苏6井区气藏降低水锁伤害方法分析

李韬田 磊倪焱 闫涛(中国石油长庆油田分公司第四采气厂，陕西西安710021)

苏6井区气藏降低水锁伤害方法分析

李韬田 磊倪焱 闫涛(中国石油长庆油田分公司第四采气厂，陕西西安710021)

苏里格气田苏6区块属于低孔、低渗气藏，在开发过程中储层容易受到伤害，极大的影响了开发效果。以往的研究成果表明，苏6区块储层伤害主要为水锁伤害，因此，分析研究区储层特征，探讨并实践解除水锁的工艺技术方法，对后期提高采收率具有较为重要的作用。分析了苏6区块二叠系石盒子组8段储层特征，在实验室内进行了水锁伤害评价实验，分析束缚水饱和度、含水饱和度、自吸水量和驱替压力与水锁伤害的影响，并探讨了常用的水锁解除方法，为研究区储层保护提供技术指导。

苏里格气田；水锁伤害；水锁解除与预防

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地中北部区域，属于毛乌素沙漠，气田主要开发层系为二叠系石盒子组8段气藏，储层为典型的低渗、低丰度岩性油气藏[1]。目前投入开发的苏6区块已处于中后期开发阶段，为河流沉积体系，经过岩心及薄片分析，该层系储层储集空间以孔隙为主，石英砂岩和含泥质岩屑砂岩[2]。粘土矿物含量较多，主要为伊利石和蒙脱石，孔隙吼道半径较小，面孔率较低。此类典型的储层特征，决定了在开发过程极易受到各类工程作业造成的储层伤害，例如钻完井液对储层的侵入、酸化压裂过程注入液的影响等[3]。储层伤害后，渗流能力降低，影响气井正常生产。经前期的分析研究，苏6区块部分单井存在较为严重的储层水锁伤害。

储层伤害的诱因主要来自于两个方面，一方面是外来流体与储层岩石的相互作用，包含外来固体颗粒对储层孔隙吼道的堵塞、侵入液造成的岩石敏感性损害、储层内部岩石及其组分与流体的反应等；另一方面为外来侵入流体与地层内流体的相互作用，包括流体产生的乳化物堵塞储层孔隙吼道、有机级无机物结垢堵塞、固相颗粒沉淀等[4]。保护油气层在油气田开发过程具有极为重要的意义，是提高采收率的关键。国内外对于油气层保护，开展了相关的技术研究，例如储层伤害机理的分析、室内岩心伤害相关实验、低伤害钻井液和压裂液的研发等等。对于苏里格气田这类更加典型而复杂的储层伤害分析方面，仍值得进一步分析研究。

1 苏6区块储层特征

1.1 储层物性特征

苏6区块储层岩石颗粒组成主要为灰白色中粗粒石英砂岩、岩屑石英砂岩，石英含量一般为80～94%，长石含量一般为0～3.5%，岩屑类含量一般为10～30%。粒度以中粗粒、粗粒为主，粒度变化大，分选性中等，磨圆度为次棱状为主。填隙物成分主要为伊丽石、绿泥石、铁方解石、高岭石等。粘土矿物含量一般为3.2～17.8%，平均含量9.1%。

孔隙结构为残余粒间孔隙、颗粒孔隙、粒间溶蚀孔洞、微溶孔等。孔隙结构变化较大，岩心分析孔喉半径一般为0.03～2.35μm。孔隙度变化较大，一般在3.52～23.56%之间，渗透率一般为8.5～15.9×10-3μm2。属于低孔、低渗储层。

1.2 流体特征

二叠系石盒子组8段为气藏，天然气甲烷含量较高，平均为94.2%，CO2含量平均为0.95%，基本不含硫化氢。

产出主要为凝析水，矿化度较低约45g/L，为CaCl2水型。

2 水锁伤害实验评价

2.1 实验目的

分析苏6区块水锁伤害的情况，为水锁的消除和预防提供参考。

2.2 实验原理及方法

实验过程测试岩心未侵入水的渗透率，再将模拟的地层水注入岩心，测试渗透率，进行对比分析，评价岩心伤害情况。

2.3 实验过程

实验温度25℃，模拟地层水密度1.01g/cm3，粘度1.05mpa·s。

设置不同的对照实验，分析不同影响因素下岩心渗透率的影响，包含（1）水锁伤害与岩心内束缚水饱和度的关系；（2）水锁伤害与岩心内含水饱和度的关系；（3）水锁伤害与自吸水量的关系；（4）水锁伤害与驱替压力的关系。

2.4 实验结果

通过实验分析得知：水锁伤害程度与束缚水饱和度成正相关性，束缚水饱和度越高，水锁程度越严重；储层伤害程度与岩心孔隙度成负相关，总体来看孔隙度越大，储层伤害程度越小；水锁伤害程度与岩心含水饱和度成正相关；水锁伤害程度与自吸水量成正相关，且开始时伤害程度剧增，到最后趋于平缓；驱替压力对储层伤害的影响，具有两段性，在超压情况下，驱替压力的增大岩心伤害程度逐渐增大，而在欠压情况下，驱替压力的增大岩心伤害程度逐渐降低。

3 水锁解除方法

3.1 注气

目前常用注干气、二氧化碳和氮气。干气与地层内气体混合后使得气体干度增大，降低近井地带含水饱和度，从而降低水锁效果。注入二氧化碳可溶解于地层水，形成酸化作用解除堵塞。注入氮气成本较低，在实际应用中具有良好的解堵、躯体和气举作用的效果，是目前较为广泛采用的注气方式。

3.2 热处理

常规的热处理方法是通过一种专有的井底传输油管加热工具注入气体直接加热井底近井地带目标层，加热该目标层从而使井筒附近的温度超过500℃，达到反渗吸水超临界抽提的目的[5]。

3.3 水力压裂

通过压裂改善储层近井地带的渗流能力，能使单井在一定时间内内起到增产的作用。

3.4 注入表面活性剂

注入的表面活性剂能有效降低溶液的界面张力，使表面呈活化状态，有利于更好的解除水锁效应。

4 结语

分析了苏6区块储层地质特征，为低孔、低渗储层，建立岩心实验，得到岩心内束缚水饱和度、岩心内含水饱和度、自吸水量和驱替压力与水锁伤害程度的关系，并探讨了相关的水锁解除方法。

[1]周小平，孙雷，陈朝刚.低渗透气藏水锁效应研究[J].特种油气藏，2005，12(5):53-54．

[2]贺成祖，华明琪.水锁效应研究[J].钻井液与完井液，1996，13(6):14-15．

[3]崔迎春，张琰.低渗气层损害室内评价标准的初步研究[J].石油钻探技术，2001，29(6):46-48．

[4]刘锐峨，孙粉娜，拜文华，等.苏里格庙盒8气层次生孔隙成因及孔隙演化模式探讨[J].石油勘探与开发，2002，29(6):47-49.

[5]朱国华，徐建军，李琴.砂岩气藏水锁效应实验研究[J].天然气勘探与开发，2003，3(1):29-36.

李韬（1988-），男，汉族，从事天然气开采工作。