塔里木盆地M区块致密砂岩气藏水锁损害影响因素评价

宋学锋，魏慧蕊，李文杰，张蕾，朱英斌，邓德坤

（1.长江大学工程技术学院资源勘查工程学院，湖北 荆州 434020；2.中国石油西部钻探工程有限公司井下作业公司，新疆 克拉玛依 834000；3.中国石油青海油田分公司采油五厂，青海 茫崖 816499；4.中国石油青海油田分公司采气三厂，甘肃 敦煌 736202；5.中国石油大港油田分公司石油工程研究院，天津 300280；6.中国石化中原油田分公司勘探开发研究院，河南 濮阳 457001）

0 引言

作为一种非常规油气资源，致密气近年来在国内外受到了广泛关注。致密砂岩气藏通常具有低孔隙度（小于 10%）、低渗透率（小于 0.1×10-3μm2）及低初始含水饱和度的特点，且有较高的束缚水饱和度和毛细管力，在勘探开发过程中极易受到外来流体的污染而产生严重的水锁损害[1-5]。研究表明，致密砂岩气藏的水锁损害率一般在70%以上，部分储层甚至可以达到90%以上，水锁损害是影响致密砂岩气藏产能的重要因素之一[6-10]。因此，准确评价致密砂岩气藏的水锁损害程度及不同因素对水锁损害率的影响，进而为致密砂岩气藏预防水锁和解除水锁损害提供参考，对致密砂岩气藏高效开发生产具有重要意义[11-13]。

塔里木盆地某区块致密砂岩气藏在前期钻完井及压裂增产过程中，均采用水基作业流体施工。在气井投产初期，由于生产压差较大仍能维持一定的产量，但随着生产时间延长，气井产量显著下降，排出井底积液后，气井产能仍不能有效恢复，说明储层发生了严重的水锁损害。因此，在与该区块相邻的M区块进行开发前期，需要进行水锁损害评价，明确M区块致密砂岩气藏水锁损害的主要影响因素，提出预防水锁和解除水锁措施。通过调研与资料分析，目前针对致密砂岩气藏水锁损害评价大多采用岩心分析方法测定渗透率变化的方式，但此类水锁损害评价方法往往忽略了岩心初始含水饱和度的影响，无法准确反映致密砂岩气藏真实的水锁损害程度，岩心中的水敏性黏土矿物也会对实验结果准确性造成一定的影响[14-17]。因此，为了更加准确地评价致密砂岩气藏的水锁损害程度，本文采用高温加热方式消除水敏性黏土矿物对岩心渗透率的影响，运用湿多孔纤维包裹岩心及湿氮气驱替的方法建立不同的初始含水饱和度。在此基础上，开展了M区块致密砂岩气藏水锁损害影响因素评价，提出了针对性的预防水锁和解除水锁损害措施，为塔里木盆地M区块致密砂岩气藏的高效稳定开发提供了一定的技术支持。

1 M区块储层特征

M区块位于塔里木盆地东北部，属于典型的致密砂岩气藏。储层岩石类型以长石岩屑砂岩为主，含少量泥质细砂岩，岩石粒度以中—细粒为主，分选性较差。储层黏土矿物质量分数平均为7.63%，主要为伊利石。胶结类型以孔隙式、接触式胶结为主。孔隙类型以混合粒间孔为主，伴有少量粒内溶孔和原生孔隙，孔隙比较细小，孔隙连通性较差，具有较强的毛细管力。储层孔隙度主要分布在1.91%～7.02%，平均为4.51%；渗透率主要分布在 0.007 1×10-3～0.359 0×10-3μm2， 平均为0.026 0×10-3μm2。 地层水矿化度为 44 750 mg/L，水型为氯化钙型。地层压力系数在1.62左右，地温梯度为2.02℃/100 m，储层初始含水饱和度在17.2%～34.6%。

2 水锁损害实验步骤

实验步骤为：1）将天然岩心洗油、洗盐、烘干处理后，测定初始渗透率和孔隙度；2）使用高温烘箱对天然岩心进行加热处理，加热速率为50℃/10 min，最高处理温度为550℃，每个温度点加热处理2 h，以消除水敏性黏土矿物对岩心渗透率的损害；3）参照文献[18]，运用湿多孔纤维包裹岩心及湿氮气驱替的方法对天然岩心建立不同的初始含水饱和度；4）利用脉冲渗透率测量仪，测定不同初始含水饱和度下天然岩心的初始气测渗透率值，以此作为水锁损害前的初始渗透率；5）将建立初始含水饱和度的天然岩心继续抽真空饱和不同实验流体，饱和24 h，确保岩心被充分饱和；6）使用氮气反向驱替岩心，模拟水相返排，驱替压力4 MPa，继续使用脉冲渗透率测量仪测定驱替不同时间后岩心的气测渗透率值，直至渗透率保持不变，并计算驱替不同时间后岩心的水锁损害率；7）在测定实验流体表面张力对水锁损害影响的过程中，使用核磁共振分析仪测定不同实验过程中岩心核磁共振T2谱，以此表征岩心中含水饱和度的变化情况。

3 水锁损害影响因素

3.1 初始含水饱和度

参照水锁损害实验方法，将天然岩心分别建立不同的初始含水饱和度（15%，20%，25%，30%，35%），然后测定不同初始含水饱和度条件下基质岩心的水锁损害情况。实验用流体为模拟地层水（矿化度为44 750 mg/L）。实验结果见图1。

图1 不同初始含水饱和度对水锁损害率的影响

由图1可以看出：随着驱替时间不断延长，岩心水锁损害程度逐渐下降，这是由于经过充分饱和后的岩心在驱替过程中含水饱和度逐渐下降，所以水锁损害率逐渐降低；经过120 min的驱替后，含水饱和度基本达到平衡，即达到束缚水含水饱和度水平，水锁损害率基本不再变化。另外，岩心的初始含水饱和度越低，其水锁损害率就相对越高。当岩心初始含水饱和度为15%时，驱替120 min后，水锁损害率仍高达74.5%；当初始含水饱和度升高至35%时，驱替120 min后水锁损害率则可以降低至59.1%。这是由于在岩心物性参数及实验流体等条件相同的情况下，岩心的束缚水含水饱和度相差不大，而致密砂岩岩心的水锁损害程度与束缚水含水饱和度、初始含水饱和度的差值有关。因此，当岩心的初始含水饱和度越低时，其与束缚水含水饱和度的差值就越大，水锁损害率也相对越高。

3.2 裂缝发育

为了研究致密砂岩气藏储层裂缝发育对水锁损害的影响，将M区块储层段天然岩心进行人工造缝，开展了水锁损害评价实验，并与基质岩心的水锁损害程度进行对比。岩心初始含水饱和度为30%，实验流体为模拟地层水，2块基质岩心渗透率为0.02×10-3μm2左右，2块含裂缝岩心渗透率为0.50×10-3μm2左右。实验结果见图2。

图2 裂缝发育对水锁损害率的影响

由图2可以看出：含裂缝岩心的水锁损害率明显低于基质岩心，岩心完全饱和实验流体后，含裂缝岩心的水锁损害率小于65%，而基质岩心的水锁损害率则高达90%左右；随着驱替时间的延长，含裂缝岩心的渗透率恢复速度较快。当驱替40 min时，岩心的水锁损害率可以降低至15%左右，而此时基质岩心的水锁损害率仍高达75%以上；当驱替120 min时，含裂缝岩心的水锁损害率可以降低至10%左右，而基质岩心的水锁损害率则在60%以上。这是由于含裂缝岩心中大孔隙较多，影响水相渗流的毛细管阻力相对较小，在驱替压力作用下水相比较容易返排出去，因此水锁损害程度相对较小。这也说明外来流体对致密砂岩储层裂缝渗透率的损害程度相对较小，水锁损害主要存在于基质孔隙中。

3.3 黏土矿物质量分数

选择不同黏土矿物质量分数的天然岩心进行水锁损害评价实验。岩心初始含水饱和度为30%，实验流体为模拟地层水。实验结果见图3。

图3 不同黏土矿物质量分数对水锁损害率的影响

由图3可以看出：随着岩心中黏土矿物质量分数不断增大，岩心水锁损害率逐渐升高；当驱替120 min时，黏土矿物质量分数为3.4%的岩心水锁损害率为51.9%，而黏土矿物质量分数为14.6%的岩心水锁损害率则高达73.1%。这是由于致密砂岩储层中黏土矿物的存在会充填和分割孔隙，产生大量微小孔隙，进而减小了孔隙空间，另外黏土矿物致使孔隙表面表现出较强的亲水性。因此，黏土矿物质量分数越高，孔隙半径相对越小，亲水性相对越强，这会使得毛细管阻力增大，影响水相返排，造成水锁损害程度加剧。

3.4 实验流体矿化度

选择实验流体分别为蒸馏水、原始地层水矿化度一半的模拟地层水（1/2模拟地层水）、模拟地层水以及原始地层水矿化度2倍的模拟地层水（2倍模拟地层水），研究了实验流体矿化度对致密砂岩气藏天然岩心水锁损害的影响。岩心初始含水饱和度为30%。实验结果见图4。

图4 不同实验流体矿化度对水锁损害率的影响

由图4可以看出：在岩心经过高温预处理，排除水敏因素后，实验流体矿化度越高，致密砂岩岩心的水锁损害率越高；当驱替120 min时，使用蒸馏水饱和的岩心水锁损害率在50.0%以下，而使用2倍模拟地层水（矿化度为89 500 mg/L）饱和的岩心水锁损害率则高达67.2%。这是由于实验流体的矿化度越高，在驱替过程中越容易形成盐结晶，盐结晶会对致密砂岩岩心中的孔隙造成一定程度的堵塞和分割，使得本来就细小的孔隙变得更小，从而增大了毛细管阻力，水相不易返排，增大了水锁损害率。

3.5 实验流体黏度

在模拟地层水中加入不同质量浓度的聚合物，配制成不同黏度的实验流体，研究了不同实验流体黏度对水锁损害率的影响。岩心初始含水饱和度为30%。实验结果见图5。

图5 不同实验流体黏度对水锁损害率的影响

由图5可以看出：实验流体黏度越高，致密砂岩岩心的水锁损害率越高；当驱替120 min、实验流体黏度为1.0 mPa·s时，岩心水锁损害率为61.6%，而实验流体黏度为2.5 mPa·s的岩心水锁损害率则达到75.0%。这是由于实验流体的黏度越高，在岩心孔隙中的黏附力就越大，在相同的驱替条件下，液体的返排量就越小，滞留在岩心孔隙中的水相就越多，进而导致水锁损害率增大。

3.6 实验流体表面张力

在模拟地层水中加入不同质量浓度的表面活性剂，配制成具有不同表面张力的实验流体，研究了不同实验流体表面张力对水锁损害率的影响。岩心初始含水饱和度为30%。实验结果见图6。

图6 不同实验流体表面张力对水锁损害率的影响

由图6可以看出：实验流体表面张力越低，致密砂岩岩心的水锁损害率就越小；当驱替120 min、实验流体表面张力为65.7mN/m时，岩心水锁损害率为61.6%，而实验流体表面张力为25.4 mN/m的岩心水锁损害率则可以降低至30.0%以下。这是由于随着实验流体表面张力降低，毛细管阻力越来越小，在相同的驱替条件下，岩心孔隙中的水相越容易返排，滞留在岩心中的水相越少，水锁损害程度越小。

图7和图8分别为使用不同表面张力的实验流体饱和后，岩心驱替不同时间的核磁共振T2谱。由图7和图8可以看出：当岩心处于饱和水状态时，T2谱为明显的双峰特征，且左峰高度明显高于右峰，说明致密砂岩岩心小孔隙中的束缚水占比较大；随着驱替时间延长，左峰和右峰的高度均有所下降，说明2块岩心中的含水量逐渐减少，W-27#岩心（使用表面张力为25.4 mN/m的实验流体饱和）的含水量降低速度明显快于W-19#岩心（使用表面张力为65.7 mN/m的实验流体饱和）。当驱替时间为120 min时，W-19#岩心和W-27#岩心核磁共振T2谱的右峰基本消失，左峰高度显著下降，这说明岩心大孔隙中的水相基本被驱出，而小孔隙中的水相也被一定程度驱出，岩心含水饱和度显著下降。由此表明，实验流体表面张力对致密砂岩气藏水锁损害程度的影响较大，实验流体表面张力越低，水相越容易返排，水锁损害越容易解除。

图7 W-19#岩心核磁共振T2谱

图8 W-27#岩心核磁共振T2谱

4 预防水锁和解除水锁损害措施

在致密砂岩气藏钻完井、压裂增产及生产过程中均可能发生水锁损害，因此，在研究水锁损害影响因素的基础上，提出合理的预防水锁和解除水锁损害的措施，对致密砂岩气藏高效开发生产具有重要意义。

预防水锁损害措施：1）选择合适的作业流体。一方面，降低工作液滤失量，避免大量液体进入储层引起严重的水锁损害；另一方面，在钻完井液、压裂液等体系中加入能够降低表面张力及增大岩石疏水性的处理剂，以降低致密砂岩储层自吸水能力。在满足预防水敏损害的前提下，尽可能降低作业流体矿化度。2）选择合理的施工压差。在现场施工条件允许的情况下，尽可能选择欠平衡钻井作业，减缓滤液进入储层，从而降低水锁损害程度。3）减少作业时间。致密砂岩储层自吸水量与时间成正比，接触时间越长，自吸水量越大，水锁损害程度越严重。在满足现场施工要求的前提下，应尽可能减少作业时间，以降低水锁损害程度。

解除水锁损害措施：1）增大生产压差。可以提高气体返排时的驱动能量，从而提高气相渗透率的恢复速度。2）实施水力压裂措施。水力压裂会产生较多的人工裂缝，可降低水相返排时的毛细管阻力，液相容易返排，有效解除水锁损害。3）注入甲醇/乙醇等解水锁剂。甲醇和乙醇等为易挥发物质，在储层中产生一定的携液作用，水相易于挥发，有效降低水相表面张力，易于返排，有效解除水锁损害。4）注入干氮气。注入干氮气可蒸发水锁损害区域的部分水相，储层含水饱和度降低，从而可以在一定程度上解除水锁损害。

5 结论

1）水锁损害影响因素评价结果表明：岩心初始含水饱和度越低，水锁损害率越高；裂缝发育对致密砂岩岩心水锁损害的影响较大，含裂缝岩心水锁损害程度明显低于基质岩心；黏土矿物质量分数越高，水锁损害率越高。此外，实验流体的性质对水锁损害程度具有较大的影响，实验流体矿化度和黏度越高，水锁损害率越高，而实验流体表面张力越小，水锁损害率越低。

2）塔里木盆地M区块施工时，应选择合适的作业流体和施工压差，尽可能减少作业时间，降低水锁损害程度。针对已产生水锁损害的地层，可以通过适当增大生产压差、实施水力压裂、注入解水锁剂及干氮气等措施解除水锁损害。