致密砂岩气藏水锁损害及解水锁实验研究

李宁，　王有伟，　张绍俊，　李家学，　张震，　赵聪，　黄维安

致密砂岩气藏水锁损害及解水锁实验研究

李宁1，王有伟2，张绍俊1，李家学1，张震1，赵聪2，黄维安2

（1.塔里木油田公司油气工程研究院，新疆库尔勒841000；2.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580）

李宁等.致密砂岩气藏水锁损害及解水锁实验研究［J］.钻井液与完井液，2016，33（4）：14-19.

塔里木油田B区块目标层段为白垩系巴什基奇克组，井深大于6 000 m，储层岩性致密，孔隙度分布在1.0%～9.4%，渗透率分布在0.011×10-3～8.56×10-3μm2，孔隙度与渗透率关系较差，储层总体孔隙发育程度低，渗透率差，非均质性严重，微裂缝发育，毛细管力高，黏矿物含量高，在完井及压裂过程中极易受到水锁损害。基于该区块地质特征分析潜在水锁损害及水锁空间，发现毛细管水近乎占据了储集空间的一半，气相渗流极其困难。使用DSRT-II型低渗敏感性评价试验仪，应用岩心流动实验从宏观角度分析水锁损害，采用核磁共振T2谱测试，从微观角度定量分析水锁损害程度，结果表明该区块水锁损害使渗透率降低99%，液锁量90%以上，主要分布在微孔隙0.01～250 nm中，水锁损害严重。结合水锁损害机理与室内实验研究，优选解水锁剂，借助毛细管自吸实验、核磁共振测试、渗透率损害率评价，进行解水锁实验研究。结果表明，优选的解水锁剂SATRO-1和HUL能有效降低毛细管力，减小自吸侵入深度，并有助于小孔喉液体返排。

致密气藏；水锁损害；防水锁剂；核磁共振；毛细管自吸实验

致密砂岩气藏是富集在渗透率低于0.1×10-3μm2且孔隙度低于10%砂岩中的气藏，其通常束缚水饱和度和毛管力较高［1］，并富含黏土矿物及发育微裂缝，以致其在开发过程中极易受到水锁损害，水锁损害是致密砂岩气藏最严重的损害因素之一，损害率一般达70%～90%［2-5］。分析致密砂岩气藏水锁机理，准确地对水锁损害进行实验评价并进行解水锁具有重要的实际意义。目前，水锁损害的实验研究大多基于岩心分析方法中的渗透率测定方法［6］，研究者采用不同的实验条件和方法导致结果也不相同；也有采用回归分析方法和预测模型对数据进行处理［7-8］，然而由于岩石孔隙结构的复杂性和非均质性，难以准确定量判断水锁损害。在分析储层水锁空间的基础上，采用岩心流动实验和核磁共振T2谱测试，从宏观和微观角度分析塔里木油田B区块致密砂岩气藏水锁损害，并定量化水锁损害程度。结合水锁损害机理与室内实验研究，优选解水锁剂，借助毛细管自吸实验、核磁共振测试、渗透率损害率评价，进行解水锁实验，对致密砂岩气藏的开发具有实际意义。

1　储层地质特征

塔里木油田B区块位于塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带，目标层段为白垩系巴什基奇克组（K1bs），储层埋藏深度较深，大于6 000 m，储层岩性致密，储集空间复杂［9］。该区块储层孔隙度分布在1.0%～9.4%，平均为6.8%，渗透率分布在0.011×10-3～8.56×10-3μm2，平均为0.19× 10-3μm2。B区块储层岩心扫描电镜照片见图1。

巴什基奇克组储层岩心扫描电镜照片

该区块储层黏土矿物含量高，在10%以上，岩心黏土矿物分析见表1。由表1可知，该区块储层黏土矿物含有伊利石、绿泥石、伊蒙混层等敏感性矿物，蒙脱石强亲水，易吸水膨胀，使渗流空间变小，增大毛管力，加剧水锁损害。

表1　塔里木油田B区块储层岩心黏土矿物分析

2　致密砂岩气藏水锁损害

2.1B区块储层水锁空间分析

多孔介质中的水相赋存状态可分为束缚水和自由（可动）水，束缚水又以水膜水和毛细管水的形式存在［10］。滞留在致密砂岩气藏孔喉及微裂缝中的水相以这2种形式存在，水膜水受气藏驱动压力、温度、水相与岩石性质的影响，毛细管水受毛细管力制约。2种形式的束缚水皆增大气体流动阻力，降低气相渗透率。

2.1.1水膜水厚度

按式（1）计算水膜水厚度，其计算值视为气藏储层中水膜水厚度的上限［11］。将B区块原始地层压力122 MPa代入，计算出原始条件下储层中水膜水的厚度为0.001 μm。因此，可以认为原始地层条件下，孔喉半径及微裂缝开度在0.001 μm以下的储集空间全被水膜形式的地层水占据。

式中：h为水膜水厚度，μm；p为驱动压力，MPa。

2.1.2毛细管水

式（2）为毛细管压力的理论计算公式，取压汞测试中排驱压力作为毛细管力，通过该式可以计算地层条件下毛细管水存在的孔喉半径的上限。视储层为极亲水的极限条件，取地层条件下σ为3.95×10-2N/m，得到毛细管水存在于孔喉半径及微裂缝开度小于0.07 μm的空间。式中：pc为毛细管压力，MPa；r为毛细管半径，μm；σ为气水界面张力，N/m。

结合水膜水厚度可以看出，致密砂岩气藏束缚水主要存在形式为毛细管水，当外来流体进入储层，受到毛细管力的束缚，会极大地占据储层孔喉及微裂缝空间，与储层平均孔喉半径相比，占到了近乎一半，气相渗流极其困难，会造成严重的水锁损害。

2.2水锁损害

2.2.1岩心流动实验

为评价B区块储层岩心水锁损害程度，使用DSRT-II型低渗敏感性评价实验仪，测试了不同含水饱和度下岩心渗透率损害率，对B区块巴什基奇克组岩心进行水锁损害评价，结果见图2。由图2可知，随着储层岩心含水饱和度增加，渗透率损害率增大，最终水锁渗透率损害率为99.43%，属极强水锁损害。

图2　B区块巴什基奇克组岩心水锁测试结果

2.2.2液锁量

低磁场核磁共振T2谱技术作为快速、无损检测岩心流体赋存状态的手段，能够从微观角度分析致密砂岩水锁损害。由核磁共振仪测得驰豫时间和T2谱强度，可通过高速离心机校验得出的系数，计算对应毛细管半径处含液量。选取B区块气测渗透率相近的储层岩心，抽真空饱和后，使用核磁共振仪测其饱和状态下及不同转速离心后的含液量分布，计算岩心不同转速、不同毛细管半径范围的剩余含液量，结果见表2。由表2可知，含液量主要分布在微孔隙0.01～250 nm中，表明岩心微孔隙多且尺寸极小。随转速增加，剩余含液量不断减小，但减小幅度较小，说明岩心遇液难排出。高速离心后0.01～250 nm微孔隙含液量占0.01～1×105 nm微孔中总含液量的分数大于90%，此部分束缚液量为岩心水锁的液锁量。B区块储层岩心液锁量大于90%，表明水锁很严重。

表2　岩心含液量

3　解水锁实验研究

由上面水锁空间分析可知，解决水锁损害的根本是消除毛细管水对储集空间的占据。在钻井液中使用能够有效降低表/界面张力的解水锁剂，可减小毛细管力，增加滞留液的返排，防止或及时解除水锁损害。使用B区块储层岩心，在优选解水锁剂基础上，进行解水锁实验研究。

3.1解水锁剂优选

由式（2）可知，对于特定储层，σcosθ值越低，毛细管力越低，水锁损害越弱。采用旋滴法在40 ℃、6 000 r/min条件下，测试常见表面活性剂溶液的表面张力。选用B区块储层岩样，使用JC2000D5M接触角测试仪，在25 ℃条件下，在空气中测定各溶液在岩样表面的接触角，实验结果见表3。由表3可以看出，优选了σcosθ值较低的解水锁剂SATRO-1和HUL进行解水锁实验。

3.2毛细自吸实验

一般认为造成水锁损害的原因主要有2个：毛细管力的自吸作用和液相滞留作用。在致密砂岩气藏中，初始含水饱和度低于束缚水饱和度的现象是很普遍的，因此，有过剩的毛细管力存在，水相在井壁附近地层会受到强毛管自吸作用，含水饱和度升高，并且难以返排，导致气相渗透率降低。选取B区块储层岩心，基本信息见表4。使用毛细自吸实验装置，测试储层岩心对地层水和解水锁剂溶液的自吸效应。

表3　不同解水锁剂的界面张力与接触角测试

表4　低渗岩心与自吸试剂数据

考虑岩心孔隙度对自吸量的影响，做出自吸孔隙体积倍数与时间平方根的关系，见图3。

图3　B区块储层岩心自吸孔隙体积倍数-时间平方根关系曲线

由图3可知，岩心自吸孔隙体积倍数与时间的平方根有较好的正线性关系。随着时间延长，自吸孔隙体积倍数不断增大，但斜率逐渐减小，自吸效应减弱。其中，加入解水锁剂SATRO-1、HUL后，岩心自吸孔隙体积倍数降低。可见，加入解水锁剂可以降低自吸的量，而且随着时间的增加，相对效果越明显，可减弱水锁损害。

假设岩心孔隙均匀，毛细管自吸液体沿岩心底端自下而上，且岩心自吸液体端内部孔隙完全充满液体，便可知侵入深度与时间平方根的关系，拟合曲线可得到最小侵入深度，结果见表5。未加入表面活性剂的测试岩心，水相自吸侵入最小深度分别为0.033 73 mm和0.035 57 mm，加入解水锁剂SATRO-1、HUL后，岩心自吸最小，侵入深度减小，在岩性相同的情况下产生的毛细管力较小，可缓解水锁损害。

表5　岩心自吸拟合方程

3.3核磁共振测试

选取气测渗透率相近的B区块储层岩心，抽真空并在不同溶液中浸泡至饱和，采用离心法构建不同含水饱和度，用核磁共振仪测其饱和状态下及不同转速离心后的流体赋存状态，见图4～图7。

图4　1#岩心（模拟地层水饱和度）的核磁共振T2谱

由图4～图7可知，储层岩心饱和水的核磁共振T2谱基本上反映出2个峰，左峰表示小孔喉及微裂缝中的束缚水，右峰表示较大孔喉中的可动水。4块岩心左峰都远远高于右峰，表明致密砂岩岩心饱和水中束缚水占到了极大的比例，流体赋存状态主要为束缚水状态。离心后的T2曲线下移，岩心含水饱和度不断减小，表现为右峰降低，即可动水减少。

图5　2#岩心（去离子水饱和度）的核磁共振T2谱

图6　3#岩心（0.4%SATRO-1饱和度）的核磁共振T2谱

图7　4#岩心（0.4%HUL饱和度）的核磁共振T2谱

考察了定量化离心过程中，岩心可动水与束缚水体积的变化，结果见表6。由表6可知，3#、4#致密砂岩在4 200 r/min转速下经20 min离心后，束缚水与可动水均有所降低，表明加入解水锁剂有助于减小毛细管压力，增加小孔喉中的液体返排，减弱水锁损害。

3.4岩心渗透率伤害率评价

选取B区块气测渗透率相近的储层岩心，测湿岩心的气测渗透率，评价不同溶液浸泡对岩心渗透率的影响。浸泡溶液对岩心渗透率伤害程度用渗透率相对变化倍数表示，见公式4。渗透率相对变化倍数越大，溶液浸泡岩心后气测渗透率越大，溶液对岩心伤害越小。参照溶液为B区块模拟地层水。

表6　离心过程中岩心可动水与束缚水体积变化

3.4岩心渗透率伤害率评价

选取B区块气测渗透率相近的储层岩心，测湿岩心的气测渗透率，评价不同溶液浸泡对岩心渗透率的影响。浸泡溶液对岩心渗透率伤害程度用渗透率相对变化倍数表示，见公式4。渗透率相对变化倍数越大，溶液浸泡岩心后气测渗透率越大，溶液对岩心伤害越小。参照溶液为B区块模拟地层水。

渗透率相对变化倍数=溶液浸泡岩心后气测渗透率/参照溶液浸泡岩心后气测渗透率 （4）

分别测试去离子水、解水锁剂SATRO-1和HUL溶液浸泡对岩心气测渗透率的影响，结果见表7。由表7可知，干岩心的气测渗透率最大，一旦岩心含水，其渗透率就会降低。浸泡解水锁剂溶液的3#、4#岩心渗透率相对变化倍数大于1，表明解水锁剂有助于岩心中液体返排，降低含水饱和度，提高渗透率，减弱水锁损害对岩心渗透率的伤害。

表7　各岩心饱和地层水以及分别浸泡测试液后渗透率变化

4　结论

1.塔里木油田B区块储层具有孔隙度低、渗透性差、孔喉半径细小、含天然裂缝、结构复杂、非均质性严重等特点，存在潜在严重的水锁效应；储层富含伊利石、蒙脱石等黏土矿物，也会造成潜在的水锁损害。

2.B区块致密砂岩气藏束缚水主要形式为毛细管水，当外来流体进入储层，受毛细管力束缚，会极大地占据储层孔喉及微裂缝空间，与储层平均孔喉半径相比，占到了近乎一半，气相渗流困难，造成严重的水锁损害。

3.B区块水锁损害程度评价结果表明，水锁渗透率损害率为99.43%，属极强水锁损害，且储层岩心液锁量大于90%，水锁严重。

4.优选的解水锁剂能有效降低毛细管力，减小自吸侵入深度，并有助小孔喉液体返排，可缓解致密砂岩气藏水锁损害。

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Study on Water Block in Tight Sandstone Gas Reservoirs and Solutions Thereof

LI Ning1， WANG Youwei2， ZHANG Shaojun1， LI Jiaxue1， ZHANG Zhen1， ZHAO Cong2，HUANG Wei’an2
（1. Research Institute of Oil and Gas Engineering， Tarim Oilfield Division， Korla， Xinjiang 841000；2. College of Petroleum Engineering， China University of Petroleum， Qingdao， Shandong 266580）

The target zone of the block B in Tarim Basin is the Cretaceous Bashijiqike Formation. The depth of the wells drilled is greater than 6，000 m， and the reservoir rocks are tight， with porosity ranging from 1.0% to 9.4%， and permeability from 0.011×10-3to 8.56×10-3μm2. The porosity has poor relationship with permeability. The highly heterogeneous reservoir rocks have poorly developed pores， low permeability， developed fractures， high capillary forces， high clay contents， and are very easy to be affected by water blocking during well completion and fracturing. Analyses of water blocking based on the geological features of the reservoir rocks in this area indicate that the capillary water accounts for almost half of the volume of the pores， leading to highly difficult gas flow in the porous media. Using the Model SRT-II low permeability sensitivity tester， formation damage by water blocking is macroscopically analyzed through core flow experiment. Using NMR transverse relaxation time spectrum， formation damage by water blocking is microscopically analyzed. The analyses show that water blocking caused the permeability of the reservoir rocks to be reduced by 99%，and more than 90% of the water blocked in this area， mainly in the 0.01-250 nm pores. Based on the research， water blocking remover SATR0-1 and HUL were chosen and their performance studied through capillary imbibition， NMR examination， and permeability experiments. It was concluded that SATR0-1 and HUL can effectively reduce capillary forces and invasion depths by imbibition， and are helpful to liquid flowback through micro pore throats.

Tight gas reservoir； Formation damage by water blocking； Water blocking agent； NMR； Capillary imbibition experiment

TE258

A

1001-5620（2016）04-0014-06

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.04.003

中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“碳酸盐岩安全、快速、高效钻完井技术”（2010E-2109）；国家科技重大专项课题“复杂地质条件下深井钻井液与高温高压固井技术研究”（2011ZX05021-004）。

李宁，高级工程师，1970年生，现在从事钻井技术研究工作。电话 （0996）2172526；E-mail：liningtlm@petrochina.com.cn。

（2016-04-9；HGF=1604C7；编辑王超）