趙法軍, 田哲熙, 張宇飛, 張新宇, 安 毅

(東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318)

我國低滲透油田儲量約占全國總石油資源的30%，合理開采低滲透油氣田對我國石油工業(yè)持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展具有重要意義[1-2]。在低滲透油、氣層開發(fā)過程中水鎖損害現(xiàn)象普遍存在，通常表現(xiàn)為大量水基工作液進入地層后無法及時排除，導致含水飽和度增加，油、氣相滲透率下降。因此，研究水鎖損害現(xiàn)象的影響因素，尋找解除水鎖損害的方法，對改善低滲透油氣藏的開發(fā)至關重要[3-5]。本文通過吉林油田凝析氣藏儲層巖心室內水鎖損害實驗，根據(jù)儲層巖心的氣相滲透率隨含水飽和度的變化程度，定量評價巖樣水鎖程度，分析造成水鎖效應的主要原因，在實驗評價基礎上尋找解除水鎖傷害的合理方法[6]。

1 巖石物性與孔喉結構特征

研究區(qū)儲層多為砂巖儲層，巖性以石英砂和泥質巖屑砂巖為主，黏土礦物質量分數(shù)高達10%，儲層膠結物絕對含量達到10.9%。圖1為吉林油田研究區(qū)儲層掃描電鏡(型號QUANTA FEG 450)照片，從圖1可以看出，該儲層以伊利石、高嶺石和伊/蒙混層為主，粒間孔隙多存在于伊利石和伊蒙混層中，溶孔較發(fā)育，孔喉類型為變窄的孔隙，總面孔率僅5%～8%，孔隙之間連通性不好。儲層巖心孔隙度最小為1.06%，最大為14.63%，平均為7.66%；滲透率最大為13.646 1×10-3μm2，最小為0.000 5×10-3μm2，平均為1.518 9×10-3μm2。恒速壓汞實驗證明，實驗巖心的排驅壓力較高，為0.053～0.363 MPa，平均為0.190 MPa，平均孔隙半徑中值為0.259 μm，最大孔喉半徑集中在1.6～6.3 μm，滲透率貢獻值高達70%以上。由此可見，研究區(qū)儲層具有滲透率低，孔徑小，喉道窄的特點，屬于典型的低孔低滲砂巖油氣藏。

圖1 吉林油田研究區(qū)儲層掃描電鏡照片

Fig.1ReservoirscanningelectronmicrographofJilinoilfieldresearcharea

2 實驗方法及結果分析

2.1 實驗方法

巖心經(jīng)過洗油、烘干、稱重和抽真空后，測得干巖心的孔隙度和絕對滲透率Kp，真空條件下通過飽和地層水來模擬外來流體進入巖心，并造成水鎖傷害，再用N2恒壓驅替建立束縛水飽和度后，測量不同束縛水飽和度下的氣相滲透率Ki，并與之前干巖心的絕對滲透率對比，來評價水鎖損害下巖心滲透率的損害程度。

巖心的氣測滲透率，即氣體的有效滲透率公式為：

(1)

式中，Ki為氣測滲透率，μm2；p0為標準大氣壓，MPa；Q0為大氣壓p0下通過巖心的空氣流量，cm3/s；μ是氣體黏度，不同溫度下進行換算，mPa·s；p1、p2為巖心兩端入口及出口壓力，MPa，出口壓力為1標準大氣壓。

巖樣的液鎖損害程度，即巖心液鎖后的滲透率相對于巖心原始滲透率的降低程度，用液鎖損害指數(shù)I表示液鎖傷害對巖心滲透率的影響[7]，公式為：

I=(Kp-Ki)/Kp

(2)

2.2 實驗結果及分析

對吉林油田氣井水鎖傷害進行了水鎖傷害室內評價工作，根據(jù)式(1)、(2)計算出儲層7塊巖心的水鎖傷害實驗結果，見表1。

儲層巖心孔隙度最小為1.37%，最大為13.50%，平均為7.97%；滲透率最大為4.503 0×10-3μm2，最小為0.000 5×10-3μm2，平均為0.870 8×10-3μm2，同一儲層的滲透率隨著孔隙度的增大而增大，區(qū)塊不同層位的巖心受地層水傷害后，滲透率有不同程度的下降，最高傷害率達到98%；巖心水鎖傷害率為65%～98%，平均為83.5%，水鎖傷害程度屬于中等～強。

表1 巖心的水鎖傷害實驗結果Table 1 Core water lock damage test results

3 水鎖損害影響因素

水鎖效應是造成凝析氣藏產(chǎn)能下降的主要因素之一，國內外普遍認為水鎖損害影響因素包括：儲層孔隙結構、黏土礦物類型及含量和含水飽和度[8-9]。

3.1 儲層孔隙結構

研究表明，儲層中毛細管力自吸作用是引起水鎖的主要原因。將毛細管中彎液面兩側潤濕相和非潤濕相之間的壓力差稱為毛細管力，式(3)為毛細管力計算公式，由式(3)可以看出,毛細管力與多孔介質的半徑r成反比。

(3)

式中，pc為毛細管力，mN；σ為界面張力，mN/m；r為毛細管半徑，m；θ為潤濕角，(°)。

圖2為同一儲層的S1-1、S1-2和S2-1井巖心水鎖前后滲透率變化。由圖2可知，S1-1井巖心絕對滲透率最大，滲透率傷害率最小，而S2-1井巖心絕對滲透率最小，滲透率傷害率最大，整體趨勢為孔喉半徑越小，滲透率越小，損害率越高。在油氣藏開發(fā)工程中，巖心中液體將逐漸從由大至小的毛管中排空，當驅替壓力小于毛細管最細端對應的最大毛細管力時，無法驅替出堵塞在毛細管中的水，從而導致氣相滲透率降低，最終導致水鎖發(fā)生。實驗巖心平均孔隙半徑中值為0.259 μm，由于孔喉半徑很小，對應的毛細管力很大，當外來流體進入孔隙后，更易受到毛細管力的自吸作用而進入微小孔隙，加深水鎖傷害程度，導致滲透率急劇降低。

圖2 同一儲層S1-1、S1-2和S2-1井巖心水鎖前后滲透率變化

Fig.2ChangesofpermeabilitybeforeandaftercorewaterlockinwellsS1-1,S1-2andS2-1ofthesamereservoir

3.2 黏土礦物類型、含量及微結構特征

研究表明，當泥質絕對含量超過7%時，不同黏土礦物類型及含量對滲透率會產(chǎn)生不同的影響[10-11]。對實驗巖心進行X衍射分析，結果見表2。由表2可知，研究區(qū)儲層中黏土礦物含量高達10%，以伊利石、高嶺石和伊/蒙混層為主，伊利石含量為17%～61%，高嶺石平均含量為55.6%，伊蒙混層中伊利石平均含量占75%。

表2 巖心黏土礦物含量分析結果Fig.2 Core clay mineral content analysis results

續(xù)表2

注：表中“/”表示未檢測出該物質。

圖3為C8-1、F4-1、Y6-1、L7-1井儲層巖心水鎖前后滲透率變化情況。由圖3可知，巖心水鎖程度受黏土礦物類型及含量影響，敏感性礦物伊利石含量高達61%的L7-1井巖心滲透率傷害率最高，為91.98%。伊利石具有強水敏感性，吸水膨脹后導致氣體流動空間急劇減小，導致滲透率降低[12-13]。

圖4為L7-1井巖心掃描電鏡照片。由圖4可觀察到，伊利石和伊蒙混層表面存在毛發(fā)狀、叢生狀凸起，伊蒙混層呈蜂窩狀、彎片狀結構，這些結構特征在孔隙之間起到橋接作用，大大降低了儲層的孔喉半徑，增大了儲層的比表面積，使喉道空間進一步分割。隨著外來流體的進入或氣流沖擊下，黏土礦物結構發(fā)生斷裂，黏土微粒松散移動堵塞毛細管道，加劇水鎖現(xiàn)象發(fā)生[14-17]。

圖3 不同伊利石含量的巖心水鎖前后滲透率變化情況Fig.3 Change of permeability before and after core water lock with different illite content

圖4 L7-1井巖心掃描電鏡照片

Fig.4CoreL7-1scanningelectronmicrograph

3.3 含水飽和度

表3為巖心在不同含水飽和度下的水鎖實驗數(shù)據(jù)及水鎖傷害結果。從表3可知，對于同一巖心，氣測滲透率和水鎖傷害率與含水飽和度成反比，隨著驅替實驗的進行，含水飽和度逐步降低，氣測滲透率逐漸升高，這是因為喉道中液相的存在，進一步壓縮氣體流動空間，在同一驅替壓力下，隨著氣藏含水飽和度的升高，滲透率進一步降低，對于低滲儲層，氣相滲透率甚至會趨于零，造成嚴重的水鎖傷害[18-19]。

4 解除水鎖傷害研究

通過查閱相關文獻可知，解除水鎖的方法有多種：水力壓裂、預熱地層、添加表面活性劑、增大生產(chǎn)壓差、注CO2、注N2、酸化處理等[20-21]。本實驗主要以甲醇和滑溜水(現(xiàn)場提供的助排劑0.2%+0.015%氟碳表活劑制備)及N2為解除劑，并評價其解除效果。

4.1 甲醇解鎖

實驗室用甲醇溶液在室溫下的表面張力為23.36 mN/m，當甲醇進入巖心后就會與巖心中地層水形成低沸點共沸物，降低體系的表面張力和毛細管力，從而降低液體飽和度，同時具有防止黏土膨脹的性質，有效減緩水鎖效應。為確定甲醇對巖心水鎖的解除效果，對之前造成水鎖的S1-1井巖心用甲醇處理。在保持驅替壓力恒定的條件下，以恒速0.25 mL/min的模式分別向飽和地層水后的巖心中注入2、4、8 min的甲醇，然后用N2恒速驅替出巖心中的飽和地層水，對比甲醇處理前后巖心滲透率的變化，來確定甲醇解除水鎖傷害的效果[20]。實驗結果見表4。

表3 巖心在不同含水飽和度下的水鎖實驗數(shù)據(jù)及水鎖傷害結果Table 3 Core water lock test data at different water saturations and water lock damage results

表4 恒速模式(0.25 mL/min)下注甲醇解除水鎖效果對比結果Table 4 Constant speed mode (0.25 mL / min) methanol injection under the water lock effect to unlock the results

水鎖傷害后巖心滲透率降低，注入不同PV甲醇解除水鎖傷害后，滲透率均得到一定程度恢復，注入0.4 PV甲醇時，滲透率最大為0.508×10-3μm2，滲透率恢復率最大，為23.2%。通過實驗研究甲醇注入量與滲透率恢復情況的關系，從而優(yōu)化甲醇的注入量，見圖5。由圖5可知，隨著甲醇注入量的增加，流體系統(tǒng)的氣液表面張力減小，由毛細管阻力引起的水鎖傷害顯著降低，氣測滲透率恢復值逐漸增加。對于S1-1井巖心，當甲醇注入量在0.2 PV(PV為巖心的孔隙體積)時，巖心滲透率增加率幅度逐漸降低，當甲醇注入量在0.4 PV時，巖心滲透率增加率達到最大。

圖5 甲醇注入量與滲透率恢復關系

Fig.5Relationshipbetweenmethanolinjectionandpermeabilityrecovery

4.2 滑溜水解鎖

Y6-1井巖心用滑溜水飽和，而L7-1井巖心先飽和模擬地層水，再用滑溜水飽和巖心，然后用N2進行驅替，測試巖心的束縛飽和度和對應束縛水飽和度下的氣測滲透率，實驗結果見表5。

表5 解除滑溜水鎖傷害結果對比Table 5 Slip slip lock to unlock the results contrast

甲醇和滑溜水都能起到降低表面張力的作用，都可以用來解除水鎖，但是他們的效果是不同的。從以上實驗可以明顯看出，對于低滲致密氣藏，甲醇解除水鎖的效果要優(yōu)于滑溜水。滑溜水僅僅能降低表面張力，并且反應比較慢；然而，甲醇除了可以降低表面張力，甲醇的易揮發(fā)性也可以發(fā)揮很大作用。在甲醇揮發(fā)的同時，可以帶走大量的外來水，以助于解除水鎖。

4.3 N2解鎖

使用加濕N2驅替飽和地層水后的巖心以解除水鎖傷害，見表6。從表6可知，水鎖傷害后7塊巖心滲透率都有不同程度降低，解除水鎖傷害后，滲透率得到一定程度恢復。N2驅替使束縛水飽和度平均下降56%，滲透率平均上升84%，有效降低了水鎖損害程度。

表6 解除巖心水鎖傷害前后束縛水飽和度和滲透率對比Table 6 Comparison of irreducible water saturation and permeability before and after core lock damage

5 結論

(1) 吉林油氣田儲層屬于低滲致密儲層，水鎖效應是氣藏的主要傷害類型，不同區(qū)塊不同層位的巖心受地層水傷害后，滲透率有不同程度的下降，在同一驅替壓力下，隨著氣藏含水飽和度的升高，滲透率進一步降低，對于低滲儲層，氣相滲透率甚至會趨于零，造成嚴重的水鎖傷害，最高傷害率達到84%。

(2) 儲層孔喉半徑小，決定了儲層具有較大的毛細管力；儲層中黏土礦物含量高達10%，以伊利石、高嶺石和伊/蒙混層為主，水敏感性伊利石含量在25%以上，伊蒙混層中伊利石平均含量占75%，電鏡檢測下明顯觀察到毛發(fā)狀、叢生狀凸起的結構特征，該結構進一步分割喉道空間導致水鎖效應更為嚴重。

(3) 針對儲層水敏感性強的特點，吉林油氣田儲層一旦發(fā)生水鎖傷害，解除是很困難的，鉆井過程中應盡量減少水基工作液的使用，壓裂過程中盡量防止壓裂液進入儲層。

(4) 實驗證明，水鎖解除最好的為N2，其滲透率可以恢復到最初的30%左右，同時，吉林油氣田一旦發(fā)生水鎖傷害，針對具體情況可考慮使用甲醇降低水鎖傷害。

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