大北-克深区块致密砂岩气藏水锁伤害防治

江 昀，杨贤友，李 越，石 阳，许国庆，余 玥

1)中国石油勘探开发研究院， 北京 100083；2)中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459；3)中国石油西南油气田分公司川中油气矿，四川遂宁 629000

【环境与能源/EnvironmentandEnergy】

大北-克深区块致密砂岩气藏水锁伤害防治

江 昀1，杨贤友1，李 越2，石 阳1，许国庆1，余 玥3

1)中国石油勘探开发研究院， 北京 100083；2)中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459；3)中国石油西南油气田分公司川中油气矿，四川遂宁 629000

针对大北-克深区块致密砂岩储层易发生水锁伤害从而降低气井产能，研究目标区块水锁伤害机理及相应防治措施．基于气相相对渗透率建立水锁指数(water block index, WBI)，分析水锁伤害程度及其影响因素，优选耐高温表面活性剂体系防治水锁伤害．结果表明，目标区块岩心水锁伤害程度属强水锁型(平均WBI为69.8%)，基质渗透率、驱替压力均与 WBI呈负相关，含水饱和度、黏土矿物含量、流体黏度和表面张力均与WBI呈正相关，优选出耐温复配表面活性剂体系JY-2(由质量分数为0.05%的FC-25和质量分数为15%的甲醇组成)和JY-3(由质量分数为0.5%的HSC-25和质量分数为15%的甲醇组成)，JY-3效果更好，可将目标区块岩心水锁指数 WBI从66.2%降至28.4%，达到解除水锁伤害目的．

水锁伤害；气相相对渗透率；水锁指数；水锁影响因素；耐高温复配表面活性剂；解除水锁

致密砂岩气藏拥有巨大开发潜力，是未来中国非常规油气发展的重点，但其单井自然产能低，需要通过一定技术措施达到实现经济开采[1]．增产改造过程中会出现一系列储层伤害问题(如微粒运移伤害、流体不配伍和水锁伤害等)，尤其当储层为高温高压环境时，问题变得更复杂，严重限制了致密砂岩气藏的有效开发．

大北-克深区块位于塔里木盆地北部，目的层巴什基奇克组以细粒长石岩屑砂岩为主，岩屑砂岩、岩屑长石砂岩次之．储集空间包括残余原生粒间孔、溶孔、溶蚀缝和微孔隙等．储层内发育高角度裂缝，裂缝内方解石和白云石为主要充填矿物．黏土矿物总量约14.1%～19.2%，相对含量最高的为伊利石(67%～74%)，其次为伊蒙混层(16%～22%)，最少为绿泥石(5%～13%)．伊利石和蒙脱石大量存在会导致束缚水饱和度增加，孔隙半径变小，气体渗流阻力增大，储层存在潜在水锁伤[2-4]．基质渗透率为0.01×10-3～0.50×10-3μm2，孔隙度为2.09%～7.91%，压力系数为1.54～1.65，地温梯度为0.021 ℃/m(储层埋深为5 500～7 500 m，温度为150～170 ℃)，平均孔喉半径为0.1 μm，属于高温高压低孔低渗致密砂岩储层．

针对水锁伤害问题，文献[5-8]开展了大量室内实验和现场应用研究．基于核磁共振技术研究的渗吸机理表明，水锁伤害主要原因为高毛管力[9]，其影响因素包括渗透率、润湿性和温度等[10]．基于上述研究成果，大量防水锁体系相继提出，包括降低表面张力[11]，改变润湿性[12-16]和降低含水饱度[17-20]等．

本文以塔里木盆地大北-克深区块6口井岩心样品为研究对象，基于气相稳态法渗流模型建立水锁指数(water block index, WBI)，分析水锁伤害程度及其影响因素，优选耐温复配表面活性剂体系进行水锁伤害防治．

1 实验样品及仪器

实验样品：25块岩心(直径为2.54 cm，长为4.06～5.08 cm) 取自大北-克深区块6口井(5 850.3～5 885.8 m)；4种表面活性剂均购自美国3M公司．

实验仪器：DCAT11表面张力测试仪；DSA-30润湿角测定仪；自制自吸实验装置；高温高压酸化反应模拟装置；转向均匀酸化多功能驱替模拟装置．

2 实验方法

2.1 水锁伤害评价实验

选取11块岩心测定气相相对渗透率，建立WBI评价水锁伤害程度．实验步骤如下：① 岩心置于烘箱中，温度为50 ℃，持续24 h；② 取出岩心，称其干质量m0， 按式(1)计算初始气相渗透率K0； ③ 岩心置于夹持器中，使用模拟地层水持续驱替12 h，称其湿质量m1； ④ 连续注入N2驱替50～60 h，直到岩心质量变化小于3%，每隔0.5～1 h记录岩心质量(mi，i=2,3,…,n)， 按式(2)计算不同时间含水饱和度Sw； ⑤ 参照行业标准SY/T 5345—2007，根据非稳态法计算不同含水饱和度下气相渗透率Ki；⑥ 按式(3)计算水锁指数WBI，评价水锁伤害程度，并绘制含水饱和度Sw与气相相对渗透率Krg关系曲线．

(1)

(2)

(3)

其中，mi为不同时间记录的岩心质量(单位：g)；Qg为气体流速(单位：cm3/s)；μg为气体黏度(单位：mPa/s)；L为岩心长度(单位：cm)；A为岩心横截面积(单位：cm2)；pinlet和poutlet分别为入口及出口压力(单位：MPa)；WBI为水锁指数(单位：%)；K0为岩心初始气相渗透率(单位：μm2)；Kn为束缚水饱和度下气相渗透率(单位：μm2)．

WBI介于0～30%，水锁伤害程度弱；WBI介于30%～60%，水锁伤害程度较弱；WBI介于60%～90%，水锁伤害程度强；WBI为90%以上，水锁伤害程度极强．

2.2 耐温复配表面活性剂体系优选

选用DCAT11表面张力测试仪，根据铂金板法，在25 ℃下测试4种表面复配体系表面张力；选用DSA-30润湿角测定仪，根据接触角法在25 ℃下测定岩石润湿角，观察岩心原始状态和添加表面活性剂后润湿性能；选用自制岩心自吸实验装置(图1)通过岩心含水饱和度变化规律，判断解水锁剂是否能够缩短排液时间．

图1 自发渗吸实验装置Fig.1 (Color online) Experimental apparatus of spontaneous imbibition

2.3 水锁伤害解除实验

利用优选的复配表面活性剂进行水锁伤害解除评价实验，步骤如下：① 25 ℃下岩心用模拟地层水进行抽真空饱和；② 岩心装入岩心夹持器内，电加热套升温至160 ℃，沿气测的反方向注入2倍孔隙体积的复配表面活性剂，密闭冷却岩心至25 ℃；③ 取出岩心，用试纸将岩心表面流体吸干，称量岩心湿质量；④ 岩心放入岩心夹持器内，25 ℃下正向持续注入N2驱替，至岩心质量不再变化，测量不同含水饱和度下气相相对渗透率．

3 结果与讨论

3.1 水锁指数

选取11块岩心进行水锁伤害评价实验，岩心物性参数及水锁指数如表1，Swir为初始含水饱和度．由表1可见，岩心孔隙度为2.09%～7.91%，平均孔隙度为5.04%，渗透率为0.011×10-3～0.424×10-3μm2，平均渗透率为0.098×10-3μm2，属低孔低渗岩心．水锁指数为45.52%～87.50%，平均水锁指数为69.8%，属于强水锁型．

表1 岩心物性参数及水锁指数

3.2 影响因素

3.2.1 含水饱和度

Krg在不同Sw下计算结果如图2．由图2可见，当Sw介于40%～80%时，Krg随Sw增加显著降低，曲线呈下凸状；当Sw介于80%～100%时，Krg变化幅度不大，均小于15%．水锁伤害程度随Sw的增加呈现先增加后趋于稳定的规律．

图2 岩心气相相对渗透率测试结果Fig.2 (Color online) Krg of 11 cores under different Sw

3.2.2 基质渗透率

分别测定3#、11#和18#岩心(渗透率分别为0.424×10-3、0.016×10-3和0.031×10-3μm2)的Krg和WBI，结果如图3．由图3可见，岩心基质渗透率越高，Krg越高，WBI越低．这是由于基质渗透率越高，相应孔喉半径越大，毛管力越小，侵入流体更容易被驱替，滞留流体更少，水锁伤害程度越低．

图3 3#、8#和11#岩心气相相对渗透率及水锁指数Fig.3 (Color online) Krg and WBI of 3#, 8# and 11#

3.2.3 黏土矿物含量

分别测定基质渗透率相近、黏土矿物质量分数为14.9%、20.1%和23.6%的6#、7#和11#岩心的Krg以及WBI，结果如图4．由图4可见，黏土矿物质量分数越高(尤其是伊利石及伊蒙混层质量分数高)，水锁伤害程度越大．这是由于丝状伊利石和蒙脱石的强吸水作用导致束缚水饱和度高，增大了流体运移难度，造成流体滞留．

图4 6#、7#和11#岩心气相相对渗透率及水锁指数Fig.4 (Color online) Krg and WBI of 6#, 7# and 11#

3.2.4 驱替压力

选用岩心物性相近的4#和5#岩心，对比不同驱替压力(1 MPa和2 MPa)对水锁伤害程度影响，结果如图5．由图5可见，当驱替时间足够长，5#岩心Sw下降速率快于4#，即驱替压力影响排液时间，驱替压力越大，Sw越低，水锁伤害程度越低．

图5 4#和5#岩心含水饱和度曲线Fig.5 (Color online) Water saturation curves of 4# and 5#

3.2.5 注入流体类型

选取15#、16#和25#岩心，对比注入不同流体水锁伤害程度，结果见表2．由表2可以看出，3种流体对渗透率伤害程度依次为：表面活性剂JY-2<模拟地层水(A)<胍胶压裂液滤液(B)．影响流体性质主要因素为黏度(μ)和表面张力(σ)， 黏度越高，表面张力越大，毛管力越大，侵入流体越难排出．

表2 不同驱替流体水锁指数

根据水锁伤害程度评价结果以及对水锁指数影响因素分析可知，基质渗透率和驱替压力与水锁指数呈负相关，含水饱和度、黏土矿物质量分数、流体黏度和表面张力与水锁指数呈正相关．

3.3 复配表面活性剂体系优选

根据拉普拉斯公式可知，在孔喉尺寸不发生变化前提下，毛细力与表面张力和润湿角均呈线性关系．解除水锁伤害主要从改变润湿性和降低表面张力两个角度出发．结合大北-克深区块储层地质特征，选取的表面活性剂需要满足如下要求：① 低表面张力(30 mN·m-1以下)；② 将岩石由水湿转为中性润湿(75°～105°)，并使长时间保持相对稳定的润湿性；③ 良好耐温性能(160 ℃以上)和耐盐性能；④ 起泡性低．据此初步选择氟碳表面活性剂(FC4430和FS-31)、阳离子表面活性剂(HSC-25)和生物表面活性剂(F108)共4种耐温表面活性剂进行测试．采用表面活性剂与甲醇类复配体系(表面活性剂降低表面张力并改变岩心润湿性，大幅度降低毛管力；甲醇在较短时间内将储层内流体蒸发，降低含水饱和度)．4种体系配方分别为：① JY-1，由质量分数为0.05%的FC4430和质量分数为15%甲醇组成；② JY-2，由质量分数为0.05%的FS-31和质量分数为15%甲醇组成；③ JY-3，由质量分数为0.5%的HSC-25和质量分数为15%甲醇组成；④ JY-4，由质量分数为0.5%的F108和质量分数为15%甲醇组成．

3.3.1 表面张力测试

将高温反应后样品与室温下样品表面张力进行对比，如表3．由表3可见，4种复配表面活性剂均能满足耐温需求，在180 ℃下能够长期保持良好的活性，能满足要求，且与室温样品相比，表面张力略有提升．

表3 复配表面活性剂表面张力

3.3.2 润湿性测试

复配表面活性剂在岩心表面吸附方式主要为定向吸附．极性基朝向固体，疏水基朝向气体，从而吸附在固体表面并形成定向排列的吸附层，使自由能较高的固体界面转化为低能界面，达到改变润湿性目的．测试结果如图6．从图6可以看出，JY-1和JY-4可将水湿岩石(润湿角20°～30°)润湿角增大至60°～65°，JY-2和JY-3可将润湿角增大至70°～78°，JY-2和JY-3改变润湿性的性能优于JY-1和JY-4．

图6 添加表面活性剂前后润湿性结果Fig.6 (Color online) Wettability before and after adding surfactants

3.3.3 自发渗吸实验

针对不同储层岩心的孔隙度、孔喉尺寸及形状不同问题，自吸实验选用对比含水饱和度与时间关系曲线，对比模拟地层水(A)、复配表面活性剂JY-2/JY-3与模拟地层水混合液(B)以及预处理体系JY-2/JY-3+混合液B(C)3种情况下岩心自发渗吸曲线，结果如图7．由图7可见，使用B和C均能使自吸速率和自吸平衡含水饱和度降低，自吸进入储层流体质量减少，对自吸过程起抑制作用．

结合表面张力测试，润湿性测试和自发渗吸实验结果，优选耐温复配表面活性剂体系JY-2和JY-3，进行水锁伤害防治评价．

图7 21#和22#岩心自发渗吸曲线Fig.7 (Color online) Spontaneous imbibition results of 21# and 22#

4 水锁伤害

注入JY-2和JY-3后，测定相应水锁指数变化，结果如图8．由图8可见，注入JY-2后，WBI由62.6%降至42.4%，水锁伤害程度属于较弱型；注入JY-3后，WBI由66.2%降至28.4%，属于弱水锁型，即注入JY-3能达到防治水锁伤害目的．

图8 JY-2和JY-3的水锁指数Fig.8 (Color online) WBIs of JY-2 and JY-3

5 结 论

综上研究可知：

1)根据水锁指数评价水锁伤害程度，得到目标区块岩心水锁伤害程度达70%，属于强水锁型．

2)含水饱和度越低、渗透率值越大、黏土矿物含量越少、表面张力越小、驱替压力越大，水锁伤害程度越低．

3)通过表面张力测试，润湿性测试和自发渗吸实验优选耐温复配表面活性剂体系JY-2(由质量分数为0.05的FS-31和质量分数为15%的甲醇组成)和JY-3(由质量分数为0.5%的HSC-25和质量分数为15%的甲醇组成)，注入JY-3后，水锁指数由66.2%降至28.4%，可由强水锁型转变为弱水锁型，能达到防治水锁伤害目的．

引文：江 昀，杨贤友，李 越，等． 大北-克深区块致密砂岩气藏水锁伤害防治[J]. 深圳大学学报理工版，2017，34(6)：640-646.

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【中文责编：晨兮；英文责编：天澜】

2017-03-18；Revised2017-08-22；Accepted2017-09-18

Professor Yang Xianyou．E-mail: yangxianyou@petrochina.com.cn

SolutionsforwaterblockdamageoftightgasreservoirsinDabei-Keshenarea

JiangYun1,YangXianyou1,LiYue2,ShiYang1,XuGuoqing1,andYuYue3

1) Research Institute of Petroleum Exploration & Development, PetroChina, Beijing 100083, P.R.China2) CNOOC(China)Co. Ltd. Tianjin Branch, Tianjin 300459, P.R.China3) Chuanzhong Division of PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Suining 629000, Sichuan Province, P.R.China

Water block damage is likely to occur in tight gas reservoirs of Dabei-Keshen area and decreases production of gas wells. In order to investigate the mechanisms of water block and the corresponding measures, the water block index (WBI) is developed to appraise the damage degree of water block in approach of relative gas permeability, and composite surfactant system is optimized to clean up effects of water block damage through interfacial tension tests, wettability tests and spontaneous imbibition experiments. The results and conclusions are as follows: the average WBI for core samples from the targeted zone is 69.8%, belonging to the type of strong damage of water block. Sensitivity analysis shows matrix permeability and displacement pressure are in negative correlation with WBI, while water saturation, content of clays, fluid viscosity and interfacial tension are in positive correlation with WBI. In this work, thermo-stable surfactant systems JY-2(0.05% FS-31+15% methanol) and JY-3(0.5% HSC-25+15% methanol) are developed. JY-3 performs better in reducing WBI from 66.2% to less than 28.4%. Surfactants in the composite system contributes to reducing the interfacial tension and altering wettability, and methanol is beneficial to reducing water saturation through accelerating evaporation shortly. The synergy effect promotes the cleanup process of water block damage. The found mechanisms of water block damage and numerous experimental data provide us valuable insight on the economic and efficient development of gas fields.

water block damage; relative gas permeability; water block index; sensitivity analysis; thermo-stable composite surfactant system; cleanup of water block

Foundation：National Science and Technology Major Project of China (2011ZX05046005)

：Jiang Yun, Yang Xianyou, Li Yue, et al．Solutions for water block damage of tight gas reservoirs in Dabei-Keshen area[J]. Journal of Shenzhen University Science and Engineering, 2017, 34(6): 640-646.(in Chinese)

TE 355

A

10.3724/SP.J.1249.2017.06640

国家科技重大专项资助项目(2011ZX05046005)

江 昀(1990—)，男，中国石油勘探开发研究院博士研究生．研究方向：储层改造．E-mail：jiangyun119@petrochina.com.cn