杭锦旗地区致密砂岩气藏水锁伤害评价及防治对策

梅 洁，张 宇，李 雷，张永春

（1．中国石化华北分公司工程技术研究院，河南郑州450006；2．中国石化华北分公司工程技术处）

1 储层工程地质特征［1］

鄂尔多斯盆地北部杭锦旗地区上古生界储层为典型的低压致密砂岩气藏，工区孔隙度的平均值10．35%，主要分布区间为6%～14%；渗透率平均值1．22×10－3μm2，主要分布范围是（0．2～2．0）×10－3μm2，属于中低孔、低渗储层。岩性以灰白色中粗粒石英砂岩、灰白色中粗粒岩屑石英砂岩为主，气藏孔隙类型有粒间溶孔、次生溶孔、晶间微孔和微裂缝，其中剩余原生粒间孔隙和次生溶孔为主要的孔隙类型，构造裂缝及微裂缝较发育，大部分为半充填或未充填。胶结物成分主要为二氧化硅和方解石，局部铁质胶结，主要的粘土矿物类型有伊利石、高岭石、绿泥石以及伊／蒙间层矿物，伊利石和高岭石相对含量最高。自上而下，粘土矿物含量减少，而伊利石相对含量增加，压汞分析数据表明，储层面孔率一般为1．0%～4．0%，最高达10．0%，孔喉结构分选性较差；排驱压力一般小于1．0MPa，中值压力大多数在10．0MPa以上，反映了粗孔喉含量少且连通性差的特点。压汞曲线显示，退汞压力远大于进汞压力，残留汞饱和度大于50．0%，说明毛管压力滞后使外来流体排出较侵入困难，造成亲水油气层水锁，流动效率降低。

2 致密气藏水锁伤害机理［2－6］

在油气藏开发过程中，钻井液、完井液、固井液、以及压裂液等外来流体进入地层后难以排出，使储层含水饱和度增加，油气相对渗透率下降，称为水锁效应。低渗透致密气藏普遍存在着水锁损害，造成水锁效应有内在和外在两方面因素。储层致密、孔隙喉道小，油藏压力低、存在绿泥石薄膜状的孔隙衬边结构是造成储层产生水锁效应的内在因素；驱动压差小、外来流体与岩石的润湿角小、粘度大及油水界面张力大是造成储层产生水锁效应的外在因素。

渗透率越低，孔喉半径越小，油层压力越低，越容易产生水锁损害，且越难以解除其损害。前人通过水锁伤害实验分析表明：水锁的伤害程度与渗透率、孔隙度、原始含水饱和度呈负相关，与束缚水饱和度呈正相关关系。伊利石、泥质含量越高的储集层水锁伤害越大。

判断气藏是否产生水锁损害，D．B．Bennion提出了水锁APTi模型，建立了式（1）的计算模型和评价标准（表1）。

表1 APTi模型评价指标

式中：APTi——水锁指数，Kg——气测渗透率，10－3μm2，Swi——初始含水饱和度。

储层的渗透率和初始含水饱和度是决定水锁效应的主要因素，通过模型公式（1）计算了杭锦旗地区的水锁结果（表2）。由表2可以看出，太原组水锁伤害最为严重。

表2 杭锦旗地区APTi水锁模型计算结果

3 室内水锁伤害实验

3．1 相渗实验

对杭锦旗区块所取12块岩样进行相渗曲线的测定，得到不同渗透率条件下的岩心的水锁伤害程度。从图1可看出，随着含气饱和度的增加，气相渗透率逐渐恢复，水相渗透率减小。当水相渗透率降低到0时，此时对应的含水饱和度即为残余（束缚）水饱和度，气相渗透率达到最大值。

图1 J39－21岩样相渗曲线

从表3可以看出，岩心残余水渗透率较初始渗透率有大幅度的降低，残余水饱和度在40%～80%之间，水锁伤害程度在50%以上，部分岩样甚至达到90%，造成了严重的水锁伤害。

3．2 水锁伤害实验

表3 杭锦旗地区12块岩心相渗实验数据

选取杭锦旗不同区块15块岩心，开展水锁伤害实验。实验方法主要以中华人民共和国石油天然气行业标准SY／T5358－2002《储层敏感性流动实验评价方法》为依据，水锁伤害原理及评价指标按公式（2）计算：

式中：Ic——水锁指数；Ko1——初始测定的岩样渗透率，10－3μm2；Ko2——水锁后测定的岩样渗透率，10－3μm2。

从表4结果来看，实验后岩心渗透率较初始渗透率有大幅度降低，水锁程度损害程度在30%以上，随着层位深度的增加，水锁伤害程度有明显增加的趋势，山西组和太原组水锁伤害程度明显大于下石盒子组。

3．3 实验结果讨论与分析

3．3．1 孔渗、束缚水饱和度对水锁的影响

低渗气藏岩心束缚水饱和度较高，Krg曲线多为凹陷型，水锁损害严重。在Swi～Sgr区间段，Krg曲线弯曲度越大或越接近含气饱和度轴，水锁损害程度越严重（如图1所示）。随着渗透率的增加，残余水饱和度下降，残余气相渗透率与渗透率呈正相关，孔隙度与残余水饱和度线性相关性不大，总体呈现孔隙度增加、残余水饱和度下降的趋势（图2、3）。

从图4可以看出，在下石盒子组盒3、盒2、盒1储层中，水锁伤害程度与储集层渗透率的负相关性很强。随着渗透率的增加，水锁伤害程度逐渐减小，并趋近于一个定值。由于该区块粗孔喉含量少且连通性差，储层渗透率贡献率以粗孔喉贡献为主，只要有足够的压差，水相很难完全堵塞。而渗透率越低，孔喉半径越小，毛管力越大，细小喉道形成堵塞，导致水相流动的阻力越大，水锁伤害程度增强。

表4 杭锦旗水锁伤害实验

图2 渗透率与残余气相渗透率关系

图3 孔隙度与残余水饱和度

图4 渗透率与水锁程度曲线

3．3．2 层位对水锁的影响

从图5可以看出，在相同渗透率条件下，下石盒子组水锁程度明显小于山西组和太原组储层。随着埋深的增加，温度在60～130℃，K＋与H＋比率接近正常海水时，蒙脱石失去层间水而向伊蒙混层粘土矿物以及伊利石转化。而伊利石强烈吸附水，使岩心含水饱和度升高，气相渗透率降低。另外从测井数据统计的各层孔渗参数（表2），山西组和太原组物性较差，孔渗低于下石盒子组，导致山西组和太原组水锁程度明显大于下石盒子组储层。因此，需要加强对山西组和太原组水锁伤害的保护措施。

图5 杭锦旗不同层位水锁程度

3．3．3 自吸对水锁的影响

由于低渗透岩石的自吸作用，外来流体靠自吸作用进入岩石，造成水锁损害。对于低渗透储层，随着渗透率的降低，虽然在同等正压差下进入储层的外来流体的量减小，但毛细管半径减小，自吸作用增加，且这部分自吸水更不容易被返排出来，如果再加上储层低压，水锁伤害程度就显著增加。

从图6可以看出，岩心在自吸的初期，随着自吸时间的增加，水锁损害程度一直在增大，自吸到一定的时间（120～150 min）后，其水锁损害也就不再明显增加了。渗透率越高，自吸量越大，达到饱和的时间越短。

图6 水锁程度与自吸时间的关系

4 水锁伤害防治对策［7－10］

目前，国内外解除水锁伤害的方法主要有：延长关井时间，水力压裂，降低界面张力，地层热处理技术等。针对鄂尔多斯盆地杭锦旗区块储层低渗致密、低压、局部含水饱和度高，天然裂缝发育的特点，水锁伤害防治对策建议如下：

（1）严格控制气井完井到投产之间时间以及井筒流体与储层间的压力差，减少液相与储层接触时间，降低水锁伤害。

（2）合理控制压裂规模，防止压裂缝沟通边底水对储层造成二次的水锁伤害。在压裂前置液阶段和携砂液前端分步加入防水锁剂，采用泡排剂、液氮助排工艺促进液相的快速返排。

（3）建议试验泡沫压裂液体系或增能压裂液体系，减少液相进入储层机率，提高地层能量，促进压裂液的返排。

以上措施在杭锦旗区块中产生较好的应用效果。锦77盒1段分三段射孔，砂体厚度33．3m，平均含气饱和度仅为18．77%，显示为含气水层。在压裂施工中严格控制规模防止沟通水层，加入水伤害处理剂减小水锁损害，压后无阻流量4．33×104m3／d，油压8．3 MPa，压后产水量5 m3／d，返排率62．7%。锦82盒1段含气饱和度为25．23%，显示为含气水层，压后无阻流量3．12×104m3／d，油压3．6 MPa，产水量2．52 m3／d，返排率为66．43%。

5 结论与建议

（1）杭锦旗区块为中低孔致密砂岩储层，孔喉细小，毛管力大，连通性差，存在潜在的水锁伤害因素，经水锁模型计算该区块存在严重的水锁伤害。

（2）由相渗曲线得出致密砂岩储层束缚水饱和度主要介于40%至80%之间，曲线弯曲度越大或越接近含气饱和度轴，水锁损害程度越严重。毛管的自吸作用强化了储层的水锁伤害。天然裂缝的存在进一步扩大了水相与储层的接触面积，造成大面积的水锁伤害。

（3）室内相渗和水锁伤害等实验表明，致密砂岩储层水锁伤害在40%以上，太原组、山西组的水锁程度明显大于下石盒子组；水锁伤害程度与渗透率、束缚水饱和度呈负相关，与储层伊利石含量呈正相关。

（4）建议预防为主，解堵为辅。在各种作业前做好水锁的防范措施，尽量避免液相进入储层；采用表面活性剂、注液氮等必要的措施解除水锁伤害，减少液相对储层的伤害。

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