致密砂岩气藏润湿性对液相圈闭损害的影响

蒋官澄张 弘吴晓波李颖颖张志行

（1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；3.长庆油田公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

致密砂岩气藏润湿性对液相圈闭损害的影响

蒋官澄1，2张 弘1，2吴晓波3李颖颖1，2张志行1，2

（1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室，北京 102249；2.中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；3.长庆油田公司第三采油厂，宁夏银川 750006）

致密砂岩储层易因外来工作液入侵造成严重的液相圈闭损害，岩石表面润湿性对于液相圈闭损害程度具有重要影响。使用氟碳表面活性剂Zonyl8740处理岩心，降低岩心表面能，制得不同润湿程度的岩心。通过岩心驱替和毛管自发渗吸实验分别研究了气湿岩心和液湿岩心的束缚水饱和度、自吸油水动态；建立初始含水饱和度岩心流动实验，对比了钻井液加入气湿反转剂前后液相圈闭损害率。实验表明，致密砂岩表面由液湿反转为优先气湿可大幅度减弱毛管自吸效应、降低自吸液量和最终滞留饱和度。气湿反转剂可有效减少钻井液对储层液相圈闭损害。对预防致密砂岩储层液相圈闭损害具有一定指导意义。

致密砂岩；液相圈闭；气润湿；表面能；毛管自吸

致密砂岩气藏属低孔低渗储层，具有泥质胶结物含量高、水敏性强及孔喉细小、渗透性差、非均质严重、油气流动阻力大等特点，毛细管效应十分显著，在钻井开发过程中外来侵入液不能完全排出，水相流体在孔喉处滞留、捕集并形成液相圈闭，造成储层含水饱和度增加和气相渗透率急剧降低，即液相圈闭损害。大量研究表明，液相圈闭损害是致密砂岩气最主要的损害方式，损害率高达70%~90%［1］。

致密砂岩储层具有超低初始含水饱和度Swi现象，处于亚束缚水状态，低于毛细管力控制的束缚水饱和度Swirr。因此，致密砂岩中存在过剩的毛细管力［2-5］。对于液湿性致密砂岩储层外来液体会在毛细管力作用下自发渗吸进入储层达到较高的含液饱和度。另外，返排过程中气体驱动液相流体流动中受到油水界面弯液面产生附加流动阻力，导致侵入储层的外来流体返排缓慢并滞留在孔隙中，造成致密砂岩气层在各作业过程产生液相的滞留和聚集效应。总之，外来流体在油气层中的毛细管力是控制液相圈闭效应的主要因素［6］，毛管自吸和液相滞留这两种效应都导致含水饱和度上升，气相相对渗透率降低，从而产生严重的液相圈闭损害。

储层岩石的润湿性严重影响毛管自吸行为，对液相圈闭损害具有重要影响。润湿性是指“固体表面被所考虑流体中的某一种所覆盖的相对优先选择性”。气体润湿性是指“气—液—固”体系中，固体表面被气体优先覆盖的程度，即液体润湿程度的降低。多孔介质润湿性是影响液相圈闭损害的重要因素。2000年李克文［7］等首次提出“气体润湿性”名词，随后国内外许多学者针对“气润湿”现象进行了实验，研究表明，当多孔介质由强液湿性转变成优先气湿或者中间气湿的时候，气相相对渗透率显著增加，残余水饱和度降低，气体可以在多孔介质中有效流动。由于致密砂岩储层多为液湿表面，储层中的少量水通常吸附在亲水性岩石颗粒表面或占据小孔隙角隅，外来水基液体在微孔的毛细管效应作用下强烈渗吸进入储层将进一步占据孔隙中间部位并呈液膜状铺展在孔喉表面，使孔隙结构含水量急增，进而产生水相圈闭。对于油水均强烈润湿的岩石，即使采用油基工作液，也会造成液相圈闭，只不过油基滤液避免了由于液相圈闭形成后黏土矿物的水化膨胀引发的次生伤害，相对于水基工作液对储层渗透率的损害大幅降低。另外从毛细管力角度考虑，对于液湿岩心毛管力始终是液体进入储层的动力，也是开采过程中气体驱替液体返排的阻力。储层液湿程度的降低能够降低毛管力，因此外来液体侵入储层的动力减小，返排阻力减小，能够较大程度改善气水两相渗流条件，降低液相圈闭损害程度。

1 不同润湿性岩心的制备

气体润湿性表征了在“气—液—固”体系中，固体表面被气体优先覆盖的程度，即固体表面的憎液程度。根据表面能自动降低的规律，固体表面可以通过降低表面张力降低表面能，因此若与固体表面接触液体的表面能低于所接触固体的表面能，就会在固体表面铺展而发生润湿作用。固体的表面能越低，所需润湿其表面液体具有的表面张力就应越低，固体表面就越不容易被润湿。因此可通过低表面能物质修饰固体表面对其进行气润湿反转。

Zonyl8740是一种氟碳类聚合物表面活性剂，可与多孔介质表面形成化学键多点连接并在岩石表面吸附形成吸附膜降低岩心表面能，使岩心表面呈现出疏水疏油性质。实验中采用渗透率低于10 mD的人造致密砂岩岩心通过不同质量分数的表面活性剂Zonyl8740对其进行处理，以实现不同润湿程度，即由液湿向气湿的转变［8-11］。所用主要仪器：Avatar傅立叶转换红外光谱仪（美国Nicolet公司）；JC2000D3接触角测量仪（上海中晨数字技术设备有限公司）。

采用接触角测量仪分别测量油、水两相在岩心表面的接触角θo和θw，油相测试液为正十六烷，水相测试液为蒸馏水，对于每个样品至少选取3个不同点进行测量，取平均值来表征岩心的润湿程度。并根据测得的接触角，通过Owens二液法计算岩心经Zonyl8740溶液处理前后的表面能γ，所采用的两种液体分别为蒸馏水和正十六烷，测试及计算结果见表1。其中蒸馏水的表面能γ、色散力γD、极性力γP分别为72.8、21.8、51.0 mN/m；正十六烷的表面能γ、色散力γD、极性力γP分别为27.6、27.6、0 mN/m。

表1 不同质量分数Zonyl8740溶液处理岩心表面能

从表1可以看出，岩心经不同质量分数Zonyl8740溶液处理后表面能下降较快，岩心呈现低表面能的性质，即水湿角、油湿角增大。因此Zonyl8740可以有效降低液体对岩心的润湿程度，实现表面气湿。

将岩心逆向自吸不同质量分数的Zonyl8740溶液，采用分光光度计测试实验后溶液的质量分数，待溶液质量分数不再变化时，视为吸附平衡，然后将岩心取出于100 ℃烘干处理以实现岩心不同的润湿程度。制备的不同润湿性岩样基本参数见表2。

表2 不同润湿程度岩样基本参数

经1% Zonyl8740溶液处理后岩心表面的水滴和油滴形态如图1所示。

图1 经1% Zonyl8740溶液处理后岩心片表面水滴和油滴形态

从以上数据可以看出，经过不同质量分数的Zonyl8740处理后的岩心表面水湿角和油湿角都增大，岩心呈现憎水憎油的表面性质。随着处理剂质量分数的增加，岩心表面的水湿角和油湿角有增大的趋势。

2 润湿性对于束缚水饱和度的影响

由于束缚水饱和度与毛管力及润湿性有很大关系，Zonyl8740吸附在岩石表面能够降低固体表面能，使液体在其表面不易铺展润湿，呈现出憎液性质。因此岩石的束缚水饱和度也会一定程度降低。在相同的初始含水饱和度Swi情况下，过剩的毛管力相应减小，液相圈闭损害率降低。

实验中测定不同润湿程度岩心的束缚水饱和度间接反映了润湿性改变对于液相圈闭损害程度。将以上制备的不同润湿性的岩心饱和蒸馏水，采用正反向气驱，建立束缚水饱和度，称重确定束缚水饱和度。具体操作如下：

（1）将以上处理的不同润湿性的6块岩样置于岩心室抽真空3~4 h，待压力降至–0.1 MPa，继续抽4 h后将蒸馏水抽入岩心室，施加5 MPa饱和压力，饱和过程持续2 d取出岩心。

（2）用蒸馏水沾湿的纸擦拭已抽空饱和蒸馏水的岩心表面水分，至没有反光即可，将岩心放入岩心夹持器，用气驱建立束缚水饱和度。在驱替过程中需正反向对岩心进行驱替，使岩心中的束缚水分布均匀。

（3）用天平称重来确定束缚水饱和度，直至质量基本不变。

（4） 测定束缚水饱和度下的气相渗透率，停止气驱。

实验测得在3.5 MPa氮气驱替条件下不同质量分数处理剂处理的岩心束缚水饱和度如表3所示。

实验结果：（1）岩心经过不同质量分数Zonyl8740处理后其束缚水饱和度呈下降趋势且下降幅度较大，这是因为氟碳表面活性剂能够吸附在岩心表面形成吸附膜并结晶，降低岩心表面能使其液湿接触角增大，液湿程度降低，因此能够有效降低毛管力，降低不可动水饱和度。

（2）岩心在束缚水饱和度下的气测渗透率相对于空白干岩心急剧下降，降低率均在83%以上，尽管损害率的计算未考虑初始含水饱和度的影响，但该结果仍定性表明对于致密砂岩储层大量液侵后再返排即使能返排出大部分液体到束缚水饱和度但其渗透率相对初始含水饱和度下的气测渗透率仍大幅度下降，恢复率极低，因此在致密砂岩气钻井开发过程中液相侵入储层引起的液相圈闭损害极为严重，且不可逆转。

3 润湿性对于毛管自吸动态的影响

Zonyl8740能够改变岩心表面的润湿性降低液体润湿程度，通过降低固体表面能有效降低储层过剩的毛管压力，降低外来液相吸入多孔介质的动力，从而有效减少近井地带或裂缝面的外来液相侵入量，降低致密储层中的液相饱和度，减小了液相圈闭损害程度。因此自吸液量的多少在很大程度上反映了液相圈闭的程度。

实验采用仪器为SWT岩心自吸水评价系统，分别采用渗透率相近的致密岩心制备液湿和气湿岩心柱（Zonyl8740溶液处理质量分数分别为0%和2%）于室温下进行自发渗吸实验，空气作为气相，盐水和煤油作为液相，其中盐水为NaCl溶液，密度为1.07 g/cm3，煤油密度为0.78 g/cm3。分别记录岩心的自吸油水动态和最终自吸含液饱和度，并测试自吸后岩心的气测渗透率（见表4）。

表4 不同润湿性岩样自吸液体饱和度

液湿岩心和经2% Zonyl8740溶液处理气湿岩心的单向自吸油水含液饱和度随自吸时间的变化如图2所示。

图2 气湿液湿岩心的单向自吸液动态

在上述岩心逆向自吸盐水后，模拟井下返排过程，采用氮气进行驱替，分别测定自吸不同含水饱和度的岩心在不同驱替压力下的气测渗透率，见图3。

图3 岩样逆向自吸盐水后气体驱替渗透率测试曲线

气湿和液湿岩心自吸液饱和度和自吸动态实验结果表明，相比液湿岩心，气湿岩样自吸液饱和度明显降低，无论单向自吸还是逆向自吸，进入低渗岩心中的盐水、煤油体积大幅下降，从而减轻了液相圈闭损害程度。自吸盐水气驱返排渗透率测定结果表明，气湿岩心逆向自吸水后返排气测渗透率高于液湿岩心返排的气测渗透率，气湿岩心液相圈闭后更易返排。

以上结果是由于Zonyl8740吸附在岩心表面降低岩心表面能，增强表面憎液性，增大液湿角，相应降低了自吸的动力毛管力，这样使得进入储层的液体总量减少，液相饱和度降低，液相圈闭程度减小，改善了气相的渗流条件。

4 保护致密气藏钻井液岩心流动评价

当已饱和流体的多孔介质浸'入或者接触另一种更强润湿性的液体时，将发生自发吸入过程，这种液体在润湿并吸入多孔介质的过程中将置换出原有的非润湿流体。由于致密砂岩存在超低含水饱和度现象，初始含水饱和度对于液相圈闭损害率的准确测定具有十分重要的影响［12］，如图4所示。在岩心流动实验中如果没有使用岩心真实的初始含水饱和度Swi及其所对应的相对渗透率值kai，而使用Swi'作为初始含水饱和度，那么与之相对应的损害前的气相相对渗透率kai'会偏低。为此采用岩心自吸实验建立相同的初始含水饱和度进行岩心流动实验测定钻井液滤液对岩心液相圈闭损害率。

图4 初始含水饱和度Swi对液相圈闭损害的影响

在建立初始含水饱和度之后，测定岩心的气测渗透率kai，此即为岩心未受液相圈闭损害时的气测渗透率。之后在油藏条件下让岩心与钻完井滤液接触足够长的时间，以让钻井液滤液侵入岩心，再测定岩心的气测渗透率kad，此即为岩心受到钻井液侵入后的渗透率，从而可以定量计算出渗透率损害率。实验采用JHMD-Ⅱ高温高压岩心动态损害评价系统进行，具体实验步骤如下：（1） 将岩心安装相圈闭测试装置上对岩心施加油气藏条件的围压和温度；（2）反向、低速注入大约3倍孔隙体积的钻井液滤液，使滤液和储层接触至少24 h；（3） 正向气驱钻井液滤液水相圈闭岩心，驱替压力应与地层压力接近，收集所有驱替出的滤液体积；（4）测量液相圈闭损害后岩心的气测渗透率kad；（5）将岩心卸下测量质量，确定最终滤液饱和度即滞留水的饱和度Swe。

通过以上实验可知预防液相圈闭损害钻完井液的有效处理剂为气湿反转剂。KCl聚合物钻井液广泛应用于吉林油田低渗致密储层的钻井现场，但并未考虑该体系的储层保护性能。采用该区现场KCl聚合物钻井液作为基础配方，向其中加入2% Zonyl8740对其防液相圈闭性能进行优化。KCl聚合物钻井液配方：3%膨润土+0.5%纯碱+0.5%铵盐+0.2%聚丙烯酸钾+1%氯化钾+2%复合盐降滤失剂（KFH）+2%抗盐高效封堵降滤失剂+2%阳离子乳化沥青粉（YK-Ⅱ）（重晶石加重至ρ=1.10 g/ cm3）。该钻井液体系加入Zonyl8740前后的基本性能参数见表5。

表5 实验用KCl聚合物钻井液性能

将实验岩心自吸盐水建立相同的初始含水饱和度Swi，按照以上实验步骤进行岩心流动实验分别将优化前后KCl聚合物钻井液滤液在80 ℃条件下注入岩心测定液相圈闭损害率。实验结果如表6所示。

表6 KCl聚合物钻井液液相圈闭损害率测定

KCl聚合物钻井液优化前后液相圈闭损害率测定结果表明，加入气湿反转剂Zonyl8740后，KCl聚合物钻井液对岩心液相圈闭损害率由53.15%下降至31.47%，最终滞留液饱和度大幅降低。这说明岩心表面由液湿反转为气湿或者弱液湿后能够有效降低液相圈闭损害率，气湿反转剂是降低致密砂岩气藏液相圈闭损害的一种有效钻井液储层保护剂。

5 结论及建议

（1）致密砂岩表面可通过低能表面活性剂修饰转化为气润湿，通过Zonyl8740溶液处理可由强液湿表面反转为气湿表面，可有效降低岩心束缚水饱和度，减弱毛管自吸效应，降低岩心自吸油水饱和度，有助于外来液相的返排，降低致密砂岩储层液相圈闭损害程度。

（2）气湿反转剂是减少钻井液滤液进入储层形成相圈闭损害的有效储层保护剂，加入气湿反转剂前后KCl聚合物钻井液对岩心液相圈闭损害率由53.15%降至31.47%。

（3）氟碳表面活性剂是实现致密砂岩气湿反转的有效途径，但其价格高昂，在油气井工作液中尚未有应用先例，因此研发低成本适用于油气井工作液的氟碳类表活剂，是有效预防液相圈闭损害的关键，建议进行相关研究。

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（修改稿收到日期 2014-10-12）

〔编辑 景 暖〕

Effect of tight sandstone gas reservoir wettability on liquid traps damage

JIANG Guancheng1,2, ZHANG Hong1,2, WU Xiaobo3, LI Yingying1,2, ZHANG Zhihang1,2
（1.Education Ministry Key Laboratory of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing102249,China;2.State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting,China University of Petroleum,Beijing102249,China;3.No.3Oil Production Plant of Changqing Oilfield Company,CNPC,Yinchuan750006,China）

In tight sandstone reservoirs, the liquid traps may be readily damaged by invasion of external work fluid.The wettabiity of rock surface has a significant impact on the damage degree to liquid traps.The fluorocarbon surfactant Zonyl8740 was used to treat the cores, reduce the surface energy of the cores and obtain cores with different wetting degree.Through experiment on core displacement and capillary spontaneous imbibition, the irreducible water saturation and spontaneous imbibition oil/water dynamic of gas wet cores and liquid wet cores were studied respectively.The core flow test with initial water saturation was built, and the damage degrees to liquid trap were compared, before and after gas-wet reversing agent was added to the drilling fluid.Experiments show that inversion of liquid wetting on tight sandstone surface to preferential gas wetting can significantly weaken the spontaneous imbibition effective of capillary, and reduce the spontaneous imbibition amount and the final retained saturation.Gas wet reverse agent can effectively reduce the damage to liquid traps by drilling fluid and has a guiding significance to preventing damage to liquid traps in tight sandstone reservoirs.

tight sandstone;liquid trap;gas wetting;surface energy;capillary spontaneous imbibition

蒋官澄，张弘，吴晓波，等.致密砂岩气藏润湿性对液相圈闭损害的影响［J］.石油钻采工艺，2014，36（6）：50-54.

TE258

：A

1000–7393（2014） 06–0050– 05

10.13639/j.odpt.2014.06.013

国家自然科学基金创新研究群体“复杂油气井钻井与完井基础研究”（编号：51221003），国家科技重大专项（编号：2011ZX05009-005-03A），国家863项目“致密气藏高效钻井技术研究”（编号：2013AA064803），国家自然科学石油化工联合基金“页岩气钻探中的井壁稳定及高效钻完井基础研究”（编号：U1262201）。

蒋官澄，1966年生。1987年毕业于西南石油学院应用化学系，现从事油气井化学与工程方面的教学和科研工作。电话：010-89732196。E-mail：jgc5786@126.com。