吉林油田某凝析气藏区块水锁损害评价及解锁研究

赵法军, 田哲熙, 张宇飞, 张新宇, 安 毅

(东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318)

我国低渗透油田储量约占全国总石油资源的30%，合理开采低渗透油气田对我国石油工业持续稳定发展具有重要意义[1-2]。在低渗透油、气层开发过程中水锁损害现象普遍存在，通常表现为大量水基工作液进入地层后无法及时排除，导致含水饱和度增加，油、气相渗透率下降。因此，研究水锁损害现象的影响因素，寻找解除水锁损害的方法，对改善低渗透油气藏的开发至关重要[3-5]。本文通过吉林油田凝析气藏储层岩心室内水锁损害实验，根据储层岩心的气相渗透率随含水饱和度的变化程度，定量评价岩样水锁程度，分析造成水锁效应的主要原因，在实验评价基础上寻找解除水锁伤害的合理方法[6]。

1 岩石物性与孔喉结构特征

研究区储层多为砂岩储层，岩性以石英砂和泥质岩屑砂岩为主，黏土矿物质量分数高达10%，储层胶结物绝对含量达到10.9%。图1为吉林油田研究区储层扫描电镜(型号QUANTA FEG 450)照片，从图1可以看出，该储层以伊利石、高岭石和伊/蒙混层为主，粒间孔隙多存在于伊利石和伊蒙混层中，溶孔较发育，孔喉类型为变窄的孔隙，总面孔率仅5%～8%，孔隙之间连通性不好。储层岩心孔隙度最小为1.06%，最大为14.63%，平均为7.66%；渗透率最大为13.646 1×10-3μm2，最小为0.000 5×10-3μm2，平均为1.518 9×10-3μm2。恒速压汞实验证明，实验岩心的排驱压力较高，为0.053～0.363 MPa，平均为0.190 MPa，平均孔隙半径中值为0.259 μm，最大孔喉半径集中在1.6～6.3 μm，渗透率贡献值高达70%以上。由此可见，研究区储层具有渗透率低，孔径小，喉道窄的特点，属于典型的低孔低渗砂岩油气藏。

图1 吉林油田研究区储层扫描电镜照片

Fig.1ReservoirscanningelectronmicrographofJilinoilfieldresearcharea

2 实验方法及结果分析

2.1 实验方法

岩心经过洗油、烘干、称重和抽真空后，测得干岩心的孔隙度和绝对渗透率Kp，真空条件下通过饱和地层水来模拟外来流体进入岩心，并造成水锁伤害，再用N2恒压驱替建立束缚水饱和度后，测量不同束缚水饱和度下的气相渗透率Ki，并与之前干岩心的绝对渗透率对比，来评价水锁损害下岩心渗透率的损害程度。

岩心的气测渗透率，即气体的有效渗透率公式为：

(1)

式中，Ki为气测渗透率，μm2；p0为标准大气压，MPa；Q0为大气压p0下通过岩心的空气流量，cm3/s；μ是气体黏度，不同温度下进行换算，mPa·s；p1、p2为岩心两端入口及出口压力，MPa，出口压力为1标准大气压。

岩样的液锁损害程度，即岩心液锁后的渗透率相对于岩心原始渗透率的降低程度，用液锁损害指数I表示液锁伤害对岩心渗透率的影响[7]，公式为：

I=(Kp-Ki)/Kp

(2)

2.2 实验结果及分析

对吉林油田气井水锁伤害进行了水锁伤害室内评价工作，根据式(1)、(2)计算出储层7块岩心的水锁伤害实验结果，见表1。

储层岩心孔隙度最小为1.37%，最大为13.50%，平均为7.97%；渗透率最大为4.503 0×10-3μm2，最小为0.000 5×10-3μm2，平均为0.870 8×10-3μm2，同一储层的渗透率随着孔隙度的增大而增大，区块不同层位的岩心受地层水伤害后，渗透率有不同程度的下降，最高伤害率达到98%；岩心水锁伤害率为65%～98%，平均为83.5%，水锁伤害程度属于中等～强。

表1 岩心的水锁伤害实验结果Table 1 Core water lock damage test results

3 水锁损害影响因素

水锁效应是造成凝析气藏产能下降的主要因素之一，国内外普遍认为水锁损害影响因素包括：储层孔隙结构、黏土矿物类型及含量和含水饱和度[8-9]。

3.1 储层孔隙结构

研究表明，储层中毛细管力自吸作用是引起水锁的主要原因。将毛细管中弯液面两侧润湿相和非润湿相之间的压力差称为毛细管力，式(3)为毛细管力计算公式，由式(3)可以看出,毛细管力与多孔介质的半径r成反比。

(3)

式中，pc为毛细管力，mN；σ为界面张力，mN/m；r为毛细管半径，m；θ为润湿角，(°)。

图2为同一储层的S1-1、S1-2和S2-1井岩心水锁前后渗透率变化。由图2可知，S1-1井岩心绝对渗透率最大，渗透率伤害率最小，而S2-1井岩心绝对渗透率最小，渗透率伤害率最大，整体趋势为孔喉半径越小，渗透率越小，损害率越高。在油气藏开发工程中，岩心中液体将逐渐从由大至小的毛管中排空，当驱替压力小于毛细管最细端对应的最大毛细管力时，无法驱替出堵塞在毛细管中的水，从而导致气相渗透率降低，最终导致水锁发生。实验岩心平均孔隙半径中值为0.259 μm，由于孔喉半径很小，对应的毛细管力很大，当外来流体进入孔隙后，更易受到毛细管力的自吸作用而进入微小孔隙，加深水锁伤害程度，导致渗透率急剧降低。

图2 同一储层S1-1、S1-2和S2-1井岩心水锁前后渗透率变化

Fig.2ChangesofpermeabilitybeforeandaftercorewaterlockinwellsS1-1,S1-2andS2-1ofthesamereservoir

3.2 黏土矿物类型、含量及微结构特征

研究表明，当泥质绝对含量超过7%时，不同黏土矿物类型及含量对渗透率会产生不同的影响[10-11]。对实验岩心进行X衍射分析，结果见表2。由表2可知，研究区储层中黏土矿物含量高达10%，以伊利石、高岭石和伊/蒙混层为主，伊利石含量为17%～61%，高岭石平均含量为55.6%，伊蒙混层中伊利石平均含量占75%。

表2 岩心黏土矿物含量分析结果Fig.2 Core clay mineral content analysis results

续表2

注：表中“/”表示未检测出该物质。

图3为C8-1、F4-1、Y6-1、L7-1井储层岩心水锁前后渗透率变化情况。由图3可知，岩心水锁程度受黏土矿物类型及含量影响，敏感性矿物伊利石含量高达61%的L7-1井岩心渗透率伤害率最高，为91.98%。伊利石具有强水敏感性，吸水膨胀后导致气体流动空间急剧减小，导致渗透率降低[12-13]。

图4为L7-1井岩心扫描电镜照片。由图4可观察到，伊利石和伊蒙混层表面存在毛发状、丛生状凸起，伊蒙混层呈蜂窝状、弯片状结构，这些结构特征在孔隙之间起到桥接作用，大大降低了储层的孔喉半径，增大了储层的比表面积，使喉道空间进一步分割。随着外来流体的进入或气流冲击下，黏土矿物结构发生断裂，黏土微粒松散移动堵塞毛细管道，加剧水锁现象发生[14-17]。

图3 不同伊利石含量的岩心水锁前后渗透率变化情况Fig.3 Change of permeability before and after core water lock with different illite content

图4 L7-1井岩心扫描电镜照片

Fig.4CoreL7-1scanningelectronmicrograph

3.3 含水饱和度

表3为岩心在不同含水饱和度下的水锁实验数据及水锁伤害结果。从表3可知，对于同一岩心，气测渗透率和水锁伤害率与含水饱和度成反比，随着驱替实验的进行，含水饱和度逐步降低，气测渗透率逐渐升高，这是因为喉道中液相的存在，进一步压缩气体流动空间，在同一驱替压力下，随着气藏含水饱和度的升高，渗透率进一步降低，对于低渗储层，气相渗透率甚至会趋于零，造成严重的水锁伤害[18-19]。

4 解除水锁伤害研究

通过查阅相关文献可知，解除水锁的方法有多种：水力压裂、预热地层、添加表面活性剂、增大生产压差、注CO2、注N2、酸化处理等[20-21]。本实验主要以甲醇和滑溜水(现场提供的助排剂0.2%+0.015%氟碳表活剂制备)及N2为解除剂，并评价其解除效果。

4.1 甲醇解锁

实验室用甲醇溶液在室温下的表面张力为23.36 mN/m，当甲醇进入岩心后就会与岩心中地层水形成低沸点共沸物，降低体系的表面张力和毛细管力，从而降低液体饱和度，同时具有防止黏土膨胀的性质，有效减缓水锁效应。为确定甲醇对岩心水锁的解除效果，对之前造成水锁的S1-1井岩心用甲醇处理。在保持驱替压力恒定的条件下，以恒速0.25 mL/min的模式分别向饱和地层水后的岩心中注入2、4、8 min的甲醇，然后用N2恒速驱替出岩心中的饱和地层水，对比甲醇处理前后岩心渗透率的变化，来确定甲醇解除水锁伤害的效果[20]。实验结果见表4。

表3 岩心在不同含水饱和度下的水锁实验数据及水锁伤害结果Table 3 Core water lock test data at different water saturations and water lock damage results

表4 恒速模式(0.25 mL/min)下注甲醇解除水锁效果对比结果Table 4 Constant speed mode (0.25 mL / min) methanol injection under the water lock effect to unlock the results

水锁伤害后岩心渗透率降低，注入不同PV甲醇解除水锁伤害后，渗透率均得到一定程度恢复，注入0.4 PV甲醇时，渗透率最大为0.508×10-3μm2，渗透率恢复率最大，为23.2%。通过实验研究甲醇注入量与渗透率恢复情况的关系，从而优化甲醇的注入量，见图5。由图5可知，随着甲醇注入量的增加，流体系统的气液表面张力减小，由毛细管阻力引起的水锁伤害显著降低，气测渗透率恢复值逐渐增加。对于S1-1井岩心，当甲醇注入量在0.2 PV(PV为岩心的孔隙体积)时，岩心渗透率增加率幅度逐渐降低，当甲醇注入量在0.4 PV时，岩心渗透率增加率达到最大。

图5 甲醇注入量与渗透率恢复关系

Fig.5Relationshipbetweenmethanolinjectionandpermeabilityrecovery

4.2 滑溜水解锁

Y6-1井岩心用滑溜水饱和，而L7-1井岩心先饱和模拟地层水，再用滑溜水饱和岩心，然后用N2进行驱替，测试岩心的束缚饱和度和对应束缚水饱和度下的气测渗透率，实验结果见表5。

表5 解除滑溜水锁伤害结果对比Table 5 Slip slip lock to unlock the results contrast

甲醇和滑溜水都能起到降低表面张力的作用，都可以用来解除水锁，但是他们的效果是不同的。从以上实验可以明显看出，对于低渗致密气藏，甲醇解除水锁的效果要优于滑溜水。滑溜水仅仅能降低表面张力，并且反应比较慢；然而，甲醇除了可以降低表面张力，甲醇的易挥发性也可以发挥很大作用。在甲醇挥发的同时，可以带走大量的外来水，以助于解除水锁。

4.3 N2解锁

使用加湿N2驱替饱和地层水后的岩心以解除水锁伤害，见表6。从表6可知，水锁伤害后7块岩心渗透率都有不同程度降低，解除水锁伤害后，渗透率得到一定程度恢复。N2驱替使束缚水饱和度平均下降56%，渗透率平均上升84%，有效降低了水锁损害程度。

表6 解除岩心水锁伤害前后束缚水饱和度和渗透率对比Table 6 Comparison of irreducible water saturation and permeability before and after core lock damage

5 结论

(1) 吉林油气田储层属于低渗致密储层，水锁效应是气藏的主要伤害类型，不同区块不同层位的岩心受地层水伤害后，渗透率有不同程度的下降，在同一驱替压力下，随着气藏含水饱和度的升高，渗透率进一步降低，对于低渗储层，气相渗透率甚至会趋于零，造成严重的水锁伤害，最高伤害率达到84%。

(2) 储层孔喉半径小，决定了储层具有较大的毛细管力；储层中黏土矿物含量高达10%，以伊利石、高岭石和伊/蒙混层为主，水敏感性伊利石含量在25%以上，伊蒙混层中伊利石平均含量占75%，电镜检测下明显观察到毛发状、丛生状凸起的结构特征，该结构进一步分割喉道空间导致水锁效应更为严重。

(3) 针对储层水敏感性强的特点，吉林油气田储层一旦发生水锁伤害，解除是很困难的，钻井过程中应尽量减少水基工作液的使用，压裂过程中尽量防止压裂液进入储层。

(4) 实验证明，水锁解除最好的为N2，其渗透率可以恢复到最初的30%左右，同时，吉林油气田一旦发生水锁伤害，针对具体情况可考虑使用甲醇降低水锁伤害。

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