高温高压下气藏反渗吸水锁伤害评价实验测试方法＊

杨志兴，汪誉高，鹿克峰，郭 平，李玉杰，许馨月，陈自立

（1.中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200035；2.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室•西南石油大学，四川 成都 610500）

＊［基金项目］本文成果由国家重大专项资助（2016ZX05027-004-005）

在油、气层开发过程中，钻井液、完井液、固井液和酸化压裂液等外来流体侵入储层后，会在油气—水界形成一个凹向油相的弯液面。在表面张力的作用下，任何弯液面都会产生毛细管阻力，作为润湿相的水将吸附于孔隙的内壁，形成一个牢固的吸附层。半径小于这一吸附层的小孔喉将被水相充满，半径较大的孔隙其壁面水膜厚度增大，吸附水将堵塞部分渗流通道。欲使储层流体流向井筒，就必须克服这一毛细管阻力和流体流动的摩擦阻力将这部分吸附水带走。如果储层能量不能克服这一附加的毛细管压力，就不能把水的堵塞消除，最终将影响储层的采收率，这种伤害称为“水锁伤害”[1-4]。目前，水锁损害的实验研究大多基于岩心分析方法中的渗透率测定方法[5]，研究者采用不同的实验条件和方法导致结果也不相同；也有采用回归分析方法和预测模型对数据进行处理[6-7]。然而由于岩石孔隙结构的复杂性和非均质性，难以准确定量判断水锁伤害。对水锁效应评价的实验方法有静态岩心流动实验方法，即通过测定束缚水饱和度下的渗透率变化来评价水锁效应对渗透率的伤害；还有岩样浸泡方法，即测试水锁效应对岩心有效渗透率的改变，以及赖南君[8]、朱国华[9]、张小琴[10]、孟英峰[11]、王良[12]等人的水锁效应测试方法。Jairam.Kamath等[13]建立了气体驱替范围和蒸发范围内的关于岩心气体饱和度的公式，可以模拟计算出采用不用水锁解除剂处理后岩心的气体相对渗透率及饱和度等情况，从而可以评价水锁严重性和水锁解除剂的作用。B.Bazin等[14]利用X射线设备监测岩心中流体侵入和返排时的气水饱和度，通过测量不同饱和度下的岩心渗透率来评价水锁的损害程度，这些实验评价方法比较成熟，但并未在一个实验过程中同时考虑水锁效应和水锁气解封启动压力。本文在一般水锁效应测试方法的基础上，为了避免水敏伤害对实验结果的影响，测试过程用水全部采用按现场资料复配的地层水，并考虑气藏实际开发过程（高温高压），创新性的建立了同时测试水锁效应和水锁气解封启动压力的新方法。

1 实验原理

实验前，将岩心抽空烘干后完全饱和地层水，先用气体驱替岩心中地层水至不出水后测试此时气相渗透率K1，然后从岩心出口端反向注入地层水至不出气后，再正向第二次气体驱替地层水至不出水后，测试岩心反排后的气相渗透率K2，接着再一次从岩心出口端反向注入地层水至不出气，最后降低出口压力（回压）测定水锁气解封出气时的压力，根据K1、K2差异确定岩心渗吸水锁伤害程度。

2 实验方法

2.1 实验岩心

实验选取DH气藏实际储层岩心X3、X4、X5层各2块，基本物性参数如表1所示。

2.2 实验流体

实验用气选取氮气，为了避免发生水敏反应影响实验结果，所以，实验用水根据现场资料在实验室内进行复配，地层水参数见表2.

2.3 实验条件

实验温度：模拟实际气藏X3层温度151.8℃，X4层温度163.1℃，X5层温度174.4℃。

实验初始压力：模拟地层实际压力X3层37.1 MPa，X4层45.5 MPa，X5层54.1 MPa。

2.4 实验装置及流程

实验在自研异常高压岩心驱替装置上完成，包括岩心夹持器、恒温箱、压力表、高压注入泵、回压调节器、中间容器、水量计、自动气量计和冷凝器等。

实验流程见图1.

表1 水锁实验岩心物性参数

表2 地层水水样分析报告

图1 水锁效应测试系统流程图

2.5 实验步骤

2.6 实验结果及分析

将实验所得结果整理后可得表3、图2、图3、图4、图5、图6.分析图2和表3中的实验数据可以看出，整个DH气藏水锁伤害程度变化范围在6.54%～13.46%，其中X3层的平均水锁伤害程度为9.26%，X4层为10.58%，X5层为13.20%.在水锁测试中，当压力降低到某一压力，水锁气刚开始解封时，解锁气量就出现跃变，即瞬间有大量气体从岩心中解锁逸出，约占据总解锁气量的60%以上。

表3 水锁实验测试结果

随后调节回压调节器继续降低出口压力，岩心中气体解锁逸出速度变缓，直至不再有气体逸出。渗透率越大的岩心，水锁后在残余气饱和度下降低回压产出气体越快，且产出气量较多，解除水锁启动压力越小。

图2 水锁气解封累积曲线

图3 渗透率与伤害程度关系

图4 渗透率与水锁气解封压差关系

图5 孔隙度与伤害程度关系

图6 孔隙度与水锁气解封压差关系

DH气藏为低渗强非均质气藏，而低渗储层普遍存在的水锁伤害严重影响气藏的勘探效率和开发效益。目前，国内外学者大多认为影响水锁效应的因素[15-17]有地层温度、驱替压力、驱替流体的黏度、气测渗透率大小、孔隙结构、界面张力、岩石润湿性、黏土矿物种类和含量等。此次实验是在储层实际温度压力下进行的，实验流体也是选用现场复配地层水，实验岩心选用的是实际储层岩心，因此，可以排除以上部分影响因素，重点讨论岩心物性、岩石润湿性和界面张力对水锁效应的影响。

从图3、图4、图5、图6中可以看出，水锁伤害程度与实验岩心渗透率的相关性比较强，渗透率越大，伤害程度越小，水锁气解封启动压差越小。伤害程度与孔隙度也具有一定的相关性，总趋势是随着孔隙度的增加伤害程度变小，水锁气解封启动压差变小，但相关性比较差。

2.6.1 岩石物性

由DH气藏的储层基础物性特征研究可知，储层X3层孔隙发育程度比较差，渗透性比较差，属于低孔隙度低渗透率储层，而X4、X5储层岩心全部处于特低孔隙度特低渗透范围，分析表明其从物性上属于致密气藏储层。由于低渗透储层存在特有的细吼喉道，使得其毛管压力比较大，水锁效应也会随之增强。

2.6.2 界面张力

低渗储层以其特殊的孔喉结构导致毛管压力比较大，当地层水侵入储层孔隙时，液相的界面张力越大，对储层的渗透率伤害越大，而且还会加大驱替压力。在同一储层物性条件下，气水界面张力越高，水锁效应也就越明显。

2.6.3 岩石润湿性

低渗气藏水锁伤害程度明显，主要是因为水相在储层岩心孔隙中的聚集或者留滞。由于储层岩石具有较强的水湿性，所以，当地层水再次进入岩心后会形成更高的束缚水饱和度，很多学者也会拿其值与岩心首次驱替的束缚水饱和度之差作为衡量储层水锁伤害的指标之一。

分析实验结果认为，水锁效应是当地层水流入岩心后，含水饱和度增大，使得气体渗流通道减小，最终导致储层气相渗透率下降。实验初始阶段，气相作为储层中的非湿相必然占据岩心孔隙中的大孔道地带，而地层水作为储层中的湿相，在岩心孔隙中的小孔道分布，呈现平衡状态，此为岩心初始状态。第一次水驱气开始后，地层水进入岩心，在表面张力的作用下，作为湿相的地层水极易进入岩心孔隙。由实验测试可知，DH低渗气藏储层具有强非均质性，实验岩心颗粒小，比表面大，这样由于毛管力作用的存在，地层水容易被吸吮至岩心孔隙喉道。第二次气驱水结束后岩心内所含地层水实际上是束缚水，由实验数据可知，此时的岩心含水饱和度远大于实验初始所建立的岩心束缚水饱和度。这就说明，有一部分地层水被束缚在岩心中。束缚在岩心中的地层水会破坏岩心孔隙中天然气的连续性，致使一部分气体滞留在岩心中无法采出，从而造成水锁伤害。

3 结论

本文改进以往水锁效应实验测试方法，创新性地建立了测试水锁伤害程度和水锁气解封启动压差的实验测试装置及方法，在实际储层高温高压条件下进行水锁效应测试。通过对DH气藏水锁伤害评价实验测试结果分析，主要得出以下几点结论：①通过对实验结果的分析可知，整个DH气藏水锁伤害程度变化范围在6.54%～13.46%，其中，X3层的平均水锁伤害程度为9.26%，X4层为10.58%，X5层为13.20%，水锁伤害程度为中等偏弱。②岩石润湿性、渗透率是影响水锁损害程度的主要因素，而水锁效应与孔隙度的相关性不大。从实验所测的结果来看，渗透率越低的岩心岩石水湿性越强，其水锁损害程度越大，水锁气解封启动压差越小。③渗透率越大的岩心，水锁后在残余气饱和度时降低回压产出气体越快，且产出气量比较多，解除水锁启动压力越小。④实验岩心比较短，实验测得水锁气解封启动压差在0.3～3.7 MPa之间，测试技术条件有限，启动压力梯度过大，如何精确确定还需要进一步研究，水锁后解除水锁的难度比较大，采出程度大大降低，因此，要科学设计，尽量避免气藏水淹。

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