适用于致密砂岩储层气湿反转剂筛选与评价

汪 杰 ，周福建 ，姚二冬 ，张 乐 ，李 源 ，谭艳新

（1.中国石油大学（北京）非常规天然气研究院，北京102249；2.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249）

致密砂岩凝析气藏开采过程中会形成较强的“液锁”效应，大大降低气井产量，而“液锁”效应的产生包括地层压力下降凝析液析出和钻完井时外来流体入侵两种情况[1-2]。D.Afidick等[3]指出液相占比达到孔隙体积1.1%时，凝析气藏产量将显著下降[3]。在现场通常采用解除凝析液堵塞伤害和增加地层渗流能力的处理办法包括：对井眼重新完井、注入溶剂、水力压裂、钻水平井、水驱或氮气驱替液锁伤害带、气体回注和近井地带润湿性改变等。除储集层润湿性改变外，其他方法解除近井地带液锁伤害均为暂时性的，且消耗大量资金成本和设备[4]。如水力压裂可有效改善地层渗流能力，但压裂液返排过快会造成凝析液析出，慢速返排会造成压裂液滞留，两者均会产生液锁现象，造成地层气相渗透率下降，影响气井产量[5]。因此，通过改变气藏润湿性解除液相伤害是本研究的重点。2000年，K.Li等[6-7]首次利用含氟化学物质FC722报道了储层岩石润湿性改变为气体润湿条件。之后，国内外学者尝试采用不同的化学剂以改变储层岩石的气润湿性。通常情况下，气润湿剂的基液主要为水或乙醇[8-17]。

塔里木油田迪西区块属于典型的致密砂岩凝析气藏。地层中流体造成的液相伤害主要以钻完井、压裂等过程中外来流体入侵、滞留为主。而砂岩储层表面通常以负电为主，阴离子型表面活性剂在其表面吸附量较低，作用效果有限。为有效解决致密砂岩凝析气藏外来流体入侵伤害，寻找适用于砂岩储层的气润湿反转剂，本研究采用不同类型的非离子型表面活性剂、阳离子型表面活性剂、氟碳纳米液等，评价其在致密砂岩储层的气润湿性改变能力和注入性。

1 实验部分

1.1 实验材料

非离子型表面活性剂AEO-7、6003破，含氟阳离子型表面活性剂Fc-138、Fc-134，氟碳纳米液CRS-850，质量分数为2%的KCl盐水，迪北102井岩心，高纯氮气等。表1为迪北102井岩心基本参数，图1为岩心驱替实验流程。

表1 迪北102井实验用岩心基本参数Table 1 Basic parameters of cores for experiment in Dibei 102

1.2 实验仪器与步骤

实验主要设备包括岩心夹持器、JY-PHb型接触角测定仪、ISCO恒速恒压泵、压差传感器、数据采集系统、纳米粒度仪、量筒、秒表、天平等。实验主要包括岩片润湿角测试实验、岩心自吸实验和岩心驱替实验。实验前利用索氏提取法对所有岩片和岩心进行洗油和烘干处理。岩片润湿角测试实验主要包括：（1）测试润湿性改变前岩片在空气中的“气-液-固”润湿角；（2）将岩片放入配制好的80℃润湿性处理液中老化12 h；（3）取出岩片烘干，重新测量岩片在空气中的“气-液-固”润湿角；（4）对比岩片处理前后的润湿角，判断润湿性处理液的改善效果。自吸实验主要包括：（1）采用吊环法和称重法测量岩心润湿性改变前的自吸液量；（2）将岩心放入处理液中真空饱和24 h，然后取出岩心，采用岩心驱替装置将岩心继续饱和2～4 PV，然后80℃老化12 h；（3）烘干岩心，然后重新采用吊环法和称重法测量岩心随时间变化的自吸量；（4）对比化学剂处理前后的岩心自吸液量，判断润湿性处理液的改善效果。岩心驱替实验主要包括：（1）使用氮气测定干燥岩心渗透率；（2）使用质量分数为2%的KCl盐水饱和岩心4～6 PV，然后气测饱和盐水后岩心的渗透率，直到压力达到稳定为止；（3）使用润湿性处理剂驱替饱和岩心4～6 PV，然后80℃老化12 h；（4）重新测量化学剂处理后岩心的气测渗透率；（5）对比三种情况下岩心的气测渗透率值，判断润湿性处理液对岩心渗透率恢复情况及液锁解除程度。

图1 岩心驱替实验流程Fig.1 Core flooding experiment flow chart

2 实验结果与分析

2.1 优先气湿的实现

在处理过的和未处理过的岩心端面上放置3 μL的微滴后，分析由数字显微镜（Dino Lite）拍摄的液滴图像来测量“气-液-固”静态接触角。表2是不同化学剂处理前后，岩心表面“气-液-固”接触角测试结果。由表2可知，氟碳纳米液CRS-850具有较好的气润湿反转效果，岩心表面接触角从45.6°增加到92.1°，由强水湿转变为气相润湿；含氟阳离子型表面活性剂Fc-134可将岩心表面润湿角从35.0°提高到54.5°，但效果弱于CRS-850。图2为采用CRS-850气湿剂处理岩心表面后的接触角测试结果。

2.2 气湿剂可注入性评价

气湿反转剂在低渗透率砂岩储层中具有可注入性，并在储层深部改善岩心润湿性，是评价其有效性的重要指标之一。

表2 “空气-水-岩心”静态接触角测试平均值Table 2 "Air-water-core"static contact angle test

图2 岩心表面润湿性接触角Fig.2 Core surface contact angle

图3 为气润湿剂CRS-850粒径测试。由图3可知，其主要粒径分布在85.52 nm左右，远小于1 μm岩心孔吼大小。因此，CRS-850溶液在迪北102岩心中具有良好的可注入性。

图3 氟碳纳米液CRS-850粒径Fig.3 Fluorocarbon nano-liquid CRS-850 particle size test results

2.3 自发渗吸实验

通过液相自发渗吸驱替饱和空气的干燥岩心，研究氟碳纳米液CRS-850处理后的岩心样品气润湿性能。当岩心属于液相润湿时，毛管力是液相渗吸的动力，岩心中自发渗吸水量随时间逐渐增大；当岩心属于气相润湿时，毛管力是液相渗吸的阻力，岩心中自发渗吸水量显著降低。测量浸入液体（盐水）进入饱和空气岩心中的吸液量随时间变化关系，判定岩心润湿性改变情况。图4为岩心累计自吸盐水量和自吸盐水速率随时间变化的关系。

图4 累计自吸盐水量和自吸盐水速率随时间的变化Fig.4 Cumulative spontaneous imbibition brine and spontaneous imbibition brine rate

由图4可知，处理前岩心自吸盐水量0.360 8 g，处理后自吸量下降至0.020 6 g，岩心自吸量下降幅度达98.85%；最大自吸速率从0.053 g/min下降至0.002 g/min。

2.4 岩心驱替实验

图5为岩心经化学剂处理前后气测渗透率。图6为饱和盐水后岩心伤害率和化学剂处理后岩心气测渗透率的提高率。

图5 化学剂处理前后岩心气测渗透率径Fig.5 Core gas permeability values before and after chemical treatment

图6 饱和盐水岩心伤害率和气湿反转剂改善效果Fig.6 Saturated brine core damage rate and gas-water reversal agent improvement effect

由图5可知，干燥岩心气测渗透率为0.048～0.630 mD，属于低渗透率砂岩岩心。饱和盐水后气测渗透率平均降低1～2个数量级，这是由于液体进入岩心基质，由于岩心孔吼表面亲水性，液相在孔吼端面吸附滞留，降低气相渗流的孔吼半径，对其形成堵塞，阻碍气体渗流。同时，在大孔道，由于贾敏效应的存在，气泡在大孔道形成堵塞，进一步阻碍气体渗流，形成“液锁”效应。岩心经过气润湿剂CRS-850处理后，气测渗透率平均恢复1～2个数量级，表明气润湿反转剂可显著改善岩心孔吼表面的润湿性，气相润湿有利于气驱过程中液相流动，将液体驱替出岩心，解除液相滞留降低孔吼半径和液相伤害。

由图6可知，饱和盐水后，岩心气测渗透率大大降低，岩心渗透率降低95.68%～99.84%；气润湿剂处理后，岩心渗透率恢复效果显著，在气驱盐水渗透率基础上提高了501.69%～673.91%，表明气润湿反转剂有利于致密砂岩储层解除液相伤害。

3 结 论

（1）相对于其他化学剂，氟碳纳米液CRS-850具有较好的气润湿反转效果，岩心表面接触角从45.6°增加到92.1°，由强水湿转变为气相润湿，含氟阳离子型表面活性剂Fc-134可将岩心表面润湿角从 35.0°提高到 54.5°，但效果弱于 CRS-850。

（2）岩心润湿性改变气相润湿后毛管力是液相渗入的阻力，液相进入岩心难度增加。处理前岩心自吸盐水量0.360 8 g，处理后自吸量下降至0.020 6 g，岩心自吸量下降幅度达98.85%；最大自吸速率从0.053 g/min下降至0.002 g/min。

（3）气润湿反转剂显著提高岩心内部液相渗流能力，增加气驱渗透率，岩心气驱渗透率恢复效果显著，在气驱盐水基础上提高了501.69%～673.91%，表明气润湿反转剂有利于致密砂岩储层解除液相伤害。