华北油田冀中坳陷低渗透气藏水锁损害防治技术研究与应用

肖博雅，唐邦忠，赵 峰

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都610500；2.华北石油公司勘探部，河北任丘062552）

华北油田冀中坳陷低渗透气藏水锁损害防治技术研究与应用

肖博雅*1，唐邦忠2，赵 峰1

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川成都610500；2.华北石油公司勘探部，河北任丘062552）

低渗透砂岩气藏具有强的潜在自吸水趋势，不利的气井作业使这种趋势变为现实，并最终导致水锁损害。根据华北油田冀中坳陷低渗透气藏地质特征，分析其潜在的水锁损害，开展水锁损害评价和水锁预防解除方法的室内研究，并进行了现场应用。研究表明：欠平衡条件下打开砂岩气层时，欠平衡压差往往并不能完全抵消岩石的毛细管自吸力，从而产生毛细管逆流自吸效应，是造成储层损害的主要因素和重要途径。通过改变岩石润湿性和界面张力，可降低岩芯毛细管自吸力、加快滞留液体排出，达到预防和解除水锁损害的效果。现场应用表明，采取针对性措施后，试验井表皮系数和堵塞比平均值在低于对比井情况下，获得自然高产，达到了良好的储层保护效果。

低渗透气藏；逆流自吸；水锁损害；润湿性反转剂；表面活性剂；现场应用

1 概述

冀中坳陷位于渤海湾新生代陆相断陷盆地的西部，西以太东断裂为界，东至沧县隆起，北依燕山褶皱带，南抵邢衡隆起，呈北北东向展布[1]。探区主要天然气产层位于东营组（Ed）和沙河街组（Es），多以中渗透和低渗透气藏为主，储集空间多以原生粒间孔和粒间溶孔为主，长石粒内溶孔普遍存在，孔喉、喉道狭小，多为片状和弯片状，局部层位微裂缝发育。钻完井过程中，工作液侵入裂缝，并在毛细管自吸作用下进入基块，形成水锁损害。水锁损害一旦形成会妨碍气藏及时发现和准确评价、增加作业成本、降低天然气采收率、减缓开发过程[2]。长期以来，国内外学者开展了多项水锁防治技术研究，如：采用欠平衡作业、注气吞吐、地层加热技术等，本文针对润湿性反转法和表面活性剂法进行了室内实验研究，华北油田冀中探区低渗透气藏水锁损害预防和解除得到良好效果。

2 水锁损害实验评价

2.1 过平衡条件下水锁损害评价

2.1.1 实验步骤

（1）岩芯烘干，测定岩芯的气测渗透率，作为岩芯初始渗透率Kg0；

（2）抽真空饱和地层水，20h以上；

（3）采用含水饱和度递减法，建立不同含水饱和度并测定不同含水饱和度下的岩芯气测渗透率，直到测定岩芯束缚水饱和度以下的气测渗透率。

用下式计算水锁引起的损害指数Dw：

式中：Dw——渗透率损害率，%；

Kg0——岩芯初始气测渗透率，10-3μm2；

Kgi——不同含水饱和度下所对应的气体渗透率，10-3μm2。

2.1.2 实验结果分析

实验结果如表1、图1所示，岩芯含水饱和度35%设为原始状态，13号样含水饱和度小于40%时，无水锁损害；含水饱和度40%～60%，水锁损害弱；含水饱和度60%～65%，中等偏弱水锁损害；含水饱和度大于65%，损害程度中等偏强。3号样含水饱和度小于50%，无水锁损害；含水饱和度50%～55%，损害程度中等偏弱；含水含水饱和度55%～60%，损害程度中等偏弱；含水饱和度大于60%，损害程度中等偏强。由此看出，研究区低渗透气藏潜在水锁损害，含水饱和度大于60%时，水锁损害中等偏强。

2.2 欠平衡条件下水锁损害评价

表1 水锁实验结果

图1 水锁实验曲线

在采用欠平衡水基钻井液钻开砂岩气层时，欠平衡压差不能完全抵消岩石的毛细管自吸力，从而产生毛细管逆流自吸效应，它是造成储层损害的主要因素和重要途径。

逆流自吸过程是非润湿相流动方向与润湿相吸渗方向相反的自吸过程。其实验目的是利用水基欠平衡模拟装置动态评价不同饱和度下欠平衡逆流自吸对储层的渗流能力的影响，并研究水基欠平衡钻井的主要损害机理及影响因素。

2.2.1 实验步骤

（1）岩芯烘干后，测试基本物性参数；

（2）2种实验类型：围压均5MPa，实验1：2h，实验2：3h。

①干岩芯自吸对物性影响评价：选取渗透率相当的一组岩芯，分别用欠压值100psi和150psi进行地层水自吸实验；并在欠压值150psi相同条件下，评价物性对自吸影响程度。

②不同初始含水饱和度对自吸影响评价：抽真空饱和地层水24h，氮气驱后建不同的含水饱和度，分别为60%、40%和20%进行地层水自吸实验，设置欠压值100psi。

③测试过程中连续监测岩芯渗透率Kgi的变化，确定水相逆流自吸对储层气相渗透率的影响。

2.2.2 实验结果分析

图2 不同欠压值下地层水自吸实验

图2为不同欠压值条件下逆流自吸实验结果，在欠压值为100psi时（K=6.52×10-3μm2），自吸损害率11.46%，而当欠压值为150psi时（K=7.63×10-3μm2），损害率为7.63%。由此可以看出，岩芯渗透率级别相当时，欠压值越低，岩芯的渗透率下降速率越大，造成的损害就越大，不能起到很好的欠平衡保护储层效果，这是由于较低的欠压值使岩芯在短期内丧失渗流能力。

图3 不同渗透率下自吸实验结果

相同欠压值150psi下，随自吸时间延长，52号岩芯（K=1.53×10-3μm2）渗透率下降幅度慢，自吸损害率较低，为9.83%；而67号（K=8.78×10-3μm2），下降幅度较大并逐渐趋于平缓，损害率为23.51%，将两岩芯进行称重并与实验前的重量进行对比，67号岩芯吸入泥浆滤液较多，渗透率下降幅度较大。因此，相同欠压值条件下，2种渗透率级别的岩芯，渗透率越高，自吸速率越快，损害程度越大，反之亦然。

不同饱和度下的基块的欠平衡逆流自吸实验2结果表明：

当Sw约为60%时，56号（图4）岩芯的渗透率恢复曲线呈上升的趋势，主要是由于岩芯孔喉中本身的含水饱和度较高，再加上测试过程中用氮气不断的驱替，将孔喉中的水相驱出，岩芯另一端又因为其本身过高的饱和度而无法产生自吸，导致渗透率逐渐变大。试验后重量与测试前进行对比，有所降低。

当Sw约为40%时，由于岩芯的末端初次接触润湿水相，此时渗透率的下降幅度最大，而后又随自吸时间的延长而逐渐趋于平缓。

当Sw约为20%时，曲线趋于平缓，对自吸采收速率没有显著影响，除了刚开始与地层水接触，瞬间气相渗透率明显降低外。

3 水锁预防解除方法室内研究

J.Mahadevan[3]将水锁损害的产生分为2个阶段：首先，孔隙中的水被产出气驱替到“蒸发带”，接着在“蒸发带”被气体带出。为了消除水锁损害的影响，其研究重点在消除产生水锁损害的因素上[4]。下面主要介绍润湿性反转法和表面活性剂预防解除法室内实验研究。

图4 不同含水饱和度欠平衡自吸实验结果

3.1 润湿性反转剂预防水锁研究

低渗透致密砂岩气藏具有强的潜在自吸水趋势，不利的气井作业使这种趋势变为现实，并最终导致水锁损害。国内外大量实验及理论研究表明：中性气润湿岩芯比其它润湿性岩芯得到的含液饱和度低，通过中性气润湿性改造，能增加气液两相的渗流能力。我们把固体表面的亲水性和亲油性的相互转化叫做润湿性反转[5]。

图5 润湿性反转现象

润湿性反转剂改变气藏的亲水性原理如下：反转剂是两亲分子，它的极性基容易被吸附在固体表面，非极性基伸向空气，形成定向排列的吸附层[6]（图5）。因此，通过反转剂粒子在储层孔壁的吸附，降低毛细管压力，减少油、水在孔隙壁面的吸附和小孔隙中的聚集，使近井地带岩石的强亲水性变为中性润湿条件，达到降低水相滞留，和提高气体流量的目的[7]。

根据润湿性反转预防水锁损害机理，本次研究研制了吸附润湿性反转剂RCW-2，通过氟改性纳米粒子在储层孔壁的吸附，对储层进行中性气润湿改造，降低毛细管压力，减少油、水在孔隙壁面的吸附和小孔隙中的聚集，从而预防和解除液锁伤害，保持气井产能。

3.1.1 实验步骤

（1）润湿性反转剂加量优选：岩芯烘干切片，测试原始润湿角；分别饱和0.2%、0.4%、0.6%、0.8%、1.0%润湿性反转剂RCW-2的KCl溶液，饱和48h以上；测试不同岩样润湿角，选出最优量的润湿性反转剂RCW加量。

（2）岩芯烘干，测量干重，抽空饱和1%KCl溶液，采用氮气恒压驱替至束缚水饱和度，测试岩芯气相渗透率Kg1；用（1）中选出的润湿性反转剂含量的KCl溶液浸泡海绵，将岩芯一断面置于海绵上，使岩芯与含有反转剂的KCl溶液充分接触自吸；用氮气恒压驱替至束缚水饱和度，测试岩芯气相渗透率Kg2。

表2 接触角测试统计表

3.1.2 实验结果分析

用不同浓度的润湿性反转剂饱和岩样，实验结果见表2，3号样接触角有明显改变，接触角增加20°以上。因此，润湿性反转剂在KCl溶液中的最佳浓度为0.8%。

表3为岩芯自吸实验结果，岩芯与反转剂接触后在一定程度上减弱了岩芯亲水性，渗透率略有增加，37号样气测渗透率值分别从19.69×10-3μm2增加到21.15× 10-3μm2；27号样气测值自20.82×10-3μm2增加至22.44× 10-3μm2，渗透率损害率分别为-7.46%、-7.78%。可见，采用润湿性反转剂RCW-2后，岩芯渗透率增加，储层保护效果良好。

表3 润湿性反转剂解除水锁实验评价结果表

3.2 表面活性剂解除水锁研究

由Laplace方程可知，在多孔介质中，孔径一定时，毛管压力与不混溶相的界面张力成正比。有效地降低界面张力就能降低毛管压力，从而排掉大部分滞留水。相关研究表明，表面活性剂能降低界面张力，改变体系界面性质，减小克服水锁损害所需启动压力[8]。本次研究开发了3种表面活性剂SSA-2、CT-2、FCT-1，进行了室内水锁解除实验研究。

3.2.1 实验步骤

（1）干岩芯自吸1%KCl溶液，建立含水饱和度Sw1，气测岩芯渗透率K1；

（2）岩芯抽空饱和1%KCl溶液，用N2驱至含水饱和度Sw2，气测岩芯渗透率K2，将岩芯放入烤箱烘干；

（3）岩芯自吸1%KCl溶液，建立与（1）中相同的含水饱和度Sw3，气测岩芯渗透率K3；

（4）岩芯抽空饱和含0.2%表活剂的KCl溶液，采用（2）中相同条件建立含水饱和度Sw4，气测渗透率K4。

3.2.2 实验结果分析

表面活性剂解除水锁实验结果见表4，25号岩样自吸1%KCl溶液，实验前后渗透率变化为30.49%，相同实验条件下，饱和表活剂SAA-1溶液后，氮气驱替，岩芯含水饱和度略有降低，渗透率变化率减小至13.46%；未加表活剂时36号岩样渗透率变化率32.16%，与表活剂CT-2作用后，含水饱和度减小，渗透率变化率降低到11.36%；未加表活剂时39岩样渗透率变化率9.69%，加入表活剂FCT-1后，岩芯含水饱和度基本不变，渗透率变化率增加至13.82%。表活剂CT-2解除水锁损害效果优于表活剂SAA-1和FCT-1。

4 现场应用效果分析

在上述研究的基础上，针对G40x、G43x井进行了现场试验，试验井气层保护完井液为：现场用完井液+ 0.8%RCW-2+0.2%CT-2。

表4 表活剂解除水锁实验结果表

备注：Sw1、Sw3：自吸KCl溶液后，岩芯含水饱和度（%）；Sw2：饱和KCl溶液后，N2驱替建立的含水饱和度（%）；Sw4：饱和含表活剂溶液后，N2驱替建立的含水饱和度（%）；K1：含水饱和度Sw1下的岩芯气测渗透率；K2：含水饱和度Sw2下的岩芯气测渗透率；K3：含水饱和度Sw3下的岩芯气测渗透率；K4：含水饱和度Sw4下的岩芯气测渗透；I：渗透率变化率（%），I1=|K1-K2|/K1×100%；I2=|K3-K4|/K3×100%。

选用物性基本相近的井对比发现，试验井G40x表皮系数-2.25、堵塞比0.62，G43x井堵塞比2.01，低于对比井，并且获得了自然高产（表5）。由此看出，润湿性反转剂和表面活性剂起到了预防和解除水锁损害的目的，达到有效保护储层的效果。

5 结论与建议

表5 现场试验井与对比井测试成果对比

（1）研究区低渗透气藏潜在水锁损害，含水饱和度大于60%时，水锁损害中等偏强。欠平衡条件下，岩芯渗透率级别相当时，欠压值越低，造成的损害就越大；相同欠压值条件下，2种渗透率级别的岩芯，渗透率越高，自吸速率越快，损害程度越大，反之亦然。

（2）润湿性反转剂RCW-2可以有效改变岩石润湿性，气层岩芯渗透率变化率为-7.46%～-7.78%，达到有效预防和解除水锁损害的目的。

（3）表面活性剂可以改变界面张力，未加表活剂时，岩芯渗透率变化率32.16%，加入表活剂CT-2作用后，含水饱和度减小，渗透率变化率降低到11.36%，可降低岩芯毛细管自吸力和加快滞留液体排出。

（4）现场实验结果表明，完井液中加入RCW-2和CT-2后，表皮系数和堵塞比低于对比井，在G40x和G43x井取得了自然高产，达到了良好地储层保护效果。

[1]联翩.低渗透气藏水锁伤害的预防技术研究[D].四川成都：西南石油大学，2012：9.

[2] 周加佳.通过改变岩石润湿性增加气井产能的室内研究[J].国外油田工程，2009，25（12）：39-42.

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[4]陈荣沂.表面活性剂化学与应用[M].北京：纺织工业出版社，1990：88.

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[6] J.Mahadevan,M.M.Sharma.Evapor Ative Clean-up of Water-blocks in Gas Wells[R].SPE94215.

[7]李皋，孟英峰，唐洪明，等.低渗透致密砂岩水锁损害机理及评价技术[M].四川成都：四川科学技术出版社，2012：4.

[8]杨桂茹.冀中坳陷油气储量分布特征及未来储量区带分析[J].天然气地球科学，2009，20（6）：923-929.

TE258

A

1004-5716(2015)02-0031-05

2014-03-07

肖博雅（1988-），女（汉族），河北霸州人，西南石油学院矿产普查与勘探专业在读硕士研究生，研究方向：储层开发。