1、对低渗气藏主要损害因素的解析摘 要：与油藏相比，天然气藏的储层物理特性更为复杂，气体有不同于液体的特殊的可压缩性。在我国，大多数气藏属于低渗气藏。低渗气藏普遍具有低孔、低渗的特点，气、水及少量的油赖以流动的通道很窄，渗流阻力很大，液、固界面及液、气界面的相互作用力很大，使水锁效应和应力敏感性明显增强，并导致油、气、水渗流规律发生变化，使得低渗气藏损害具有不同于油藏的特殊性。 关键词：低渗 气藏 水锁 一、我国低渗气藏概况 我国天然气资源总储量中约有近 40%低渗天然气资源。主要分布在四川盆地、鄂尔多斯、松辽、塔里木、准葛尔和柴达木盆地。其中四川盆地、鄂尔多斯盆地的天然气储层大都以低渗透为背景，
2、低渗储量所占比例较大。 目前低渗透气藏尚未象低渗透油藏那样有一个较为公认的划分界限。美国联邦能源管理委员会（PERI）给出了一个界限，它认为产气层段平均渗透率小于 0.110-3m2，都视为低渗透储层；在我国目前尚没有针对气藏的公认的划分界限。低渗储层以微孔道为主，渗透率极低，岩石比表面大，从而会对气体的流动产生影响，使气体渗流具有不同于常规气体渗流的特殊规律。气体在低渗孔隙介质中低速渗流时，主要物理特征是气体渗流具有“滑脱效应” 。气体滑脱流动的本质是由于气体分子与介质孔道固壁的碰撞作用使得气体在孔道固壁附近的各个气体分子都处于运动状态，且贡献一个附加通量，在宏观上表现为气体在孔道固壁面上具
3、有非零速度，产生滑脱流量。 1875 年 Kundt 和 warburg 第一次发现气体流动存在滑脱现象。1941 年 Klinkenberg 利用 warbur 的滑脱理论解释了在相同的压力条件下气测渗透率大于液测渗透率的原因，并且用克氏系数 b 描述气体渗流滑脱效应强弱的程度。1946 年 Muska 将气体在多孔介质中流动的理论首次运用到了石油天然气开发领域。随后，很多学者对气体的滑脱效应机理进行了广泛的研究。目前，对低渗透气藏的开发设计仍沿用常规气藏模型。而采用常规气藏的理论已不能准确分析低渗气藏中气体的运动状态，得不到理想的效果。 二、低渗气藏水锁伤害及解决措施 对于亲水储集层，水作
4、为润湿相，极易被吸附在大孔道的颗粒表面并占据小孔道，而作为非润湿相的气体只能占据大孔道的中间部分，被水占据的孔喉的毛细管力成为气体渗流阻力。鄂尔多斯盆地上古生界气层大多为含泥质岩屑砂岩和石英砂岩，胶结物中含量很高的黏土矿物主要为伊/蒙混层，孔径小、喉道窄，面孔率低，是典型的低孔低渗储集层，非均质性很强，且由于石英含量高，属于亲水储集层，很容易发生水锁伤害。 水锁伤害影响因素分析。水锁伤害程度与储集层渗透率的负相关性很强，渗透率越大伤害越小；与孔隙度的正相关性不强，但总的趋势是孔隙度越大伤害越小；与岩性密切相关，喉道细、伊利石、泥质含量高的储集层水锁伤害大。储集层原始含水饱和度与水锁伤害程度负相
5、关，含水饱和度越高水锁伤害越小。水锁伤害程度与束缚水饱和度正相关，束缚水饱和度越高水锁伤害越严重。钻井中一打开储层，就会有工作液与储层接触，若外来水相侵入储层孔道，就会在井壁周围孔道中形成水相堵塞，其水-气弯液面界面上存在一个毛细管压力。要想让油气流向井筒，就必须克服这一附加的毛管压力。若储层能量不足以克服这一压力，就不能把水的堵塞消除，最终会影响储层的采收率。 在实际钻井过程中，水锁造成的储层污染主要是由钻井液中的滤液侵入引起的。为此，可采用空气钻井或应用烃化合物钻井液和完井液。如果必须采用水基钻井液的话，预防储层水锁应从两方面着手。应设法使钻井液侵入储层的量和深度减到最小，因此，除了采用低
6、滤失量钻井液体系外，还应采用流变性好和暂堵能力强的钻井液，以形成保护性好的滤饼。由于完全避免液相侵入储层是不可能的，所以要求钻井液滤液在具有较强的抑制性和与储层有良好的配伍性基础上，具有良好的返排能力。加入表面活性剂是降低界面张力，从而降低毛细管力，增强钻井液滤液返排能力的主要手段。此外，还可以在水基工作液中加入醇类等具有较低表面张力的物质，或者使用甘油以及甲基葡萄糖等低滤液张力的钻井液体系。 三、气藏中的其他伤害因素 水敏伤害分析。气田上古生界储层主要表现为弱水敏，这些特性虽能使压裂液进入储层后造成一定的伤害，但伤害相对较小。再加之压裂液加入了粘土防膨剂！能有效防止粘土膨胀！进一步降低了由于
7、水敏因素造成的压裂液对储层的伤害程度。 储层压力系数低对伤害的影响。长庆气田的低压低渗气藏由于具有强亲水性，且孔隙喉道细小，毛细管力大，造成流体进入储层容易，返排困难，因此需要足够大的压差来克服毛细管力，驱替侵入的流体使气相渗透率得以恢复，但由于地层压力系数低，普遍低于静水柱压力，不能提供足够大的生产压差“气体就不能排驱流体“容易导致较严重的伤害。稠化剂的大分子集团对储层造成的伤害分析。压裂液与活性水的主要区别是压裂液中加入了大分子的稠化剂！由于敏感性引起的伤害对压裂液与活性水来说差别不大，因此造成两种液体伤害率有较大差别的原因主要是两种液体的组成不同“即压裂液破胶液或滤液中含大分子集团，而活
8、性水中不含！压裂液中含大分子集团导致伤害率比活性水增加的原因有二：一是两种液体的性质有少量差异，包括粘度，界面张力，润湿性等。二是压裂液中的大分子集团进入岩石孔隙后难以被返排，大分子集团的滞留导致喉道与孔隙被堵塞。 四、结语 对于中、高渗油藏，由于孔喉孔、道尺寸较大，通常外来固相颗粒侵入储层以及储层孔隙空间的微粒运移引起渗流通道堵塞是造成油藏损害的主要原因。对于气藏，由于孔喉、孔道狭小，因此，外来工作液中的固相颗粒难于侵入储层，但液相可侵入储层，而且一旦工作液中的水相侵入储层，就会在井壁周围孔道中形成水相堵塞。另一与中、高渗油藏显著的不同点是，气藏岩石非刚性特征较强，渗透率对周围应力变化很敏感，应力的变化可以引起的渗流通道的收缩，造成气藏渗透率下降。由于低渗气藏岩石致密、渗流空间狭小、微粒不为气体润湿等原因，因此在低渗气藏一般不存在微粒运移的损害，即也不存在流速敏感性损害。
