賈云林，劉建忠 （中海石油 （中國）有限公司天津分公司，天津300452）

李燕 （中海油能源發(fā)展股份有限公司采油技術服務分公司，天津300452）

劉平禮，趙立強 （油氣藏地質及開發(fā)工程國家重點實驗室 （西南石油大學），四川 成都610500）

水鎖傷害已成為低滲砂巖氣藏的主要傷害類型之一。在開采過程中由于井筒凝析水、地層可動水、外來水相的侵入易發(fā)生水鎖傷害，使近井地帶液相飽和度增加，嚴重影響氣井產能[1]。其治理技術有：①水力壓裂——可增加近井地層滲流能力，減小壓降，但在低滲儲層中，裂縫易閉合，且壓裂液會通過滲析方式沿裂縫兩側基巖面侵入基層，產生水鎖；②注互溶劑 （甲醇、乙醇等）——甲醇特有的熱力學性質可使其在注入過程中降低氣液間的界面張力，提高氣相滲透率，從而使注入過程克服水鎖效應所需的啟動壓力降低，這對低滲氣藏尤為重要，但考慮安全、環(huán)保、成本問題以及大量注入甲醇會產生鹽析現象，因此大量注入甲醇、乙醇的工藝方法有限；③熱處理 （強熱處理、微波加熱）——加熱增加近井層溫度，加速液體的蒸發(fā)，解除堵塞；微波加熱目前還處在理論和試驗階段，且受影響因素過多；④注氣吞吐 （注干氣、CO2、富氣、氮氣等）——該氣體能進入水相不能進入的低滲層段，增加地層氣體干度，使圈閉帶中的水相蒸發(fā)掉。但注氣成本較高，設備投入大，且氣體資源匱乏；⑤注入表面活性劑——可降低氣液界面張力，且表面活性劑易揮發(fā)，能加速侵入液的蒸發(fā)，從而使近井地層滯留的水相以蒸發(fā)方式被驅走。這些技術方法在特定的油氣藏條件和生產情形下都曾經取得過良好效果，但各自都有其適應性，工程實施條件、難度也相差較大[2～4]。為此，筆者從液相傷害機理出發(fā)，研究出一種有效并且效果持久的新型防水鎖劑體系 （表面活性劑＋醇類）——SCJ用于低滲氣藏水鎖傷害的長效抑制和解除。

1 水鎖傷害機理

水鎖傷害是由內因、外因以及內外因之間相互作用形成的。低滲砂巖氣藏水鎖傷害產生最本質的內因來源于成巖的巖石礦物特征和成巖作用對孔隙結構和表面特性的改變，以及氣藏自身的低原始含水飽和度。而不利的氣井作業(yè)是導致水鎖傷害的直接外因，不利的施工作業(yè)主要包括不合適的氣井工作液流體和作業(yè)壓差，以及氣井暴露于氣井工作流體的時間[5]。

水鎖傷害的本質是毛細管壓力的阻力效應，當氣藏的初始含水飽和度低于束縛水飽和度時，儲層處于亞束縛水狀態(tài)，有過剩的毛細管壓力存在。當與外來流體接觸時，很容易被吸入到親水孔隙中，造成水鎖傷害。該毛細管阻力等于毛細管彎液面兩側的非潤濕相壓力和潤濕相壓力的差值，其大小可以由任意曲面的Laplace方程[6]來確定：

式中：pc為毛細管壓力，mN；σ為界面張力，mN/m；θ為接觸角，（°）；r為多孔介質的半徑，m。在低滲透儲集層中，由于毛細管半徑很小，若外來液體表面張力較高，該附加壓力值需引起足夠的重視，如果油氣相能夠克服該毛細管阻力以及流體在流動過程中的摩擦阻力，則水相流向井筒。反之，如果不能克服該阻力則不能消除水相堵塞，形成水鎖傷害，影響產能。

液相滯留聚集會導致井周圍含水飽和度增高，使氣相相對滲透率降低。從Poisuille定律推導出氣驅水的毛細管排液公式：

式中：t為排液時間，s；μ為水相黏度，mPa·s；L為液柱長度，m；p為驅動壓力，MPa。從式（2）中可知，排液時間t隨著驅動壓力p和毛細管半徑r的增加而減小；隨著液柱長度L、水相黏度μ、黏附張力σcosθ的增加而增加。因此，當外來流體侵入越深、液相黏度較高、表面張力較高時，排出滯留水的困難就越大，將會產生較強的、難以克服的動力學水鎖效應。

2 防水鎖劑解除水鎖傷害機理

研究的新型防水鎖劑是由表面活性劑和混合溶劑組成，其預防和減輕水鎖傷害的作用機理主要有兩個方面：一是防水鎖劑在儲層溫度下產生蒸汽使毛細管中的液體蒸發(fā)掉；二是表面活性劑經過一定時間的反應后通過吸附作用吸附在巖石表面，形成了一層低于水表面張力的分子膜，同時降低了氣體流經地層的阻力[7]。表面活性劑因其特有的性能可以改變儲層巖石的潤濕性，將親水親油的巖石表面反轉為憎水憎油的，從而降低儲層巖石的吸水性，減小氣－液表面張力，達到降低毛細管力的束縛，減輕水鎖傷害程度。

具有氟碳結構的表面活性劑是目前市場上用于改變巖石潤濕性的最具應用價值的一種表面活性劑，由于氟原子代替氫原子即氟碳鏈代替了碳氫鏈，因此表面活性劑中的非極性基有疏水性質。而含氟烴基既是憎水基又是憎油基，這使得巖石表面吸附含氟表面活性劑后就能達到疏水疏油的效果[8，9]。同時含氟表面活性劑具有良好的潤濕滲透性，添加含氟表面活性劑的溶液潤濕性大大提高，在巖石表面易潤濕鋪展?？山档偷貙恿黧w的毛細管阻力和驅動壓力，使水鎖后地層的滲流能力提高，從而減輕水鎖傷害。

3 試驗部分

3.1 試驗材料及儀器

1）巖心 試驗所用巖心取自盆5凝析氣藏下侏羅統三工河組2砂層組第2砂層，盆5凝析氣藏是中低孔、低滲的灰色中細砂巖氣藏，氣層平均孔隙度為12.5%，平均滲透率為5.99mD。

4）化學試劑 研制的新型表面活性劑 （ST），乙二醇丁醚 （2BE），乙醇 （Et－OH）。

5）試驗儀器 巖心驅替試驗裝置，JZ－200系列自動界面張力儀，數碼相機，紅外干燥箱。

3.2 表面活性劑ST物性指標

對表面活性劑ST進行表面張力、界面張力、與地層水配伍性、耐溫性、耐鹽性試驗，結果見表1。由表1可知，ST與地層水配伍性良好，其耐溫性和耐鹽性達到盆5凝析氣藏溫度107℃和鹽度的要求（大于2100mg/L）。

表1 ST物性測試結果

采用JZ－200系列自動界面張力儀測定不同質量濃度的ST溶液氣－液表面張力，測試結果如圖1。蒸餾水的表面張力為72.07mN/m，ST質量濃度僅為0.1%時就能將蒸餾水的表面張力降到20mN/m以下，而質量濃度為0.3%能將蒸餾水的表面張力降低至18.65mN/m，因此ST最佳質量濃度為0.3%。表面張力只是影響毛細管阻力的其中一個因素，還應考慮表面活性劑對巖心潤濕性改變的情況，因此恰當的表面活性劑種類才能起到減輕水鎖傷害的效果。

3.3 水鎖傷害評價試驗

首先將制備好的干巖樣置于巖心夾持器中測定氣測滲透率Kg，d；在一定的壓力作用下用盆5凝析氣藏地層水在巖心的出口端反向作用一定時間，然后用氮氣驅至束縛水飽和度，計算束縛水飽和度下的氣相滲透率Kg，測定傷害前后滲透率的變化，按式（3）計算巖心的水鎖傷害程度DK。試驗結果見表2，可知盆5凝析氣藏試驗巖心平均水鎖傷害程度為75.7%，水鎖傷害嚴重。

圖1 不同質量濃度表面活性劑ST溶液表面張力

式中：DK為水鎖傷害程度，%；Kg，d為干巖心氣測滲透率，mD；Kg為束縛水飽和度下的氣相滲透率，mD。

表2 試驗巖心參數及水鎖傷害試驗結果表

3.4 防水鎖劑試驗研究

醇類可降低溶液表面張力，提高工作液與儲層流體的混相能力，減小水鎖引起的附加阻力，可以達到防止或減輕水鎖傷害的目的。而且醇類與地層水混合后形成低沸點共沸物，可加速侵入液的蒸發(fā)，使毛細管連通，易于汽化返排。利用表面活性劑與醇類的協同作用，從而更大程度地減輕水鎖傷害。該試驗采用乙二醇丁醚和乙醇作為傳遞表面活性劑的主要溶劑。防水鎖劑體系SCJ組成為：ST、乙二醇丁醚、乙醇。

3.4.1 滴液試驗

圖2 處理前后液滴在巖心端面的鋪展情況

通過液固界面接觸角的大小判斷儲層巖石的潤濕性，一般情況下，水在固體表面的接觸角θ＜75°為水潤濕，75°＜θ＜105°為中間潤濕，θ＞105°為油潤濕。選取盆5凝析氣藏砂巖巖心，由于儲層巖心的非均質性，巖心表面既親水也親油，液滴在巖心表面立刻鋪展并滲進其中 （圖2 （a））；將清潔干燥后的巖心在防水鎖劑SCJ溶液中浸泡12h，防水鎖劑有足夠的時間作用于巖心；并將浸泡后的巖心烘干；用滴管垂直滴1滴地層水和凝析油在處理后的巖心端面，1h后拍照，如圖2（b）所示。經防水鎖劑SCJ溶液處理后，水滴和油滴在巖心表面形成穩(wěn)定液滴，沒有立即滲入或平鋪于巖心表面，幾乎呈球形，液滴持續(xù)時間1h，巖心表面變?yōu)榧炔挥H水也不親油的中性潤濕，表明防水鎖劑溶液SCJ有良好的潤濕反轉能力，使巖心表面的親水性大大減弱，有利于氣相的滲流。

3.4.2 巖心自吸試驗

通過防水鎖劑體系處理前后自吸液量的變化與自吸時間之間的關系評價巖心潤濕性改變情況。稱量干巖心的質量，并將其浸泡在地層水中進行自吸試驗后，記錄巖心濕重與自吸時間，當巖心質量不再變化時停止；巖心抽真空并在防水鎖劑溶液中飽和12h；將處理后的巖心烘干，再浸泡在地層水中進行自吸試驗。試驗結果如圖3所示。對比處理前后巖心含水飽和度變化曲線可知，經過防水鎖劑溶液處理后，改變了巖心的親水性，自吸含水飽和度曲線下降且較平緩，自吸水速度減慢，巖心最大自吸水飽和度下降了30.04%；表明巖心經防水鎖劑處理后降低了含水飽和度，具有防水鎖效果。

3.4.3 巖心流動試驗

巖心流動試驗采用如圖4所示試驗裝置，通過防水鎖劑處理前后地層水和氣相滲透率變化大小來評價其對儲層滲流能力的改變情況。首先將巖心抽真空飽和地層水；試驗溫度設置為儲層溫度107°；用地層水驅替，測巖心的液測滲透率；在恒壓條件下注入氮氣驅替，測定氣體有效滲透率，并計量氣驅總體積；用防水鎖劑溶液驅替巖心，當出口端有液體流出時關閉出口端閥門，并憋壓2h以使液體在巖心中均勻分布；恒壓下氮氣驅替巖心中的防水鎖劑溶液至束縛水飽和度，再次用地層水驅替至穩(wěn)定，恒壓條件下用氮氣驅替至束縛水飽和度，測氣體滲透率。

圖3 防水鎖劑處理前后巖心自吸含水飽和度－時間曲線

圖4 巖心驅替裝置圖

該試驗所選巖心分別代表低、中、高滲透率的3塊巖心P3、P4、P5，試驗結果見圖5。由圖5可知，3塊巖心流動曲線趨勢大體一致，表明經過防水鎖劑處理后，氣體和地層水的滲透率均有較大幅度的提高。巖心再次受到水鎖傷害后對氣體滲透率幾乎無影響，表明處理具有長效性。對低滲透率巖心來說，地層水滲透率提高了11.1%，氣體滲透率提高了28.7%；對中滲透率巖心來說地層水滲透率提高了20.5%，氣體滲透率提高了50.3%；對高滲透率巖心來說，地層水滲透率提高了39.9%，氣體滲透率提高了84.2%。3塊巖心滲透率提高幅度大小為P3＜P4＜P5，由于P3巖心本身的滲透率較P4、P5低，對低滲透率巖心來說，其孔隙結構更為復雜，水鎖傷害就越難解除，滲透率越高的巖心，水鎖傷害越容易解除。

圖5 防水鎖劑處理前后滲透率變化

自吸試驗和滴液試驗表明防水鎖劑SCJ能將儲層巖心由親水親油性改變?yōu)橹行詽櫇?，降低儲層巖心的含水飽和度。巖心流動試驗進一步證實，防水鎖劑SCJ可以改善地層水和氣體滲透率，降低滲流阻力，改善滲流環(huán)境，減緩儲層水鎖傷害。

4 結論

1）盆5凝析氣藏屬于中低孔、低滲儲層，水鎖傷害程度嚴重，平均為75.7%。水鎖對產能有嚴重影響，預防和解除水鎖傷害是該氣藏高效開采的關鍵技術之一。

2）研制的ST表面活性劑溶液具有顯著降低氣液表面張力的能力，由ST＋醇類組成的防水鎖劑溶液SCJ處理巖心后，能將巖心表面潤濕性變?yōu)橹行詽櫇?，巖心自吸液量明顯降低，可顯著降低含水飽和度，減輕儲層水鎖傷害。

3）經防水鎖劑溶液SCJ處理后，改善了儲層滲流條件，降低了滲流阻力，再次受到水鎖傷害后對氣體滲透率幾乎無影響，處理具有長效性，能有效預防和解除水鎖對儲層造成的傷害。

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