纯化油田低渗透砂岩油藏解除水锁伤害研究

王 建

西南石油大学石油工程学院，四川 成都 610500

中石化胜利石油管理局石油开发中心，山东 东营 257000

封卫强

(中石化石油工程技术研究院，北京 100101)

袁浩仁

(中石化胜利石油管理局石油开发中心，山东 东营 257000)

纯化油田低渗透砂岩油藏解除水锁伤害研究

王 建

西南石油大学石油工程学院，四川 成都 610500

中石化胜利石油管理局石油开发中心，山东 东营 257000

封卫强

(中石化石油工程技术研究院，北京 100101)

袁浩仁

(中石化胜利石油管理局石油开发中心，山东 东营 257000)

水锁伤害是影响高效开发纯化低渗透油藏重要的因素之一。根据纯化低渗透砂岩油藏的特点，进行水锁伤害室内评价试验，对解除水锁伤害措施进行了探讨。研究表明，增加驱动压力和使用表面活性剂后油藏渗透率恢复率较低，解除水锁伤害效果较差，而利用HCY水锁解除剂后油藏渗透率恢复率高(达85%以上)，解除水锁伤害效果好。

纯化油田；砂岩油藏；解水锁技术；恢复率

低渗透砂岩油藏极易受到外来水的伤害，一种是毛细管力制约的水锁伤害，一种是粘土矿物水侵造成的水敏伤害，并且上述2种伤害是相伴相生的[1-3]。低渗透、特低渗透储层由于供流体自由流动的孔吼较小，表皮压降往往很大，所以更容易受到水锁伤害[4]。纯化油田的低渗透砂岩油藏渗透率(1～10)×10-3μm2，纵向上发育多套含油层系，各层系又细分为多个含油小层，层间渗透率差异大，非均质严重，层间矛盾突出。该油田的低渗透砂岩油藏平均主流喉道半径小于2.47μm，平均喉道半径在0.059～1.052μm之间，平均孔隙直径为10～50μm，且随着孔隙度、渗透率的降低，微孔有增加的趋势。该类油藏在油水井作业过程中，水基压井液、洗井液等外来流体滤入地层极易造成水锁伤害，造成油井的产量大幅度下降甚至不出油，极大地影响了采收率的提高。为此，笔者针对纯化油田低渗透砂岩油藏解水锁技术进行了探讨。

1 水锁伤害室内评价试验

图1 水锁伤害试验程序图

试验介质选用2% NH4Cl溶液和中性煤油，为了防止驱替介质中固相颗粒造成伤害，均用0.22μm滤膜过滤2遍。试验用标准岩心取自纯化油田目的层取芯井直径为2.5cm、渗透率为(1～10)×10-3μm2。

通过建立试验方法定量分析低渗透油田水锁伤害程度，利用低渗透岩心开展了室内物模试验。试验结果如表1所示。

室内试验表明，对所取岩心经过处理后油测初始渗透率，反通8PV水溶液，对油相渗透率将产生严重的伤害。表1中岩心渗透率伤害幅度较大(平均54.5%)，煤油的驱动压力也高，是水锁前流动压力的2.8倍，表2中岩心渗透率伤害幅度较小(平均9.9%)，煤油的驱动压力相对较低，是水锁前流动压力的1.7倍。从2组试验数据可看出，不管岩心渗透率产生怎样幅度的伤害，煤油的流动压力都大幅度提高，降低了油相的渗流能力，在油井生产中，表现为油量降低或不出油。

表1 低渗透砂岩油藏岩心水锁伤害表

2 解除水锁伤害措施

2.1增加驱动压力

按照建立的实验室水锁伤害定量分析方法，首先使岩心产生水锁伤害，然后依次增加煤油的驱替压力，由此了解水锁伤害的解除情况。试验结果表明，岩心初始渗透率为1.36×10-3μm2(驱动压力为0.3MPa)，当驱动压力依次增大为0.93、2.67、4.27和5.59MPa时，测得油相渗透率分别为0.46、0.34、0.31、0.34×10-3μm2，说明岩心水锁伤害后通过增大驱替压力不能有效地解除水锁伤害。其主要原因是在毛细管中，当非润湿相(油相)驱替润湿相(水相)时，润湿相将对非润湿相产生一附加毛细管阻力，当增大的驱替压力不能克服毛细管阻力时，将很难形成有效驱动[1]。因此，对油相渗透率来说，岩心渗透率恢复程度很低。

2.2使用表面活性剂

根据表面活性剂化学特性可知，表面活性剂可以有效降低水膜与岩壁的界面张力，从而减轻水锁造成的伤害。根据制定的试验评价方法，对油田范围内常用的表面活性剂进行了解除水锁伤害评价试验，试验结果如表2所示。

表2 表面活性剂解除水锁伤害试验结果

试验结果表明，油田常用的表面活性剂能不同程度的降低水锁伤害，但渗透率恢复率较低(渗透率恢复率在34.3%～62.8%)时，不能有效地解除水锁伤害。分析认为，由于水的渗入，岩心孔道中呈两相共流状态，不连续相形成乳状液，其在通过岩心孔隙的喉道处时会产生乳状液堵塞阻力，也就是水锁伤害的另一种表现形式——贾敏效应[1]。欲使油相驱动水相而流向井筒，就必须克服乳状液堵塞阻力。如果产层的能力不足以克服乳状液堵塞阻力，就不能把水段塞驱开而造成损害。表面活性剂不能有效地降低乳状液堵塞形成的阻力，所以不能有效地解除水锁伤害。

2.3使用HCY水锁解除剂

研制的HCY水锁解除剂主要由低分子烃类和添加剂组成，主要性能指标如下：表面张力≤23mN/m；界面张力<0.01mN/m 。

根据制定的试验评价方法，对HCY水锁解除剂进行了解除水锁伤害评价试验。试验结果如表3所示。

表3 HCY解除水锁伤害试验结果

由室内岩心模拟试验可知，4组岩心水锁后渗透率大幅度降低，渗透率伤害率在43%～55%。其中4号岩心水锁后渗透率下降幅度最大，由水锁前渗透率1.29×10-3μm2降到了0.58×10-3μm2，渗透率伤害率为55%。经过HCY 解水锁后，4组岩心渗透率都得到了大幅的恢复，渗透率恢复率在85%以上，其中2号岩心渗透率恢复率最高，达到了90.5%。这主要是HCY水锁解除剂界面张力较低(<0.01mN/m)，与油水具有较好的互溶性，在通过岩心时，能较好的消除润湿相对非润湿相产生的毛细管阻力和乳状液堵塞阻力，因此能够有效地解除水锁伤害。

2008～2009年，利用HCY水锁解除剂对纯化油田的8口井进行解水锁伤害试验，现场施工成功率100%，8口井累增油9050t，效果显著(见表4)。

表4 纯化低渗透油藏解水锁效果统计表

3 结 论

建立低渗透砂岩油藏试验评价方法，定量分析了室内低渗透油田岩心水锁伤害。岩心产生水锁伤害后，将增大油相驱动压力，降低油井产量。通过增加驱动压力和使用表面活性剂后油藏渗透率恢复率较低，解除水锁伤害效果较差。研制的HCY水锁解除剂针对纯化油田水锁伤害有良好的效果，现场应用后取得了较好的效果。解除水锁只是一种补救措施，其根本应从钻井、作业、洗井等施工中做到时刻保护油层，避免入井液进入油层，造成油层的污染。

[1]李克向.保护油气层钻井完井技术[M].北京：石油工业出版社，1993.

[2]张绍槐, 罗平亚.保护储集层技术[M].北京：石油工业出版社,1993.

[3]罗英俊.开发生产过程中的油气层保护技术[M].北京：石油工业出版社，1996.

[4]廖锐全,徐永高, 胡雪滨. 水锁效应对低渗透储层的损害及抑制和解除方法[J]. 天然气工业,2002 ,22 (6) :87-89.

[编辑] 李启栋

10.3969/j.issn.1673-1409.2011.08.017

TE258.2

A

1673-1409(2011)08-0054-03