新疆油田致密氣藏防/解水鎖技術(shù)研究*

閆利恒，王 彬，汪 洋，胡元偉，哈斯亞提·薩依提

（中國石油 新疆油田勘探開發(fā)研究院，新疆 烏魯木齊 830013）

隨著常規(guī)油氣資源的不斷勘探與開發(fā)，此類油氣資源逐漸呈現(xiàn)出日益減少以及開發(fā)難度不斷加大的趨勢，然而全球社會對油氣資源的需求量卻逐漸增大。因此，對非常規(guī)油氣資源的勘探與開發(fā)逐漸成為國內(nèi)外眾多科研工作者研究的熱點和重點[1-4]。其中致密天然氣作為一種非常重要的非常規(guī)油氣資源，近年來受到越來越多的關(guān)注，致密氣藏通常具有低孔、低滲、低壓以及孔喉細小的特點，在其勘探開發(fā)過程中極易對儲層造成嚴重的水鎖損害[5-9]。并且，此類氣藏一旦造成水鎖損害，就會對儲層滲透率造成嚴重的傷害，其傷害率通?？梢赃_到70%以上，進而會大幅度的降低氣藏的產(chǎn)能。因此，研究致密氣藏的水鎖損害因素，并提出合理的防/解水鎖措施，是提高此類致密氣藏開發(fā)的關(guān)鍵[10-14]。

新疆油田某致密氣藏儲層平均孔隙度為5.02%，平均滲透率為0.024mD，地層水礦化度為35000mg·L-1，該區(qū)塊儲層巖石以長石砂巖為主，儲集空間主要為原生粒間孔，巖石中黏土礦物含量最高可達15%以上，且主要以伊利石和伊/蒙混層為主，平均孔喉半徑約為0.1μm 左右。隨著該區(qū)塊勘探開發(fā)的進行，部分氣井在入井流體的作用下產(chǎn)生了比較嚴重的水鎖損害現(xiàn)象，從而導致氣井的產(chǎn)量急劇下降，大大降低了該區(qū)塊的開發(fā)效率。因此，本文以新疆油田某致密氣藏儲層段巖心為研究對象，在評價了水鎖損害因素的基礎(chǔ)上，研究出了適合該油田致密氣藏防/解水鎖的復合表面活性劑FSJ-3，并評價了其對該區(qū)塊內(nèi)儲層段天然巖心的防/解水鎖效果，為新疆油田致密氣藏的高效合理開發(fā)提供一定的技術(shù)支持。

1 實驗部分

1.1 材料及儀器

復合表面活性劑FJS-1、FJS-2、FJS-3 和FJS-4，主要成分均為非離子表面活性劑、陰離子表面活性劑和甲醇，有效質(zhì)量濃度均為85%，實驗室自制；高純N2（99.999%南寧市梁代氣體有限公司）；模擬地層水（礦化度為35000mg·L-1）；儲層段天然巖心（長度均為6cm，直徑均為2.5cm，初始氣測滲透率均為0.02mD 左右）。

PDP-200 型脈沖衰減氣體滲透率測量儀（北京比萊石油儀器有限公司）；H5542 型恒溫干燥箱（邢臺潤聯(lián)科技開發(fā)有限公司）；JYW-200A 型全自動表面張力儀（承德金和儀器制造有限公司）；OCA25-視頻接觸角測量儀（北京奧德利諾儀器有限公司）；高溫高壓巖心驅(qū)替實驗裝置（湖北創(chuàng)聯(lián)石油科技有限公司）。

1.2 實驗方法

1.2.1 水鎖損害實驗評價

（1）選取新疆油田致密氣藏儲層段天然巖心，經(jīng)過洗油和烘干處理后，再測定其初始氣測滲透率，備用；（2）將巖心通過注入濕N2的方式建立不同的含水飽和度；（3）使用脈沖式氣測滲透率測量儀測定的巖心在不同含水飽和度條件下的氣測滲透率K0；（4）再將巖心抽真空飽和實驗流體，然后使用N2返排，N2驅(qū)替壓力為4MPa；（5）繼續(xù)使用脈沖式氣測滲透率測量儀測定巖心返排不同時間后的滲透率變化情況，直至巖心滲透率恒定不變，記錄最終滲透率Kd，計算巖心的水鎖損害率D=（K0-Kd）/K0。

1.2.2 表面張力測定實驗 使用模擬地層水配制不同類型復合表面活性劑的溶液，然后在室溫下放置24h 后，使用全自動表面張力儀測定不同復合表面活性劑溶液的表面張力值。

1.2.3 潤濕性評價實驗

（1）選擇新疆油田致密氣藏儲層段天然巖心，洗油、烘干，將其切割成大小統(tǒng)一的切片；（2）將巖心切片浸泡在不同類型的復合表面活性劑溶液中，浸泡時間為24h，然后取出烘干；（3）使用視頻接觸角測量儀測定蒸餾水在不同巖心切片表面上的接觸角，為了對比，測定未浸泡的巖心切片表面的接觸角作為空白組。以此評價不同類型的復合表面活性劑溶液對巖心表面潤濕性的影響。

1.2.4 防/解水鎖實驗評價

（1）按照1.2.1 中的實驗方法處理天然巖心，然后使用模擬地層水抽真空飽和巖心，飽和時間為24h；（2）沿著氣測反方向往巖心中注入不同孔隙倍數(shù)的防/解水鎖處理劑，關(guān)閉巖心進出口端閥門，放置24h；（3）使用N2返排，驅(qū)替壓力為4MPa，然后測定最終滲透率，計算水鎖損害率；（4）空白對照組巖心飽和模擬地層水后直接采用N2返排，測定水鎖損害率。

2 結(jié)果與討論

2.1 水鎖損害影響因素

2.1.1 初始含水飽和度的影響 按照1.2.1 中的實驗方法，評價了巖心不同初始含水飽和度對水鎖損害的影響，巖心黏土礦物含量均為8%左右，實驗流體均為模擬地層水（礦化度為35000mg·L-1），實驗結(jié)果見圖1。

圖1 初始含水飽和度與水鎖損害率之間的關(guān)系Fig.1 Relationship between initial water saturation and water lock damage rate

由圖1 可知，隨著巖心初始含水飽和度的不斷升高，水鎖損害率逐漸降低，當巖心初始含水飽和度為15%時，水鎖損害率可以達到75%以上，而當巖心的初始含水飽和度增大至35%時，水鎖損害率可以降低至60%以下。這是由于巖心的初始含水飽和度越高，其與束縛水飽和度之間的差值就相對越小，從而導致水鎖損害率有所降低。

2.1.2 黏土礦物含量的影響 按照1.2.1 中的實驗方法，評價了不同黏土礦物含量對水鎖損害的影響，巖心初始含水飽和度均為20%，實驗流體均為模擬地層水（礦化度為35000mg·L-1），實驗結(jié)果見圖2。

圖2 黏土礦物含量與水鎖損害率之間的關(guān)系Fig.2 Relationship between clay mineral content and water lock damage rate

由圖2 可知，隨著巖心中黏土礦物含量的不斷增大，水鎖損害率逐漸升高，當黏土礦物含量為3.5%時，水鎖損害率在55%左右，而當黏土礦物含量增大至15.1%時，水鎖損害率則可以升高至80%左右。這是由于黏土礦物的存在會對致密氣藏儲層孔隙造成一定的充填和堵塞，從而使孔隙空間減少，進而影響水相的排出，所以黏土礦物含量越高，水鎖損害率就越大。

2.1.3 流體礦化度的影響 按照1.2.1 中的實驗方法，評價了不同流體礦化度對水鎖損害的影響，巖心初始含水飽和度均為20%，巖心黏土礦物含量均為8%左右，實驗結(jié)果見圖3。

圖3 實驗流體礦化度與水鎖損害率之間的關(guān)系Fig.3 Relationship between salinity of experimental fluid and damage rate of water lock

由圖3 可知，隨著實驗流體礦化度的不斷增大，水鎖損害率呈現(xiàn)出先降低后升高的趨勢，當實驗流體礦化度為35000mg·L-1時，水鎖損害率最小，為70%左右，而當實驗流體礦化度降低為0mg·L-1時，水鎖損害率可以達到75%以上，當實驗流體礦化度升高至70000mg·L-1時，水鎖損害率可以達到77%左右；這是由于當實驗流體礦化度較低時，可能會存在一定的水敏現(xiàn)象，從而使?jié)B透率降低幅度增大；而當實驗流體礦化度較高時，又容易產(chǎn)生鹽結(jié)晶堵塞損害，對巖心的滲透率造成傷害。

2.2 防/解水鎖處理劑優(yōu)選

2.2.1 表面張力測定結(jié)果 按照1.2.2 中的實驗方法，測定了不同復合表面活性劑溶液的表面張力大小，實驗結(jié)果見圖4。

圖4 復合表面活性劑加量對表面張力的影響Fig.4 Effect of compound surfactant dosage on surface tension

由圖4 可知，隨著不同類型復合表面活性劑加量的不斷增大，溶液的表面張力均呈現(xiàn)出逐漸降低的趨勢，其中復合表面活性劑FJS-3 降低表面張力的效果最好，當其加量為10%時，就能將水溶液的表面張力值降低至20mN·m-1左右，具有良好的表面活性。

2.2.2 潤濕性測定結(jié)果 按照1.2.3 中的實驗方法，評價了不同類型復合表面活性劑溶液對目標油田儲層段天然巖心表面潤濕性的影響，復合表面活性劑的加量均為10%，實驗結(jié)果見圖5。

圖5 不同復合表面活性劑對巖心表面潤濕性的影響Fig.5 Effect of different composite surfactants on core surface wettability

由圖5 可知，與未經(jīng)表面活性劑處理的空白巖心切片表面接觸角相比，經(jīng)過不同類型復合表面活性劑溶液浸泡處理后的巖心切片表面接觸角均呈現(xiàn)出不同程度的增大現(xiàn)象，其中復合表面活性劑FJS-3 的效果最好，可使巖心表面接觸角由21.8°增大至78.4°，使其表面潤濕性由親水性向中性潤濕方向轉(zhuǎn)變，起到了良好的潤濕反轉(zhuǎn)效果。

綜合上述表面張力實驗和潤濕性評價實驗結(jié)果，選擇復合表面活性劑FJS-3 作為新疆油田致密氣藏防/解水鎖處理劑，推薦其最佳加量為10%。

2.3 防/解水鎖效果

按照1.2.4 中的實驗方法，評價了防/解水鎖處理劑對新疆油田致密氣藏儲層段天然巖心水鎖損害的防治和解除效果，巖心初始含水率飽和度均為20%，黏土礦物含量均為8%左右，實驗流體礦化度均為35000mg·L-1，實驗結(jié)果見圖6。

圖6 復合表面活性劑FJS-3 防/解水鎖效果Fig.6 Anti/anti water lock effect of composite surfactant FJS-3

由圖6 可知，隨著復合表面活性劑FJS-3 注入PV 數(shù)的不斷增大，新疆油田致密氣藏儲層段天然巖心的水鎖損害率逐漸降低，當其注入2PV 時，可以將水鎖損害率降低至25%左右，此時的水鎖損害程度較弱，達到了良好的防/解水鎖效果。這是由于防/解水鎖處理劑FJS-3 中的表面活性劑能夠有效降低表面張力，并能有效改變巖心表面的潤濕性，從而大幅度的降低毛細管力，使巖心吸水性能減弱；另外，防/解水鎖處理劑FJS-3 中的甲醇能夠在短時間內(nèi)蒸發(fā)掉巖心內(nèi)部的部分流體，從而使巖心的含水飽和度下降，達到有效降低水鎖損害的效果。

3 結(jié)論

（1）巖心初始含水飽和度越高，新疆油田致密氣藏儲層段天然巖心的水鎖損害率就越低；而巖心中黏土礦物含量越高，巖心的水鎖損害率就越高；此外，隨著實驗流體礦化度的不斷增大，巖心水鎖損害率呈現(xiàn)出先降低后升高的趨勢。

（2）復合表面活性劑FJS-3 降低水溶液表面張力的效果最好，當加量為10%時，能使表面張力降低至20mN·m-1左右；復合表面活性劑FJS-3 改變巖石表面潤濕性的效果最好，經(jīng)過FJS-3 處理后，巖心表面的接觸角可由21.8°增大至78.4°。

（3）推薦將10%復合表面活性劑FJS-3 作為新疆油田致密氣藏防/解水鎖處理劑，當其在巖心中注入2PV 時，能使巖心的水鎖損害率大幅度降低，損害率可由初始的70.8%降低至25.4%，起到了良好的防/解水鎖效果。