低渗透储层水锁伤害影响因素室内评价

郭玲君，沈延伟，李福军，卢二付，刁广智（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安　710200）

低渗透储层水锁伤害影响因素室内评价

郭玲君，沈延伟，李福军，卢二付，刁广智
（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安710200）

针对低渗透储层因水锁引起的地层伤害问题，开展了水锁伤害影响因素室内评价。通过实验数据结果分析，随着地层含水饱和度的增加，则气相渗透率下降；岩心渗透率越低，作用时间越长，岩心水锁伤害越大；驱替压差越大，岩心水锁伤害越小；活性剂能够减轻岩心的水锁损害。

低渗透；水锁；影响因素；评价

目前，随着低渗油气田开发比重的增大，水锁伤害研究也越来越多元化。水锁伤害方式普遍认为有三种：常压下自吸引起的伤害、欠压下自吸引起的伤害及超压作用下引起的伤害。水锁伤害的影响因素多且复杂，地层储层物性，流体表面张力及毛管力等都对近井带水锁伤害有很大影响。通过对水锁伤害机理的研究，在大量室内实验的基础上总结了水锁伤害规律，对恢复地层渗透率及油井原有的产能具有一定的现实意义。

1　含水饱和度对水锁伤害的影响

实验评价低渗储层岩心在不同初始含水饱和度时，注入一定PV体积的水后，测量油相渗透率的损害程度，并保证测定油相渗透率时的压差相同，以保证实验结果的可比性。实验研究对低渗岩心不同含水饱和度条件下的水锁伤害进行了评价，由于实验用天然岩心有限，因此室内研究采用人造岩心进行了相关评价，具体评价结果（见表1）。

从实验结果可以看出：在岩心饱和油、即Swi为0的条件下，地层水进入岩心后，油相渗透率会明显下降。在煤油反排多个PV、岩心渗透率基本达到稳定后，岩心油相渗透率损害率为80％以上。随着初始含水饱和度的升高，可以看出岩心的油相渗透率损害率逐渐减小。在初始含水饱和度为17.4％时，油相渗透率损害率为80.88％；含水饱和度为33.3％时，损害率为65.70％。初始含水饱和度越高损害率越低。在达到束缚水饱和度后，煤油在反排多个PV后，岩心油相渗透率逐渐恢复，岩心渗透率损害率只有24.06％。综合分析实验结果可知，储层的初始渗透率、孔隙结构、初始含水饱和度、油水界面张力是影响储层的水相侵入损害的重要因素，其中初始含水饱和度与束缚水饱和度间的差值越大，其潜在的油相渗透率损害就越强，即水锁损害程度就越强。束缚水饱和度的大小受控于毛细管的几何形态和储层粘土矿物的含量、类型和产状，一般低渗透、小孔喉直径、粘土矿物含量高的储层具有高的束缚水饱和度。因此低渗储层岩心初始和束缚水饱和度一旦存在差值即产生明显的水锁效应。

表1　含水饱和度对水锁伤害的影响

2　作用时间对水锁伤害程度的影响

室内研究对驱替过程中作用时间对水锁伤害的影响进行了评价，评价方法如下：（1）测定人造干岩样的煤油渗透率K0；（2）在3.5 MPa压力下用蒸馏水在岩心出口端反向作用一定时间（5 min/10 min、20 min、30 min），然后用煤油正向驱替足够长时间，测定岩心的油相渗透率K1，渗透率损失率为（K0-K1）/K0×100％。室内评价结果（见表2）。

表2　作用时间对水锁伤害程度的影响

图1　水锁对不同渗透率岩心的伤害影响

实验结果表明，水锁作用将对低渗透岩心造成严重伤害，且伤害程度随渗透率的降低而加重，另外作用时间越长，伤害也越严重。这为低渗透油气藏的开发提出了严峻的课题，它要求在常规油气藏保护的基础上，还需要从钻井、完井、投产、改造等各个环节尽量避免或减少各种外来液体向储层滤失。

3　压差对水锁伤害程度的影响

对模拟地层水在驱替压力变化的条件下对其渗透率变化的影响进行了评价，其主要是对束缚水饱和度的影响，具体实验结果（见表3）。

表3　压差对低渗油气藏储层损害的影响

从以上实验结果中可以看出，物理压差影响着岩心的含水饱和度，含水饱和度对低渗储层的渗透率大小影响非常大，如果含水饱和度大，则由于水锁原因，造成渗透率下降，而当物理压差增大时，则所施加的反排压力越高，因此剩余饱和度也就越低，从而提高了低渗储层的渗透率。

4　温度对水锁伤害程度的影响

对模拟地层水在温度变化的条件下对其渗透率变化的影响进行了评价，具体实验结果（见表4）。

图3　温度对水锁伤害程度的影响

从以上实验结果中可以看出，低渗岩心饱和地层水后进行驱替，经过20℃、40℃、60℃三种不同温度条件下的渗透率测量，表明相同的驱替条件下随着温度的升高，低渗岩心的渗透率有所上升，但温度对其影响幅度不大。

表4　温度对低渗油气藏储层损害的影响

表5　表面张力储层损害的影响

5　表面张力对水锁伤害程度的影响

对于水湿油气藏，如果初始含水饱和度低于储层的束缚水饱和度，在毛管力的作用下储层会对外界水相流体产生自吸作用，形成难以消除的水锁堵塞。室内首先测定人造干岩心油相渗透率，然后饱和不同表面张力的蒸馏水后进行驱替（同一个岩样，重新洗油烘干）测定油相渗透率，考察表面张力对低渗岩心渗透率的影响。

图4　表面活性剂对低渗岩心渗透率的影响

以上数据表明使用表面活性剂可以降低侵入流体的表面张力，降低了毛管阻力，有利于外来流体排出，减弱和消除部分水锁效应。

6　结论与建议

影响水锁伤害程度的主要因素有含水饱和度、作用时间、压差以及表面张力。室内研究表明：随着地层含水饱和度的增加，气相渗透率下降；岩心渗透率越低，作用时间越长，岩心水锁伤害越大；驱替压差越大，岩心水锁伤害越小；活性剂能够减轻岩心的水锁损害。

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10.3969/j.issn.1673-5285.2015.01.029

TE258.3

B

1673-5285（2015）01-0115-03

2014－12-31

郭玲君，女（1984-），湖南人，2008年毕业于长江大学石油工程专业，现工作于中国石油长庆油田分公司第五采油厂，邮箱：guolingjuen@163.com。