低渗储层新型防水锁剂试验研究

贾云林，刘建忠 （中海石油 （中国）有限公司天津分公司，天津300452）

李燕 （中海油能源发展股份有限公司采油技术服务分公司，天津300452）

刘平礼，赵立强 （油气藏地质及开发工程国家重点实验室 （西南石油大学），四川 成都610500）

水锁伤害已成为低渗砂岩气藏的主要伤害类型之一。在开采过程中由于井筒凝析水、地层可动水、外来水相的侵入易发生水锁伤害，使近井地带液相饱和度增加，严重影响气井产能[1]。其治理技术有：①水力压裂——可增加近井地层渗流能力，减小压降，但在低渗储层中，裂缝易闭合，且压裂液会通过渗析方式沿裂缝两侧基岩面侵入基层，产生水锁；②注互溶剂 （甲醇、乙醇等）——甲醇特有的热力学性质可使其在注入过程中降低气液间的界面张力，提高气相渗透率，从而使注入过程克服水锁效应所需的启动压力降低，这对低渗气藏尤为重要，但考虑安全、环保、成本问题以及大量注入甲醇会产生盐析现象，因此大量注入甲醇、乙醇的工艺方法有限；③热处理 （强热处理、微波加热）——加热增加近井层温度，加速液体的蒸发，解除堵塞；微波加热目前还处在理论和试验阶段，且受影响因素过多；④注气吞吐 （注干气、CO2、富气、氮气等）——该气体能进入水相不能进入的低渗层段，增加地层气体干度，使圈闭带中的水相蒸发掉。但注气成本较高，设备投入大，且气体资源匮乏；⑤注入表面活性剂——可降低气液界面张力，且表面活性剂易挥发，能加速侵入液的蒸发，从而使近井地层滞留的水相以蒸发方式被驱走。这些技术方法在特定的油气藏条件和生产情形下都曾经取得过良好效果，但各自都有其适应性，工程实施条件、难度也相差较大[2～4]。为此，笔者从液相伤害机理出发，研究出一种有效并且效果持久的新型防水锁剂体系 （表面活性剂＋醇类）——SCJ用于低渗气藏水锁伤害的长效抑制和解除。

1 水锁伤害机理

水锁伤害是由内因、外因以及内外因之间相互作用形成的。低渗砂岩气藏水锁伤害产生最本质的内因来源于成岩的岩石矿物特征和成岩作用对孔隙结构和表面特性的改变，以及气藏自身的低原始含水饱和度。而不利的气井作业是导致水锁伤害的直接外因，不利的施工作业主要包括不合适的气井工作液流体和作业压差，以及气井暴露于气井工作流体的时间[5]。

水锁伤害的本质是毛细管压力的阻力效应，当气藏的初始含水饱和度低于束缚水饱和度时，储层处于亚束缚水状态，有过剩的毛细管压力存在。当与外来流体接触时，很容易被吸入到亲水孔隙中，造成水锁伤害。该毛细管阻力等于毛细管弯液面两侧的非润湿相压力和润湿相压力的差值，其大小可以由任意曲面的Laplace方程[6]来确定：

式中：pc为毛细管压力，mN；σ为界面张力，mN/m；θ为接触角，（°）；r为多孔介质的半径，m。在低渗透储集层中，由于毛细管半径很小，若外来液体表面张力较高，该附加压力值需引起足够的重视，如果油气相能够克服该毛细管阻力以及流体在流动过程中的摩擦阻力，则水相流向井筒。反之，如果不能克服该阻力则不能消除水相堵塞，形成水锁伤害，影响产能。

液相滞留聚集会导致井周围含水饱和度增高，使气相相对渗透率降低。从Poisuille定律推导出气驱水的毛细管排液公式：

式中：t为排液时间，s；μ为水相黏度，mPa·s；L为液柱长度，m；p为驱动压力，MPa。从式（2）中可知，排液时间t随着驱动压力p和毛细管半径r的增加而减小；随着液柱长度L、水相黏度μ、黏附张力σcosθ的增加而增加。因此，当外来流体侵入越深、液相黏度较高、表面张力较高时，排出滞留水的困难就越大，将会产生较强的、难以克服的动力学水锁效应。

2 防水锁剂解除水锁伤害机理

研究的新型防水锁剂是由表面活性剂和混合溶剂组成，其预防和减轻水锁伤害的作用机理主要有两个方面：一是防水锁剂在储层温度下产生蒸汽使毛细管中的液体蒸发掉；二是表面活性剂经过一定时间的反应后通过吸附作用吸附在岩石表面，形成了一层低于水表面张力的分子膜，同时降低了气体流经地层的阻力[7]。表面活性剂因其特有的性能可以改变储层岩石的润湿性，将亲水亲油的岩石表面反转为憎水憎油的，从而降低储层岩石的吸水性，减小气－液表面张力，达到降低毛细管力的束缚，减轻水锁伤害程度。

具有氟碳结构的表面活性剂是目前市场上用于改变岩石润湿性的最具应用价值的一种表面活性剂，由于氟原子代替氢原子即氟碳链代替了碳氢链，因此表面活性剂中的非极性基有疏水性质。而含氟烃基既是憎水基又是憎油基，这使得岩石表面吸附含氟表面活性剂后就能达到疏水疏油的效果[8，9]。同时含氟表面活性剂具有良好的润湿渗透性，添加含氟表面活性剂的溶液润湿性大大提高，在岩石表面易润湿铺展。可降低地层流体的毛细管阻力和驱动压力，使水锁后地层的渗流能力提高，从而减轻水锁伤害。

3 试验部分

3.1 试验材料及仪器

1）岩心 试验所用岩心取自盆5凝析气藏下侏罗统三工河组2砂层组第2砂层，盆5凝析气藏是中低孔、低渗的灰色中细砂岩气藏，气层平均孔隙度为12.5%，平均渗透率为5.99mD。

4）化学试剂 研制的新型表面活性剂 （ST），乙二醇丁醚 （2BE），乙醇 （Et－OH）。

5）试验仪器 岩心驱替试验装置，JZ－200系列自动界面张力仪，数码相机，红外干燥箱。

3.2 表面活性剂ST物性指标

对表面活性剂ST进行表面张力、界面张力、与地层水配伍性、耐温性、耐盐性试验，结果见表1。由表1可知，ST与地层水配伍性良好，其耐温性和耐盐性达到盆5凝析气藏温度107℃和盐度的要求（大于2100mg/L）。

表1 ST物性测试结果

采用JZ－200系列自动界面张力仪测定不同质量浓度的ST溶液气－液表面张力，测试结果如图1。蒸馏水的表面张力为72.07mN/m，ST质量浓度仅为0.1%时就能将蒸馏水的表面张力降到20mN/m以下，而质量浓度为0.3%能将蒸馏水的表面张力降低至18.65mN/m，因此ST最佳质量浓度为0.3%。表面张力只是影响毛细管阻力的其中一个因素，还应考虑表面活性剂对岩心润湿性改变的情况，因此恰当的表面活性剂种类才能起到减轻水锁伤害的效果。

3.3 水锁伤害评价试验

首先将制备好的干岩样置于岩心夹持器中测定气测渗透率Kg，d；在一定的压力作用下用盆5凝析气藏地层水在岩心的出口端反向作用一定时间，然后用氮气驱至束缚水饱和度，计算束缚水饱和度下的气相渗透率Kg，测定伤害前后渗透率的变化，按式（3）计算岩心的水锁伤害程度DK。试验结果见表2，可知盆5凝析气藏试验岩心平均水锁伤害程度为75.7%，水锁伤害严重。

图1 不同质量浓度表面活性剂ST溶液表面张力

式中：DK为水锁伤害程度，%；Kg，d为干岩心气测渗透率，mD；Kg为束缚水饱和度下的气相渗透率，mD。

表2 试验岩心参数及水锁伤害试验结果表

3.4 防水锁剂试验研究

醇类可降低溶液表面张力，提高工作液与储层流体的混相能力，减小水锁引起的附加阻力，可以达到防止或减轻水锁伤害的目的。而且醇类与地层水混合后形成低沸点共沸物，可加速侵入液的蒸发，使毛细管连通，易于汽化返排。利用表面活性剂与醇类的协同作用，从而更大程度地减轻水锁伤害。该试验采用乙二醇丁醚和乙醇作为传递表面活性剂的主要溶剂。防水锁剂体系SCJ组成为：ST、乙二醇丁醚、乙醇。

3.4.1 滴液试验

图2 处理前后液滴在岩心端面的铺展情况

通过液固界面接触角的大小判断储层岩石的润湿性，一般情况下，水在固体表面的接触角θ＜75°为水润湿，75°＜θ＜105°为中间润湿，θ＞105°为油润湿。选取盆5凝析气藏砂岩岩心，由于储层岩心的非均质性，岩心表面既亲水也亲油，液滴在岩心表面立刻铺展并渗进其中 （图2 （a））；将清洁干燥后的岩心在防水锁剂SCJ溶液中浸泡12h，防水锁剂有足够的时间作用于岩心；并将浸泡后的岩心烘干；用滴管垂直滴1滴地层水和凝析油在处理后的岩心端面，1h后拍照，如图2（b）所示。经防水锁剂SCJ溶液处理后，水滴和油滴在岩心表面形成稳定液滴，没有立即渗入或平铺于岩心表面，几乎呈球形，液滴持续时间1h，岩心表面变为既不亲水也不亲油的中性润湿，表明防水锁剂溶液SCJ有良好的润湿反转能力，使岩心表面的亲水性大大减弱，有利于气相的渗流。

3.4.2 岩心自吸试验

通过防水锁剂体系处理前后自吸液量的变化与自吸时间之间的关系评价岩心润湿性改变情况。称量干岩心的质量，并将其浸泡在地层水中进行自吸试验后，记录岩心湿重与自吸时间，当岩心质量不再变化时停止；岩心抽真空并在防水锁剂溶液中饱和12h；将处理后的岩心烘干，再浸泡在地层水中进行自吸试验。试验结果如图3所示。对比处理前后岩心含水饱和度变化曲线可知，经过防水锁剂溶液处理后，改变了岩心的亲水性，自吸含水饱和度曲线下降且较平缓，自吸水速度减慢，岩心最大自吸水饱和度下降了30.04%；表明岩心经防水锁剂处理后降低了含水饱和度，具有防水锁效果。

3.4.3 岩心流动试验

岩心流动试验采用如图4所示试验装置，通过防水锁剂处理前后地层水和气相渗透率变化大小来评价其对储层渗流能力的改变情况。首先将岩心抽真空饱和地层水；试验温度设置为储层温度107°；用地层水驱替，测岩心的液测渗透率；在恒压条件下注入氮气驱替，测定气体有效渗透率，并计量气驱总体积；用防水锁剂溶液驱替岩心，当出口端有液体流出时关闭出口端阀门，并憋压2h以使液体在岩心中均匀分布；恒压下氮气驱替岩心中的防水锁剂溶液至束缚水饱和度，再次用地层水驱替至稳定，恒压条件下用氮气驱替至束缚水饱和度，测气体渗透率。

图3 防水锁剂处理前后岩心自吸含水饱和度－时间曲线

图4 岩心驱替装置图

该试验所选岩心分别代表低、中、高渗透率的3块岩心P3、P4、P5，试验结果见图5。由图5可知，3块岩心流动曲线趋势大体一致，表明经过防水锁剂处理后，气体和地层水的渗透率均有较大幅度的提高。岩心再次受到水锁伤害后对气体渗透率几乎无影响，表明处理具有长效性。对低渗透率岩心来说，地层水渗透率提高了11.1%，气体渗透率提高了28.7%；对中渗透率岩心来说地层水渗透率提高了20.5%，气体渗透率提高了50.3%；对高渗透率岩心来说，地层水渗透率提高了39.9%，气体渗透率提高了84.2%。3块岩心渗透率提高幅度大小为P3＜P4＜P5，由于P3岩心本身的渗透率较P4、P5低，对低渗透率岩心来说，其孔隙结构更为复杂，水锁伤害就越难解除，渗透率越高的岩心，水锁伤害越容易解除。

图5 防水锁剂处理前后渗透率变化

自吸试验和滴液试验表明防水锁剂SCJ能将储层岩心由亲水亲油性改变为中性润湿，降低储层岩心的含水饱和度。岩心流动试验进一步证实，防水锁剂SCJ可以改善地层水和气体渗透率，降低渗流阻力，改善渗流环境，减缓储层水锁伤害。

4 结论

1）盆5凝析气藏属于中低孔、低渗储层，水锁伤害程度严重，平均为75.7%。水锁对产能有严重影响，预防和解除水锁伤害是该气藏高效开采的关键技术之一。

2）研制的ST表面活性剂溶液具有显著降低气液表面张力的能力，由ST＋醇类组成的防水锁剂溶液SCJ处理岩心后，能将岩心表面润湿性变为中性润湿，岩心自吸液量明显降低，可显著降低含水饱和度，减轻储层水锁伤害。

3）经防水锁剂溶液SCJ处理后，改善了储层渗流条件，降低了渗流阻力，再次受到水锁伤害后对气体渗透率几乎无影响，处理具有长效性，能有效预防和解除水锁对储层造成的伤害。

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