，开展自吸水锁定量评价实验，采用微观可视化实验装置，可以直观地观察到水锁损害的过程，利用自主研发的钻井-完井-储层改造综合损害实验评价装置，开展模拟井筒积液条件下的水锁损害。

图4 为微观可视化水锁实验结果，图中红色分界线以下为水侵区域，随着时间的推移，水侵区域逐渐扩大。图中用圆圈和方框标记出了同一位置的气泡大小，随着时间的推移，气泡逐渐变小，被水所占据，水锁现象越来越严重。因此，发生井筒积液后，随着积液时间的增加，水锁现象越严重。

图4 微观可视化水锁实验图Fig.4 Micro-visualized water lock experimental diagram

马井气田蓬莱镇组气藏储层砂岩由于压实作用较强烈，喉道普遍较狭窄，且都以片状喉道为主，多数较直，少量呈弯曲状；其类型有粒间隙型、缩颈型及晶间缝型，以粒间隙型为主。地层孔隙以中小孔隙为主，孔隙具有极高毛管压力，导致水锁损害严重。

基于以上分析认为，马井气田气井由于井筒积液而导致储层损害严重的原因主要有两点：（1）水敏性矿物含量高，从而导致黏土矿物水化膨胀，造成储层损害；（2）地层以中小孔隙为主，具有极高的毛管压力，导致储层损害严重。

3 井筒积液储层损害定量化评价实验

3.1 实验装置

图5 为钻井-完井-储层改造综合损害评价装置。该装置相较于常规储层损害评价装置，可以模拟钻井损害过程、完井损害过程、压裂损害过程、采气过程、钻井-完井综合损害过程、钻-完-改-产综合损害过程（包括垂直缝和水平缝）。

图5 钻井-完井-储层改造综合损害实验评价装置Fig.5 Comprehensive experimental evaluation device for drilling-completion-improvement-production process

3.2 实验研究

采用钻井-完井-储层改造综合损害实验评价装置开展了自吸损害评价实验、模拟井筒积液条件下的损害评价实验、不同浓度泡排剂损害评价实验和不同泡排剂浓度与凝析油作用后损害评价实验。岩芯取自XP222 井和XP253 井，均制备为全直径岩芯，岩样规格为外径105 mm，长度10～200 mm，孔径为25～38 mm，实验岩样如图6 所示。

图6 实验岩样Fig.6 Experimental rock samples

3.2.1 自吸损害评价实验

选取6 组岩芯，岩芯烘干后参照岩芯自吸损害实验标准进行，自吸时间为24 h。实验条件为：围压5 MPa，模拟井筒压力2 MPa，驱替压力2 MPa。根据实验前后测得的渗透率计算可得岩芯损害程度，得出的实验结果如图7 所示。6 组岩芯自吸损害实验数据表明，地层水自吸水锁可使该地区岩芯损害程度达到90%以上，损害程度强。

图7 岩芯自吸损害评价实验结果Fig.7 Experimental results of core self-absorption damage evaluation

结合前文对致密砂岩储层的微组构分析可知，储层黏土矿物中，水敏性矿物含量高，且储层孔隙度偏低，在自吸24 h 后，水侵入到岩芯中，与水敏矿物发生反应，形成严重的水敏损害和水锁损害，导致损害程度达90%以上。

3.2.2 不同积液高度损害对比实验

为评价井下不同积液高度对储层的损害程度，采用1～4 MPa 的井筒压力模拟不同积液高度。实验条件为：围压5 MPa，驱替压力2 MPa。根据实验前后测得的渗透率计算可得岩芯损害程度，得出的实验结果如图8 所示。实验数据表明，随模拟井筒压力的增加，储层损害程度增大。井筒压力每增加1 MPa，储层损害程度增加约6%，当井筒压力达3 MPa 左右时，储层损害程度已达到80%以上。

图8 不同模拟井筒压力损害对比实验结果Fig.8 Comparative experimental results of different simulated wellbore pressure damage

随着模拟井筒压力的增加，实际井筒积液高度增加，井筒积液侵入量增大，水侵范围更广，水运移的距离更远，接触到的水敏性矿物越多，从而导致储层损害程度越来越高。

3.2.3 不同浓度泡排剂与凝析油作用后损害对比实验

取现场所用液体泡排剂（sh-083）与凝析油，开展不同浓度泡排剂与凝析油作用前后的储层损害对比实验。实验条件为：围压5 MPa，模拟井筒压力2 MPa，驱替压力2 MPa，实验结果如图9 所示。实验数据表明，随泡排剂浓度的增加，储层损害程度增大；凝析油作用前后对比可知，泡排剂与凝析油作用后对地层造成的损害更大，此时若泡排剂浓度达0.5%以上，对储层的损害程度可达90%以上。

图9 不同泡排剂浓度与凝析油作用前后损害评价结果Fig.9 Damage evaluation results of different foam drainage agent concentrations and condensate oil before and after action

在井筒中注入泡排剂，泡排剂与地层流体不配伍，引起黏土矿物膨胀、分散、运移，导致储层渗透率下降，而与凝析油作用后，与凝析油发生乳化作用，形成油包水乳状液，形成黏度较高的乳状液，造成液锁损害，导致储层损害程度增加。

基于本文研究成果，针对气井井筒积液储层损害问题，提出以下工程建议：（1）开展“气举+泡排”组合工艺，优化泡排工艺，采取从油管加注泡排剂，关井注气憋压，开井后配合井口强排，提升气井排液效果。（2）开展“气举+自生泡”组合工艺，实施自生泡后通过车载气举定期补充能量，稳定气井生产，减少气井自身能量消耗，提升气井排液效果。（3）开展“气举+井底净化”组合工艺，对井底污染进行进化处理，可大幅提高气井产能。

4 结论

（1）马井气田蓬莱镇组气藏储层黏土矿物复杂多样，具有绿/蒙混层含量高，水敏性强的特点，导致黏土矿物水化膨胀，造成储层损害。地层孔隙度较为发育，且以中小孔隙为主，具有极高的毛管压力，导致储层损害严重。

（2）地层水自吸水锁使该地区岩芯损害程度达到90%以上，损害程度强；随着模拟井筒压力增加，井筒压力每增加1 MPa，储层损害程度增加大约6%。

（3）泡排剂对储层的损害程度随浓度的增加而增大；泡排剂与凝析油作用后对地层造成的损害更大，此时若泡排剂浓度达0.5%以上，对储层的损害程度可达90%以上。