一种基于高温高压气藏的无固相高密度完井液储层保护评价方法和设备与流程

本发明涉及储层保护评价方法，具体涉及一种基于高温高压气藏的无固相高密度完井液储层保护评价方法和设备。

背景技术：

1、随着我国南海高温高压气田以及陆上深层、超深层气田的不断发现，高温高压气藏的勘探和开发已经进入蓬勃发展阶段。高温高压气藏的勘探和开发必然涉及到高密度测试液、充填液、射孔液、压井液和修井液等完井液的使用，尤其是无固相高密度盐水完井液，一般认为，无固相的高密度完井液对储层保护比较有利。

2、无固相高密度完井液的储层保护评价方法目前还是依据石油天然气行业标准sy/t 6540《钻井液完井液损害油层室内评价方法》，该行业标准版本也从sy/t 6540-2002升级至sy/t 6540-2021，与2002版本相比，2021版本除新增了致密油、页岩油储层的钻井液损害油层的评价方法，还将无固相完井液的损害油层的静态评价实验单独列出。但石油天然气行业标准sy/t 6540-2021也存在以下不足：评价方法仅限于油层，没有考虑到钻井液完井液对气层损害评价方法；很显然，对于无固相高密度完井液而言，在岩样流动实验中，气体驱替介质是煤油还是氮气或者天然气，所得的评价结果是有差异的。从已有学者关于无固相高密度完井液的储层损害因素的研究结果来看，采用气体作为气体驱替介质时易出现无固相高密度完井液的“盐析”现象是造成气藏储层发生损害的重要原因。

3、事实上，根据行业标准sy/t 6540-2021，当采用气体驱替岩样时易导致无固相高密度完井液液相传质，出现“盐析”现象，这种评价方法与气藏实际井下情况有一定出入，主要表现在以下几方面：首先岩样流动实验多在室温进行，没有模拟井下实际温度，无固相高密度完井液在井下实际温度和压力条件下时，其不饱和程度将提高，盐水越接近饱和，盐析越容易发生，不饱和程度越大，盐析现象就越弱；其次，室内岩样流动实验岩样一般较短，以3-5cm居多，岩样出口端直接通大气，极易造成无固相高密度盐水完井液中的水相以蒸汽形式被气驱介质带走导致“盐析”发生，而实际高温高压气藏中井筒多有液体，无固相高密度完井液中很难产生气相状态的水，如果无气相状态的蒸汽存在，完井液“盐析”现象发生的机率将大幅下降。因此，常规方法评价无固相高密度完井液出现的“盐析现象”有时是一种假象，这与气藏的实际状况密切相关。气藏含水饱和高，储层温度和压力稳定，井筒充满液体，则无固相高密度完井液造成的“盐析”损害程度弱；反之，气藏含水饱和度低，储层温度和压力降低，井筒液柱压力小，则无固相高密度完井液造成的“盐析”损害程度大。

4、为了客观评价无固相高密度完井液对气藏的损害程度，有必要对现有的评价方法进行改进，最大程度地模拟无固相高密度完井液在高温高压气藏中的赋存状态和气体从地层向井筒流动状况，为选择合适的无固相高密度完井液体系和保护气藏提供科学依据。

技术实现思路

1、为了解决现有技术中存在的问题，本发明提供了一种基于高温高压气藏的无固相高密度完井液储层保护评价方法和设备，本发明提供的评价方法与高温高压气藏实际特性更为接近，评价结果更加准确。

2、本发明提供了一种基于高温高压气藏的无固相高密度完井液储层保护评价方法，包括以下步骤：

3、将待测岩样进行洗油、洗盐后，烘干，得到干燥岩样；

4、利用模拟地层水饱和所述干燥岩样后，依次进行第一老化和去除岩样表面水分，得到饱和水后的岩样；

5、将所述饱和水后的岩样施加围压和岩样出口端回压后，采用气体驱替介质进行第一正向驱替，并利用达西公式计算气相渗透率，记为第一气相渗透率；所述岩样出口端的回压为2～5mpa；

6、将待评价的无固相高密度完井液反向污染第一正向驱替后的岩样，进行第二老化；所述第二老化的温度为气藏温度；将第二老化后的岩样施加围压和岩样出口端回压后，采用气体驱替介质进行第二正向驱替，并利用达西公式计算气相渗透率，记为第二气相渗透率；

7、所述第一正向驱替和第二正向驱替的驱替压差均为气藏生产压差；

8、根据第一气相渗透率和第二气相渗透率，按照式i计算，得到岩样的气相渗透率恢复值；

9、气相渗透率恢复值＝第二气相渗透率/第一气相渗透率×100％式i。

10、优选地，所述无固相高密度完井液包括无固相溴化钙高密度完井液或无固相甲酸钾高密度完井液；所述无固相溴化钙高密度完井液的密度≥1.5g/cm3；所述无固相甲酸钾高密度完井液的密度≥1.75g/cm3。

11、优选地，所述第一正向驱替和第二正向驱替的驱替压差独立地为2.5～3.5mpa。

12、优选地，所述气体驱替介质为氮气或甲烷。

13、优选地，所述模拟地层水为氯化钾水溶液；所述氯化钾水溶液的质量浓度为3～5％。

14、优选地，所述围压为6～7.5mpa。

15、本发明还提供了一种评价无固相高密度完井液储层保护的装置，包括恒温系统，所述恒温系统包括恒温腔体；

16、位于所述恒温腔体内的岩样加持器；

17、与所述岩样加持器连接的围压泵；

18、与所述岩样加持器连通的中间容器，所述中间容器用于盛放待评价的无固相高密度完井液；

19、与所述中间容器连接的回压阀。

20、优选地，还包括与岩样加持器连接的高压气瓶。

21、本发明提供了一种基于高温高压气藏的无固相高密度完井液储层保护评价方法，包括以下步骤：将待测岩样进行洗油、洗盐后，烘干，得到干燥岩样；利用模拟地层水饱和所述干燥岩样后，依次进行第一老化和去除岩样表面水分，得到饱和水后的岩样；将所述饱和水后的岩样施加围压和岩样出口端回压后，采用气体驱替介质进行第一正向驱替，并利用达西公式计算气相渗透率，记为第一气相渗透率；所述岩样出口端的回压为2～5mpa；将待评价的无固相高密度完井液反向污染第一正向驱替后的岩样，进行第二老化；所述第二老化的温度为气藏温度；将第二老化后的岩样施加围压和岩样出口端回压后，采用气体驱替介质进行第二正向驱替，并利用达西公式计算气相渗透率，记为第二气相渗透率；所述第一正向驱替和第二正向驱替的驱替压差均为气藏生产压差；根据第一气相渗透率和第二气相渗透率，按照式i计算，得到岩样的气相渗透率恢复值；气相渗透率恢复值＝第二气相渗透率/第一气相渗透率×100％式i。本发明将无固相高密度完井液与岩样出口端接触，可以模拟气藏储层与井筒内流体的接触状态，避免了常规评价方法中驱替气体直接接大气环境的弊端。而且，本发明根据气藏的生产压差来确定岩样流动实验的驱替压差更接近气藏的生产实际。储层保护评价条件与高温高压气藏实际特性更为接近，无固相高密度完井液不仅受温度因素影响，温度升高溶质溶解度增大；而且也受高压影响，压力直接影响完井液中水的相态，高压状态下水以液态存在。气藏的高温高压条件对无固相高密度完井液的“盐析”现象实际上是起抑制作用的，这些因素显然是常规评价方法所不具备的。

技术特征：

1.一种基于高温高压气藏的无固相高密度完井液储层保护评价方法，其特征在于，包括以下步骤：

2.根据权利要求1所述的无固相高密度完井液储层保护评价方法，其特征在于，所述无固相高密度完井液包括无固相溴化钙高密度完井液或无固相甲酸钾高密度完井液；所述无固相溴化钙高密度完井液的密度≥1.5g/cm3；所述无固相甲酸钾高密度完井液的密度≥1.75g/cm3。

3.根据权利要求1或2所述的无固相高密度完井液储层保护评价方法，其特征在于，所述第一正向驱替和第二正向驱替的驱替压差独立地为2.5～3.5mpa。

4.根据权利要求1所述的无固相高密度完井液储层保护评价方法，其特征在于，所述气体驱替介质为氮气或甲烷。

5.根据权利要求1或4所述的无固相高密度完井液储层保护评价方法，其特征在于，所述模拟地层水为氯化钾水溶液；所述氯化钾水溶液的质量浓度为3～5％。

6.根据权利要求1所述的无固相高密度完井液储层保护评价方法，其特征在于，所述围压为6～7.5mpa。

7.一种评价无固相高密度完井液储层保护的装置，其特征在于，包括恒温系统，所述恒温系统包括恒温腔体；

8.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，还包括与所述岩样加持器连接的高压气瓶。

技术总结
本发明涉及储层保护评价方法技术领域，具体涉及一种基于高温高压气藏的无固相高密度完井液对储层保护评价方法。本发明所述的评价方法储层保护评价条件与高温高压气藏实际特性更为接近，无固相高密度完井液不仅受温度因素影响，温度升高溶质溶解度增大；而且也受高压影响，压力直接影响完井液中水的相态，高压状态下水以液态存在。气藏的高温高压条件对无固相高密度完井液的“盐析”现象实际上是起抑制作用的，这些因素显然是常规评价方法所不具备的。

技术研发人员：刘书杰,陈浩东,蒋东雷,罗鸣,李文拓,魏安超,徐一龙,岳前升,黄清,杨前亮,于晓东,娄益伟
受保护的技术使用者：中海油海南能源有限公司
技术研发日：
技术公布日：2024/1/15