新疆油田致密气藏防/解水锁技术研究*

闫利恒，王 彬，汪 洋，胡元伟，哈斯亚提·萨依提

（中国石油 新疆油田勘探开发研究院，新疆 乌鲁木齐 830013）

随着常规油气资源的不断勘探与开发，此类油气资源逐渐呈现出日益减少以及开发难度不断加大的趋势，然而全球社会对油气资源的需求量却逐渐增大。因此，对非常规油气资源的勘探与开发逐渐成为国内外众多科研工作者研究的热点和重点[1-4]。其中致密天然气作为一种非常重要的非常规油气资源，近年来受到越来越多的关注，致密气藏通常具有低孔、低渗、低压以及孔喉细小的特点，在其勘探开发过程中极易对储层造成严重的水锁损害[5-9]。并且，此类气藏一旦造成水锁损害，就会对储层渗透率造成严重的伤害，其伤害率通常可以达到70%以上，进而会大幅度的降低气藏的产能。因此，研究致密气藏的水锁损害因素，并提出合理的防/解水锁措施，是提高此类致密气藏开发的关键[10-14]。

新疆油田某致密气藏储层平均孔隙度为5.02%，平均渗透率为0.024mD，地层水矿化度为35000mg·L-1，该区块储层岩石以长石砂岩为主，储集空间主要为原生粒间孔，岩石中黏土矿物含量最高可达15%以上，且主要以伊利石和伊/蒙混层为主，平均孔喉半径约为0.1μm 左右。随着该区块勘探开发的进行，部分气井在入井流体的作用下产生了比较严重的水锁损害现象，从而导致气井的产量急剧下降，大大降低了该区块的开发效率。因此，本文以新疆油田某致密气藏储层段岩心为研究对象，在评价了水锁损害因素的基础上，研究出了适合该油田致密气藏防/解水锁的复合表面活性剂FSJ-3，并评价了其对该区块内储层段天然岩心的防/解水锁效果，为新疆油田致密气藏的高效合理开发提供一定的技术支持。

1 实验部分

1.1 材料及仪器

复合表面活性剂FJS-1、FJS-2、FJS-3 和FJS-4，主要成分均为非离子表面活性剂、阴离子表面活性剂和甲醇，有效质量浓度均为85%，实验室自制；高纯N2（99.999%南宁市梁代气体有限公司）；模拟地层水（矿化度为35000mg·L-1）；储层段天然岩心（长度均为6cm，直径均为2.5cm，初始气测渗透率均为0.02mD 左右）。

PDP-200 型脉冲衰减气体渗透率测量仪（北京比莱石油仪器有限公司）；H5542 型恒温干燥箱（邢台润联科技开发有限公司）；JYW-200A 型全自动表面张力仪（承德金和仪器制造有限公司）；OCA25-视频接触角测量仪（北京奥德利诺仪器有限公司）；高温高压岩心驱替实验装置（湖北创联石油科技有限公司）。

1.2 实验方法

1.2.1 水锁损害实验评价

（1）选取新疆油田致密气藏储层段天然岩心，经过洗油和烘干处理后，再测定其初始气测渗透率，备用；（2）将岩心通过注入湿N2的方式建立不同的含水饱和度；（3）使用脉冲式气测渗透率测量仪测定的岩心在不同含水饱和度条件下的气测渗透率K0；（4）再将岩心抽真空饱和实验流体，然后使用N2返排，N2驱替压力为4MPa；（5）继续使用脉冲式气测渗透率测量仪测定岩心返排不同时间后的渗透率变化情况，直至岩心渗透率恒定不变，记录最终渗透率Kd，计算岩心的水锁损害率D=（K0-Kd）/K0。

1.2.2 表面张力测定实验 使用模拟地层水配制不同类型复合表面活性剂的溶液，然后在室温下放置24h 后，使用全自动表面张力仪测定不同复合表面活性剂溶液的表面张力值。

1.2.3 润湿性评价实验

（1）选择新疆油田致密气藏储层段天然岩心，洗油、烘干，将其切割成大小统一的切片；（2）将岩心切片浸泡在不同类型的复合表面活性剂溶液中，浸泡时间为24h，然后取出烘干；（3）使用视频接触角测量仪测定蒸馏水在不同岩心切片表面上的接触角，为了对比，测定未浸泡的岩心切片表面的接触角作为空白组。以此评价不同类型的复合表面活性剂溶液对岩心表面润湿性的影响。

1.2.4 防/解水锁实验评价

（1）按照1.2.1 中的实验方法处理天然岩心，然后使用模拟地层水抽真空饱和岩心，饱和时间为24h；（2）沿着气测反方向往岩心中注入不同孔隙倍数的防/解水锁处理剂，关闭岩心进出口端阀门，放置24h；（3）使用N2返排，驱替压力为4MPa，然后测定最终渗透率，计算水锁损害率；（4）空白对照组岩心饱和模拟地层水后直接采用N2返排，测定水锁损害率。

2 结果与讨论

2.1 水锁损害影响因素

2.1.1 初始含水饱和度的影响 按照1.2.1 中的实验方法，评价了岩心不同初始含水饱和度对水锁损害的影响，岩心黏土矿物含量均为8%左右，实验流体均为模拟地层水（矿化度为35000mg·L-1），实验结果见图1。

图1 初始含水饱和度与水锁损害率之间的关系Fig.1 Relationship between initial water saturation and water lock damage rate

由图1 可知，随着岩心初始含水饱和度的不断升高，水锁损害率逐渐降低，当岩心初始含水饱和度为15%时，水锁损害率可以达到75%以上，而当岩心的初始含水饱和度增大至35%时，水锁损害率可以降低至60%以下。这是由于岩心的初始含水饱和度越高，其与束缚水饱和度之间的差值就相对越小，从而导致水锁损害率有所降低。

2.1.2 黏土矿物含量的影响 按照1.2.1 中的实验方法，评价了不同黏土矿物含量对水锁损害的影响，岩心初始含水饱和度均为20%，实验流体均为模拟地层水（矿化度为35000mg·L-1），实验结果见图2。

图2 黏土矿物含量与水锁损害率之间的关系Fig.2 Relationship between clay mineral content and water lock damage rate

由图2 可知，随着岩心中黏土矿物含量的不断增大，水锁损害率逐渐升高，当黏土矿物含量为3.5%时，水锁损害率在55%左右，而当黏土矿物含量增大至15.1%时，水锁损害率则可以升高至80%左右。这是由于黏土矿物的存在会对致密气藏储层孔隙造成一定的充填和堵塞，从而使孔隙空间减少，进而影响水相的排出，所以黏土矿物含量越高，水锁损害率就越大。

2.1.3 流体矿化度的影响 按照1.2.1 中的实验方法，评价了不同流体矿化度对水锁损害的影响，岩心初始含水饱和度均为20%，岩心黏土矿物含量均为8%左右，实验结果见图3。

图3 实验流体矿化度与水锁损害率之间的关系Fig.3 Relationship between salinity of experimental fluid and damage rate of water lock

由图3 可知，随着实验流体矿化度的不断增大，水锁损害率呈现出先降低后升高的趋势，当实验流体矿化度为35000mg·L-1时，水锁损害率最小，为70%左右，而当实验流体矿化度降低为0mg·L-1时，水锁损害率可以达到75%以上，当实验流体矿化度升高至70000mg·L-1时，水锁损害率可以达到77%左右；这是由于当实验流体矿化度较低时，可能会存在一定的水敏现象，从而使渗透率降低幅度增大；而当实验流体矿化度较高时，又容易产生盐结晶堵塞损害，对岩心的渗透率造成伤害。

2.2 防/解水锁处理剂优选

2.2.1 表面张力测定结果 按照1.2.2 中的实验方法，测定了不同复合表面活性剂溶液的表面张力大小，实验结果见图4。

图4 复合表面活性剂加量对表面张力的影响Fig.4 Effect of compound surfactant dosage on surface tension

由图4 可知，随着不同类型复合表面活性剂加量的不断增大，溶液的表面张力均呈现出逐渐降低的趋势，其中复合表面活性剂FJS-3 降低表面张力的效果最好，当其加量为10%时，就能将水溶液的表面张力值降低至20mN·m-1左右，具有良好的表面活性。

2.2.2 润湿性测定结果 按照1.2.3 中的实验方法，评价了不同类型复合表面活性剂溶液对目标油田储层段天然岩心表面润湿性的影响，复合表面活性剂的加量均为10%，实验结果见图5。

图5 不同复合表面活性剂对岩心表面润湿性的影响Fig.5 Effect of different composite surfactants on core surface wettability

由图5 可知，与未经表面活性剂处理的空白岩心切片表面接触角相比，经过不同类型复合表面活性剂溶液浸泡处理后的岩心切片表面接触角均呈现出不同程度的增大现象，其中复合表面活性剂FJS-3 的效果最好，可使岩心表面接触角由21.8°增大至78.4°，使其表面润湿性由亲水性向中性润湿方向转变，起到了良好的润湿反转效果。

综合上述表面张力实验和润湿性评价实验结果，选择复合表面活性剂FJS-3 作为新疆油田致密气藏防/解水锁处理剂，推荐其最佳加量为10%。

2.3 防/解水锁效果

按照1.2.4 中的实验方法，评价了防/解水锁处理剂对新疆油田致密气藏储层段天然岩心水锁损害的防治和解除效果，岩心初始含水率饱和度均为20%，黏土矿物含量均为8%左右，实验流体矿化度均为35000mg·L-1，实验结果见图6。

图6 复合表面活性剂FJS-3 防/解水锁效果Fig.6 Anti/anti water lock effect of composite surfactant FJS-3

由图6 可知，随着复合表面活性剂FJS-3 注入PV 数的不断增大，新疆油田致密气藏储层段天然岩心的水锁损害率逐渐降低，当其注入2PV 时，可以将水锁损害率降低至25%左右，此时的水锁损害程度较弱，达到了良好的防/解水锁效果。这是由于防/解水锁处理剂FJS-3 中的表面活性剂能够有效降低表面张力，并能有效改变岩心表面的润湿性，从而大幅度的降低毛细管力，使岩心吸水性能减弱；另外，防/解水锁处理剂FJS-3 中的甲醇能够在短时间内蒸发掉岩心内部的部分流体，从而使岩心的含水饱和度下降，达到有效降低水锁损害的效果。

3 结论

（1）岩心初始含水饱和度越高，新疆油田致密气藏储层段天然岩心的水锁损害率就越低；而岩心中黏土矿物含量越高，岩心的水锁损害率就越高；此外，随着实验流体矿化度的不断增大，岩心水锁损害率呈现出先降低后升高的趋势。

（2）复合表面活性剂FJS-3 降低水溶液表面张力的效果最好，当加量为10%时，能使表面张力降低至20mN·m-1左右；复合表面活性剂FJS-3 改变岩石表面润湿性的效果最好，经过FJS-3 处理后，岩心表面的接触角可由21.8°增大至78.4°。

（3）推荐将10%复合表面活性剂FJS-3 作为新疆油田致密气藏防/解水锁处理剂，当其在岩心中注入2PV 时，能使岩心的水锁损害率大幅度降低，损害率可由初始的70.8%降低至25.4%，起到了良好的防/解水锁效果。