低渗透气藏水锁伤害及解水锁技术研究进展

柯从玉,魏颖琳,张群正,张洵立

(西安石油大学 化学化工学院，陕西 西安 710065)

近年来，随着油气藏开发技术的不断进步，非常规气藏的开发获得了快速发展。该类储层具有结构复杂、渗透性低、开发难度大的特点，在气藏开采过程中，一旦有外来水相流体侵入到水润湿性储层孔道后，水相极易自发渗吸至近井带储层，致使气相流通压力剧增，渗透率下降，造成水锁伤害[1]。同时，当被锁入地层的水相形成井底积液，再次关开井时，井底积液可能在井筒回压、储层岩石润湿性和毛细管压力作用下，反向渗吸入中低渗储层的孔喉中，形成反渗吸水锁，加剧近井地层伤害[2]，导致减产，造成巨大的经济损失，这也是目前低渗油气藏开发过程中面临的一个重大技术难题。油-气-水在储层中的渗流受流体组成、性质、流动状态、储层孔隙结构及润湿性等因素影响[3-4]，因此，要想解决或减轻水锁伤害，就必须从流体性质、流动状态及目标储层特点出发，深入分析水锁伤害机理及影响因素，进而探索出解水锁伤害的策略。

1 水锁效应

水锁效应是指在非常规储层开发过程中，当非润湿相驱替润湿相时，由于储层微孔结构存在毛细管自吸现象，润湿相对非润湿相将产生毛细管阻力，被采储层不能依靠自身地层压力有效地排出侵入水，减弱毛细管效应，使得储层孔喉中的含水饱和度进一步增加的现象[5]。引起水锁伤害的原因主要包括：

(1)在气藏开发后期，随着生产时间的延长，一些高压低产井的生产压差会逐渐增大，导致储层外围地层中的束缚水逐渐流入近井地带，造成水锁。

(2)当气井产量低于临界携液量后，在井底形成的积液会在井筒回压、微孔隙毛细管压力和储层岩石润湿性等作用下，向储层中的微毛细管孔道产生反向渗吸，造成水锁伤害。

(3)在油气藏压裂作业过程中，尤其是在低渗透非均质储层中，由于水基流体的滤失，这些液体持续滞留在岩石孔隙中导致水锁伤害。

2 影响水锁伤害因素分析

多数学者认为影响水锁效应的因素有：地层原始含水饱和度、岩石/气/水之间的表/界面张力、气体驱动压力、储层渗透率大小、注入流体粘度、外来流体物理侵入深度、地层温度、地层孔隙结构、粘土矿物种类及含量等[6]。贺承祖等[7]分别从热力学和动力学两方面分析了水锁原因，得出了水锁效应的影响因素。

由Laplace和Purcell公式可知，排液过程达到平衡时的水锁效应取决于外来流体和地层水粘附张力的相对大小：若前者大于后者，则产生水锁效应；若两者相等则无水锁效应；若前者小于后者，不但无水锁效应而且会增产。所以进行热力学分析时，就要以降低毛细管压力为最终指标，当毛细管半径不变时，可以通过降低体系的粘附张力值来改变润湿性。Lin Jia等[8]针对毛细管压力值，选用含氟表面活性剂，并用扫描电子显微镜观察润湿性改变的微观机理，通过接触角和自吸实验宏观表征润湿性改变，最终岩石吸水量减少了59.99%，驱气液覆盖率提高了约20.31%，成功将砂岩润湿性改变为强气体润湿性。

在低渗储层实际开采过程中，即使满足外来流体的粘附张力值小于地层流体，仍然存在水锁效应，结合实验分析，发现还有其它条件影响水锁损害，把在此种影响因素条件下产生的水锁效应称为动力学水锁效应，也称为液相滞留效应。该效应主要以排液时间及排液速度来确定各影响因素，即最短排液时间对应的各参数值最优。由Poiseuille定律可以确定排液时间与地层的驱动压力、毛管半径、外来流体的侵入深度、粘附张力及粘度等因素有关。

3 解水锁方法

目前解水锁的方法较多，主要分为物理法和化学法两类，但无论是那种方法，最终都是围绕前面提到的几种影响因素来展开的，比如：水力压裂、增大生产压差、注干气、预热地层、注混相溶剂、酸化处理、添加表面活性剂等。

其中水力压裂和增大生产压差是通过加压驱气，该方法不是解水锁的主要方法，且对于压力敏感性区块，压差太大对应储层伤害也就越大，常作为辅助方法配合使用；注干气可以减小水锁伤害，但对于微裂缝发育的地层，容易气窜，不适合单独使用；对于预热地层，无论是注热水、蒸汽或是辐射热都存在利用率低及费用高等问题；注混相溶剂需要先焖井一段时间，再利用闪蒸解水锁，该项工艺主要采用CO2作为溶剂进行作业；酸化能有效解除因固相颗粒堵塞而引起的伤害，同时能够改变微观通道形状，但这种方法会对地层带来不可恢复的伤害，尤其对于酸敏储层，不可单独使用；添加表面活性剂法是目前应用最多的解水锁方法，准确来说并不是简单地向地层注入合适的表面活性剂，而是以表/界面张力、毛管半径、润湿性、耐温性、配伍性等参数为指标，复配或者合成解水锁剂[3,9]，结合相关技术注入地层来解除水锁伤害。

4 解水锁剂

在生产过程中施行解水锁技术措施应综合各因素，但这些因素之间互相影响，且非简单线性关系，比如表/界面张力σ与润湿接触角θ，降低σ的同时必然伴随着θ值的减小，这就需要通过实验，并结合相关数学模型来对不同因素的最佳条件进行优化，从而制备出最有效的解水锁剂[10]。

解水锁剂的主要作用包括：(1)增大储层孔喉半径。(2)改变外来流体性质，包括降低表面张力，增大流体与岩石间接触角，降低流体粘度等。加入合适的润湿调节剂，如表面活性剂、有机硅、纳米材料等，通过形成离子对、化学键键合或分子吸附(库仑力、氢键和范德华力)来有效改善低渗透储层的渗流特性，甚至将亲水岩石反转为亲气性，有效降低驱动压力[11]。润湿剂主要通过键合、吸附、沉积等方式作用到岩石表面来改变其润湿性，比如硅烷偶联剂-KH570的烷氧基水解生成的羟基，与有机物表面固有羟基通过脱水缩合键合到有机物表面，亲水基键合在内层，疏水长链拆绕暴露在外层，达到对有机物表面疏水修饰的作用。常用的解水锁剂及由溶剂、助溶剂、酸液体系及润湿改善剂等构成。

4.1 溶剂、助溶剂

配制解水锁剂常用蒸馏水作为溶剂，但其表面张力太大，与部分有机物相溶性差，加量过多反而会削弱目标解水锁剂性能。一般可以考虑加入醇类有机溶剂。当解水锁剂配方中含难溶试剂时，可加入适量助溶剂，形成可溶性络合、有机分子复合物、缔合物或可溶性盐类等。常用的助溶剂有乙二醇丁醚、二乙二醇甲醚、N-甲基吡咯烷酮等。

4.2 酸液体系

大量研究表明，无论从热力学还是动力学方面考虑，毛细管半径对解水锁都有显著影响，所以一般会通过酸化来扩大储层裂缝和基质孔喉尺寸，尤其存在固相堵塞时，酸化法对减小毛管阻力、降低水锁伤害的潜在贡献更大。采用酸化法已经是非常规储层开采的必要手段之一了。单一的高浓度有机酸对于目标储层存在一定的酸敏伤害，需对酸液体系进行合理设计。在优选酸液体系时，必须针对酸型、酸浓度、酸液添加剂进行综合分析。一般的酸液体系多为多组分酸，即先通过岩心溶蚀实验确定主体酸，然后对各类添加剂进行筛选复配，并通过岩心流动实验和配伍性实验来确定最终的酸液配方体系。

张金波等[10]通过复配解水锁药剂来改变储层润湿性，在扩大储层孔隙方面选用A型醋酸体系，在目标井确定水锁后加注解水锁药剂800 L，焖井5 d，开井后日产气量稳定在1.2万m3，并能连续稳定生产，解水锁效果明显。孙淑娟等[12]针对碳酸盐储层酸化解堵，通过响应面回归模拟分析法，优化出解堵剂配方：9.2% HCl+1.3% HF+5% H2O2+15% HAc，解堵后岩心渗透率恢复至130%，增大了油气通量。该酸液体系在缓速解堵的同时能有效降低岩心伤害率，相较普通有机酸可以达到深部酸化。李松等[13]针对物性较差的3类储层，采用精细分段、差异化酸压技术，经自生酸+胶凝酸+转向酸酸压，现场实验改造后天然气产量达到了53.7×104m3/d， 肯定了酸化提高人工裂缝波及范围能增助气井生产。

4.3 润湿改善剂

岩石表面润湿性是影响毛管压力的重要因素，通过在解水锁剂中加入润湿改善剂便可有效解除水锁伤害。常用的润湿改善剂包括表面活性剂、有机硅和纳米材料。

4.3.1 表面活性剂 针对低渗气藏，酸化解水锁成效差，需配合其他助剂才能增强效果。可以考虑在酸液体系中加入表面活性剂来对岩石表面进行改性，通过降低表/界面张力、改变岩石润湿性来提高水相在储层的流动性[14]。

常见的离子型和非离子型表面活性剂，如烷基三甲基溴化铵、聚氧乙烯烷基醇醚硫酸酯盐和聚氧乙烯烷基酚醚等常被用于油田亲水增产[15]。胡仲可等[14]通过表面张力和毛细管实验研究了几种不同表面活性剂的润湿改善性能，其中0.5% XN-OP-2处理后，表面张力降至25.49 mN/m，接触角可达74.3°，将玻璃表面转变为中等气润湿。蒋官澄等[16]合成了一种双阳离子氟碳表活剂，接触角实验中，水的润湿角大于100°，0.05%浓度对应表面张力由102 mN/m降至16.4 mN/m；自吸实验对应的油渗入体积、质量及岩心饱和度都有效降低了，表明该表面活性剂可使岩石表面疏水疏油，可以用于气藏解水锁。

氟化物具有高表面活性、憎水憎油、低表面能等特点，是界面修饰常用的处理剂。研究表明，含氟表活剂可以不同程度地改变储层相对渗透率、减轻水相圈闭损害[17-20]。Stanley Wu等[21]用4种阳离子全氟烷基甲基丙烯酸共聚物和氟化硅氧烷流体处理岩石，接触角都增大了120°，自吸实验证明经处理后岩石吸水速率及吸水量显著下降，其中经Zonyl8740处理后的岩心饱和吸水量下降了40%。Li等[22]用丙烯酸与丙烯酸全氟辛基乙酯通过乳液聚合得到了一种湿润改变剂，岩石表面接触角从34°增至126°，1.5%浓度下使岩石表面自由能从73 mN/m 降至8.2 mN/m，处理后的岩石具有疏水疏油性。由于碳氟链中的碳原子数≥8的高含氟类聚合物溶解度低，使用时需要加入昂贵溶剂，成本高，且对环境危害大，因此现在已被许多国家禁止，因此，目前解水锁剂中用到的有机氟化物主要是C4～C6[23-25]。

在应用过程中，当单一的表面活性剂无法达到预期效果时，也可选择不同类型具备不同优良基团或功能的表面活性剂进行复配。秦建建等[26]肯定了鼠李糖脂、槐糖脂、脂肽和大豆卵磷脂这4种生物表面活性剂对于储层提高采收率具有显著效果，且鼠李糖脂与非生物表面活性剂石油磺酸盐复配后，反离子协同效应使作用效果更明显。王富华等[27]将脂肪醇聚烷氧基醚、甜菜碱以及醇等进行复配，得到的解水锁剂可使其与玻璃间接触角保持在90°左右，表面张力最低可降至25.8 mN/m。

4.3.2 有机硅 有机硅主链柔顺，表面张力小，成膜能力强，常被用于表面处理，提高材料表面憎水性[28]。李建强等[29]在醇水混合体系中水解KH570用以改性石英砂，红外光谱分析表明硅烷偶联剂可通过化学吸附包覆在石英砂表面，电镜观测石英砂团聚现象减弱，分散性提高。Chunyan Feng等[30]用有机硅丙烯酸乳液将砂岩从水润湿性改善到中间气体润湿性。李青柳等[31]利用1H,1H,2H,2H-全氟癸基三乙氧基硅烷对普通玻璃表面进行化学修饰，成功在玻璃表面形成了强疏水基团，并结合表面粗造化手段，将玻璃表面接触角修饰至127.9°。

采用有机硅作为解水锁剂可有效减少压裂液中的高聚物在岩石孔隙中吸附，提高返排率，从而减少对储层的损害。但是，岩石表面的疏水改性又会使分子间的范德华力增大，宏观表现为黏性的增加，对于侵入流体返排将产生阻力，所以有机硅的加量是重点考虑因素。

4.3.3 纳米材料 纳米流体的概念由美国Argonne国家实验室的Choi等[32]在1995年提出，通过向基液里添加纳米材料形成均匀、稳定的悬浮溶液。纳米材料及纳米流体具有独特的物化性质，同样通过润湿反转来实现低渗气藏解水锁。Morteza Aminnaji等[33]利用含硅基分子和含氟聚合物纳米解水锁剂，在1 d的老化时间内将碳酸盐岩和砂岩从强液体润湿改善为中间气体润湿。王铁军等[34]使用带强正电荷的纳米络合物，由于静电吸附，在岩石微孔道壁面形成纳米级的中间润湿型沉积膜，改变岩石润湿性。该纳米体系稳定、界面张力低、配伍性好。现场实验证明，加入该纳米体系后，注入压力下降趋势明显，吸水情况得到改善，降压增注效果显著。王彦玲等[35]用全氟乙基丙烯酸酯改性纳米二氧化硅，复配其他添加剂得解水锁剂，用0.3%改性纳米解水锁剂处理后岩心渗透率增幅55.2%，采收率增幅43.8%。Kenny Ganie等[36]从表面能和表面粗糙度两个方面出发，研究了纳米颗粒改变气藏储层润湿性的强效性，通过对比，肯定了普通化学药剂处理只能单方面降低岩石表面能，而纳米颗粒的加入明显增加了岩石表面粗糙度，且能够实现岩石表面长期的润湿改变，大大增强了其有效性。Ali Safaei等[37]制备了分别含聚乙烯醇(PVA)和羟基磷灰石(HAp)的Fe3O4纳米颗粒，并用其对碳酸盐岩凝析气藏润湿性变化进行了研究，接触角从10°分别增至66°和90°，凝析油的吸入率分别降低了约63%和64%；压降分别降低了34%和32%，成功地将碳酸盐岩的润湿性改变为中等气润湿。

4.4 其他添加剂

由于目标储层渗透率极低，有必要加入渗透剂，渗透剂一般分为非离子和阴离子两类，非离子的包括JFC、JFC-1、JFC-2、JFC-E等；阴离子包括快速渗透剂T、耐碱渗透剂OEP-70、耐碱渗透剂AEP、高温渗透剂JFC-M等。前面提到为了扩大储层孔喉，酸液是必不可少的添加剂之一，一般酸液pH介于1～3，这就会对油管产生腐蚀作用，为此需要加入缓蚀剂和铁离子稳定剂。压裂作业后期，为了更好地返排出残液，需要加入助排剂。

实际应用时，可以筛选合适的表面活性剂或者其他润湿改善剂直接作为解水锁剂，也可以将以上提到的各种添加剂进行筛选复配或者聚合得到复合解水锁剂。董宏伟等[38]将弱亲水剂、酸溶性氧化剂、缓蚀剂和水反应制备出一种适用于低渗砂岩类气藏的解水锁剂，对应表面张力为16～20 mN/m，接触角为80～100°，岩心伤害率从71.86%降至8.73%。

5 解水锁剂性能评价

由于地层情况较复杂，只有根据地层物性开发出相应的解水锁剂配方才能最大发挥解水锁剂的作用。衡量解水锁剂性能优劣的指标包括：表/界面张力、表面润湿性、腐蚀速率、耐盐性、耐温性、起泡性及岩心伤害率等。其中岩石表面润湿性是解水锁剂的一个重要性能指标，其评价方法也很多，具体包括接触角法、Amott法、USBM法、自吸速率法、核磁共振松弛法、相对渗透率法、渗吸法、显微镜检验及毛细管测量法等[39-43]。中华人民共和国石油天然气行业标准《油藏岩石润湿性测定方法》规定了自吸法、离心法、接触角法来测试储层润湿性，并给出了相应的判别参数[44]。

上述润湿性评价方法各有优缺点，其中Tul’bovich、USBM和Amott-Harvey法无法确定样品的混合润湿性，且样品的渗透率必须高于10 mD[39]。NMR法可以确定样品的混合润湿性，但该法只用于测试孔隙率至少为5%～10%的样品。具有低温附件的扫描电子显微镜(Cryo-SEM)或珀尔帖台(ESEM)，可用于分析岩石的润湿性，但其只能以蒸馏水作为流体。因此可以结合两种或多种方法进行交叉润湿性评价。Wang等[40]通过扫描电子显微镜(SEM)和能量色散谱(EDS)分析来研究岩石表面润湿性，结果发现，经氟化物处理后，岩样表面成功附着上了氟元素，而且岩石表面吸附了大量的润湿剂分子并形成紧密的吸附层，有效改善岩石的粗糙度，显著降低了岩样表面的自由能。

韩学辉等[41]通过综合比较不同的岩心分析方法，认为应在Amott法和USBM法的基础上，深入发展核磁共振、复电阻率和介电测量等快速润湿性评价方法。金家锋等[42]研究了常见润湿性的测定方法，肯定了Washburn法和接触角法适合定量测定气润湿性。蒋官澄等[43]认为传统的液湿性定量评价方法(USBM法和Amott法)不适用于气体润湿性评价。通过理论分析和润湿性实验研究，整理并提出了气体润湿性评价的新方法，包括停滴法、气泡捕获法、表面能法及毛细管上升法。

6 结束语

(1)针对低渗气藏的水锁伤害一直是影响产气量的一个重要技术难题，确定影响水锁伤害的主要因素包括地层的驱动压力、毛管半径、外来流体的侵入深度、粘附张力及粘度等。

(2)通过向伤害储层注入解水锁剂是解决该类问题的有效途径，常用的解水锁剂一般由溶剂、助溶剂、酸液体系及润湿改善剂等组成。

(3)将润湿改善剂及其它添加剂进行复配作为润湿反转剂可有效改善低渗储层岩石的润湿性，从而显著降低或解除水锁伤害，增加产气量。

(4)解水锁剂性能可通过接触角法、Amott法、USBM法、自吸速率法、核磁共振松弛法、相对渗透率法、扫描电子显微镜分析法进行评价。