塔里木油田“三高”致密砂岩气藏防/解水锁技术

安志杰

辽河油田公司钻采工艺研究院

近年来，天然气的开发领域主要集中在致密砂岩气藏［1-3]，由于该类气藏供流体流动的孔喉较小，孔径基本为微米级，孔隙结构错综复杂，当钻井液、完井液、修井液等外来水相流体侵入储层孔隙后，在水气接触面上存在气体流向井筒必须克服的毛细管力［4-8]，若储层驱动压力不足以克服这一压力时，就会形成水锁效应［9-10]。低渗透气藏一旦发生水锁效应，引起的渗透率伤害达70%以上，可使低渗透气藏的产量降至原来的1/3 以下［11-13]。塔里木油田天然气探明储量的67.35%都存在于致密砂岩，而库车山前包括克深、库车、克拉和迪那四大主要产气区块属于高温、高盐、高压致密砂岩气藏，平均温度150 ℃、地层水矿化度20×104mg/L、平均压力系数1.6、平均孔隙度5.03%、平均渗透率0.25×10-3μm2。随着生产的进行，部分气井由于井底积液或者作业过程中流体的侵入已经发生水锁效应，导致产量大幅度下降，降低了油气开发采收率。目前，致密砂岩水锁解除的方法主要采用化学法［14]，现场使用效果较好，但是药剂的耐温和耐盐性较差，根据塔里木油田的实际情况，在充分了解引起水锁因素［15-16]的基础上，筛选复配了耐温、耐盐的高效防/解水锁剂，有效防止和解除水锁效应对地层渗透率的伤害，恢复地层渗透率及气井原有的产能。

1 实验部分

1.1 实验仪器与材料

表/界面张力测试仪(上海盈诺精密仪器有限公司)、低渗岩心流动试验仪(江苏易用科技有限公司)、恒温干燥箱(南京苏恩瑞干燥设备有限公司)、电子天平(赛多利斯科学仪器有限公司)、加热磁力搅拌器(上海梅颖浦仪器仪表制造有限公司)等。

非离子表面活性剂改性烷基糖苷、非离子氟碳表面活性剂、甲醇、地层水(水质分析见表1)、天然岩心(2.5 cm×3.6 cm)等。

表 1 地层水主要离子含量 mg/L Table 1 Contents of the main ions in the formation water

1.2 实验方法

1.2.1 岩心自吸实验［17]

(1)测定岩心的气测渗透率和干重；(2)将岩心抽真空饱和地层水，得出岩心孔隙体积；(3)将岩心清洁、干燥，称取干重后用胶带密封岩心侧面，将其悬挂于铁架台上；(4)打开电子天平，将装有地层水的烧杯放置于电子天平上，读数清零；(5)调节铁架台，使岩心底部接触液面，同时开始计时并记录电子天平读数变化，直到电子天平读数保持不变；(6)然后将岩心抽真空饱和防/解水锁剂后再烘干，重复步骤(2)～(4)，记录岩心质量变化与自吸时间的关系。

1.2.2 岩心驱替实验

(1)用地层水饱和岩心，用氮气在不同压力下驱替，分别测定其渗透率；(2)记录每个压力下的气测渗透率，每个压力保持30 min，若无液体流出，则跳跃至下一压力；如有液体流出，则保持压力2 h，记录气测渗透率；(3)用防/解水锁剂反向饱和岩心，放置24 h；(4)重复步骤(1)、(2)。

1.2.3 液相滞留实验

(1)测定岩心的气测渗透率和干重；(2)将岩心放置于测试溶液(地层水、防/解水锁剂)中，抽真空饱和，称量饱和后岩心质量；(3)然后将饱和后的岩心置于岩心夹持器中，用氮气在不同的压力下驱替岩心中的液体，同时测定岩心在不同压力驱替后的气测渗透率，称量岩心在不同压力驱替后的质量。

2 实验结果与分析

2.1 防/解水锁剂的复配

在塔里木油田库车山前构造带储层高温、高盐特点的基础上，选取了耐温、耐盐并且表面活性高的表面活性剂改性烷基糖苷(A)和氟碳表面活性剂(B)，与挥发性和具有表面活性的甲醇(C)进行正交复配实验，以表面张力为主要依据来优选各个药剂的最优浓度，结果见表2 和表3。从表3 中数据和正交实验算法得出，复配溶液中三组分的最优浓度组合为A2+B4+C2，即0.1%改性烷基糖苷+0.02%氟碳表面活性剂+4%甲醇。

2.2 岩心自吸实验评价

按照1.3.1 中实验方法，选取渗透率相近的2 块岩心进行自吸实验评价，通过测定处理前后岩心自吸含水量的变化，可以评价复配药剂对岩心润湿性的改变效果，结果见图1。

表 2 正交实验因素与水平Table 2 Factor level of orthogonal experiment

表 3 正交实验结果Table 3 Orthogonal experimental result

图 1 32 号岩心(k=0.417×10-3 μm2)自吸实验结果Fig. 1 Imbibition experimental result of No.32 core(k=0.417×10-3 μm2)

从图1 可以看出，(1)岩心随着自吸时间的增加，岩心含水饱和度曲线呈现先急剧上升后逐渐趋于平缓；(2)岩心用药剂处理后，岩心的自吸速度有所减缓，并且含水饱和度大幅度下降。原因在于［18]，复配药剂具有较好的吸附性，处理后岩心孔隙表面吸附了一层药剂薄膜，降低了岩心内部毛细管力，改变了岩心内部的润湿性，对岩心润湿性反转改善效果较好。

2.3 岩心驱替实验评价

按照1.3.2 中实验方法，选取渗透率不同的4 块岩心，在温度为60 ℃和不同驱替压力下对处理前后岩心进行气测渗透率测定，评价复配药剂提高岩心渗流的能力，结果见表4、图2。

从表4 和图2 可以看出，随着驱替压力的增大，岩心气测渗透率也随之增大；在相同驱替压力下，药剂处理后岩心的气测渗透率大幅度增加，改进系数基本在1.0 以上，效果较好。原因在于：对于亲水致密砂岩岩心，当气相驱动液相时，会产生毛细管阻力，当增大压力时，驱替压力可以克服一部分毛细管力，驱出一部分水，使得岩心气测渗透率增大；用药剂处理后的岩心，表面活性剂吸附在岩心孔隙表面，降低了气液表面张力，在相同压力下，可进一步驱出剩余水，另外甲醇在挥发过程中也携带出部分水，使得岩心渗透率增大，降低水锁程度。

表 4 处理前后岩心在不同压力下气测渗透率Table 4 Gas log permeability of the cores under different pressures before and after the treatment

图 2 39 号岩心的驱替实验过程Fig. 2 Displacement experiment process of No.39 core

2.4 液相滞留实验评价

按照1.3.3 中实验方法，选取33 号(3.65×10-3μm2)和52 号(3.76×10-3μm2) 2 块岩心，在温度为60 ℃和不同驱替压力下对处理前后岩心进行气测渗透率和含水饱和度测定，评价复配药剂对岩心排液时间的影响，结果见图3、图4。

图 3 不同驱替压力下岩心的含水饱和度Fig. 3 Water saturation of the core under different displacement pressures

图 4 不同驱替压力下岩心的气测渗透率Fig. 4 Gas log permeability of the core under different displacement pressures

从图3 和图4 可以看出，随着驱替压力的增大，岩心含水饱和度逐渐下降，渗透率逐渐上升至平缓；相同驱替压力下，复配药剂饱和后的岩心含水饱和度相对较小，渗透率相对较大。原因在于：在亲水地层中，复配药剂溶液与气的表面张力小，毛管阻力小，根据公式 t=4μl2/(Δpr2-2σrcosθ)可以得出在驱替压差Δp 作用下气体从半径为r 的毛管中线性驱替长为L 的液柱时间会缩短，使得岩心的含水饱和度小和渗透率增大，减轻了水锁效应。

3 结论

(1)针对塔里木油田储层特点，在优选现有药剂的基础上，通过正交实验得出适合于特殊储层的复配体系：0.1%改性烷基糖苷+0.02%氟碳表面活性剂+4%甲醇。

(2)复配体系具有较好的吸附性、挥发性和表面活性，吸附在岩心孔隙表面，可降低岩心毛细管力，使得处理后的岩心自吸速度和自吸量大幅度下降，提高了岩心的渗流能力，降低了岩心内外来液体的排液时间，减轻了水锁效应。

(3)该复配体系的研制成功，对致密砂岩气藏生产井防/解水锁施工作业可提供一定的技术支撑。