双子表活剂解除低渗透油藏水锁伤害实验研究

李建兵 张 星 张 君 卢占国 刘海庆

(1.胜利油田采油工艺研究院， 山东 东营 257000； 2.昌邑鲁明石油科技开发有限责任公司， 山东 昌邑 261300)

1 概 况

双子表活剂是一种新型的表活剂[1-2]，它具有2个亲水基和疏水基，通过联接基团将两部分连接，联接基团有化学键作用，降低了两极性间的静电排斥力及其水化层间的作用力，从而具有低CMC特性。双子表活剂其特殊的结构决定了它比传统表活剂具有更优良的性能，在目前油田助剂应用领域具有广阔的前景。

在低渗透区块作业过程中，经常发生作业液渗滤到近井地带而造成水锁伤害的问题[1]。胜利油田昌邑分公司CH68区块为一低渗透区块，多口油井作业后产量一直不理想，如CH68-X6井，该井17.8 m的生产层段，多次作业后日产液仅为0.1 t，因此急需采取措施避免作业过程中造成的水锁伤害。

2 水锁机理

CH68区块储层属于水湿地层，当外来水相侵入油层孔道后，由于微观孔隙中油水界面的存在，会形成一个凹向油相的弯液面进而产生毛管阻力。毛管阻力为[1]

(1)

式中：Pc— 油水间毛管阻力，mN；σ— 油水间的界面张力，mN/m；θ— 油水接触角，(°)；r— 毛细管半径，m。

同时，外来水相侵入油层孔道后，地层中会有较大的乳化液滴出现，乳化液滴在通过岩心孔隙的喉道时，会因为贾敏效应而产生一个附加变形阻力[2-3]，即

(2)

式中：P乳滴— 乳状液阻力，mN；R1、R2— 分别为油、水两相液膜的曲率半径，m。

由式(1)可知,毛管阻力的大小与多孔介质的直径成反比,具有较小孔喉尺寸的储层，其毛管阻力较大。油气藏为水湿储层时,毛管阻力为油气驱水的主要阻力之一,侵入储层的水不易排出,同时小孔喉也增加了乳化液滴通过吼道时的变形阻力，所以低渗油气藏的水锁损害更严重。由于产生水锁效应的原因主要是毛管阻力和因贾敏效应而产生的附加压力，因此若油藏提供的压力不能克服该阻力，则入井液返排率降低，油流阻力增加，含水上升，原油产量降低，即为通常意义上的水锁伤害。

3 水锁伤害解除技术

3.1 水锁伤害解除方法

解除水锁伤害需从水锁原因入手，主要有2种方法[4]：一是提压反排法，即提高采液强度，增大井底与地层之间的压差，依靠大压差突破毛管阻力和因贾敏效应而产生的附加压力。这种方法存在较大的风险性，提高井底与地层之间的压差后，容易造成地层水的窜进等,使油井含水升高甚至水淹。二是添加表活剂，此方法不但可以降低油水间界面张力，降低毛管阻力，还可以改变岩石表面润湿性，降低水相吸附能力，同时能够分散乳化液滴，较好地解除水锁伤害，这种方法现场可操作性强。

3.2 水锁解除室内模拟评价

根据水锁伤害的机理，CH68区块采用了添加表活剂对近井地带进行处理的措施。由于双子表活剂与常规单链表活剂相比具有低CMC特性，因此其用量比常规单链表活剂少，但其表面活性比单链表活剂更高，因此可以更好地降低油水界面张力，减少毛管阻力，降低贾敏效应产生的附加阻力，从而解除水锁伤害。对于低渗透油藏，其毛管阻力和贾敏效应更明显，与常规表活剂相比较，双子表活剂由于其超低的表界面性能更能适应低渗透油藏的水锁解除。因此优选了超低界面张力的双子表活剂(表1)对低产井进行伤害解除评价。

在室内对储层岩心进行了伤害解除模拟实验，实验方法为：(1)将目的区块地层岩心饱和混合油，混合油比例为煤油∶地层原油=3∶1；(2)静置老化48 h后正向通入地层水直至出口无肉眼可见油滴或通入20PV地层水；(3)分别进行未加处理剂的反向驱替实验和添加处理剂的反向驱替(2PV)实验。从室内动态模拟实验结果来看，用对水锁伤害后的岩心进行处理后，其最高驱替压力从1.27 MPa降低到了0.98 MPa(表2)，降压效果明显，表明地层原油可以在更低的地层压力下来突破毛管阻力及贾敏效应形成的附加阻力到达井底而产出，实验表明该双子表活剂能够有效地降低该区块的水锁伤害程度。同时实验对停泵反应时间(现场关井时间)进行了模拟优化，实验方法为：(1)将目的区块的岩心饱和混合油，并记录此时的渗透率，混合油比例为煤油∶地层原油=3∶1；(2)用处理剂对岩心进行处理后，分别静置12、24、36、48、60、72、84 h；(3)反向通入混合油，记录不同静置时间的渗透率恢复比值(图1)。优化结果表明：停泵静置时间在48 h以上时，渗透率恢复效果达到80%以上，可以达到较好的水锁解除效果。

通过以上室内模拟评价实验，认为优选的处理剂在制定合理的工艺参数(停泵反应时间)后能够较好地解除低渗透油藏的水锁伤害，降低该区块岩心油驱水时的驱替压力。

表1 水锁处理剂性能

表2 区块岩心动态模拟驱替实验数据表

注：P初是指将饱和油的岩心通入井液伤害后稳定时的压力值；P反是指反向通入油、驱水时的最高压力值；P稳是指反向油驱水时稳定时的压力值。

图1 不同静置时间渗透率恢复率曲线

4 现场应用

CH68区块对2口油井进行了解水锁伤害施工，有效率100%。典型井例如下：

CH68-X7井多次作业后水锁伤害严重，最后一次检泵作业前日产液0.4 t，日产油0.4 t，检泵作业后，日产液0.1 t，日产油0.1 t。根据该井的有效储层厚度及处理半径确定解水锁剂用量，并于2012年7月19日对该井进行解水锁伤害施工，施工后该井自喷转为杆泵机抽，最高日产油达到11.9 t，截止到2013年6月3日该井仍稳定在日产液1.1 t，日产油1.1 t的水平，解堵效果良好。

CH68-X6井最后检泵换泵作业前日产液0.3～0.4 t，日产油0.3～0.4 t，检泵作业后，日产液0.1 t，日产油0.1 t。于2013年4月27日对该井进行解水锁伤害施工，施工后该井最高日产油达到5.8 t，截止到2013年7月4日稳定在日产液2.5 t，日产油2.4 t的水平，解堵效果良好。

从现场施工效果来看，双子表活剂以其优异的表界面性能，有效地解除了CH68区块2口低渗透油井在作业过程中造成的水锁伤害，恢复了油井的产能。这一方法对其他低渗透区块的水锁伤害解除具有一定的借鉴作用。

5 结 论

(1)水锁效应对CH68区块的油井伤害比较严重，多次作业后部分井产液量降低到0.1 td，产油量降低到0.1 td。

(2)低渗透区块水锁伤害发生后，优选低界面张力的双子表活剂可以有效地解除水锁伤害，恢复油井产能。

(3)对低渗透油藏来说，制定合理的关井反应时间，能更有效地解除其水锁伤害，提高储层油相渗透率恢复率。

[1] 李晓丽．双子表面活性剂的研究概况[J]．河北化工，2007，30(6)：29-30．

[2] 田志茗，邓启刚．双子表面活性剂的性能、合成及应用[J]．化工时刊，2008，22(1)：61-63．

[3] 张振华，鄢捷年．低渗透砂岩储集层水锁损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.

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

[5] 廖锐全，徐永高，胡雪滨.水锁效应对低渗透储层的损害及抑制和解除方法[J].天然气工业，2002，22(6)：87-89.