海相碳酸盐岩储层损害的室内评价及损害机理
3.5.1.1储层损害实验室评价
储层损害评价技术包括室内评价和现场评价。室内评价的目的是研究油气层的敏感性，配合机理研究，同时评价拟采用的保护技术的可行性和决定性，为现场实施提供依据。图3-167是储层损害室内评价实验流程图。常规的储层损害实验室评价方法主要是通过获取研究区储层岩心或采用标准岩心，在模拟储层现场条件下进行岩心流动试验来研究岩心损害机理。
图3-167储层损害室内评价实验框图
从20世纪60年代初开始，我国大多数油气地质实验室建立了五敏测试方法，主要是水敏、酸敏、碱敏、盐敏和速敏。试验结果作为抑制粘土膨胀、合理使用酸液、调整合适的水矿化度、正确控制生产流量等一系列技术的重要参考。常规的五感室内评价方法已经比较成熟。石油行业标准SY/T 5358-2002《储层敏感性流动实验评价方法》中主要涉及水敏、酸敏、碱敏、盐敏和速敏的五敏伤害实验方法和评价指标，经过多次修订，基本满足了生产实践的要求。
(1)温度敏感性的评估
在钻完井过程中，由于外来流体进入油气储层，可以降低井筒附近地层的温度，对地层产生一定的影响，主要表现在以下几个方面:一是由于地层温度下降，导致胶质、沥青质等有机物在储层中沉积结垢；二是由于地层温度下降，无机物沉淀结垢；第三，由于地层温度下降，地层中的一些矿物发生了变化。因此，温度敏感性是指由于外来流体进入地层引起的温度下降而导致地层渗透率发生变化的现象。这种影响的定量评价比较复杂，尤其是在地层温度较高的情况下，因为整个实验装置必须处于高温恒温装置中，而且实验流体有两种，一种是用地层水进行实验，一种是用地层原油进行实验。当实验流体为地层水时，具体方法如下:
1)选择实验岩心，测量长度和直径。
2)分别选取实验温度点为T1、T2、T3、T4、T5和T6；其中T1为地层温度，T6为地温，各点之间的温差为δT =(T6-T 1)/5。
3)在实验温度T1下，用地层水在低于临界速度的条件下测得岩心的稳定渗透率K1。
4)改变实验温度(必须恒温2h以上)，重复步骤3)，直到测得最后一个实验温度点T6对应的岩心稳定渗透率K6。
对应于Ti-1的磁导率Ki-1和对应于Ti的磁导率Ki满足下式:
(Ki-1-Ki)/Ki-1×100%≥5%
说明发生了温度敏感，那么Ti-1就是临界温度值。损坏程度的计算方法如下:
损害程度=(Kmax-Kmin)/Kmax×100%其中:Kmax为渗透率变化曲线中各渗透率点的最大值，μm 2；Kmin是渗透率变化曲线中每个渗透率点的最小值，μm2。
评价指标目前没有统一的标准，可以用表3-16中的标准进行评价。
表3-16温度敏感性评价指标
当实验流体为地层原油时，在测量渗透率K1之前，先将岩心抽真空，使地层水饱和，然后用地层原油驱替岩心，建立束缚水饱和度。其他方法与实验流体为地层水时类似，用地层水代替地层原油，在不同温度下测量岩心的油相渗透率。伤害程度的计算方法和评价指标与实验流体为地层水时相同。
(2)应力敏感性评价
应力敏感性是在施加一定有效应力时，岩石样品的物理参数随应力变化而变化的性质，反映了岩石孔隙几何形状和裂缝壁形态对应力变化的响应。对于裂缝发育的碳酸盐岩储层，应力敏感性是一个值得关注的指标。近年来，关于应力敏感性的相关研究很多，但其评价实验方法和评价指标仍在研究和探索中。石油行业标准SY/T5358-2002中有应力敏感性评价的实验方法，已出版的保护油气层技术书籍中也有应力敏感性评价的实验方法和评价指标，但侧重点不同。这里，我们介绍一种裂缝性储层应力敏感性评价的实验方法。
1)确定围压、排替压力和有效应力之间的函数关系。储层岩石在井中实际承受的有效应力σ可通过以下公式获得:
中国海洋油气勘探的理论与实践
式中:P上覆岩层和P孔隙分别为上覆岩层压力和地层孔隙压力。
在岩心流动实验中，由于P上覆≈P周围和P孔隙≈0.5P的位移，可以得出
中国海洋油气勘探的理论与实践
其中:P围压和P位移分别为围压和排替压力。
2)评价应力敏感性的两种实验方法。从公式(3-129)可以看出，改变有效应力有两种方法:一是保持P范围不变，改变P位移；二是保持P位移不变，改变P周长。
第一种方法:将饱和模拟地层水的岩样放入岩心夹持器中，保持围压不变，出口放空至大气，入口压力从预定的最大压力逐渐降低至预定的最小压力，用模拟地层水逐点测量岩样的渗透率，模拟油气田的生产过程。
第二种方法:排量泵的流量固定在岩样的临界流量以下，排量压力保持不变，围压从最低压力(密封岩样所需的最小压力)逐渐增大到预定的最大压力，实验过程中有效应力逐渐增大；围压达到预定的最大值后，逐渐降低到初始压力值，这是有效应力逐渐降低的过程。渗透率与有效应力的典型关系曲线如图3-168所示。
从图3-168可以看出，在增加围压的实验曲线上，岩样的渗透率随着有效应力的增加而逐渐降低，达到一定的渗透率值后，下降趋势减缓；在围压降低的实验曲线上，渗透率随着有效应力的降低而缓慢增加。但上升围压曲线和下降围压曲线之间有一定的距离，低压段距离大于高压段距离。这是由于岩样变形恢复不完全造成的(即存在渗透率滞后效应)。
图3-168岩样渗透率与有效应力的典型关系曲线
在第一种实验方法中。只能观察到有效应力的增加对岩样渗透率的影响；同时，驱替压力的变化会引起流速的变化，从而引起流型的变化，影响实验数据的准确性。还可能使岩样中的颗粒发生迁移，导致渗流阻力的变化。这不利于清晰明确地分析应力敏感性单一因素的影响。而第二种实验方法排除了流速的影响，可以同时观察到有效应力增大和减小过程中渗透率的变化，实验过程简单。此外，还可以评价有效应力变化引起的岩样渗透率滞后效应。因此，建议采用第二种方法进行应力敏感性评价实验。
3)评价应力敏感性的实验步骤和指标。
A.选取天然裂缝岩心，准确测量裂缝岩样的几何尺寸，称量岩样的干重，测量其氮渗透率。
b .用标准盐水真空饱和破裂的岩样，然后称量岩样的湿重并计算其孔隙度。
c、将岩样放入岩心夹持器中，先用标准盐水驱替，压力稳定后测量盐水渗透率。
d、用煤油驱替建立束缚水饱和度，然后测量不同有效应力条件下裂缝岩样的油相渗透率。实验过程中，泵流量固定在临界流量的0.8倍，围压控制在1 ~ 24 MPa。
E.用计算机绘制裂隙岩样渗透率与有效应力的关系曲线，计算应力敏感损伤程度。目前国内外没有公认的评价应力敏感性的定量指标，只能定性评价应力敏感性。作者在大量应力敏感性实验研究的基础上，提出了一个评价应力敏感性的定量指标，即应力敏感性损伤度Rσ，定义如下:
中国海洋油气勘探的理论与实践
其中:k为初始渗透率(增大围压曲线的起点)，10-3 μm 2；Kmin为最低渗透率(一般为上升围压曲线的终点)，10-3 μm 2；δ σ为有效应力变化值，MPa。评价应力敏感性的定量指标:当Rσ为3 ~ 2、2 ~ 1、1 ~ 0时，损害程度分别为弱、中、强。
传统的油层损害程度R只是岩样渗透率降低的百分比，没有考虑有效应力的变化范围。不能直接反映有效应力的影响。应力敏感性损伤度Rσ反映了有效应力变异因子，更科学、更实用。
(3)评价工作液对储层的损害
主要是指利用各种仪器设备，提前评估钻井液、完井液、压井液、洗井液、修井液、射孔液、压裂液、酸化液等工作液对油气层的损害程度，达到优化工作液配方和施工参数的目的。
1)工质静态损伤评估。该方法主要是利用各种静态滤失实验装置，测量工作液的静态滤失系数和工作液滤入岩心前后渗透率的变化，从而评价工作液对油气层的伤害程度，优化工作液配方。在实验中，应尽可能模拟油藏温度和压力条件。使用公式计算工作流体的损坏程度:
中国海洋油气勘探的理论与实践
其中:Rs为损坏程度；Ko为受损岩心油相的有效渗透率，μm 2；Ko为损害前岩心油相的有效渗透率，μm2。
Rs值越大，损害越严重，评价指标同表1。
2)工质的动态损伤评价。在尽可能模拟实际地层的条件下，评价工作液对油气层的综合损害，为优化工作液配方和施工工艺参数提供科学依据。动态损伤评估与静态损伤评估的区别在于，静态评估时工作流体处于静止状态，而动态评估时工作流体处于循环或搅拌状态。多点渗透率损害评价仪还可以测量工作液浸入岩心后的损害深度和程度。
中国海相碳酸盐岩储层损害机理
由于海相碳酸盐岩和砂岩在成因上的差异，储层在矿物组成、储集空间、储集性和渗透性等方面都有很大的不同。
●碳酸盐岩储层裂缝较砂岩相对发育，使得储集空间体积总孔隙度普遍较低，但局部裂缝带孔隙度和渗透率较高，孔隙度和渗透率相关性不如孔隙型储层。
碳酸盐岩储层和碎屑岩储层中敏感矿物的类型、含量和产状有很大不同。碎屑岩储层中的敏感矿物主要是粘土矿物，通常位于外界流体和储层流体最先接触的颗粒表面和晶间裸露处，因此敏感矿物尤其是粘土矿物是碎屑岩储层敏感性的主要内因。而碳酸盐岩储层中粘土矿物含量较少，且以沉积为主。与碎屑岩中的粘土矿物相比，粘土矿物在岩石中分布相对均匀，但孔喉表面和裂缝面通常不具有优势分布，因此“外来流体与地层岩石不相容”造成的损害比碎屑岩造成的损害要弱得多，但碳酸盐或白云岩储层有其自身的敏感矿物特征，如铁方解石和铁白云石。在酸中会释放出大量的Ca2+和Mg2+离子。在碱性条件下，Mg2+离子相对比Ca2+离子更容易沉淀，形成Mg(OH)2沉淀。黄铁矿、铁方解石和铁白云石在酸性条件下会释放出铁离子，在碱性环境下易形成Fe(OH)3沉淀。因此，储层具有潜在的强酸碱性。
●裂缝作为储层的主要渗流通道，其渗透率直接决定了储层的产量。裂缝是平的、直的和宽的，这使得它通常具有高的流体通过能力。固体颗粒容易侵入储层更深处，而侵入的滤液在裂缝壁上形成泥膜，明显使孔喉变窄。
●在生产过程中，由于孔隙压力的不断降低，上覆岩层的荷载应力与孔隙压力之差(即有效应力)可使裂隙在高围压下闭合，从而使渗流通道变窄，造成破坏。
一般来说，碳酸盐岩储层的损害主要是由外来固体侵入、滤液侵入和应力敏感引起的。固体颗粒和滤饼是造成裂缝性碳酸盐岩储层损害的主要因素，水相圈闭和滤膜是损害孔隙性碳酸盐岩储层的主要因素。通常缝洞型碳酸盐岩储层的基质渗透率很低，裂缝是主要的储集空间和渗流通道，因此工作流体对基质的侵入可以忽略，要考虑裂缝可能造成的伤害。从储层保护的角度出发，将这些裂缝按照其在储层条件下的宽度进行分类:一类是由中小型裂缝组成的储层，所谓中型裂缝是指宽度为10 ~ 100μ m的裂缝；小裂缝是指宽度在1 ~ 10 μm之间的裂缝；微裂缝是指宽度小于1微米的裂缝，由于与岩石基质的平均孔隙和直径相似，可归为基质孔隙。另一类是大型裂缝储层，指宽度大于100μm m的裂缝..油气藏的岩性可分为泥质碳酸盐岩和钙质碳酸盐岩。滤液和固体颗粒堵塞是损害碳酸盐岩油气藏的相同因素；但由于裂缝宽度不同，岩性差异，化学成分也不同；损伤机理不同；较大的裂缝主要由固体堵塞引起，对于泥质碳酸盐岩裂缝，液体损害更严重。对于碳酸盐岩储层(尤其是气藏)中的微裂缝，水锁损害尤为严重，原始含水饱和度、渗透率、储层润湿性和界面张力影响较大。
(1)固体颗粒浸没
在储层压力条件下，裂缝宽度大于100μm的储层钻井遇到的最大问题是储层漏失，漏失的原因可能有:①正压差漏失；②重力引起的渗漏；③位移渗漏；④海绵状渗漏；⑤其他泄漏(同层泄漏、喷涂时泄漏、井下井喷等。).这些泄漏造成的最严重的地层损害是固体损害。由于钻井液中90%的固体颗粒粒径小于50μm，当裂缝直径大于50μm时，几乎所有的固体颗粒都能进入裂缝，造成严重的充填堵塞。
(2)储层流体敏感性
在钻完井过程中，侵入的滤液与储层中的矿物发生反应，引起储层渗透率的变化，称为储层流体敏感性。敏感矿物包括粘土矿物和非粘土敏感矿物。王欣等人从颗粒的受力分析出发，从理论上探讨了重力、范德华力、双电层力、水动力对颗粒的影响，着重研究了颗粒水化分散、迁移临界浓度、临界启动速度等诸多影响因素。引起速度敏感损害的可运输颗粒包括粘土矿物颗粒和其他非粘土矿物如方解石和钙长石的地层颗粒。
目前对储层流体敏感性损害机理的认识主要集中在粘土矿物在水中膨胀或颗粒分散运移导致地层孔隙度和渗透率降低。Land等人指出，虽然做了数百次岩心实验，但蒙脱石含量与水敏损害程度的关系并没有建立起来，即蒙脱石膨胀与地层损害没有直接关系，这意味着没有膨胀性粘土矿物的地层也会受到损害。
(3)压力敏感性
段深入分析了未经打磨的天然裂缝(储层天然裂缝、地面露头天然裂缝和大量人工裂缝)的表面特征，数值模拟了天然裂缝的应力敏感性，建立了裂缝-孔隙型储层应力伤害分析方法和评价方法。
蒋官澄研究了裂缝性储层的应力敏感性，通过对裂缝性储层的渗透率、裂缝宽度和有效应力之间关系的回归分析，得出裂缝性碳酸盐岩储层仍然具有应力敏感性和滞后效应。荆等通过实验得出，应力变化幅度对岩心极限渗透率的损害程度影响不大。多孔岩心的应力敏感性小于裂缝岩心，而天然裂缝岩心的应力敏感性小于人工裂缝岩心，人工裂缝岩心的渗透率受应力破坏后，破坏过程几乎不可逆。
阿尤布研究了碳酸盐岩样品的有效应力和渗透率之间的关系。随着有效应力的增加，渗透率呈现三种趋势:①由于实验岩样含有粒间孔隙，渗透率下降平缓；②岩样含溶孔时，渗透率先急剧下降，然后缓慢下降；③由于岩样中的粘土矿物抵抗净压力，渗透率增加。
何建等人指出，裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层的应力敏感性中等偏强，而孔隙型储层的应力敏感性较弱。目前，模拟地层温度、地层上覆压力、地层孔隙压力和地层含水饱和度的全直径岩心渗透率应力敏感性分析和测试实验在国内外尚属空白。
(4)气藏损害机理
气藏和油藏有许多不同之处。自然界存在的气藏大多为低渗透气藏，储层一般具有低孔隙度、低渗透率、亲水性强、比表面积大、束缚水饱和度高、毛管力高、储层压力低的特点。这些特点决定了气层容易被破坏，一旦破坏就很难清除。因此，研究气藏损害也是非常重要的。
与储层损害相比，对气藏损害的研究深度还远远不够。历史上，国内外长期存在“重油不重气”的倾向，因此低渗透气藏的研究没有得到重视；另一方面，从渗流力学的角度来看，气体本身是可压缩的，由于滑脱效应，它表现出与液体不同的渗流行为，尤其是在低渗透油藏中。有学者认为气体渗流具有非达西特性，增加了渗流行为的复杂性。此外，气层表面多为水湿，亲水现象严重，增加了渗流行为的不确定性。这些都增加了研究气藏损害的难度。近年来，D.Bennion等人系统总结了气藏损害机理，概括为:①储层本身的质量问题；②锁水效应；③欠平衡钻井中的反向自吸；④钻井液的固相侵入；⑤钻孔工具对孔壁的打磨和破碎；⑥岩石与流体的相互作用；⑦流体-流体相互作用。
另一项研究表明，气藏具有很强的应力敏感性，越是低渗透气藏，尤其是裂缝-孔隙流道，应力敏感性越明显。应力敏感性是由许多扁平或断裂的毛孔和毛细管闭合引起的。在气藏开采过程中，随着储层中天然气的开采，储层中有效应力的变化引起的渗透率降低非常严重。据国内外报道，应力敏感性可导致低渗透气藏渗透率降低50% ~ 90%。目前，国内外尚未建立一套包括应力敏感性评价指标在内的低孔低渗气藏损害评价指标。
水锁效应对低渗透气藏的渗透率影响尤为严重。根据国内外报道，气藏液相滞留(即水锁)是气藏的主要损害因素，气藏渗透率越低，影响越严重。
本宁论述了水锁的形成机理、影响因素和解除损害的方法。Bennion等人认为，水锁是由于储层的初始含水饱和度远小于束缚水饱和度造成的。根据毛细管管束模型，何从理论上指出，油气藏中外来流体的毛细管力是控制水锁效应的主要因素，而表面张力只是影响毛细管力的因素之一。此外，还必须考虑接触角和毛细管的有效半径。碳酸盐岩储层也存在超低含水饱和度现象。当气藏的原始含水饱和度低于束缚水饱和度或不动水饱和度时，就处于“亚束缚水状态”。一旦水基工作液接触气藏或地层其他部位的水并冲入气藏，或凝析水在气井附近聚集，气井周围的水饱和度增加，甚至超过不动水饱和度，导致气相相对渗透率显著降低，造成水锁损害。水锁是气藏最先也是最基本的损害因素，严重制约着碳酸盐岩气藏发现和经济开采的成功率。
张振华等人通过对轮南潜山裂缝性碳酸盐岩储层岩心的研究，认为潜山储层存在明显的水锁效应。储层初始含水饱和度越低，岩心的绝对渗透率越小，水锁效应越严重。认为添加表面活性剂是降低水锁效应的有效途径。