水平井气润湿反转堵水实验研究

欧阳传湘，左晨晓，张智君，袁海龙

（1.长江大学石油工程学院油气钻采工程湖北省重点实验室；2.中国石化河南油田分公司第一采油厂）

水平井气润湿反转堵水实验研究

欧阳传湘1，左晨晓1，张智君1，袁海龙2

（1.长江大学石油工程学院油气钻采工程湖北省重点实验室；2.中国石化河南油田分公司第一采油厂）

在油气采收过程中，水平井比直井更容易出现产出液含水率过高的现象。水平井在低渗透率油气田开发中的应用越来越普及，而针对水平井的特点，成熟的堵水方法和技术较少。通过对具有代表性的岩样进行气润湿反转实验，确定适用的气润湿反转化学剂，并对其进行热稳定性及地层配伍性实验评价，建立可视水平井堵水物理模型，进行气润湿反转剂使用前后的对比实验研究，得到水侵量、水侵速度及含水率的变化特征曲线。研究表明，气润湿反转剂堵水技术可用于水平井，可延缓见水时间，提高无水采收率，降低含水率。

水平井；润湿反转；堵水；含水率

0 引言

水平井堵水不像直井那样可以区分出高渗层[1］、找出出水点，因此以前用于直井的堵水方法（水泥浆封堵、选择性堵剂、非选择性堵剂等）很难在水平井中得到很好的应用[2］。针对这一问题，笔者提出了一套水平井堵水的新技术——气润湿反转技术。

润湿性反转堵水的基本原理是通过向井底附近的岩石中注入无环境污染的化学剂，将井底附近油气藏岩石的润湿性从水湿转变为气湿（对于气藏）或油湿（对于油藏）。水由原来的润湿相变成了非润湿相，毛管压力成为水进入岩石的阻力[3］。水进入井底附近的岩石必须克服一定的门坎压力，当生产压差小于该门坎压力时，水不能进入井底，从而达到堵水的目的[4］。此时，即使生产压差大于该门坎压力，水能进入井底，但侵入量却大幅度降低，最终提高了油气井的产量。该方法只是改变了井底附近岩石表面的润湿性，与常规堵水技术（堵塞毛细管、改变渗透率）不同（只堵水、不堵气和油），它可以真正实现选择性堵水。

1 润湿反转实验

1.1 实验准备

实验材料：岩心（渗透率为0.09 mD，孔隙度为7%，直径为3.7 cm，长度为3.9 cm）；模拟地层水（矿化度为70 000 mg/L）；WA15润湿反转剂。

1.2 实验方法

当岩石与水接触时，计算机可以通过天平的偏移量自动计量吸入岩石中的水量，从而判断岩石吸水率的大小。吸水量越小，堵水效果越好[5］。

1.3 实验结果

实验测定岩石润湿性改变前后的吸水率如图1所示。

由图1可知，该岩石润湿性改变前的吸水率高达70%，润湿性改变后的吸水率曲线与横坐标几乎重合，即吸水率接近0。此现象表明，采用化学剂处理岩石后，岩石从水润湿变成了中等以上的气润湿，水将无法自发地吸入岩石。因此WA15试剂能够使岩石的润湿性从水湿变为气湿。使用润湿反转剂后，岩石的吸水率明显下降。

图1 岩石润湿性改变前后吸水率的变化Fig.1 Water absorption before and after the change of wettability

2 化学剂性能评价

实验前对润湿反转剂进行确定，通过与常规润湿反转剂作大量的筛选比较，得出WA15润湿反转剂较其它润湿反转剂有着很大的优越性：反转能力强，界面张力小，在多孔介质上的吸附量大，热稳定性好，与地层水的配伍性好，且对环境影响小，价格低廉。故实验中选用WA15作为润湿反转剂。

2.1 化学剂热稳定性

由于部分油气藏的温度很高，有的甚至超过160℃，因此对化学药剂温度稳定性的要求很高[6］。大量应用于石油工业的化学药剂，包括一些表面活性剂，很难适用于高温[7］。为此，对WA15化学药剂有必要进行温度稳定性实验。

2.1.1 实验步骤

（1）将100 mL的WA15化学药剂放入不锈钢高压容器内。

（2）将不锈钢高压容器密封，再用氮气加压至5 MPa。

（3）将不锈钢高压容器放进恒温箱内，逐步将温度升高到170℃（一般油藏温度都低于170℃）。

（4）在该温度下放置48 h后，取出WA15化学药剂，重复自吸实验。

2.1.2 实验结果

在170℃下放置48 h后的WA15化学药剂仍然能够改变岩石的润湿性，即润湿性改变后的吸水率为0。这些试验结果表明：WA15化学剂具有很好的温度稳定性，适用于高温气藏或油藏。

2.2 化学剂的地层配伍性

许多油气藏中地层水的矿化度很高，大量应用于油气田的化学药剂在高矿化度下对岩石润湿性改变效果不明显[8］。本次采用矿化度为70 000 mg/L的模拟地层水进行自吸试验。从实验结果可知，WA15化学剂仍然能够改变岩石的润湿性，说明WA15化学剂具有较好的高矿化度稳定性，适合于高矿化度的环境。

3 润湿反转堵水效果实验

3.1 水平井物理模型

图2中，密封透明长方体容器内下层（深色）用粗砂填充，上层（浅色）用细砂填充，经胶结压实，使其孔隙度、渗透率等物性接近地层条件，模拟人工地层岩心。图中弯管为水平井井眼轨迹，水平带孔段为水平井射孔段，它与模拟岩心之间的接口处都是密封的，通过钻不同的孔可以调节水平井的上下位置。容器的上下底面都是同样的双层结构，上层为透明薄板，薄板中间开有一圆孔，与贮水瓶间用软管密闭连接；下层也是透明薄板，该板内面纵向和横向上布满宽度很小的凹槽，在纵横交错点处钻有针孔大小的孔；上下板在边缘处密闭。

图2 可视水平井堵水物理模型示意图Fig.2 Sketch map showing visual physical model of horizontal well water shutoff

3.2 实验准备

实验所需的材料：用浓度为2%的化学剂溶液处理过的岩心样品；天平；压力传感器；计算机。

3.3 实验流程

实验中通过岩心的气体采用氮气，水为蒸馏水。氮气驱替水过程（气驱水）：将天平一与岩心夹持器两端相连，用于称量驱替实验前后岩心的质量，再将贮水烧瓶的一端连接岩心夹持器，另一端连接天平二，测量用氮气驱替水时产液量的变化情况。水驱替氮气过程（水驱气）：用蒸馏水瓶置于岩心上部67 cm处以提供稳定的压差，并在贮气瓶上装一压力传感器，用于提供气源压力信号。实验过程中，将两天平的信号与压力传感器提供的气源信号传到计算机上，并使用Labbview程序记录数据并处理结果。

3.4 实验步骤

（1）用浓度为2%的化学剂溶液处理岩心，关闭岩心所有的进出口，静置2 d，使岩心的润湿性反转。

（2）用氮气先将部分化学剂驱替出来，采用抽真空的办法除去液体。

（3）抽真空饱和水。

（4）称量没有连接管线的岩心质量m1。

（5）原始气储量为50 mL起，依次改变储量大小（50 mL，100 mL，150 mL，200 mL），对岩心重复进行“气驱水”和“水驱气”实验，每一次实验结束后称量不连接管线后的岩心质量m2。

由岩心质量的变化可以得到一定压差下岩心水侵体积随时间的变化以及岩心出口端的见水时间。

3.5 实验结果

为了研究气润湿反转剂的堵水效果，分别在不添加和添加气润湿反转化学剂的2种情况下进行了水平井模拟生产实验，得到水侵量、水侵速度及含水率随时间变化的关系曲线（图3至图5），图中Sgi为初始含气饱和度。

由图3至图5可知，岩心经过气润湿反转剂处理后，水侵入产层的体积明显减少，尤其在早期，水侵速度显著减缓，岩心的见水时间由原来的320 s左右增加到410 s。表明气润湿反转剂堵水技术可增加无水采收率。

图3 累计水侵体积随时间的变化Fig.3 Accumulated water influx varying with time

图4 水侵入产层的速度随时间的变化Fig.4 Water-invaded rate varying with time

图5 含水率随时间的变化Fig.5 Water cut varying with time

4 结论

（1）气润湿反转剂WA15可以将岩石的润湿性从水湿转变成气润湿。

（2）润湿反转剂的堵水效果可以用于水平井的堵水试验，加入润湿反转剂后能有效减少水侵入量，延缓见水时间，降低含水率。

[1]王庆，刘慧卿，曹立迎.非均质底水油藏水平井水淹规律研究[J］.岩性油气藏，2010，22（1）：122-125.

[2]李宜坤，胡频，冯积累，等.水平井堵水的背景、现状及发展趋势[J］.石油天然气学报，2005，27（5）：757-761.

[3]李传亮.毛管压力是油气运移的动力吗？——与李明诚教授商榷[J］.岩性油气藏，2008，20（3）：17-20.

[4]蒋平，张贵才，葛际江，等.润湿反转机理的研究进展[J］.西安石油大学学报：自然科学版，2007，22（6）：78-84.

[5]齐银，张宁生，任晓娟，等.裂缝性储层岩石自吸水性实验研究[J］.西安石油大学学报：自然科学版，2005，20（1）：34-36.

[6]孙玉龙，岳湘安，赵仁保，等.水平井化学堵水剂性能评价[J］.重庆科技学院学报：自然科学版，2009，11（3）：28-30.

[7]魏发林，岳湘安，张继红，等.润湿反转剂提高灰岩裂缝油藏基质系统水驱采收率实验[J］.油气地质与采收率，2003，10（4）：42-44.

[8]赵冀，李春兰，王文清，等.西峰白马区润湿反转剂驱模拟研究[J］.西南石油学院学报，2006，28（6）：74-77.

Experimental study on wetting transition water shutoff of horizontal well

OUYANG Chuan-xiang1， ZUO Chen-xiao1， ZHANG Zhi-jun1， YUAN Hai-long2
（1.Key Laboratory of Drilling and Exploitation Engineering for Oil and Gas in Hubei Province， College of Petroleum Engineering， Yangtze University， Jingzhou 434023， China； 2.No.1 Oil Production Plant， Henan Oilfield Company， Sinopec， Nanyang 474780， China）

The phenomenon of excessive water production in the horizontal well is more than that in vertical well.Horizontal well is becominguniversalized in the low-permeabilityoil and gas field development,but there are fewwater shutoff methods and techniques aimed at horizontal wells.By conducting the wetting transition experiment to typical rock sample,the applicable chemical gas wettingtransition agent is determined and the thermal stabilityand formation compatibility are studied.The visual physical model of horizontal well water shutoff is established,the experiments before and after the using of wetting transition agent are compared,and water influx,water influx rate and water cut characteristic curves are obtained.The experimental result shows that gas wetting agent technology of horizontal well water shutoffcan be used todelaybreakthrough time,improve water free recoveryand decline water cut.

horizontal well； wettingtransition； water shutoff； water cut

TE358+.3

A

1673-8926（2011）03-0106-04

2010-12-02；

2011-01-20

2005年中国石油天然气股份有限公司项目（编号：050511-2-6）“科技风险创新研究项目计划”资助。

欧阳传湘，1963年生，男，副教授，主要从事油藏工程和采油工程方面的研究工作。地址：（434023）湖北省荆州市南环路1号长江大学东校区石油工程学院。E-mail：oycx@yangtzeu.edu.cn

杨琦）