吉林油田低渗透气藏防水锁处理剂的实验研究

王军（中石油吉林油田分公司采油工艺研究院，吉林 松原 138000）

原始状态下，气藏中的天然气以非湿相聚集在大孔道的中间，原生水则以平衡状态分布在小孔道附近。在钻完井、压裂、修井、增产等作业过程中，外来液相侵入地层，受毛细管压力的影响，易发生水相的毛细管自吸作用，导致外来水返排困难［1］。造成水锁伤害的主要原因是气藏中水相的聚集滞留，更低的渗透率就意味着其影响更为严重［2］。

吉林油田研究区块为致密气藏，储层受外来液相的影响极易发生水锁伤害，导致储层渗透率降低，影响开发效果。优选适宜的防水锁剂对于该类气藏的有效开发具有重要意义。

1 试验部分

1.1 试验药品与仪器

1）试验试剂 模拟地层水；KCl，国药集团化学试剂有限公司，分析纯；表面活性剂FC－3B，江汉油田采油工艺研究院制；甲醇，天津市永大化学试剂有限公司，分析纯。

2）试验仪器 JZC－15TSE型电子天平，福州科迪电子技术有限公公司；D－250L型恒速恒压泵、平面二维平模模拟评价试验装置，海安石油科研仪器有限公司。

1.2 天然岩心自吸性能评价

利用岩心自吸试验可以评价防水锁剂性能［3］。通过得到含水饱和度－时间曲线图可以分析防水锁剂对岩心自吸性能的影响。

岩心自吸试验过程：①将岩心干燥，以确保岩心是清洁干燥的；②岩心抽空质量分数为2%的饱和KCl溶液后，用滤纸轻轻吸干岩石表面液体，测出岩心饱和后的质量；③在岩心称取干重后用胶带密封岩心侧面，将其悬挂于铁架台上；④将装有质量分数为2%的KCl溶液的烧杯放置于电子天平上，清零；⑤通过调节铁架台，使岩心底部与液面接触（约1mm），同时开始计时并记录电子天平读数变化。调节岩心高度使之保持只有底部与液面接触；⑥将质量分数为2%的KCl溶液换为所配制的防水锁液，重复步骤②～④。

结果分析计算公式为：

式中：Sw为含水饱和度，%；Vw为吸入水的体积，cm3；V为岩心的孔隙体积，cm3。

试验选用岩心渗透率为0.5261mD，岩心孔隙度为9.4%，孔隙体积为3.3cm3。通过比较质量分数2%的KCl溶液与防水锁液对岩心自吸效果的影响，可以判断防水锁剂对岩心自吸性能的控制能力。

1.3 岩心渗透率伤害与恢复试验

试验采用质量分数为2%KCl溶液作为对岩心损害、造成气藏水锁的工作液。具体试验步骤如下：①将岩心饱和地层水；②将岩心装入岩心夹持器，设定围压8MPa以及恒速恒压泵流速；③用地层水测试岩心初始渗透率，停泵；④改变驱替方向，反向注气，测出束缚水条件下气相渗透率KB，停泵；⑤再改变驱替方向，正向注入工作液，待稳定后再反向注气，测出气相渗透率KD，停泵；⑥正向注入补救剂即防水锁剂，注入体积约为500PV，然后反向注气，测出处理后气相渗透率KF，停泵。

2 气藏防水锁剂配方的确定

2.1 气藏水锁伤害的机理研究

水锁伤害普遍发生在钻井、完井、修井等作业过程中，主要是外来液相侵入储层导致油气渗透率降低。处于原始状态下的气藏，天然气主要聚集在大孔道的中间，小孔道附近则分布着原生水，二者呈平衡状态。一旦储层被打开，外来液相侵入地层，在水－气弯曲界面产生的毛细管压力使水相发生自吸，进而产生水锁伤害。

由于水取代气比水取代油更容易，水可进入更小的气藏孔道，返排过程中气又难以驱走小孔道中的水。因此，气藏的水锁伤害将比低渗透油藏的更为严重。

2.2 气藏防水锁处理剂配方的确定

根据气藏防水锁机理［4～7］，确定防水锁剂配方。加入表面活性剂减小侵入液的表面张力，改变储层的润湿性；加入KCl稳定黏土，减小工作液对储层的伤害；加入挥发性溶剂，加速地层水的蒸发。经过前期筛选，确定吉林油田研究区块气藏防水锁剂的配方为2%KCl＋0.02%氟碳表面活性剂FC－3B＋30%甲醇（配方中百分数为质量分数），体系表面张力为21.32mN／m。

3 试验结果与讨论

3.1 天然岩心自吸性能评价结果

自吸现象普遍存在于多孔介质中，主要受毛细管压力与重力的共同作用。由于低渗透储层岩石的毛细管压力远大于重力，因此对于低渗透储层，一般只考虑毛细管压力的作用，而忽略岩心自吸过程中重力的影响。

自吸现象越明显，说明毛细管压力越大，造成的水锁就将越严重。通过在工作液中加入防水锁剂降低表面张力，可以有效降低毛细管自吸力，在毛细管半径不变的前提下，减小排液时间，相同时间内储层的含水饱和度减小，含气饱和度增加，可以有效预防水锁伤害的发生。

室内评价结果见图1，可以看出，防水锁剂能够减缓岩心的自吸作用。使用防水锁剂后，在岩心自吸过程中，含水饱和度明显低于使用质量分数为2%KCl溶液的含水饱和度，由此可知，使用防水锁剂溶液能够减缓岩心自吸作用使含水饱和度上升较为平缓，具有良好的防水锁效果。

图1 岩心含水饱和度与时间曲线

3.2 岩心渗透率伤害与恢复试验结果

试验利用4块天然岩心完成。试验结果如表1所示，经过防水锁剂处理后，岩心渗透率恢复值达97%以上，岩心损害率不到3%，说明该防水锁剂具有良好的防水锁性能，适用于吉林油田研究区块气层的防水锁处理，提升气井开发效果。

表1 气层防水锁剂伤害评价试验数据表

4 结论

1）针对吉林油田研究区块气藏所开发的防水锁处理剂配方为2%KCl＋0.02%FC－3B＋30%甲醇（配方中百分数为质量分数），该配方综合了化学及物理防水锁技术。

2）开发的防水锁处理剂能够明显减弱致密岩心的自吸作用，降低含水饱和度，进而减小水锁伤害。

3）开发的防水锁处理剂对岩心渗透率的伤害低于3%，而且对于污染过的岩心，能够有效恢复岩心渗透率达97%以上。

［1］Holditch S A.Factors affecting water blocking and gas flow from hydraulically fractured gas wells ［J］.SPE7561－PA，1979.

［2］Bennion D B，Bietz R F，Thomas F B.Reductions in the productivity of oil and gas reservoirs due to aqueous phase trapping［J］.JCPT，1994，33（8）：45～54.

［3］游利军，康毅力，陈一键，等 .含水饱和度和有效应力对致密砂岩有效渗透率的影响 ［J］.天然气工业，2004，24（12）：105～107.

［4］张琰，崔迎春 .低渗透气藏主要损害机理及保护方法的研究 ［J］.地质与勘探，2009，36（5）：76～78.

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