FHB－10復合表面活性劑對低滲油氣藏水鎖傷害的防治作用

楊東蘭，劉洪升 （中石化中原油田分公司采油工程技術研究院，河南 濮陽457001）

王培義 （中石化石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

王俊英，孫慶閣，張傲霜 （中石化中原油田分公司采油工程技術研究院，河南 濮陽457001）

楊志偉 （中石油長慶油田分公司油氣工藝研究院 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安710021）

FHB－10復合表面活性劑對低滲油氣藏水鎖傷害的防治作用

楊東蘭，劉洪升 （中石化中原油田分公司采油工程技術研究院，河南 濮陽457001）

王培義 （中石化石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

王俊英，孫慶閣，張傲霜 （中石化中原油田分公司采油工程技術研究院，河南 濮陽457001）

楊志偉 （中石油長慶油田分公司油氣工藝研究院 低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安710021）

針對低滲砂巖油氣藏儲層特點，分析了水鎖傷害的作用機理，并開展了水鎖傷害防治技術的試驗研究與現場應用等工作。經室內模擬試驗證實：應用高活性FHB－10復合表面活性劑，能有效地抑制地層水鎖傷害并具有顯著的水鎖傷害后地層滲透性恢復能力。其中抑制地層水鎖傷害能力與2.0%KCl水溶液相比，可使水鎖傷害降低率達到78%以上；治理水鎖傷害的液體用量一般為孔隙體積的5倍左右，反應時間在16～24h，巖心水鎖傷害后滲透性恢復率為90.4%。在中原油田文23氣田9井次的壓裂施工中，應用FHB－10復合表面活性劑抑制地層水鎖傷害技術，平均單井增產天然氣413.48×104m3，累計增產天然氣3721.3×104m3；在1井次治理水鎖傷害的施工中，日產天然氣由處理前的0.20×104m3上升到1.60×104m3，日增天然氣1.40×104m3，累計增產天然氣195.5×104m3。

表面活性劑；水鎖；地層傷害；毛細管阻力；表面張力；界面張力

低滲砂巖油氣藏儲滲空間具有孔隙度小與滲透率低的特點。由于其孔隙喉道結構的特殊性，在鉆井、完井、壓裂、酸化及其他施工中，因外來流體的侵入易形成嚴重的水鎖傷害［1～4］，使得施工作業(yè)后排液周期長，產量恢復速度慢、下降幅度大，嚴重時甚至造成油氣井停產。有關研究表明，在影響水鎖傷害程度的諸多因素中，外來流體的表面活性起著至關重要的作用［5～8］。對此，針對低滲砂巖油氣藏水鎖傷害機理及危害性，應用高活性FHB－10復合表面活性劑體系，在抑制和治理水鎖效應所產生的地層傷害方面取得了技術上的重大進展，并在現場應用中取得了良好的工藝效果。

1 低滲砂巖油氣藏水鎖傷害機理與危害性分析

1.1 水鎖傷害機理

水鎖效應是由非潤濕相驅替潤濕相過程中，因毛細管阻力而導致有效滲透率降低的一種現象。在應用水基流體施工、作業(yè)過程中，外來流體侵入水潤濕地層后，作為潤濕相的水基流體會把非潤濕相推向儲層深部，并在油水界面形成一個凹向非潤濕相的水－油接觸面，產生一毛細管作用力，使得地層有效滲透率大幅度降低。在生產過程中，當地層能量不足以克服這個附加阻力時，就會造成水鎖傷害。在相同的流體性質條件下，低滲儲層、強親水性儲層、低表面活性流體更易引起水鎖效應或水鎖效應程度會更加嚴重。

1.2 水鎖效應的危害

1）在排液和生產過程中，地層驅動力與毛細管力的方向相反。因此，毛細管附加阻力嚴重地消耗著地層的驅動能量，使生產壓差增加，井底流壓大幅度降低。當地層有效能量不足以克服這一毛細管附加阻力時，非潤濕相毛細管滲流能力為零，需采取措施進行儲層改造，方能恢復正常生產。

2）因水鎖效應改變了原地層流體的分配比例，使得地層中含水飽和度升高，油、氣相對飽和度降低，地層有效滲透率下降。

3）因水鎖效應使得施工作業(yè)后排液、投產周期延長。在一定的地層壓力和孔隙結構條件下，排液難度主要與外來流體的性質和侵入深度有關，當液體表面活性越低、粘度越高、侵入深度越大時，需要的排液、投產周期越長。

4）因水鎖效應加劇了儲層其他傷害因素對地層滲透性的影響。

2 抑制水鎖傷害性能

試驗研究了不同表面性質的流體對巖心滲透性的影響，結果證實：2.0%KCl水溶液表面活性較差（表面張力72.02mN/m，界面張力19.16mN/m），進入地層后可引起較高的毛細管阻力，產生嚴重的水鎖傷害，使得巖心滲透率大幅度降低，平均水鎖傷害率達到了50.53%。0.50%FHB－10復合型表面活性劑＋2.0%KCl水溶液，具有較低的表面張力和界面張力 （表面張力＜23.20mN/m，界面張力＜1.30mN/m），所產生的毛細管效應較弱，因而有效地降低了液體的水鎖效應，其平均水鎖傷害率為11.11% （見表1）。與2.0%KCl水溶液相比，水鎖傷害降低率為39.42%，巖心原始滲透率保持值達到了88.89%。由此可以證實，FHB－10復合型表面活性劑體系在水基流體中所具有的高表面活性特點，在低滲砂巖儲層的施工作業(yè)中能有效地降低地層毛細管阻力，縮短排液周期，提高液體返排效率，減輕液體對地層的污染。

表1 不同類型流體對巖心滲透性的影響試驗數據

3 對地層原始滲透性水鎖傷害的恢復性能

3.1 治理水鎖傷害能力

對于已產生嚴重水鎖傷害的地層，可應用FHB－10復合型表面活性劑體系進行處理。其作用機理是，FHB－10復合型表面活性劑體系中的活性劑及復合溶劑、增效劑等化學組分通過分子運動均勻地分散在地層孔隙束縛水中，提高了束縛水的表面活性，改變了束縛水與原油或天然氣的界面/表面狀態(tài)，降低了地層流體流動的毛細管阻力以及驅動壓力，因而使水鎖后地層的滲流性容易得到恢復。由表1試驗數據可知，在水鎖傷害后的一組巖心中，通過注入FHB－10復合型表面活性劑體系處理液，使平均水鎖傷害率降低到9.62%，巖心水鎖傷害后原始滲透性平均恢復率達到了90.4% （表2）。這一試驗結果與表1中2.0%KCl水溶液對地層巖心的平均水鎖傷害率值進行對比，水鎖傷害率降低了40.91%。由此可知，應用FHB－10復合型表面活性劑體系不僅能夠降低施工作業(yè)過程中的水鎖傷害，而且對于已產生水鎖傷害的地層，可以進行有效地治理。

表2 巖心水鎖傷害恢復性試驗數據

3.2 解除水鎖傷害的基本條件研究

3.2.1 驅替孔隙體積倍數對巖心原始滲透性恢復率的影響

在應用0.50%FHB－10復合型表面活性劑＋2.0%KCl水溶液驅替已產生水鎖效應的巖心試驗中，當驅替孔隙體積在1PV以下時，隨著驅替孔隙體積倍數的增加，巖心原始滲透性恢復率大幅度上升，這一試驗現象可解釋為因巖心的吸附與原孔隙流體的稀釋作用使得混合流體中有效物濃度產生差異而造成巖心原始滲透性恢復率的巨大變化；在驅替孔隙體積高于1PV時，稀釋作用對孔隙流體中有效物濃度的影響程度逐漸減弱，隨著驅替孔隙體積倍數的增加，巖心原始滲透性恢復率變化趨于平緩。當驅替孔隙體積在2～5PV時，巖心原始滲透性恢復率在87.5%～90.24%之間 （圖1）。因此，現場應用過程中應以處理井段孔隙體積的2～3PV為處理液總體積的選擇依據。

3.2.2 反應時間對巖心原始滲透性恢復率的影響

試驗研究了解除水鎖效應工藝中，不同反應時間條件下對巖心原始滲透性恢復率的影響情況。試驗結果證實：當反應時間在12h以下時，隨著反應時間的增加，FHB－10復合型表面活性劑體系處理液中的有效物能夠更加均勻地分散在孔隙流體中，使得巖心原始滲透性恢復率大幅度上升；在反應時間12h以上時，隨著反應時間的增加，有效物分散均勻度對孔隙流體的表面性質的影響程度逐漸減弱，巖心原始滲透性恢復率變化幅度較小。當反應時間在12～24h時，巖心原始滲透性恢復率在87.8%～90.4%之間 （圖2）。

圖1 驅替孔隙體積倍數與滲透性恢復率關系曲線

圖2 反應時間與滲透性恢復率的關系曲線

4 現場應用效果

2008年以來，在中原油田文23氣田低壓、低滲氣藏壓裂中應用FHB－10復合型表面活性劑抑制水鎖傷害技術現場施工9井次。壓裂前，平均單井日產天然氣0.419×104m3；壓裂后，平均單井日產天然氣2.37×104m3；平均有效期為234d，平均單井增產天然氣413.48×104m3，累計增產天然氣3721.3×104m3（表3）。應用FHB－10復合型表面活性劑治理水鎖傷害技術現場施工1井次 （文23－22井），地層處理后日產天然氣由0.20×104m3上升到1.60×104m3，日增天然氣1.40×104m3，累計增產天然氣195.5×104m3。現場應用取得了良好的工藝增產效果。

表3 現場應用效果統(tǒng)計表

5 結 論

1）FHB－10復合表面活性劑體系具有顯著抑制地層水鎖傷害能力。與2.0%KCl水溶液相比，水鎖傷害率降低了39.42%，巖心原始滲透率保持值達到了88.89%。

2）應用FHB－10復合型表面活性劑體系能夠對水鎖傷害地層進行有效治理。在已產生水鎖傷害的地層中，通過注入3倍孔隙體積的0.50%FHB－10復合型表面活性劑體系處理液并反應24h，使巖心水鎖傷害后原始滲透性平均恢復率達到了90.4%。

3）應用FHB－10復合型表面活性劑體系在現場9井次抑制水鎖傷害和1井次治理水鎖傷害的施工中，取得了良好的工藝效果。

［1］林光榮，邵創(chuàng)國，許振峰，等.低滲氣藏水鎖傷害及解除方法研究 ［J］.石油勘探與開發(fā)，2003，30（6）：117～118.

［2］張振華，鄢捷年.低滲透砂巖儲集層水鎖傷害影響因素及預測方法研究 ［J］.石油勘探與開發(fā)，2000，27（3）：75～78.

［3］張紹槐，羅亞平.保護儲集層技術 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1998.

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［5］賀承祖，華明琪.水鎖機理的定量研究 ［J］.鉆井液與完井液，2000，17（3）：1～4.

［6］馬洪興，史愛萍.低滲砂巖油藏水鎖傷害研究 ［J］.石油鉆采工藝，2004，26（4）：49～52.

［7］周小平，孫雷.低滲透氣藏水鎖效應研究 ［J］.特種油氣藏，2005，12（5）：52～55.

［8］趙春鵬，岳湘安，侯吉瑞.低滲透砂巖氣藏傷害研究進展 ［J］.西安石油大學院報 （自然科學版），2007，22（1）：82～84.

Prevention of Water－blocking Damage by Using Composite Surfactant FHB－10in Low Permeability Reservoirs

YANG Dongl－an，LIU Hong－sheng，WANG Pei－yi，WANG Jun－ying，SUN Qing－ge，ZHANG Ao－shuang，YANG Zhi－wei（First Author's Address：Research Institute of Oil Production Technology，Zhongyuan Oilfield Company，SINOPEC，Puyang457001，Henan，China）

In allusion to the performance of low permeability sand oil and gas reservoirs，water－locking damage mechanism and water－locking damage control technique were studied.The technique was applied in Zhongyuan Oilfield.The high active composite surfactant FHB－10could effectively prevent water－blocking damage，FHB－10presented the ability to restore formation permeability.It could reduce water－locking damage rate over 78%compared with 2.0%water solution.The liquid volume for processing water－locking damage was generally 5times of pore volume.And the reaction time lasted 16to 24hours.The core permeability recovering rate was 90.4%.All these are confirmed by laboratory test.After fracturing operation of 9times，the natural gas production increases by 413.48×104m3per well，and accumulated gas production increases by 3721.3×104m3in Wen 23Gas Field of Zhongyuan－oilfield by using water－locking damage control technique.After one well controlling water－locking damage operation，the natural gas production increases from 0.20×104m3to 1.60×104m3per day.The natural gas production increases by 1.40×104m3per day，and accumulated gas production increase by 195.5×104m3.

surfactant；water－blocking；formation－damage；capillary resistance；superficial tension；interfacial tension

TE357.2

A

1000－9752（2011）06－0139－04

2011－04－12

國家 “863”計劃項目 （2006AA06Z226）。

楊東蘭 （1967－），女，1991年大專畢業(yè)，工程師，現主要從事儲層改造工作。

［編輯］ 蘇開科