龙凤山地区火山岩气藏水锁影响因素分析及保护措施*

牟汉生

(中国石油化工股份有限公司东北油气分公司，吉林长春 130062)

随着国民经济的发展以及社会环保意识的提高，清洁能源的需求量正在逐年增大，其中天然气资源作为一种清洁能源，近年来受到越来越多的关注。我国的天然气资源储量丰富，据统计，全国累计已探明的天然气资源储量在10×1012m3以上，其中非常规天然气资源的储量约占40%[1-4]。非常规天然气资源与常规油气资源相比，勘探开发难度较大，其储层往往具有低孔、低渗、高含水饱和度以及低含气饱和度的特点，通常需要压裂等增产措施才能获得工业开采价值,并且在勘探开发过程中，随着外来流体进入储层，极易对储层造成严重的水锁损害[5-11]。

龙凤山地区某气藏的火石岭组属于典型的火山岩地层，纵横向叠置关系复杂，储层物性较差，在钻井、完井和压裂增产措施过程中，极易受到外流体的污染，产生严重的水锁损害，对气井的产能造成严重的影响[12-15]。因此，在该地区火山岩气藏的勘探开发过程中，需要对水锁损害的因素进行深入的研究，分析影响水锁效应的重要因素，进而提出针对性的防水锁措施和建议。笔者以龙凤山地区某火山岩气藏为研究对象，通过水锁损害试验评价了不同因素对目标区块储层段岩心水锁损害的影响，并通过优选高效防水锁剂，提出有效的防水锁措施建议，为龙凤山地区火山岩气藏的高效开发提供一定的参考。

1 目标区块地质概况

目标区块位于松辽盆地中央坳陷区南部的长岭断陷位，是松辽盆地南部面积最大、天然气资源最丰富的断陷，面积约7 240 km2，盆地基底最大埋深超过8 000 m。龙凤山气田整体上呈一北东向展布的鼻状构造；有登娄库、营城、沙河子和火石岭等4套含油气层系，其中营城组，尤其是营三段和营四段，为目前勘探开发的重点层系。下部沙河子组为区内气藏的主力烃源岩层系，深部火石岭组为由多个火山机构组合的火山岩地层，纵横向叠置关系复杂。该断陷天然气资源丰富，已在下白垩统营城组火山岩中和登娄库组发现了工业气流。目标区块储层段属于典型的火山岩地层，储层物性较差，具有低孔、低渗以及高含水饱和度的特点，在勘探开发过程中随着外来流体进入储层，极易引发储层水锁损害。

2 水锁损害影响因素分析

2.1 试验方法

水锁损害影响因素试验方法如下：①选取龙凤山地区储层段天然岩心，将岩心进行洗油烘干处理，并测定其初始气测渗透率和孔隙度；②采用湿氮气驱替的试验方法将上述岩心分别建立不同的初始含水饱和度，再采用脉冲式渗透率测量装置测定不同含水饱和度下岩心的气测渗透率，以此作为初始渗透率K1；③将岩心继续采用抽真空饱和的方式饱和不同的试验流体，时间为24 h；④再使用干氮气驱替岩心，模拟返排，驱替压力选择为4 MPa，并再次使用脉冲式渗透率测量装置测定驱替不同时间后岩心的渗透率变化情况，直到渗透率稳定，记录稳定时渗透率K2，并计算水锁损害率D=(K1-K2)/K1；⑤改变不同试验条件，继续重复上述试验步骤，考察不同因素对水锁损害率的影响。

2.2 试验结果及讨论

2.2.1 初始含水饱和度的影响

按照2.1中的试验方法，评价了不同初始含水饱和度(10%，15%，20%，25%，30%，35%)条件下岩心的水锁损害率，试验流体均为模拟地层水(矿化度均为25 040 mg/L)，试验用岩心渗透率均为0.35×10-3μm2左右，岩心黏土矿物质量分数均为8%左右，试验结果见图1。

图1 岩心初始含水饱和度对水锁损害的影响

由图1可见：随着岩心初始含水饱和度的不断增大，水锁损害率呈现出逐渐减小的趋势，即岩心初始含水饱和度越小，水锁损害率就越大。当岩心初始含水饱和度为10%时，最终的水锁损害率可以达到80%以上；而当岩心初始含水饱和度增大至35%时，最终的水锁损害率可以降低至55%以下。这是由于在其他试验条件均相同的情况下，岩心的初始含水饱和度越小，其与束缚水饱和度之间的差值就越大，因此，最终的水锁损害率就越大。

2.2.2 渗透率的影响

按照2.1中的试验方法，评价了不同渗透率岩心对水锁损害率的影响，试验流体均为模拟地层水，试验用岩心初始含水饱和度均为25%，岩心黏土矿物质量分数均为8%左右，试验结果见图2。

由图2可见：随着岩心渗透率的不断增大，水锁损害率呈现出逐渐减小的趋势，即岩心的渗透率越大，水锁损害率就越小。当岩心渗透率为0.08×10-3μm2时，水锁损害率可以高达80%左右，而当岩心渗透率增大至5.64×10-3μm2时，水锁损害率则可以降低至35%以下。这是由于当岩心渗透率越大时，其孔隙连通性往往较好，水相在孔隙中的返排就相对容易，从而可以有效地降低水锁损害程度。

图2 岩心渗透率对水锁损害的影响

2.2.3 黏土矿物含量的影响

按照2.1中的试验方法，评价了岩心中不同黏土矿物质量分数对水锁损害率的影响，试验流体均为模拟地层水，试验用岩心初始含水饱和度均为25%，岩心渗透率均为0.35×10-3μm2，试验结果见图3。

图3 黏土矿物质量分数对水锁损害的影响

由图3可见：随着岩心中黏土矿物质量分数的不断增加，水锁损害率也逐渐增大。当黏土矿物质量分数为1.8%时，水锁损害率较低，为40%左右；而当黏土矿物质量分数升高至16.8%时，水锁损害率则增大至80%以上。这是因为岩石中黏土矿物的存在会充填在储层孔隙和渗流通道中，对其造成一定的堵塞，减少了流体渗流的空间，使水相不易返排，从而造成水锁损害程度的增加。

2.2.4 试验流体类型的影响

按照2.1中的试验方法，评价了不同试验流体对水锁损害率的影响，试验用岩心初始含水饱和度均为25%，岩心渗透率均为0.35×10-3μm2，岩心黏土矿物质量分数均为8%左右，其中不同类型的压裂液均为压裂液滤液，试验结果见图4。

由图4可见：不同试验流体对储层段天然岩心水锁损害率的影响较大，其中使用胍胶压裂液作为试验流体时水锁损害率最大，可以达到85%左右，而使用清洁压裂液和滑溜水压裂液作为试验流体时，水锁损害率最较小，分别为55.8%和50.3%。这是由于胍胶压裂液中含有的聚合物成分较多，黏度稍大，且残渣较多，从而容易对岩心孔隙造成堵塞，影响水相返排，造成水锁损害程度增大；而清洁压裂液和滑溜水压裂液中含有一定量的表面活性物质，表面张力较低，且其黏度较小，残渣含量较少，从而能够降低水相返排时的阻力，达到降低水锁损害率的目的。因此，在目标区块火山岩气藏采取压裂施工措施时，应尽可能选择对储层水锁损害较小的清洁压裂液体系或者滑溜水压裂液体系。

图4 试验流体类型对水锁损害的影响

3 水锁损害防治措施研究

3.1 高效防水锁剂优选

使用模拟地层水配制不同类型、不同浓度的防水锁剂溶液，以表面张力为评价指标，室内使用全自动表面张力仪对不同类型的防水锁剂进行了评价，试验结果见图5。

图5 防水锁剂质量浓度对表面张力的影响

由图5可见：当模拟地层水中防水锁剂质量浓度不断增大时，溶液的表面张力值逐渐降低，其中高效防水锁剂LFSY-2的效果最好，当其质量分数为5%时，就能将水溶液的表面张力值降低至21 mN/m以下，表面活性较好，效果明显优于其他3种防水锁剂。因此，推荐选择LFSY-2作为龙凤山地区火山岩气藏的高效防水锁剂。

3.2 防水锁效果评价

按照2.1中的试验方法，将3.1中优选的高效防水锁剂LFSY-2加入到模拟地层水中作为试验流体，以此评价不同浓度高效防水锁剂LFSY-2对目标区块储层段岩心水锁损害率的影响，试验用岩心初始含水饱和度均为25%，岩心渗透率均为0.35×10-3μm2左右，岩心黏土矿物质量分数均为8%左右，试验结果见图6。

图6 高效防水锁剂LFSY-2的防水锁效果

由图6可见：随着模拟地层水中高效防水锁剂LFSY-2质量分数的不断增大，岩心的水锁损害率呈现出逐渐减小的趋势。当高效防水锁剂LFSY-2的质量分数为5%时，水锁损害率可以降低至20%左右，达到了良好的防水锁效果；再继续增大高效防水锁剂LFSY-2的质量分数，水锁损害率基本不再变化。因此，在龙凤山地区火山岩气藏勘探开发过程中，推荐在入井流体中加入质量分数为5%的高效防水锁剂LFSY-2，最大限度地降低水锁损害对气井产能造成的影响。

4 结论

龙凤山地区火山岩气藏储层段属于典型的火山岩地层，储层物性较差，具有低孔、低渗以及高含水饱和度的特点，在勘探开发过程中随着外来流体进入储层，极易引发储层水锁损害。通过水锁损害试验评价了不同因素对目标区块储层段岩心水锁损害的影响，并通过优选高效防水锁剂，评价了其防水锁效果。

1)水锁损害影响因素试验结果表明：岩心的初始含水饱和度越低、渗透率越低、黏土矿物含量越高，水锁损害率就越高；试验流体类型对水锁损害程度的影响较大，胍胶压裂液滤液的水锁损害率最高，而滑溜水压裂液的水锁损害率最低。

2)高效防水锁剂LFSY-2能够大幅度降低模拟地层水的表面张力，当其质量分数为5%时，可使水溶液的表面张力值降低至21 mN/m以下；模拟地层水中加入高效防水锁剂LFSY-2后，可使岩心的水锁损害率大幅降低，当其质量分数为5%时，水锁损害率可以降低至20%左右，起到了良好的防水锁效果。