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user: 3. 储层伤害分析 3.1. 水锁伤害 水锁伤害是由于非润湿相驱替润湿相而产生的毛管阻力、并导致水相渗透率升高、油相渗透率降低的现象。室内采用在加拿大学者D. B. Bennion提出的水锁指数APTi模型进行目标储层水锁伤害预测，判断目标储层非均质性程度，以及在钻完井和修井作业过程中是否存在水锁伤害，判断标准见表1。目标储层渗透率1.3~86.8 mD，属于低渗储层，入井流体的液相伤害是生产井低产的主要原因。根据式1-1，计算结果见表2，目标区块存在中等水锁伤害，其中中块1、3井区、西二块、南块4井区都属于中等偏强水锁。 A P T i = 0.25 lg K a ＋ 2.2 S W i (1-1) 式中：APT i ——水锁指数； Ka——气体渗透率，μm 2 ； S Wi ——原始含水饱和度。 Table 1 Evaluation index of water lock damage degre 水锁指数 伤害程度 水锁指数 伤害程度 APT i ≤ 0.2 极强 0.6 < APT i ≤ 0.8 中等偏弱 0.2 < APT i ≤ 0.4 强 0.8 < APT i ≤ 1.0 弱 0.4 < APT i ≤ 0.6 中等偏强 APT i > 1.0 无 表1. 水锁伤害程度评价指标 Table 2 Prediction of damage degree of reservoir water lock in target oil fiel 区块 含水饱和度(%) 渗透率范围 (10 −3 μm 2 ) 平均渗透率 (10 −3 μm 2 ) 水锁指数 伤害程度 中块1、3井区 48 6.9~15.7 11.3 0.57 中等偏强 中块2井区 48 4.9~54.3 29.6 0.67 中等偏弱 西一块 48 5.6~38.5 20.1 0.63 中等偏弱 西二块 48 4.3~20.2 12.3 0.58 中等偏强 西三块 48 14.0~23.2 18.6 0.62 中等偏弱 南块3井区 48 8.6~143 75.8 0.78 中等偏弱 南块4井区 48 5.4~22.3 13.9 0.59 中等偏强 表2. 目标油田各储层水锁伤害程度预测 3.2. 入井流体伤害 目标油田在建井过程中使用油基钻井液钻井、隐形酸完井液完井，在生产过程用用到压井液和弱凝胶暂堵液进行修井，室内参考SY/T6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》，进行了入井流体对岩心的伤害模拟评价，结果见由表3~5。由表中实验数据可以看出，钻井液和完井液顺序污染后，浸泡不同时间，堵塞深度较浅，主要为钻井液中亚微米颗粒(有机土)和沥青类封堵剂的堵塞。压井液污染后，切片前后差别不大，分析是由于低渗岩心水锁造成的伤害；而暂堵液配方中未加惰性颗粒，聚合物堵塞，堵塞较深。同时从图1可以看出，弱凝胶暂堵液高温下碳化，对储层会造成更大的伤害。 Table 3 Evaluation of sequential contamination damage of drilling and completion fluid 工作液 浸泡时间 岩心号 初始 未切片 切片1 cm K 0 10 −3 μm 2 K d 1 10 −3 μm 2 K d 1 /K 0 % K d 3 10 −3 μm 2 K d 3 /K 0 % 油基–完井液 0 d D49 6.35 3.04 47.8 6.52 102.8 油基–完井液 7 d D14 7.05 3.91 55.4 5.56 78.8 油基–完井液 30 d D22 6.58 3.62 54.9 3.65 55.4 表3. 钻井液和完井液顺序污染伤害程度评价 Table 4 Evaluation of kill fluid damage degre 工作液 浸泡时间 岩心号 初始 未切片 切片1 cm K 0 10 −3 μm 2 K d 1 10 −3 μm 2 K d 1 /K 0 % K d 3 10 −3 μm 2 K d 3 /K 0 % 压井液 0 d D22 6.33 4.70 74.2 4.85 76.6 压井液 3 d D26 5.78 3.65 63.2 3.75 64.8 压井液 30 d D31 6.23 3.89 62.4 4.02 64.5 表4. 压井液伤害程度评价 Table 5 Evaluation of temporary plugging liquid damage degre 工作液 浸泡时间 岩心号 初始 未切片 切片1 cm K 0 10 −3 μm 2 K d 1 10 −3 μm 2 K d 1 /K 0 % K d 3 10 −3 μm 2 K d 3 /K 0 % 暂堵液+固相 0 d D51 8.33 6.02 72.3 7.41 89.0 暂堵液 0 d D54 7.04 0.58 8.2 3.0 42.6 暂堵液 7 d D56 6.76 0.65 9.6 2.86 42.3 表5. 暂堵液伤害程度评价 图1. D56岩心在暂堵液中150℃下浸泡7天后 3.3. 有机质沉积伤害 室内对目标油田A1井油水混合样进行分离，对油样进行组分分析，分析结果见表6，结果显示目标油田原油的沥青质含量较低，含蜡量较高，同时原油中饱和烃含量较高，存在一定的蜡沉积可能性。室内采用“冷指法”测定原油的析蜡速率，图2结果表明目标油田储层原油在低温下有石蜡析出，温差越大，析蜡速率越大。 Table 6 Four-component analysis of oil from Well A 井号 样品描述 样品称重(mg) 族组成(%) 含蜡量(%) 饱和烃 芳烃 非烃 沥青质 A1井 原油 28.6 69.3 9.8 18.0 2.9 15.36 表6. A1井原油四组分分析 图2. 不同温差下原油析蜡速率变化图 3.4. 注入水结垢伤害 从表7注入水和地层水离子组成分析来看，目标油田注入水矿化度为24，673 mg/l左右，含有较大量成垢阳离子(Ca 2+ 、Mg 2+ )，地层水为CaCL 2 水型，矿化度为23，075 mg/l左右，含有大量成垢阴离子( HCO 3 − )。因此，在注水过程中存在结垢的可能。参照行业标准SY/T5523-2000中的络合滴定法进行注入水与地层水不同比例混合后的结垢实验评价，从表8的实验结果来看，注入水与地层水接触后存在结垢现象。 Table 7 Ion composition analysis of water sampl 样品来源 pH 阳离子含量(mg/l) 阴离子含量(mg/l) 矿化度 (mg/l) K + Na + Ca 2+ Mg 2+ HCO 3 − SO 4 2 − Cl − 注入水 8.15 282 8866 200 155 120 1450 13，600 24，673 地层水 7.94 258 7767 324 386 666 574 13，100 23，075 表7. 水样离子组成分析 Table 8 Evaluation of the mixed scale of injected water and formation wate 混合比例(5:5) 60℃ × 12h 90℃ × 12h 钙镁损失率(%) 实验结垢量(mg/L) 钙镁损失率(%) 实验结垢量(mg/L) 注入水 地层水 8.38 82.18 17.68 189.22 注入水+20 mg/L防垢剂 0.41 3.22 0.56 3.49 表8. 注入水与地层水混合结垢量评价 3.5. 储层伤害小结 通过前面储层分析和模拟实验可以看出，涠洲XX油田目标储层低效井主要存在以下伤害：1) 目标储层低孔低渗，入井流体容易引起水锁伤害；2) 目标储层原油中含蜡量高，井筒或近井地带存在有机质沉积或堵塞；3) 在前期钻完井和修井施工作业过程中，存在钻完井液和修井液中液相、固相和聚合物堵塞地层；4) 注入水与地层水存在不配伍现象，井筒或近井地带出现结无机垢堵塞。