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【摘要】低渗气藏储层普遍具有低孔、低渗、强亲水、大比表面积、高含束缚水饱和度、高毛细管力和低储层压力特点，使得气层易受到损害。本文深入研究了儲层潜在损害因素，并对吉林某区块的气藏岩心进行了岩样成分、膨胀性、分散性、润湿性及压汞曲线测试分析，结合机理，提出了具体的保护技术措施。研究结果表明，水敏损害、水锁损害、固相损害为该储层的主要因素，而且在钻采的不同阶段主要损害形式不同，所以在钻采过程中应综合考虑、系统规划。
【关键词】低渗气藏 火山岩气藏 损害机理
储层保护随着非常规油气资源开发的不断增长，火山岩气藏逐渐成为一种重要的后备能源。火山岩气藏一般为低压低渗气藏，普遍具有低孔、低渗、强亲水、大比表面积、高含束缚水饱和度、高毛细管力和低储层压力特点，使得气层易受到损害[1]。为了减少或防止钻井完井过程对储层的伤害、最大限度地保护储层，必须首先搞清钻井完井过程的储层损害机理。所谓储层损害机理是指储层损害的产生原因和伴随损害发生的物理、化学变化过程[2]。
1 气层潜在损害因素分析
进行气层损害机理分析的第一步是对气层岩样的固有特性进行实验分析，找出导致气层损害的潜在因素。
1.1 储层岩石的矿物分析
岩样的全岩矿物测试数据如表1所示。
由表1可以看出，储层岩石是凝灰质火山岩，主要成分为石英和斜长石，但粘土矿物含量平均为20%～30%，尤其凝灰岩储层粘土矿物含量高达46.8%。
进一步的粘土矿物成分分析表明：粘土矿物主要成分为伊蒙间层矿物，高达59～81%，说明水敏损害是低压低渗气藏的主要损害因素。
1.2 储层岩石的膨胀性测试分析
为了进一步测试岩样的水化膨胀性能，室内将岩样研磨至100目以上，取10g岩样粉置于岩心筒中，在4MPa压力下压制5min得到高度约为13.3mm的人造岩心，然后测试压制岩心在不同组分的流体介质中的线性膨胀量，实验结果如表2所示。
由表2可以看出，由于岩样中膨胀性粘土矿物含量较高，岩样遇水膨胀性较强，线性膨胀率高达30%，验证此低压低渗气藏中粘土矿物的水化膨胀不容忽视。
1.3 储层岩石的分散性测试分析
将岩样破碎至6-10目，进行分散回收率实验，结果如表3所示。
由表3可以看出，岩样的分散回收率非常高，即使在蒸馏水中，其三次岩屑回收率仍然高于95%，说明此气藏中岩石水化分散性弱。
1.4 储层岩石的润湿性
将岩样表面磨平，利用接触角法测量岩样的润湿性。将水滴滴在岩样表面，水滴迅速铺展，接触角为0，表现为完全亲水状态。在欠平衡钻井过程中，气藏岩样的亲水性可能会导致水的反向自吸，造成水锁损害。
1.5 储层岩石的压汞曲线分析
选取目标井1-4岩样进行压汞实验测试，由测试数据可知，该储层最大孔喉半径只有0.227μm，孔喉半径均值为0.053μm，主要为微孔喉；退汞效率低，均值系数小，反映储层孔隙连通性差、孔喉大小不均匀。
因此该储层属于低孔特低渗气藏，其孔隙尺寸比中、高渗储层要小得多，所以形成的毛细管阻力更大，在多相流体共存时，这种微孔喉为主的孔隙结构可能会产生明显的贾敏效应，使气体流动受阻。同时低压低渗气藏储层压力低，地层能量小，不易克服毛细管阻力，使得水锁损害、固相损害更加严重。
2 储层保护措施分析
根据以上潜在损伤因素分析，对于低压低渗气藏储层可以采取以下相应的保护措施。
2.1 强化封堵和强化抑制
在钻井完井过程中，通过钻井液的正压差作用在井壁上快速形成无渗透的强力封堵隔离膜，将井筒中的钻井液与储层井壁割离开来，阻止钻井液液相和固相侵入储层岩石裂缝或孔隙中，从而有效阻止液相（水敏、水锁）、固相对储层的伤害。该隔离膜承压能力达到30MPa以上不破裂，从而显著提高井壁稳定性、平衡钻井液和固井液的密度变化、防止漏失、最小或无损害储层。
但在钻井液接触储层的瞬间，难免会有钻井液液相侵入储层，因此，强化液相抑制是不可缺少的一项辅助措施，这是对首要措施的必要补充。
实验选取蒸馏水、10%K C l、0.5% MDJA-1进行抑制膨胀性测试，从1 h的膨胀性数据分析得到，1% MDJA-1高于0.5% MDJA-1，0.5% MDJA-1明显高于10%KCl；从8h的膨胀性数据可以看出，1% MDJA-1高于0.5% MDJA-1，0.5% MDJA-1稍好于10%KCl，因此在实际应用中MDJA-1的浓度可以定为0.5%-1.0%。
2.2 防水锁效应
根据弯曲界面产生的毛细管阻力公式，防水锁剂的优选原则有两个，一个是能够显著降低气液界面张力（高效），一个是能够通过界面吸附作用，改变气藏岩石表面的接触角，使之保持在90o左右（中性润湿）。
气液界面张力测定：选取AS、ABS、OP-10、平平加、CTAB、油酸钠、Tween-80、咪唑啉、SDCX-905、MDYB-1、ABSN、十种表面活性剂进行气液界面张力测定，当浓度均为0.4%时只有咪唑啉、MDYB-1降低到30mN/m以下。当将浓度增大到0.5%，MDYB-1可降低至23.75mN/m，再进一步增加浓度，降低幅度不大。所以，可以选择MDYB-1和咪唑啉作为高效表面活性剂，使用浓度0.4%～0.6%即可。
润湿角的测定：实验结果表明油酸钠润湿反转能力过强，使用不当特别容易造成润湿反转损害；AS和MDYB-1能够维持玻璃板表面为中性润湿状态，但AS容易引起气泡，所以MDYB-1为最佳中性润湿剂，且在0.5%～1.0%浓度范围内能将玻璃板表面维持在中性润湿状态。 综合以上两方面因素实验结果，选择MDYB-1为防水锁剂。
对于低渗透岩样发生水锁伤害后，可以用防水锁剂进行解除，随着防水锁剂浓度增加，渗透率回复率升高，当防水锁剂浓度达到1%后，渗透率回复率达到90%以上。
2.3 防贾敏效应和乳化堵塞
对于低压低孔特低渗裂缝性气藏，在钻井完井过程中防止贾敏效应和乳化堵塞损害的根本措施就是不使用乳化工作液。但在目前技术形式下，由于普遍使用水包油乳化钻井液，贾敏效应和乳化堵塞效应不可避免。因此，有效降低两者的损害是必要的。从贾敏效应和乳化堵塞效应作用机理来看，可以采取降低表面张力方法或将岩石孔隙和裂缝表面调整到中性润湿状态的方法加以解决。
3 结论
（1）从渗透率实验、压汞实验可知，目标井储层具有低孔、特低渗特点；水敏性伤害不可忽略，水锁损害是钻井液滤液损害的一个重要因素；固相损害是裂缝储层的主要损害形式。
（2）在钻井完井过程中使用乳化钻井液，贾敏效应和乳化堵塞将成为钻井储层伤害的又一个重要因素。
（3）针对该储层损害机理，需要采取強封堵、强抑制、防水锁，防贾敏效应和乳化堵塞的保护储层措施。
参考文献
[1] 舒萍，丁日新，纪学雁.徐深气田火山岩储层储集空间特征及渗流机理.天然气工业，2009，29（8）：82-85
[2] 徐同台，熊友明，康毅力，等.保护油气层技术.北京：石油工业出版社，2010
[3] Helio Santos and Jesus Olaya.No-Damage Drilling： how to achieve this challenging goal？ SPE77189
[4] Helio Sabtos，Petrobras & Roberto Perei.What have we been doing wrong in wellbore stability？ SPE 69 493
[5] Reid P，SPE and Santos H.Novel Drilling，completion and workover fluids for depleted zones： avoiding losses，formation damage and stuck pipe.SPE/IATC 85 326
【关键词】低渗气藏 火山岩气藏 损害机理
储层保护随着非常规油气资源开发的不断增长，火山岩气藏逐渐成为一种重要的后备能源。火山岩气藏一般为低压低渗气藏，普遍具有低孔、低渗、强亲水、大比表面积、高含束缚水饱和度、高毛细管力和低储层压力特点，使得气层易受到损害[1]。为了减少或防止钻井完井过程对储层的伤害、最大限度地保护储层，必须首先搞清钻井完井过程的储层损害机理。所谓储层损害机理是指储层损害的产生原因和伴随损害发生的物理、化学变化过程[2]。
1 气层潜在损害因素分析
进行气层损害机理分析的第一步是对气层岩样的固有特性进行实验分析，找出导致气层损害的潜在因素。
1.1 储层岩石的矿物分析
岩样的全岩矿物测试数据如表1所示。
由表1可以看出，储层岩石是凝灰质火山岩，主要成分为石英和斜长石，但粘土矿物含量平均为20%～30%，尤其凝灰岩储层粘土矿物含量高达46.8%。
进一步的粘土矿物成分分析表明：粘土矿物主要成分为伊蒙间层矿物，高达59～81%，说明水敏损害是低压低渗气藏的主要损害因素。
1.2 储层岩石的膨胀性测试分析
为了进一步测试岩样的水化膨胀性能，室内将岩样研磨至100目以上，取10g岩样粉置于岩心筒中，在4MPa压力下压制5min得到高度约为13.3mm的人造岩心，然后测试压制岩心在不同组分的流体介质中的线性膨胀量，实验结果如表2所示。
由表2可以看出，由于岩样中膨胀性粘土矿物含量较高，岩样遇水膨胀性较强，线性膨胀率高达30%，验证此低压低渗气藏中粘土矿物的水化膨胀不容忽视。
1.3 储层岩石的分散性测试分析
将岩样破碎至6-10目，进行分散回收率实验，结果如表3所示。
由表3可以看出，岩样的分散回收率非常高，即使在蒸馏水中，其三次岩屑回收率仍然高于95%，说明此气藏中岩石水化分散性弱。
1.4 储层岩石的润湿性
将岩样表面磨平，利用接触角法测量岩样的润湿性。将水滴滴在岩样表面，水滴迅速铺展，接触角为0，表现为完全亲水状态。在欠平衡钻井过程中，气藏岩样的亲水性可能会导致水的反向自吸，造成水锁损害。
1.5 储层岩石的压汞曲线分析
选取目标井1-4岩样进行压汞实验测试，由测试数据可知，该储层最大孔喉半径只有0.227μm，孔喉半径均值为0.053μm，主要为微孔喉；退汞效率低，均值系数小，反映储层孔隙连通性差、孔喉大小不均匀。
因此该储层属于低孔特低渗气藏，其孔隙尺寸比中、高渗储层要小得多，所以形成的毛细管阻力更大，在多相流体共存时，这种微孔喉为主的孔隙结构可能会产生明显的贾敏效应，使气体流动受阻。同时低压低渗气藏储层压力低，地层能量小，不易克服毛细管阻力，使得水锁损害、固相损害更加严重。
2 储层保护措施分析
根据以上潜在损伤因素分析，对于低压低渗气藏储层可以采取以下相应的保护措施。
2.1 强化封堵和强化抑制
在钻井完井过程中，通过钻井液的正压差作用在井壁上快速形成无渗透的强力封堵隔离膜，将井筒中的钻井液与储层井壁割离开来，阻止钻井液液相和固相侵入储层岩石裂缝或孔隙中，从而有效阻止液相（水敏、水锁）、固相对储层的伤害。该隔离膜承压能力达到30MPa以上不破裂，从而显著提高井壁稳定性、平衡钻井液和固井液的密度变化、防止漏失、最小或无损害储层。
但在钻井液接触储层的瞬间，难免会有钻井液液相侵入储层，因此，强化液相抑制是不可缺少的一项辅助措施，这是对首要措施的必要补充。
实验选取蒸馏水、10%K C l、0.5% MDJA-1进行抑制膨胀性测试，从1 h的膨胀性数据分析得到，1% MDJA-1高于0.5% MDJA-1，0.5% MDJA-1明显高于10%KCl；从8h的膨胀性数据可以看出，1% MDJA-1高于0.5% MDJA-1，0.5% MDJA-1稍好于10%KCl，因此在实际应用中MDJA-1的浓度可以定为0.5%-1.0%。
2.2 防水锁效应
根据弯曲界面产生的毛细管阻力公式，防水锁剂的优选原则有两个，一个是能够显著降低气液界面张力（高效），一个是能够通过界面吸附作用，改变气藏岩石表面的接触角，使之保持在90o左右（中性润湿）。
气液界面张力测定：选取AS、ABS、OP-10、平平加、CTAB、油酸钠、Tween-80、咪唑啉、SDCX-905、MDYB-1、ABSN、十种表面活性剂进行气液界面张力测定，当浓度均为0.4%时只有咪唑啉、MDYB-1降低到30mN/m以下。当将浓度增大到0.5%，MDYB-1可降低至23.75mN/m，再进一步增加浓度，降低幅度不大。所以，可以选择MDYB-1和咪唑啉作为高效表面活性剂，使用浓度0.4%～0.6%即可。
润湿角的测定：实验结果表明油酸钠润湿反转能力过强，使用不当特别容易造成润湿反转损害；AS和MDYB-1能够维持玻璃板表面为中性润湿状态，但AS容易引起气泡，所以MDYB-1为最佳中性润湿剂，且在0.5%～1.0%浓度范围内能将玻璃板表面维持在中性润湿状态。 综合以上两方面因素实验结果，选择MDYB-1为防水锁剂。
对于低渗透岩样发生水锁伤害后，可以用防水锁剂进行解除，随着防水锁剂浓度增加，渗透率回复率升高，当防水锁剂浓度达到1%后，渗透率回复率达到90%以上。
2.3 防贾敏效应和乳化堵塞
对于低压低孔特低渗裂缝性气藏，在钻井完井过程中防止贾敏效应和乳化堵塞损害的根本措施就是不使用乳化工作液。但在目前技术形式下，由于普遍使用水包油乳化钻井液，贾敏效应和乳化堵塞效应不可避免。因此，有效降低两者的损害是必要的。从贾敏效应和乳化堵塞效应作用机理来看，可以采取降低表面张力方法或将岩石孔隙和裂缝表面调整到中性润湿状态的方法加以解决。
3 结论
（1）从渗透率实验、压汞实验可知，目标井储层具有低孔、特低渗特点；水敏性伤害不可忽略，水锁损害是钻井液滤液损害的一个重要因素；固相损害是裂缝储层的主要损害形式。
（2）在钻井完井过程中使用乳化钻井液，贾敏效应和乳化堵塞将成为钻井储层伤害的又一个重要因素。
（3）针对该储层损害机理，需要采取強封堵、强抑制、防水锁，防贾敏效应和乳化堵塞的保护储层措施。
参考文献
[1] 舒萍，丁日新，纪学雁.徐深气田火山岩储层储集空间特征及渗流机理.天然气工业，2009，29（8）：82-85
[2] 徐同台，熊友明，康毅力，等.保护油气层技术.北京：石油工业出版社，2010
[3] Helio Santos and Jesus Olaya.No-Damage Drilling： how to achieve this challenging goal？ SPE77189
[4] Helio Sabtos，Petrobras & Roberto Perei.What have we been doing wrong in wellbore stability？ SPE 69 493
[5] Reid P，SPE and Santos H.Novel Drilling，completion and workover fluids for depleted zones： avoiding losses，formation damage and stuck pipe.SPE/IATC 85 326