吳軼君 董星言 鄭興升 魯曉華 李東 潘敏 曾文強 何家興

1.中國石油川慶鉆探工程有限公司蘇里格項目經(jīng)理部 2.中國石油川慶鉆探工程有限公司安全環(huán)保質(zhì)量監(jiān)督檢測研究院

蘇里格桃X區(qū)塊位于蘇里格氣田東南部，2007年部署完成了高精度二維開發(fā)地震測線，經(jīng)過近年不斷的開發(fā)，桃X區(qū)塊在三維覆蓋區(qū)內(nèi)鉆獲十余口超百萬立方米的高產(chǎn)井[1-3]。隨著氣藏開發(fā)的持續(xù)進行，水侵影響使得氣藏含水飽和度不斷增加，在儲層孔隙形成束縛水，氣相相對滲透率持續(xù)下降，大幅度降低了氣藏采收率。為解決低產(chǎn)低效氣井利用率低的問題，急需相匹配的解水鎖藥劑來解決儲層水鎖傷害，實現(xiàn)氣藏高效開發(fā)[4-5]。國內(nèi)外學(xué)者針對水鎖效應(yīng)和解水鎖進行了大量的研究，周小平等[6]發(fā)現(xiàn)向油井中注入混相水溶劑可以有效解除水鎖損害；陳鵬等[7]研究認為對于液相侵入較淺(<5 m)的高溫高壓氣藏可以利用蒸發(fā)作用解除氣井水鎖；姚廣聚等[8]將解水鎖劑應(yīng)用在了川西低滲透低壓低產(chǎn)氣井中，使低近井儲層巖心含水飽和度降低了22.8%，提高巖心氣測滲透率近6倍，降低啟動壓力達11%；張小琴[9]簡述了水鎖效應(yīng)及賈敏效應(yīng)產(chǎn)生的原因及其影響因素，建立了水鎖和賈敏的評價標準，并通過對表面活性劑的優(yōu)選，降低儲層中的油水界面張力、反轉(zhuǎn)巖石潤濕性，減少乳化原油，減緩了低滲儲層的水鎖效應(yīng)與賈敏效應(yīng)；Jairam 等[10]發(fā)現(xiàn)在現(xiàn)場工作液中添加甲醇，可以利用其揮發(fā)、攜液的特性，使儲層的含水飽和度下降，從而使水鎖損害得以緩解。Nasr 等[11]通過室內(nèi)實驗篩選出了對降低水鎖損害較為有效的有機醇表面活性劑，其中效果最好的就是甲醇溶液，其次是無水乙二醇；Gao Q S[12]根據(jù)目標氣田的地質(zhì)和巖石特征，分析了3種不同的水鎖傷害類型特征，并提出了降低水鎖傷害的建議。國內(nèi)外學(xué)者對水鎖機理和方法做了大量的研究，但沒有針對研究區(qū)塊儲層特征優(yōu)化解水鎖藥劑的研究，以及應(yīng)用于現(xiàn)場的相關(guān)探索。本研究主要根據(jù)蘇里格氣藏桃X區(qū)塊儲層特點，找到適合該區(qū)塊的解水鎖藥劑并應(yīng)用于現(xiàn)場。

1 蘇里格致密氣藏儲層水鎖傷害實驗研究

1.1 實驗材料和儀器

實驗材料：蘇里格氣藏桃X區(qū)儲層巖心，巖心參數(shù)見表1；地層水離子，其組成見表2；氮氣。

實驗儀器：儲層傷害評價裝置，全自動孔滲聯(lián)測儀。

表1 實驗巖心參數(shù)編號巖心類型孔隙度/%氣測滲透率/10-3 μm2長度/cm直徑/cm1#砂巖11.250.885.9372.4682#砂巖11.171.256.3042.5013#砂巖11.871.756.0162.4824#砂巖11.242.735.882.4965#砂巖12.113.405.9532.5006#砂巖11.504.286.0132.476

表2 地層水離子組成mg/Lρ(陽離子)ρ(陰離子)K++Na+Ca2+Mg2+Cl-SO2-4HCO-3總礦化度水型13 1595 05339629 89911567549 297氯化鈣

1.2 實驗步驟

實驗步驟如下：

(1) 測定巖心的氣測滲透率、孔隙度和飽和前的質(zhì)量。

(2) 將巖心放置于測試溶液中，抽真空飽和，至完全飽和沒有氣泡冒出為止。

(3) 將飽和后的巖心用濾紙吸干表面的液體，稱量飽和后巖心質(zhì)量。

(4) 將飽和后的巖心放置于儲層傷害評價裝置的夾持器中，用氮氣在不同的壓力下驅(qū)替巖心中的液體，同時測試巖心在不同壓力驅(qū)替后的氣測滲透率，稱量巖心在不同壓力驅(qū)替后的質(zhì)量。

1.3 結(jié)果及分析

圖1為不同滲透率巖心在不同含水飽和度下滲透率的變化情況。從圖1可知，隨著含水飽和度的增加，巖心的氣測滲透率均有不同的程度降低。當含水飽和度相同時，滲透率越高的巖心，氣測滲透率下降越明顯[13-15]。

根據(jù)不同滲透率巖心在不同含水飽和度下變化結(jié)果，采用巖心水鎖指數(shù)計算公式(見式(1))，得到不同氣測滲透率巖心水鎖指數(shù)計算結(jié)果(見表3)，水鎖分類標準見表4。由表3可知：相同含水飽和度時，滲透率越低的巖心，水鎖指數(shù)越小，水鎖傷害越嚴重[16]；相同滲透率時，含水飽和度越低的巖心，其水鎖指數(shù)越小，水鎖程度越強，水鎖傷害也越嚴重。

表3 不同氣測滲透率巖心水鎖指數(shù)計算結(jié)果編號滲透率/10-3 μm2不同含水飽和度的氣測滲透率/10-3 μm2水鎖強度Swi=45%Swi=40%Swi=45%Swi=40%水鎖指數(shù)強弱程度水鎖指數(shù)強弱程度1#0.880.2350.2950.33中等0.25強2#1.250.3450.4210.37中等0.29強3#1.750.4810.5830.41中等0.32中等4#2.731.2301.4300.51中等0.42中等5#3.41.1501.4700.50中等0.41中等6#4.281.9502.1100.56中等0.46中等

表4 水鎖分類評價標準APTi<0.00.0～0.30.3～0.70.7～1.0>1傷害程度極強強中等弱極弱

APTi=0.25 lgKa+2.2Swi-0.5

(1)

式中：APTi為水鎖指數(shù)；Ka為氣測滲透率，10-3μm2；Swi為含水飽和度，%。

目前，蘇里格桃X區(qū)塊滲透率為(0.1～1.0)×10-3μm2，含水飽和度在45%左右。因此，目標區(qū)塊的水鎖指數(shù)較小，水鎖傷害嚴重。

2 解水鎖劑的研發(fā)及性能評價

蘇里格區(qū)塊儲層低孔(<12%)、低滲(小于1×10-3μm2)，故毛細管力大，非均質(zhì)性強，滲流阻力大；同時，由于儲層親水，含水飽和度高，液、固界面及液、氣界面的相互作用力大，導(dǎo)致水鎖效應(yīng)突出[17-18]。

針對儲層毛細管力、滲流阻力和界面的相互作用力大，水鎖效應(yīng)突出的問題，通過前述的國內(nèi)外調(diào)研，確定了解水鎖劑研制的主要思路為降低界面張力，改變巖石潤濕性，恢復(fù)儲層滲流能力。根據(jù)文獻查閱和市場調(diào)研，確定了解水鎖劑的主要成分及用途(見表5)。通過實驗篩選確定氟碳表面活性劑A、兩性離子表面活性劑B復(fù)配比例，并確定潤濕反轉(zhuǎn)劑類型和助溶劑比例，從而確定了解水鎖劑配方，然后取解水鎖劑溶液對其進行界面張力測試，最后再進行滲透率恢復(fù)實驗，以評價藥劑效果[17-19]。

表5 解水鎖劑主要成分及作用組分名稱主要作用氟碳表面活性劑A降低界面張力兩性離子表面活性劑B增加泡沫返排潤濕反轉(zhuǎn)劑改變巖石潤濕性乙二醇丁醚助溶劑

2.1 表面活性劑篩選

加入表面活性劑是改變儲層巖石潤濕性和降低界面張力的主要方法。一方面，通過藥劑來改變儲層巖石的潤濕性，從而提高水在儲層中的流動性；另一方面，通過降低界面張力來減小毛細管力[19]，提高氣相的相對滲透率。

通過調(diào)研，選取氟碳表面活性劑A和兩性離子表面活性劑B，按不同質(zhì)量比復(fù)配成5種表面活性劑體系(S1～S5)，在室內(nèi)對合成的5種表面活性劑體系(S1～S5)進行油水界面張力測試，測定時長為60 min(每5 min測試一個數(shù)值點)，實驗溫度60 ℃，實驗結(jié)果見圖2。從圖2可看出：表面活性劑體系效果由大到小為S3>S4>S5>S2>S1；均小于3 mN/m；表面活性劑體系S3的界面張力值最低，為0.08 mN/m。因此，選取表面活性劑體系S3作為解水鎖劑的主要成分。

2.2 助溶劑篩選

為提高S3表面活性劑的溶解性，添加一定質(zhì)量分數(shù)的乙二醇丁醚，以增加表面活性劑溶解性。為研究乙二醇丁醚對表面活性劑體系性能的影響，開展了不同含量的乙二醇丁醚對體系界面張力值測定實驗，結(jié)果見表6。從表6可知，隨著乙二醇丁醚含量的不斷增加，體系均具有較好的溶解性，體系界面張力呈現(xiàn)小幅度增加，在質(zhì)量分數(shù)小于9%時，界面張力基本不受影響。因此，確定解水鎖劑中乙二醇丁醚質(zhì)量分數(shù)為3%。

表6 乙二醇丁醚含量對體系界面張力的影響配方界面張力值/(mN·m-1)溶解性S3+3%(w)乙二醇丁醚0.08良好S3+5%(w)乙二醇丁醚0.08良好S3+7%(w)乙二醇丁醚0.08良好S3+9%(w)乙二醇丁醚0.09良好S3+11%(w)乙二醇丁醚0.10良好

2.3 潤濕反轉(zhuǎn)劑篩選

根據(jù)文獻查閱和市場調(diào)研，選取了兩種油田常用的潤濕反轉(zhuǎn)劑，即常規(guī)潤濕反轉(zhuǎn)劑和潤濕反轉(zhuǎn)劑PDY。表面活性劑體系S3+3%(w)乙二醇丁醚中分別加入比例相同的常規(guī)潤濕反轉(zhuǎn)劑和潤濕反轉(zhuǎn)劑PDY后，測試巖心潤濕性的改變,結(jié)果見表7。從表7可知，加入兩種潤濕反轉(zhuǎn)劑后，隨著反應(yīng)時間的增加，巖心的潤濕性由親水逐漸變得疏水，接觸角增大。其中，加入常規(guī)潤濕反轉(zhuǎn)劑前巖心接觸角為33.4°，加入后巖心接觸角為37.0°；加入潤濕反轉(zhuǎn)劑PDY前巖心接觸角為33.5°，加入后巖心接觸角為44.7°，接觸角增大10°左右。潤濕反轉(zhuǎn)劑PDY改變巖石潤濕性性能好于常規(guī)潤濕反轉(zhuǎn)劑。因此，選擇潤濕反轉(zhuǎn)劑PDY為解水鎖劑的主要成分之一。

表7 加入潤濕反轉(zhuǎn)劑前后巖心的潤濕接觸角對比藥劑加入潤濕反轉(zhuǎn)劑前巖心接觸角/(°)加入潤濕反轉(zhuǎn)劑后巖心接觸角/(°)巖心接觸角變化/(°)常規(guī)潤濕反轉(zhuǎn)劑33.437.0+3.6潤濕反轉(zhuǎn)劑PDY33.544.7+11.2

2.4 解水鎖劑降低界面張力效果實驗

通過體系篩選實驗，確定了最終的解水鎖劑配方為S3+3%(w)乙二醇丁醚+潤濕反轉(zhuǎn)劑PDY。用TX500C旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測定加入解水鎖劑后儲層流體的界面張力，實驗結(jié)果見圖3。從圖3可知，隨著反應(yīng)時間延長，儲層流體界面張力由2.62 mN/m降至0.12 mN/m。由于界面張力降低，從而降低了毛細管力，增大流體的滲流能力，達到解除水鎖的效果[20]。

2.5 室內(nèi)巖心滲透率恢復(fù)實驗

為了評價解水鎖劑效果，選取6塊巖心注入解水鎖劑，通過巖心滲透率測定裝置進行滲透率恢復(fù)實驗[21]，結(jié)果見表8。

表8 水鎖傷害及滲透率恢復(fù)實驗結(jié)果編號初始氣測滲透率/10-3 μm2Swi為45%的氣測滲透率/10-3 μm2滲透率損傷率/%注解水鎖劑后滲透率/10-3 μm2滲透率恢復(fù)率/%1#0.880.23573.300.82693.862#1.250.34572.401.01381.043#1.750.48172.511.46383.604#2.731.23054.952.15779.015#3.401.15066.182.71179.746#4.281.95054.443.41879.86

從表8可知，滲透率越低的巖心，水鎖傷害越大，最高達到73.3%。注入解水鎖劑后巖心滲透率緩慢恢復(fù)，尤其對低滲透巖心的滲透率恢復(fù)效果較好，最高可恢復(fù)至原來的93.86%。這是因為解水鎖劑中的表面活性劑和潤濕反轉(zhuǎn)劑能有效降低界面張力，改變巖石潤濕性，恢復(fù)儲層滲流能力，從而降低水鎖傷害。

3 現(xiàn)場應(yīng)用情況

篩選桃X區(qū)塊有明顯水鎖特征的低產(chǎn)、低效氣井，通過車載柱塞泵將解水鎖劑注入井筒，單次加注解水鎖劑1 000～1 500 L，通過燜井、返排解決儲層水鎖傷害。對復(fù)產(chǎn)后套壓下降快、產(chǎn)量恢復(fù)不明顯的氣井，重復(fù)加注解水鎖劑、燜井、返排，確保徹底解除水鎖。

2021 年，共計實施6井次，有效 4井次，累計加注解水鎖劑20 400 kg。復(fù)產(chǎn)后平均單井增產(chǎn) 0.409 7×104m3/d，累計增產(chǎn)134.54×104m3，平均套壓由4.42 MPa降至4.25 MPa，平均單井生產(chǎn)時間達到45天。目前生產(chǎn)穩(wěn)定，具體實施情況統(tǒng)計結(jié)果見表9。

表9 桃X區(qū)塊解水鎖措施氣井效果匯總表序號井號實施時間加注次數(shù)/次施工天數(shù)/天解水鎖劑用量/L措施前日產(chǎn)氣/104 m3措施前套壓/MPa措施后日均產(chǎn)氣/104 m3措施后套壓/MPa日均增產(chǎn)/104 m3累計增產(chǎn)/104 m31桃X-X-92021-05-302.0113 0000.080 04.861.030 03.900.950 044.502桃X-18-X2021-06-123.0134 6000.170 04.440.601 33.250.431 311.963桃X-X-11X12021-05-307.0355 6000.182 28.450.180 08.330.000 00.004桃X-X-22021-06-143.09.02 4000.270 02.870.655 94.620.385 930.035桃X-X-13X12021-05-252.082 0000.181 62.490.872 82.910.691 248.056桃X-X-11X52021-06-073.0242 8000.208 83.450.208 82.490.000 00.00平均3.3173 4000.182 14.420.591 44.250.409 722.42

4 認識與結(jié)論

(1) 蘇里格桃X區(qū)塊滲透率(0.1～1.0) ×10-3μm2，含水飽和度45%左右，水鎖指數(shù)小于0.3，水鎖強度中偏強。

(2) 針對儲層特征和水鎖問題，主要通過氟碳類和兩性離子型表面活性劑用于降低界面張力、潤濕反轉(zhuǎn)劑改變巖石潤濕性及助溶劑，復(fù)配出適用于該區(qū)塊的解水鎖劑。

(3) 復(fù)配研制出的解水鎖劑能夠使巖心的潤濕性由親水逐漸變得疏水，接觸角增大10°左右，有效改變了巖石潤濕性；能有效降低儲層流體界面張力，且隨著反應(yīng)時間的增大，界面張力降低越明顯；經(jīng)解水鎖劑驅(qū)替后的巖心滲透率緩慢恢復(fù)，最高能夠恢復(fù)至原來的93.86%，效果較好。

(4) 研制的解水鎖劑在現(xiàn)場進行試驗后，氣井套壓降低，產(chǎn)量明顯升高。平均套壓由4.42 MPa 降至4.25 MPa，措施復(fù)產(chǎn)后平均單井增產(chǎn)0.409 7×104m3/d，效果顯著。