王府气田致密低渗气藏毛管压力影响因素实验研究

王志超

（中国石油吉林油田分公司，吉林松原138000）

油气工程

王府气田致密低渗气藏毛管压力影响因素实验研究

王志超

（中国石油吉林油田分公司，吉林松原138000）

水锁伤害广泛存在于致密低渗透气藏中，严重影响气藏的开发效果，而毛管压力是影响水锁伤害的根本因素。分析了毛管压力产生的机理，推导了储层毛管压力的计算公式，并讨论了毛管压力的影响因素。基于所取得的岩心以及工作液样品，设计了针对不同层位、不同工作液组合的实验方案。由实验数据、计算分析可知，王府气田城深X井各层位毛管压力大小顺序是：登娄库组>沙河子组>火石岭组，即登娄库组的潜在水锁伤害程度最大；从减小水锁伤害的角度来讲，JK1002羧甲基胍胶压裂液体系是最优的；此外，压井液有利于促进储层亲水性的减弱，而使压裂液进入储层后使储层岩石亲水性变得更弱。

低渗透；气藏；水锁伤害；毛管压力；压井液；压裂液

低渗透致密亲水气藏在钻完井、修井、压裂等作业过程中，外来工作液或邻近含水层的大量地层水进入目的储层，在一定程度上堵塞渗透通道，引起气相相对渗透率降低，造成“水锁气”的现象，使地下的天然气不能够理想的开采出来，即为“水锁效应”。大量研究表明，水锁伤害是低渗透致密气藏最主要的伤害形式[1-7]。

王府气田是吉林油田的主力天然气开发区块之一，位于松辽盆地南部的东部断陷带中间位置，从上到下主要产层分别为泉头组、登娄库组、沙河子组以及火石岭组。该区块储层物性较差，是典型的致密低渗透-超低渗透砂岩及火山岩储层，并且各个层位压力系数偏低[8，9]，局部发育有天然裂缝，因此在施工过程中容易发生工作液漏失，从而引起严重的水锁伤害。以城深6区块城深X井为例，在钻完井过程中为保持井口压力稳定，使用了大量的压井液，并发生了大量的压井液漏失，此外，还有钻井液、少量射孔液，特别是完井过后进行压裂投产，大量压裂液泵入地层，破胶后滤失进入储层孔喉引起了较为严重的水锁伤害[10，11]。

水锁伤害的本质就是毛细管力的存在，毛管压力越大，水锁伤害越严重。因此有必要分析毛细管力的产生机理，讨论影响毛细管力的影响因素[12，13]，从而进一步对比各种工作液产生的毛管压力大小，分析变化趋势，从而指导工作液优选。由于条件限制，并未能取得钻井液样品，但取得了1种压井液、3种压裂液体系样品以及3个层位的岩心，故可以对比分析各个层位的毛管压力大小，然后根据实验结果指导压裂液体系的优选，分析压井液的作用。

1 实验原理

1.1 毛细管现象

在一个大的容器中，静止液体的表面一般是平面。但在特殊情况下，例如毛细管中，由于液体和固体间相互润湿，液体会沿固体表面延展，使液-气相间的界面是一个弯曲表面。对于形状简单的弯曲液面（见图1），其压强的方向与液面的凹向一致，曲面附加压力的大小由拉普拉斯方程确定，即为：

式中：Pc－曲面的附加力，Pa；σ－气液两相界面张力，mN/m；R1、R2－任意曲面的两个主曲率半径，mm。

图1 任意弯曲界面的附加压强

这种曲面附加压力在大的容器中是可以忽略的，只有在细小毛细管中不能忽视，因此常称这种附加压力为毛管压力。油气藏中的岩石喉道就可以看为毛细管，在喉道中会发生毛细管现象。亲水毛管中的油气界面（毛管压力为阻力）（见图2），一般认为弯曲界面为球面，因此曲率半径R1=R2=R，带入式（1）可得：

从图2可得到：

式中：r-毛管半径，mm；θ-润湿接触角，°。

联合式（2）和式（3）可得毛管压力计算公式：

图2 亲水毛管中的油气界面

可以看出，气藏岩石毛管压力主要由孔喉半径、表面张力（气液界面张力）以及润湿角（亲水性）大小决定。孔喉半径越小，毛管压力越大；表面张力越大，接触角越小（越容易润湿），则毛管力也越大。并且毛管力越大，从理论上讲，储层的水锁伤害更严重，因此可以求得毛管压力大小，来反映水锁伤害的潜在大小。而且，以上3个影响参数是可以通过实验测得的。不同工作液含有的表面活性剂等添加剂不一样，因此其表面张力不一样，并且不同的工作液进入储层还可以改变岩石的润湿角，甚至改变其润湿性，因此工作液对毛管压力的影响是一个复杂的过程。

1.2 表面张力测定

通过高温表面张力仪可测得地层温度条件下的液体（工作液）表面张力[14]。表面张力是指液体表面层由于分子引力不均衡而产生的沿表面作用于任意界线上的张力。界面张力指的是不相溶的两相间的张力，而表面张力是界面张力的一种特殊形式，是指气-液或气-固界面间的张力。液体表面张力测量原理是基于Wilhelmy白金板法，当感测白金板浸入到被测液体后，白金板周围就会受到表面张力的作用，液体的表面张力会将白金板尽量地往下拉。当液体表面张力及其他相关的力与平衡力达到均衡时，感测白金板就会停止向液体内部浸入。这时候，仪器的平衡感应器就会测量浸入深度，并通过软件将它转化为液体的表面张力。

实验室内，只能测得液体与空气间的表面张力，而很难测定液体与地层内天然气之间的表面张力，但事实上二者测量值几乎一样，可以近似处理。高温表面张力仪的测量范围：0～500 mN/m；温控范围：室温～400℃；测试数据精确，重复性好。

1.3 润湿角测定

利用QPatch全自动光学接触角测试仪来测定储层岩石的水润湿角[15]。在固体水平平面上滴一液滴，固体表面上的固－液－气三相交界点处，其气－液界面和固－液界面两切线把液相夹在其中时所成的角即为接触角（见图3），而这里的接触角就等于储层喉道中的水润湿角。当接触角小于90°时，岩石亲水；接触角等于90°时，岩石呈中性；接触角大于90°时，岩石亲油。一般情况下储层岩石是亲水的。

图3 液体在固体表面的接触角

光学接触角测量仪可以记录液滴图像并且自动分析液滴的形状，并自动经过气液固三相交点对液滴表面作切线，自动读出接触角大小，其读数精度为±0.1°。为保证实验数据准确，要求实验岩样制成平整的薄片。

1.4 孔喉半径测定

压汞法是研究孔隙结构常用的手段，通过压汞法来测定岩石孔喉平均半径。其原理是汞对一般固体不润湿，欲使汞进入孔喉需借助氮气施加外压，外压越大，汞能进入的孔半径越小。根据不断进汞，得到不同的含汞饱和度及其对应的毛管压力，得到压汞曲线[16]。由于汞和氮气的表面张力是固定的，润湿角也是固定的，因此基于式（4）可以把毛管压力换算成毛管半径，从而得到毛管半径与含汞饱和度的变化曲线，再结合退汞曲线，就可以求得储层岩石样品的平均孔喉半径。

图4 岩心压汞法毛管压力曲线

压汞法最大的优点是测量速度快，对样品的形状及大小要求不严。目前所用压汞仪使用压力最大约为200 MPa，可测孔范围：0.006 4 μm～>950 μm（孔直径），基本满足实验要求（见图4）。

2 实验方案

测定毛管压力的实验是基于工作液以及岩心样品进行的。以王府气田城深6区块城深X井为例，在该井登娄库组、沙河子组以及火石岭组储层分别取得若干岩心，并取得所在区块普遍使用的压井液样品，以及在该区块使用过的3种胍胶压裂液体系，分别为ZX49速溶胍胶压裂液、JK1002羧甲基胍胶压裂液以及羟丙基胍胶压裂液。无论是这3种压裂液体系的基液配方，还是交联液以及破胶剂配方皆完全不同。因此分别评价压井液以及这3种压裂液体系分别对以上3个层位的储层毛管压力的影响，借以定性比较分析各个层位的水锁潜在伤害大小，并且在一定程度上可以指导压裂液体系的选择。

虽然城深X井为气井，但井口有极少量见油的情况，因此首先对现场取样岩心进行洗油，处理方法为甲苯抽提。全尺寸岩心钻取的标准柱状岩心（直径2.5 cm）的长度在10 cm以上，认为这个柱状岩心的储层性质基本一致，可以在其基础上获得压汞实验所需的柱状岩心（4 cm～5 cm）以及测表面张力所需的岩心薄片。为模拟现场实际情况，按如下实验步骤进行：（1）先对岩心薄片用模拟地层水浸泡48 h，然后烘干进行水润湿角测定，并测得模拟地层水在3个井层对应温度下的表面张力；（2）将岩心薄片在压井液中浸泡6 h（见图5），然后烘干测岩心薄片的水润湿角，并测得压井液在3个井层对应温度下的表面张力；（3）配制3种压裂液的破胶液，并浸泡岩心薄片6 h（见图6），烘干后测其水润湿角，并测得3种压裂液在3个井层对应温度下的表面张力；（4）基于岩心压汞实验测得不同层位岩心的平均孔喉半径。以上实验涉及3个层位以及3种压裂液体系，因此对应9组实验数据，即可以算出9组毛管压力值。

图5 城深6区块使用的压井液样品

图6 压井液浸泡

为了对比分析压井液对于改变储层毛管压力的作用，设计相应的参照实验，在实验过程中，减少压裂液浸泡的环节。地层水浸泡24 h后测得相关数据后，直接利用压裂液破胶液浸泡6 h（见图7）。同样对应的是3个层位以及3种压裂液体系，即对应9组毛管压力值。

图7 压裂液破胶液浸泡

3 实验结果及分析

3.1 基础实验数据

实验测定了储层孔喉平均半径、不同工作液的表面张力以及不同工作液浸泡后的岩心润湿角，相关数据（见表1）。由孔喉半径数据可以看出，埋藏最深的火石岭组储层孔喉半径最大，达到了微米级，平均为1.26 μm，其次为沙河子组，孔喉半径平均为0.14 μm，最小为登娄库组，其孔喉半径平均仅为0.044 μm。储层孔喉发育程度是决定水锁潜在伤害程度的首要因素，而火石岭组的孔喉比登娄库组发育得多，其孔喉半径是后者的30倍左右。因此从理论上来讲，登娄库组的毛管压力比火石岭组要大，水锁伤害也要更严重一些。

分析润湿角可以看出，在储层原始条件下，城深X井登娄库组储层的润湿角平均为13.6°，呈较强亲水性，沙河子组和火石岭组储层几乎呈完全水润湿（润湿角接近为0）。经过压井液浸泡后，各个储层的岩心的润湿角都得到了极大的改变，润湿角增幅都在50°～80°，可见压井液浸泡后使储层的水润湿性大幅减弱，但并未使储层发生润湿反转。对于油藏，发生水润湿反转将不利于驱油，而气藏发生水润湿反转是有利的。然后，压裂液浸泡后可以发现各个储层润湿角都减小，使储层反而更加亲水，润湿角降幅最多达到60多度，但与最开始储层的强亲水以及完全润湿相比，亲水性还是有所减弱的。

表1 孔喉半径、表面张力以及润湿角实验数据

在原始条件下，储层中只有地层水，测得登娄库组、沙河子组以及火石岭组的表面张力分别为60.2 mN/m、57.0 mN/m以及55.9 mN/m，可以看出随温度的增加，表面张力有一定减小的趋势。相应地，可以测得压井液的表面张力明显小于地层水，因为压井液中含有防膨剂、表面活性剂、增黏剂等添加剂，这些物质（特别是表面活性剂）对于减小表面张力，改善工作液表面性能是有利的。同样，压裂液中也含有能改变表面性能的添加剂，并且3种压裂液在各个层位温度条件下的表面张力相对于压井液都有一定程度减小，减小程度介于10 mN/m～20 mN/m。

3.2 工作液对毛管压力的影响

毛管压力是多种因素影响的结果，工作液进入储层将同时改变储层的表面张力以及润湿角。压井液浸泡后，各层位液体表面张力都降低，润湿角都升高，根据式（4），可以判断压井液浸泡后储层毛管压力将降低。但这并不是说压井液进入储层反而降低了水锁伤害，因为这是与原始地层中存在较严重水锁的情况相对比的，而原始储层含水饱和度一般低于束缚水饱和度，因此原始储层一般不会发生水锁。由表2可知，压井液进入储层后毛管压力仍然很大，其中登娄库组平均为722 kPa，沙河子为202 kPa，就连储层孔喉相对发育的火石岭储层毛管压力仍达到了13 kPa，因此大量压井液的漏失仍然会引起较为严重的水锁伤害。从表1可以看出，压裂液浸泡后，表面张力相比于前者降低，但润湿角同时也降低，因此毛管压力的变化需要具体分析。但从表2可以看出，压裂液浸泡后，总体上毛管压力有一定上升，因此有必要研究毛管压力上升的程度。

表2 各井层毛管压力计算值

利用压裂液毛管压力改变率这个参数来对比各种压裂液的性能，该值越小，说明对应的压裂液体系使毛管压力增加的越少，其性能越优异，越有利于减小储层发生水锁的程度，压裂液毛管压力改变率用下式计算：

不同层组、不同压裂液类型对应的基于压井液的压裂液毛管压力变化率（见图8），可以看出，在登娄库组，毛管压力改变率较为接近，大小关系为：ZX49速溶胍胶>JK1002羧甲基胍胶>羟丙基胍胶。在沙河子组中，ZX49速溶胍胶以及羟丙基胍胶压裂液都使储层毛管压力有一定程度上升，反而JK1002羧甲基胍胶压裂液使储层毛管压力下降了37%。同样，在火石岭组中，JK1002羧甲基胍胶压裂液使储层毛管压力有少量下降，而另外两种压裂液很大程度增大了储层毛管压力，其中ZX49速溶胍胶压裂液使毛管压力上升了400%，这对储层是较为不利的。综合来看，JK1002胍胶压裂液体系能够较好地抑制各个层位储层毛管压力的上升。因此，从减少水锁伤害的角度来讲，JK1002羧甲基胍胶压裂液体系在这三种压裂液类型中是最优的。

图8 各种胍胶压裂液浸泡后毛管压力变化率

从纵向上看，无论是压井液浸泡后，还是压裂液浸泡后，各层位的毛管压力大小顺序是：登娄库组>沙河子组>火石岭组，证明了储层孔喉发育程度是决定水锁潜在伤害程度的首要因素。

3.3 对照实验

为进一步分析压井液在中间扮演的角色，故设置对照组实验，在用地层水浸泡后直接用压裂液浸泡，测得其润湿角，相关实验数据（见表3）。对比分析可知，在各个层组，如果在压裂液浸泡之前对岩心进行压井液浸泡，则有利于增大润湿角，这对减少水锁伤害是有利的。而且这3种压裂液浸泡后都有近似的变化趋势，这说明压井液有利于促进储层亲水性的减弱是普遍的趋势，这可能是压井液中含有表面活性剂等添加剂的缘故。因此，前期压井液的使用，对于压裂液大量进入储层后减少储层水锁伤害是有利的。

表3 测得的润湿角数据对比

4 结论

（1）从理论上揭示了毛细管现象，推导了储层毛管压力的计算公式，并分析了毛管压力的影响因素。

（2）介绍了表面张力、润湿角、储层孔喉半径的实验原理以及测量方法。设计了3个层位以及3种压裂液体系的实验方案。

（3）各层位的毛管压力大小顺序是：登娄库组>沙河子组>火石岭组，储层孔喉发育程度是决定水锁潜在伤害程度的首要因素。

（4）JK1002胍胶压裂液体系能够较好地抑制各个层位储层毛管压力的上升。从减少水锁伤害的角度来看，JK1002羧甲基胍胶压裂液体系在三种压裂液类型中是最优的。

（5）对比分析可知，压井液有利于促进储层亲水性的减弱，而使压裂液进入储层后使储层岩石亲水性变得更弱。

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Experimental research of influencing factors on capillary pressure in tight low-permeability formation in Wangfu gasfield

WANG Zhichao
（PetroChina Jilin Oilfield Company，Songyuan Jilin 138000，China）

Water blocking is one of the major types of damage to tight low-permeability gas reservoir,which adversely affects the developing effect.It is known that capillary pressure is a key factor to influence the degree of water blocking.In this paper,the mechanism of producing capillary pressure is analyzed.Then the computational formula of capillary pressure in reservoir is deduced,and the influencing factors are discussed.Based on obtained drilling cores and operating fluid,a set of experiment scheme aimed at different reservoir layers and different combination of operating fluid systems is finished.After analyzing the experimental results,we can find that the longitudinal rank of capillary pressure in well Chengshen X atWangfu gasfield is as follows,Denglouku formation>Shahezi formation>Huoshiling formation,and it can be found that water blocking in Denglouku formation will be more serious theoretically.From the view of decreasing water blocking,carboxymethyl guar gum fracturing fluid of JK1002 is most excellent between these three sorts.Finally,it is proved that the well killing fluid can help to reduce the hydrophilicity of reservoir,then reservoir will be much less hydrophilic after a large amount of fracturing fluid enters.

low permeability；gas reservoir；water blocking damage；capillary pressure；well killing fluid；fracturing fluid

P618.13

A

1673-5285（2017）02-0017-07

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.02.005

2016－12-26

国家油气科技重大专项资助项目，项目编号：2011ZX05054。

王志超，男（1982-），工程师，毕业于大庆石油学院，现主要从事采气工艺技术研究工作。