致密砂岩气藏储层水锁伤害评价及解除方法实验研究

石小虎，安文宏，王慧玲，张仁燕，柳 娜，解古巍

（1.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710021；2.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，陕西西安 710021）

鄂尔多斯盆地上古生界砂岩储层具有以下特征，岩性以石英砂岩及岩屑石英砂岩为主，碎屑岩中的主要碎屑物质为石英（包括燧石岩屑）和浅变质的千枚岩及板岩屑，少量火山岩屑、沉积岩屑及其他变质岩屑如片岩、石英岩及变质沉积岩类岩屑，长石含量很少。胶结物主要为伊利石、高岭石和硅质胶结物，碳酸盐胶结物含量较低。孔隙类型以次生孔隙为主，其中晶间孔、岩屑溶孔最发育，原生粒间孔很少。储层物性孔隙度最大为12.66 %，最小为1.04 %，平均为6.55 %，大部分介于3 %～8 %；渗透率最大为34.85×10-3μm2，最小为0.01×10-3μm2，平均为0.36×10-3μm2，渗透率随孔隙度的增大而增大。储层砂岩最大连通孔喉半径平均为1.850 μm，孔喉中值半径平均为0.265 μm，属于微细喉道，排驱压力和中值压力较高，排驱压力平均为0.624 MPa，为典型的低渗透致密砂岩储层。

1 水锁实验评价

1.1 实验岩样选取

实验所选取147 块岩样孔渗物性实验结果表明，孔隙度最大为12.80 %，最小为1.04 %，平均为5.87 %，大部分介于2 %～8 %。渗透率最大为9.57×10-3μm2，最小为0.04×10-3μm2，平均为1.50×10-3μm2。渗透率介于（0.1～0.5）×10-3μm2的岩心最多，裂缝岩心渗透率平均为46.03×10-3μm2，所选取样品能够代表研究区的储层特征。

1.2 水锁伤害评价

水锁伤害评价表明（见表1），地层水水锁指数最小39.71 %，最大96.19 %，平均71.28 %，总体上为强水锁，个别样品为中等偏弱水平，与其岩性为石英砂岩有关。

1.3 影响水锁伤害因素分析

水锁效应是造成低渗透气藏产能下降的重要因素，目前普遍认为的影响因素有：气测渗透率大小、初始饱和度、界面张力、水相物理侵入深度、注入流体黏度、驱动压力、孔隙结构、黏土矿物种类及含量等[1，2]。

1.3.1 孔喉半径、渗透率的影响 水锁伤害程度总体表现为平均孔喉半径越小，束缚水饱和度越高，损害率越高。储层孔喉半径r 越小，毛细管阻力越大，返排外来流体所需时间越长，因而水锁伤害程度越大。研究层段储层孔喉细小，最大孔喉半径平均为1.85 μm，中值半径平均为0.265 μm，地层毛管阻力大，返排外来流体所需时间长，水锁伤害程度大。

1.3.2 黏土矿物的类型及含量的影响 填隙物与水锁伤害率统计表明（见表2），填隙物主要为伊利石的岩心，水锁损害率最高，为87.9 %，硅质胶结的岩心，水锁损害率最低，为58.6 %，高岭石、方解石、铁白云石、菱铁矿对水锁伤害的影响相对居中。

表1 水锁实验数据表

表2 填隙物与水锁伤害率关系

1.3.3 原始、束缚水饱和度差异的影响 鄂尔多斯盆地上古生界致密储层原始含水饱和度总是小于束缚水饱和度（见表3），而且随着渗透率增大，束缚水饱和度与原始含水饱和度之差减小。

原始含水饱和度越小，液相在毛细管中被捕集的趋势越大，被捕集的量也越多。孔喉尺寸越小，渗透率越低，束缚水饱和度就越高，同时原始含水饱和度也越高，两者之间的差值也越大。随含水饱和度的增加，水锁效应所造成的伤害程度上升并逐渐趋于平缓。

图1 水锁实验原始含水饱和度、束缚水饱和度差值与孔喉半径的关系曲线

原始含水饱和度越小，液相在毛细管、缝中被捕集的趋势越大，被捕集的量也越多。如果岩心的含水饱和度值大于束缚水饱和度，就不会形成严重的水锁损害。因为储层中已经被地层水和自由盐水饱和，这部分水相的特点是不可避免、先期存在和高饱和度，并且导致储层的原始产能很低。岩石越致密，孔喉尺寸越小，渗透率越低，束缚水饱和度就越高，同时原始含水饱和度也越高，两者之间的差值也越大（见图1），石英砂岩的孔喉半径比岩屑砂岩、岩屑石英砂岩的高。因此，储层越致密，水锁损害越严重。研究层段为低孔、低渗致密砂岩储层，储层原始含水饱和度一般小于束缚水饱和度10 %～20 %，因而有很强的水锁损害潜力，且其强度随渗透率的降低而加大。

2 解除水锁实验评价

加大生产压差、注醇、注CO2是解除水锁效应的有效方法[3-5]。

2.1 岩心突破压力梯度实验

突破压力或突破压力梯度是指气体能够进入岩心需要的驱替压差或压力梯度，可用气泡法测定突破压力或突破压力梯度，计算公式如下：

式中：Pt-突破压力，MPa；Pcd-排驱压力，MPa；L-岩心长度，m。

2.1.1 突破压力梯度与不同类型岩心的关系 突破压力梯度随气测渗透率的升高而降低（见表4），其中渗透率为（0.1～0.5）×10-3μm2的岩心平均突破压力梯度为6.52 MPa/m，渗透率为（0.5～1）×10-3μm2的岩心平均突破压力梯度为4.00 MPa/m，渗透率大于1×10-3μm2的岩心平均突破压力梯度为3.18 MPa/m；岩屑砂岩平均突破压力梯度最高，为4.99 MPa/m，石英砂岩最小，为2.96 MPa/m，岩屑石英砂岩居中，为3.86 MPa/m；伊利石胶结岩心平均突破压力梯度最高，为4.42 MPa/m，硅质胶结岩心突破压力梯度最低，为3.02 MPa/m。

表3 储层束缚水饱和度与原始含水饱和度关系统计表

表4 突破压力梯度与不同岩性关系统计表

2.1.2 突破压力梯度与含水饱和度的关系 在相同的实验围压下，随驱替实验的进行，岩心中含水饱和度降低，突破压力梯度也随之降低；渗透率越低的岩心，突破压力梯度越高，并且，随含水饱和度的升高，突破压力梯度升高的也越快。含水饱和度低于40%后，实验测试突破压力小于排驱压力，岩心不存在突破压力梯度。

2.2 注醇解除水锁实验

用加湿氮气驱替，实验时保持驱替压差恒定，气驱水达到束缚水状态时，反挤一定量的乙醇，继续用氮气驱替，岩心的气体有效渗透率有显著提高，相对增加幅度平均为97 %，液体饱和度也有所下降，相对降低幅度平均为71 %（见表5）。

醇处理措施减缓水锁效应的原因如下：醇与实验岩心中的残余水形成混合溶液，降低体系的表面张力，降低毛管阻力，形成低沸点共沸物，易于气化排除，有助于携带地层水一起排出，从而减少排液时间；醇具有防止黏土膨胀、使膨胀黏土收缩并能使在水中胀开的聚合物分子收缩的性质。

2.3 CO2 驱替解除水锁实验

CO2驱替使含水饱和度降得更低，渗透率恢复的更高，但CO2解除水锁的能力不具明显优势。在相同的驱替时间下，CO2驱比N2驱，含水饱和度值仅低4.6 %，损害率仅低2.2 %。与N2比较，CO2能更多溶于模拟地层水中，使地层水体积膨胀，驱替能量增高，携带地层水的体积增多，地层水黏度降低，流动性增强；但在实验条件下，CO2的优势不能有效发挥（见表6）。

加大生产压差、注醇、注CO2是解除水锁效应的有效方法。（1）突破压力梯度随气测渗透率的升高而降低，扣除排驱压力影响后，突破压力梯度为3.91 MPa/m。岩屑砂岩平均突破压力梯度为4.99 MPa/m，石英砂岩平均突破压力梯度为2.96 MPa/m，岩屑石英砂岩平均突破压力梯度为3.86 MPa/m；伊利石胶结岩心平均突破压力梯度为4.42 MPa/m，硅质胶结岩心突破压力梯度为3.02 MPa/m；（2）醇处理措施效果优良，气体有效渗透率相对增加达97.22 %，液体饱和度相对降低达71.36 %；（3）与N2比较，CO2解除水锁效应的优势在实验条件下不明显。

3 结论

表5 醇处理前后气体有效渗透率、液体饱和度

表6 CO2、N2 驱替实验比较表

储层保护以气层预防和改造为主，针对水锁敏感性强的特征，钻井过程中尽量避免使用水基工作液，使用无水的气体类流体作为工作液，如空气、N2、CO2、气态烃。使用含水量低的泡沫也可以减轻水锁损害。压裂过程中的储层保护主要是防止压裂液进入储层，压裂时可采用液态N2，CO2来代替常规水基压裂液。尽量避免和减少水基工作液侵入，采用CO2和注醇方法解除和降低水锁伤害，并及时有效返排。

［1］ 赖南君，叶仲斌，刘向君，等.低渗透致密砂岩气藏水锁损害室内研究［J］.天然气工业，2005，25（4）：125-127.

［2］ 张振华，鄢捷年.低渗透砂岩储集层水锁损害影响因素及预测方法研究［J］.石油勘探与开发，2000，27（3）：75-81.

［3］ 丁青山，庞晓东，等.气井中水锁的蒸发清除技术［J］.国外油田工程，2006，22（2）：29-31.

［4］ 廖锐全，徐永高，胡雪滨.水锁效应对低渗透储层的损害及抑制和解除方法［J］.天然气工业，2002，22（6）：87-89.

［5］ 赵东明，郑维师，刘易非.醇处理减缓低渗气藏水锁效应的实验研究［J］.西南石油学院学报，2004，26（2）：67-69.