FHB－10复合表面活性剂对低渗油气藏水锁伤害的防治作用

杨东兰，刘洪升 （中石化中原油田分公司采油工程技术研究院，河南 濮阳457001）

王培义 （中石化石油勘探开发研究院，北京100083）

王俊英，孙庆阁，张傲霜 （中石化中原油田分公司采油工程技术研究院，河南 濮阳457001）

杨志伟 （中石油长庆油田分公司油气工艺研究院 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710021）

FHB－10复合表面活性剂对低渗油气藏水锁伤害的防治作用

杨东兰，刘洪升 （中石化中原油田分公司采油工程技术研究院，河南 濮阳457001）

王培义 （中石化石油勘探开发研究院，北京100083）

王俊英，孙庆阁，张傲霜 （中石化中原油田分公司采油工程技术研究院，河南 濮阳457001）

杨志伟 （中石油长庆油田分公司油气工艺研究院 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安710021）

针对低渗砂岩油气藏储层特点，分析了水锁伤害的作用机理，并开展了水锁伤害防治技术的试验研究与现场应用等工作。经室内模拟试验证实：应用高活性FHB－10复合表面活性剂，能有效地抑制地层水锁伤害并具有显著的水锁伤害后地层渗透性恢复能力。其中抑制地层水锁伤害能力与2.0%KCl水溶液相比，可使水锁伤害降低率达到78%以上；治理水锁伤害的液体用量一般为孔隙体积的5倍左右，反应时间在16～24h，岩心水锁伤害后渗透性恢复率为90.4%。在中原油田文23气田9井次的压裂施工中，应用FHB－10复合表面活性剂抑制地层水锁伤害技术，平均单井增产天然气413.48×104m3，累计增产天然气3721.3×104m3；在1井次治理水锁伤害的施工中，日产天然气由处理前的0.20×104m3上升到1.60×104m3，日增天然气1.40×104m3，累计增产天然气195.5×104m3。

表面活性剂；水锁；地层伤害；毛细管阻力；表面张力；界面张力

低渗砂岩油气藏储渗空间具有孔隙度小与渗透率低的特点。由于其孔隙喉道结构的特殊性，在钻井、完井、压裂、酸化及其他施工中，因外来流体的侵入易形成严重的水锁伤害［1～4］，使得施工作业后排液周期长，产量恢复速度慢、下降幅度大，严重时甚至造成油气井停产。有关研究表明，在影响水锁伤害程度的诸多因素中，外来流体的表面活性起着至关重要的作用［5～8］。对此，针对低渗砂岩油气藏水锁伤害机理及危害性，应用高活性FHB－10复合表面活性剂体系，在抑制和治理水锁效应所产生的地层伤害方面取得了技术上的重大进展，并在现场应用中取得了良好的工艺效果。

1 低渗砂岩油气藏水锁伤害机理与危害性分析

1.1 水锁伤害机理

水锁效应是由非润湿相驱替润湿相过程中，因毛细管阻力而导致有效渗透率降低的一种现象。在应用水基流体施工、作业过程中，外来流体侵入水润湿地层后，作为润湿相的水基流体会把非润湿相推向储层深部，并在油水界面形成一个凹向非润湿相的水－油接触面，产生一毛细管作用力，使得地层有效渗透率大幅度降低。在生产过程中，当地层能量不足以克服这个附加阻力时，就会造成水锁伤害。在相同的流体性质条件下，低渗储层、强亲水性储层、低表面活性流体更易引起水锁效应或水锁效应程度会更加严重。

1.2 水锁效应的危害

1）在排液和生产过程中，地层驱动力与毛细管力的方向相反。因此，毛细管附加阻力严重地消耗着地层的驱动能量，使生产压差增加，井底流压大幅度降低。当地层有效能量不足以克服这一毛细管附加阻力时，非润湿相毛细管渗流能力为零，需采取措施进行储层改造，方能恢复正常生产。

2）因水锁效应改变了原地层流体的分配比例，使得地层中含水饱和度升高，油、气相对饱和度降低，地层有效渗透率下降。

3）因水锁效应使得施工作业后排液、投产周期延长。在一定的地层压力和孔隙结构条件下，排液难度主要与外来流体的性质和侵入深度有关，当液体表面活性越低、粘度越高、侵入深度越大时，需要的排液、投产周期越长。

4）因水锁效应加剧了储层其他伤害因素对地层渗透性的影响。

2 抑制水锁伤害性能

试验研究了不同表面性质的流体对岩心渗透性的影响，结果证实：2.0%KCl水溶液表面活性较差（表面张力72.02mN/m，界面张力19.16mN/m），进入地层后可引起较高的毛细管阻力，产生严重的水锁伤害，使得岩心渗透率大幅度降低，平均水锁伤害率达到了50.53%。0.50%FHB－10复合型表面活性剂＋2.0%KCl水溶液，具有较低的表面张力和界面张力 （表面张力＜23.20mN/m，界面张力＜1.30mN/m），所产生的毛细管效应较弱，因而有效地降低了液体的水锁效应，其平均水锁伤害率为11.11% （见表1）。与2.0%KCl水溶液相比，水锁伤害降低率为39.42%，岩心原始渗透率保持值达到了88.89%。由此可以证实，FHB－10复合型表面活性剂体系在水基流体中所具有的高表面活性特点，在低渗砂岩储层的施工作业中能有效地降低地层毛细管阻力，缩短排液周期，提高液体返排效率，减轻液体对地层的污染。

表1 不同类型流体对岩心渗透性的影响试验数据

3 对地层原始渗透性水锁伤害的恢复性能

3.1 治理水锁伤害能力

对于已产生严重水锁伤害的地层，可应用FHB－10复合型表面活性剂体系进行处理。其作用机理是，FHB－10复合型表面活性剂体系中的活性剂及复合溶剂、增效剂等化学组分通过分子运动均匀地分散在地层孔隙束缚水中，提高了束缚水的表面活性，改变了束缚水与原油或天然气的界面/表面状态，降低了地层流体流动的毛细管阻力以及驱动压力，因而使水锁后地层的渗流性容易得到恢复。由表1试验数据可知，在水锁伤害后的一组岩心中，通过注入FHB－10复合型表面活性剂体系处理液，使平均水锁伤害率降低到9.62%，岩心水锁伤害后原始渗透性平均恢复率达到了90.4% （表2）。这一试验结果与表1中2.0%KCl水溶液对地层岩心的平均水锁伤害率值进行对比，水锁伤害率降低了40.91%。由此可知，应用FHB－10复合型表面活性剂体系不仅能够降低施工作业过程中的水锁伤害，而且对于已产生水锁伤害的地层，可以进行有效地治理。

表2 岩心水锁伤害恢复性试验数据

3.2 解除水锁伤害的基本条件研究

3.2.1 驱替孔隙体积倍数对岩心原始渗透性恢复率的影响

在应用0.50%FHB－10复合型表面活性剂＋2.0%KCl水溶液驱替已产生水锁效应的岩心试验中，当驱替孔隙体积在1PV以下时，随着驱替孔隙体积倍数的增加，岩心原始渗透性恢复率大幅度上升，这一试验现象可解释为因岩心的吸附与原孔隙流体的稀释作用使得混合流体中有效物浓度产生差异而造成岩心原始渗透性恢复率的巨大变化；在驱替孔隙体积高于1PV时，稀释作用对孔隙流体中有效物浓度的影响程度逐渐减弱，随着驱替孔隙体积倍数的增加，岩心原始渗透性恢复率变化趋于平缓。当驱替孔隙体积在2～5PV时，岩心原始渗透性恢复率在87.5%～90.24%之间 （图1）。因此，现场应用过程中应以处理井段孔隙体积的2～3PV为处理液总体积的选择依据。

3.2.2 反应时间对岩心原始渗透性恢复率的影响

试验研究了解除水锁效应工艺中，不同反应时间条件下对岩心原始渗透性恢复率的影响情况。试验结果证实：当反应时间在12h以下时，随着反应时间的增加，FHB－10复合型表面活性剂体系处理液中的有效物能够更加均匀地分散在孔隙流体中，使得岩心原始渗透性恢复率大幅度上升；在反应时间12h以上时，随着反应时间的增加，有效物分散均匀度对孔隙流体的表面性质的影响程度逐渐减弱，岩心原始渗透性恢复率变化幅度较小。当反应时间在12～24h时，岩心原始渗透性恢复率在87.8%～90.4%之间 （图2）。

图1 驱替孔隙体积倍数与渗透性恢复率关系曲线

图2 反应时间与渗透性恢复率的关系曲线

4 现场应用效果

2008年以来，在中原油田文23气田低压、低渗气藏压裂中应用FHB－10复合型表面活性剂抑制水锁伤害技术现场施工9井次。压裂前，平均单井日产天然气0.419×104m3；压裂后，平均单井日产天然气2.37×104m3；平均有效期为234d，平均单井增产天然气413.48×104m3，累计增产天然气3721.3×104m3（表3）。应用FHB－10复合型表面活性剂治理水锁伤害技术现场施工1井次 （文23－22井），地层处理后日产天然气由0.20×104m3上升到1.60×104m3，日增天然气1.40×104m3，累计增产天然气195.5×104m3。现场应用取得了良好的工艺增产效果。

表3 现场应用效果统计表

5 结 论

1）FHB－10复合表面活性剂体系具有显著抑制地层水锁伤害能力。与2.0%KCl水溶液相比，水锁伤害率降低了39.42%，岩心原始渗透率保持值达到了88.89%。

2）应用FHB－10复合型表面活性剂体系能够对水锁伤害地层进行有效治理。在已产生水锁伤害的地层中，通过注入3倍孔隙体积的0.50%FHB－10复合型表面活性剂体系处理液并反应24h，使岩心水锁伤害后原始渗透性平均恢复率达到了90.4%。

3）应用FHB－10复合型表面活性剂体系在现场9井次抑制水锁伤害和1井次治理水锁伤害的施工中，取得了良好的工艺效果。

［1］林光荣，邵创国，许振峰，等.低渗气藏水锁伤害及解除方法研究 ［J］.石油勘探与开发，2003，30（6）：117～118.

［2］张振华，鄢捷年.低渗透砂岩储集层水锁伤害影响因素及预测方法研究 ［J］.石油勘探与开发，2000，27（3）：75～78.

［3］张绍槐，罗亚平.保护储集层技术 ［M］.北京：石油工业出版社，1998.

［4］张宁生，王志伟.低渗天然气气层损害机理研究 ［J］.西安石油学院院报 （自然科学版），2002，17（3）：15～20.

［5］贺承祖，华明琪.水锁机理的定量研究 ［J］.钻井液与完井液，2000，17（3）：1～4.

［6］马洪兴，史爱萍.低渗砂岩油藏水锁伤害研究 ［J］.石油钻采工艺，2004，26（4）：49～52.

［7］周小平，孙雷.低渗透气藏水锁效应研究 ［J］.特种油气藏，2005，12（5）：52～55.

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Prevention of Water－blocking Damage by Using Composite Surfactant FHB－10in Low Permeability Reservoirs

YANG Dongl－an，LIU Hong－sheng，WANG Pei－yi，WANG Jun－ying，SUN Qing－ge，ZHANG Ao－shuang，YANG Zhi－wei（First Author's Address：Research Institute of Oil Production Technology，Zhongyuan Oilfield Company，SINOPEC，Puyang457001，Henan，China）

In allusion to the performance of low permeability sand oil and gas reservoirs，water－locking damage mechanism and water－locking damage control technique were studied.The technique was applied in Zhongyuan Oilfield.The high active composite surfactant FHB－10could effectively prevent water－blocking damage，FHB－10presented the ability to restore formation permeability.It could reduce water－locking damage rate over 78%compared with 2.0%water solution.The liquid volume for processing water－locking damage was generally 5times of pore volume.And the reaction time lasted 16to 24hours.The core permeability recovering rate was 90.4%.All these are confirmed by laboratory test.After fracturing operation of 9times，the natural gas production increases by 413.48×104m3per well，and accumulated gas production increases by 3721.3×104m3in Wen 23Gas Field of Zhongyuan－oilfield by using water－locking damage control technique.After one well controlling water－locking damage operation，the natural gas production increases from 0.20×104m3to 1.60×104m3per day.The natural gas production increases by 1.40×104m3per day，and accumulated gas production increase by 195.5×104m3.

surfactant；water－blocking；formation－damage；capillary resistance；superficial tension；interfacial tension

TE357.2

A

1000－9752（2011）06－0139－04

2011－04－12

国家 “863”计划项目 （2006AA06Z226）。

杨东兰 （1967－），女，1991年大专毕业，工程师，现主要从事储层改造工作。

［编辑］ 苏开科