高温高压裂缝性致密砂岩气藏水锁伤害及解除

姚茂堂 袁学芳 黄龙藏 彭芬 任登峰 谢向威

1.中国石油塔里木油田分公司油气工程研究院 2.中国石油塔里木油田分公司勘探事业部

库车山前属高温、高压、裂缝性、致密砂岩气藏，该区块88%的单井自然产量不能达到配产要求，需要实施改造提产，改造液含体积分数为5%～20%的防水锁剂甲醇，总体改造效果较好，但少部分井改造后效果不理想，甚至负增产。根据前期室内评价结果，该区块水锁伤害程度整体为强，水锁伤害是否是导致部分井改造效果差的主控因素成为了争议最大的储层保护问题[1-5]。水锁伤害是致密砂岩储层普遍关注的问题，国内外在水锁伤害评价方法、影响因素、预测模型、解除方法等方面进行了大量的研究，但是评价条件基本是常温常压、高温常压，解除方法主要是添加防水锁剂，部分水锁伤害评价结果实际包括了水敏伤害和水锁伤害，很少在储层高温高压下开展水锁伤害评价和水锁随生产变化的相关研究[6-21]。

在储层实际高温高压条件下，综合实验、理论和现场分析，开展水锁伤害程度研究，论证水锁随生产自动解除的可行性，分析无防水锁剂改造液体系的现场应用效果。

1 库车山前高温高压裂缝性致密砂岩气藏储层特征

库车山前主力储层为白垩系巴什基奇克组和侏罗系阿合组。白垩系巴什基奇克组埋深5 400～8 220 m，温度120～200 ℃，压力系数1.60～1.90，基质孔隙度5%～7%，基质渗透率为(0.01～1.00) ×10-3μm2，天然裂缝线密度0.5～3.0条/m，缝宽300～3 000 μm。侏罗系阿合组埋深4 700～5 200 m，温度120～140 ℃，压力系数1.72～1.82，基质孔隙度4%～8%，基质渗透率为(0.02～0.99) ×10-3μm2，天然裂缝线密度0.02～0.5 条/m，缝宽10～50 μm。一方面，储层低孔、低渗，存在较大的潜在水锁伤害；另一方面，储层高温、高压、裂缝发育，利于水锁解除。所以，需要根据储层综合特征，对水锁伤害和水锁解除进行系统研究。

2 高温高压下水锁伤害评价

2.1 高温高压下束缚水饱和度评价

气藏水锁伤害的定义严格来讲，是含水饱和度从初始含水饱和度增加到束缚含水饱和度时，造成储层的气测渗透率损害。达到束缚含水饱和度后，含水饱和度继续增加造成的气测渗透率损害容易恢复，可不考虑。前期虽然对库车山前储层岩心束缚水饱和度进行了大量的室内测量，但测量的条件都是在常温常压下，测量值较高，基本大于50%[1-2]，定量测量储层高温高压下的束缚水是评价储层实际条件水锁伤害的关键。

本研究利用超高压高温全直径岩心驱替系统(200 MPa、200 ℃)和库车山前目的层全直径岩心(直径6.5 cm、长度6 cm左右)，首先通过气驱测量岩心在常温常压下的束缚水饱和度，然后用甲醇对岩心进行清洗，烘干后重新饱和地层水，通过气驱测量岩心在高温高压下的束缚水饱和度。实验结果表明，岩心在常温常压下束缚水饱和度为51.1%～65.6%，高温高压下(120 MPa、160 ℃)为29.3%～39.5%。高温高压下的气藏气水相受温度、压力、孔隙结构及流体的综合作用。高压下，气体大量溶解在水中，同时高温能够加剧分子运动，促进气体的溶解，降低气水之间的界面张力，从而减少水相在孔隙中的捕集及岩石表面的附着，所以得到的束缚水饱和度比常规条件驱替得到的低[22]。

2.2 裂缝性致密砂岩储层潜在水锁伤害分析

库车山前改造后的返排/初期生产压差大部分在5 MPa左右，根据毛细管力计算公式(见式1)，当孔喉半径<0.15 μm时，毛细管压力>5 MPa，存在潜在的水锁伤害。库车山前基质岩心气测渗透率为(0.01～1.00) ×10-3μm2，含裂缝的岩心气测渗透率为(2.00～10.00) ×10-3μm2，基质对总渗透率的贡献率≤50%。参考Q/SY TZ 0542-2018《超高压致密砂岩压汞法毛管压力曲线测定方法》[23]，对库车山前不同区块基质岩心进行毛细管压力曲线测定，实验结果表明，半径小于0.15 μm的孔喉对基质渗透率的贡献率≤20%(见图1)。所以，半径小于0.15 μm的孔喉对总的渗透率贡献率≤10%，即库车山前潜在的水锁伤害率≤10%，伤害程度为无-弱。

(1)

式中:pc为毛细管压力，MPa；σ为汞与空气的界面张力，σ=480 mN/m；θ为汞与岩石的润湿角，θ=140°，cosθ=0.765；r为孔隙半径，μm。

2.3 高温高压下水锁伤害程度室内评价

利用测井资料确定储层的初始含水饱和度，再把经过高温钝化(550 ℃、消除黏土矿物敏感性影响)的全直径岩心通过岩心自吸获得不同含水饱和度，然后使用超高压高温全直径岩心驱替系统测量库车山前不同区块岩心在不同含水饱和度、高温高压下(120 MPa、160 ℃)下的气测渗透率，最后根据渗透率的大小计算水锁饱和度。实验结果表明，在库车山前储层高温高压条件及束缚水含水饱和度29.3%～39.5%下，水锁伤害率为7.5%～40.8%，伤害程度为无-中等偏弱(见图2)，室内评价结果与理论分析预测的结果(无-弱)基本吻合。而前期在常温常压下，库车山前水锁伤害率为70%～95%，伤害程度为强-极强[1-5]，由于实际储层高温高压条件下的束缚含水饱和度比常温常压下低很多，所以水锁伤害也低很多。

3 水锁伤害随生产解除研究

3.1 水锁随生产自动解除室内评价

前期大量的研究表明，降低水锁最有效的方法就是添加防水锁剂，但是添加防水剂只能一定程度上降低水锁伤害，而不能彻底消除水锁伤害[10]。本研究将抽真空饱和地层水后的岩心(直径2.54 cm，长3～6 cm)在定压差下驱替，驱替压差梯度为0.1 MPa/cm，然后测量驱替出不同气体PV(孔隙度体积倍数)后的渗透率，研究水锁伤害的恢复情况。实验结果表明(见图3)：水锁伤害率随着驱替气体体积的逐渐增加而降低，驱替150 PV后，水锁伤害可降低到弱；驱替400 PV后，水锁伤害可降低到无。原因是含水饱和度随驱替体积增加而降低，说明水相侵入储层后，生产初期渗透率损害较大，但渗透率可随着生产时间的增加而逐渐恢复，即水锁可随生产自动解除。

3.2 水锁随生产自动解除理论分析

当水相严重侵入储层后，以自由流动水和束缚水两种形态存在。自由流动水容易随气体流动而流动，可在生产初期快速返出，这也是水锁伤害率随驱替体积的增加而在初期快速下降的原因(见图3)。束缚水又可分为毛细管束缚水和膜薄束缚水[24]，其中，毛细管束缚水是指驱替压力不足以克服毛细管力，滞留在微小毛细管道中或孔道弯曲处不能流动的水，毛细管束缚水很难流动；膜薄束缚水是指因亲水岩石表面分子力作用而滞留在孔隙壁上的束缚水。膜薄束缚水可随生产压差变化而缓慢流动，生产压差越大，可流动的膜薄束缚水越多。库车山前膜薄束缚水水膜厚度为10.13～12.10 nm[25-26]。纯凝析水的矿化度很低，而库车山前生产井产出的凝析水矿化度大部分都很高，仅Cl-矿化度就大于2×104mg/L(见表1)，也间接说明了膜薄束缚水可流动，并随气体产出。

表1 库车山前不同区块凝析水矿化度统计结果井号检测日期ρ(Cl-)/(104 mg·L-1)克深A12019年12月0.800克深A22018年4月2.600克深A32016年11月2.420克深A42020年4月5.900克深A52018年2月6.110大北A12014年4月7.060大北A22018年5月0.002博孜A12020年3月3.530博孜A22019年3月0.670

4 无防水锁剂改造液体系优化研究及应用

库车山前近10余年在用的主体改造液为胍胶压裂液和复合土酸2套体系，至少添加体积分数为5%的防水锁剂甲醇。由于在储层条件下的水锁伤害程度为无-中等偏弱，水锁可随生产自动快速解除，故去除防水锁剂，得到优化改造液体系。

优化改造液体系在库车山前已累计应用8井次，总液体7 640 m3，加砂压裂和酸压分别5井次和3井次，平均液体规模分别为1 225 m3和505 m3，改造后单井平均日产气为32.7×104m3，是配产的1.61倍。优化改造液体系的增产效果与原改造液体系相当(见表2)，目前正在库车山前推广应用。

5 结论

(1) 高温高压裂缝性致密砂岩基质对渗透率贡献率低，储层束缚水饱和度低，所以水锁伤害低，水锁伤害率为7.5%～40.8%，伤害程度为无-中等偏弱。

(2) 水相侵入储层后，以自由流动水和束缚水形态存在，由于自由流动水和束缚水中的膜薄束缚水可随气体流动而流动，所以水锁可随生产自动快速解除。

(3) 去除甲醇的优化改造液体系已在库车山前累计应用8井次，改造后的产量是配产的1.61倍，与使用优化前改造液施工后增产倍数(配产的1.56倍)相当。