中江气田生产井储层水锁解除技术

2022-11-06滕汶江许剑

石油化工应用 2022年9期

滕汶江，许剑

（中国石化西南油气分公司石油工程技术研究院，四川德阳 618000）

中江气田沙溪庙组气藏为复杂构造背景下的窄河道致密砂岩气藏，储层孔隙度介于9%～12%，平均值为8.3%，有效渗透率介于0.08～0.32 mD，平均值为0.5 mD，属于低孔低渗致密储层[1]。气藏中后期含水饱和度达到90%以上，根据Bennion DB 的水锁伤害程度的APTi数学模型计算，该气藏95%气井为永久性水锁。目前80%气井处于低压低产阶段，气井能力不足，进一步加剧了储层水锁，据统计，每年因储层水锁导致的天然气产量损失达1 000×104m3以上[2]。研究表明，致密砂岩气藏采用“注气+注表面活性剂/有机溶剂”解液锁是最经济、最有效的手段[3]。为此，开展了新型解水锁剂研发及应用。

1 解水锁剂研发

常用水锁解除法为物理法和化学法，物理法主要有水力压裂、地层加热、干气吞吐等，单纯物理法作用有限且成本高，目前以化学解除法为主。化学解水锁法是借助表面活性剂降低液固界面张力，减小毛管力，提高液相流动性；表面活性剂吸附在岩石表面，改变岩石表面的润湿性，提高液相接触角，提高液相的流动性。为此，研发了双疏性解水锁剂，表面活性剂分子结构上有一层偶联剂，能够紧密吸附在岩石表面，分子表层为输水层，降低液体附着能力，从而实现解水锁功能（图1）。

图1 新型解水锁剂分子结构和作用机理

1.1 表面活性检测

实验室采用K100C 全自动表面张力仪开展表面张力检测（图2），新型表面活性体系在20 ℃环境温度下，浓度为68.36 mg/L 表面张力降低至15.95 mN/m，目前市面上降表面张力最好的氟碳类表面活性剂为20.75 mN/m，新药剂体系降低了23%。

图2 表面张力检测

1.2 体系电性检测

致密砂岩储层为负电性或者中性电性[5]（图3），设计新型表面活性剂为正电性体系，保证药剂有效地吸附在岩石表面，新型表面活性剂电性为+8.83 mV，具有较强的吸附力。

图3 体系电性检测

1.3 胶束粒径

药剂的胶束粒径中值为0.237 μm（图4），中江气田致密沙溪庙储层孔径介于23.3～109 μm，保证了药剂能够进入储层基质。

图4 体系胶束粒径检测

1.4 耐温耐盐性能

溶液在温度为20 ℃、60 ℃、80 ℃、100 ℃，矿化度为0、10 000 mg/L、30 000 mg/L、50 000 mg/L，老化20 d 均能保持均一稳定性，表面活性仍能保持在较高水平（表1）。

表1 不同矿化度和温度条件下表面张力测试

1.5 润湿性调控

在浓度为20 m/L，将蒸馏水的接触角从42.75°提升为71.10°，接触角增加率达到66.32%，起到了润湿反转的作用。

2 岩心驱替实验

2.1 实验设备与材料

实验仪器：高温高压多功能驱替系统（江苏博锐思科研仪器有限公司），包括自动泵、手动泵、岩心夹持器、流量计、恒温箱、中间容器等（图5）。

图5 多功能岩心驱替系统

主要试剂及材料：非离子类氟碳表面活性剂FT01（分析纯，上海福田化工科技公司）；新型解水锁剂SHY（分析纯，西南油气分公司）；甲醇（分析纯，川西化工厂）；岩心试样（中江沙溪庙组2.5 cm×3.6 cm）；过滤完固体杂质的地层水5 L（中江沙溪庙组）。

2.2 实验方法

（1）将系统升温至地层温度80 ℃，保持至少2 h以上；（2）保持地层压力，采用氮气正向驱替岩心，测试岩心渗透率；（3）反向注入1 PV 地层流体（水/凝析油），正向气测渗透率；（4）反向注入1 PV 解水锁剂，正向气测渗透率。

2.3 实验结果

采用0.5%SHY01、0.02%SHY02、0.5%FT01 以及100%甲醇4 种药剂开展解水锁实验（表2）。

表2 实验结果

4 种药剂均对水锁有解除效果，解除污染后岩心渗透率有一定程度上升。改善效果从高到低依次是：0.02%SHY02 药剂解除水锁后渗透率提高了0.002 3 mD，恢复率为22.688%；0.5%SHY01 药剂使渗透率提高了0.000 7 mD，恢复率为20.378%；100%甲醇药剂让渗透率提高了0.000 5 mD，恢复率为17.648%；0.5%FT01 药剂解除污染后让渗透率上升了0.001 8 mD，恢复率为15.955%。

3 现场应用

采用新型解水锁在X 水平井中开展现场应用（图6），该井在2016 年6～9 月发生储层水锁，产气量从0.99×104m3/d 下降至0.55×104m3/d，施工前综合表皮系数为4.5，表现为近井带存在伤害。储层水锁发生在基质内，为了让解水锁到达基质水锁带，设计“注解堵剂（盐酸+解水锁剂）+注气”的施工方案，药剂体系为：15%HCl+5%解水锁剂+增效剂+防膨剂。

图6 X 井试验前后生产曲线

2020 年7 月1 日先向井筒泵注药剂34 m3，采用25 m3液氮进行顶替，施工后采用强排和气举排液2 个月，产气量从0.08×104m3/d 增加到0.3×104m3/d，产液量从0.1 m3/d 增加到0.3 m3/d，套压从3.2 MPa 增加到4.68 MPa，已经连续增产3 个月，累计增产天然气25×104m3，还持续有效。