苏里格气田解水锁剂渗吸性能评价和影响因素分析

王瑞，张凤云，黄永章，邢浩森，李震宇，白海涛，吴繁华

1.西安石油大学石油工程学院（陕西西安 710065）

2.油气藏地质及开发工程国家重点实验室（西南石油大学）（四川成都 610500）

3.中国石油长庆油田分公司第九采油厂（宁夏银川 750006）

4.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院（陕西西安 710018）

5.西安石油大学化学化工学院（陕西西安 710065）

0 引言

非常规天然气是近年来开发的热点[1]，苏里格气田属于典型的“低孔、低渗、低丰度”致密砂岩气藏[2]。在勘探开发过程中存在着很严重的储层伤害问题，其中水锁伤害成为最主要的伤害类型之一[3-5]，其伤害结果严重影响气藏高效开发[6]。根据低渗透气藏的地质特征及水锁伤害形成机理的分析可知，影响水锁伤害程度的主要因素有下列几个方面：①储层岩性及孔隙结构影响；②滤液侵入深度影响；③含水饱和度的影响；④气藏驱动压力影响；⑤润湿性影响；⑥入井工作液的影响[7-8]。目前，天然气藏解除水锁伤害除了采用增大生产压力、热力清洗、地层压裂等物理手段外，最主要的解水锁方法是使用解水锁剂。解水锁剂是利用表面活性剂等药剂降低水的表面张力、调控地层润湿性、降低流体黏度等方式促进天然气藏地层中堵塞水的排出，从而达到解除水锁伤害的效果[9-10]。

本文主要研究苏里格气田气井水锁影响因素和解水锁剂性能评价，通过分析解水锁剂和岩心的基本物性参数，绘制不同影响因素下岩样的渗吸量、含水饱和度、渗吸速率曲线，并以此来评价解水锁剂性能。通过岩心流动实验，测定岩心浸泡解水锁剂前后的液测渗透率，分析解水锁剂的解水锁效果，以提高气田生产能力，实现气田稳产增产。

1 实验材料与方法

1.1 实验材料

水锁剂溶液和岩心取自长庆油田千口井项目部。按照GB/T 22237—2008《表面活性剂表面张力的测定》[11]，使用全自动表面张力仪测定解水锁剂溶液JSSJ1 和JSSJ2 的表面张力值[12-14]，采用pH 测定仪测定解水锁剂的pH 值，采用饱和流体法，将岩样抽真空后，得到饱和标准盐水，依据岩样饱和流体的质量变化计算岩样的孔隙体积,得到解水锁剂及岩心的物性数据，见表1和表2。

表1 解水锁剂物性参数

表2 岩心物性参数

1.2 实验方法

1.2.1 岩心自吸实验

本文采用2 种实验方法，一种是侧面密封自吸方法，一种是Handy 自吸方法[15]，其实验装置如图1所示。侧面密封自吸方法是测量时将岩心侧面和上端面用融化的石蜡密封，再将其悬挂于吊钩下，直至液面与岩心端面接触，记时并记录数据，直至天平的示数不再变化。Handy 自吸实验方法的区别是将岩心完全浸没在液体中[16]。

图1 渗吸实验装置示意图

将经干燥处理的2 mm 厚的岩心用上述两种方法开展岩心自吸实验，分别吸入标准盐水、质量分数为50% 和100% 解水锁剂溶液（为加快实验进度，采用了质量分数高的溶液），根据在不同影响因素下的渗吸实验测得的岩心吸水后质量变化，绘制渗吸量、渗吸速率和含水饱和度随时间的变化曲线，并对其进行比较分析[17]。

1.2.2 岩心流动实验

首先将岩心烘干，采用图2 所示的渗透率测定装置，记录岩心两端的进出口压力差，及在此压差下对应的流量Q，根据式（1）测定计算其渗透率，再将岩心浸泡在解水锁剂中6 h，再烘干测渗透率，对比岩心浸泡解水锁剂前后的渗透率变化，以评价解水锁效果。

图2 液测渗透率实验装置示意图

式中：K为液测渗透率，10-3μm2；Q为单位时间流出的液体流量，mL/s；μ为流体黏度，mPa·s；l为岩样长度，cm；d为岩样直径，cm；ΔP为岩样两端进出口压差，MPa

2 实验结果与讨论

2.1 岩心自吸实验结果

岩心渗吸实验测试结果如图3～图6 所示。为了方便对照分析，将实验分为4 组，第1 组是岩样未封蜡时测得的浸泡解水锁剂JSSJ1 的3 种不同质量分数的渗吸实验结果；第2 组是岩样未封蜡时测得的浸泡解水锁剂JSSJ2 的3 种不同质量分数的渗吸实验结果；第3 组是岩样封蜡时测得的浸泡解水锁剂JSSJ1 的3 种不同质量分数的渗吸实验结果；第4组是岩样封蜡时测得的浸泡解水锁剂JSSJ2 的3 种不同质量分数的渗吸实验结果。

图3 第1组未封蜡岩心渗吸JSSJ1实验结果

图4 第2组未封蜡岩心渗吸JSSJ2实验结果

图5 第3组封蜡时岩心渗吸JSSJ1实验结果

图6 第4组封蜡时岩心渗吸JSSJ2实验结果

每一组实验是对浸泡解水锁剂不同质量分数的研究分析,第1组与第2组、第3组与第4组是岩样浸泡的解水锁剂不同种类的对照,第1 组与第3 组、第2 组与第4 组是岩样是否封蜡的对照，影响因素是渗吸面积的大小。

由实验结果可知：

1）液体种类的影响。根据解水锁剂种类的不同，从第1 组与第2 组、第3 组与第4 组的对照实验可知，浸泡过解水锁剂岩样渗吸量远远小于浸泡过盐水岩样渗吸量，渗吸量曲线增长的幅度更缓慢；经过解水锁剂处理过的岩心含水饱和度远低于盐水处理岩心；从渗吸速率图可以看出浸泡过解水锁剂岩样最大渗吸速率小于浸泡过标准盐水的岩样渗吸速率，且下降的幅度远远大于浸泡标准盐水的岩样，从渗吸量、含水饱和度、渗吸速率等曲线可以看出，解水锁剂可以降低岩心对水的渗吸能力，且JSSJ2的效果比JSSJ1更好。

2）液体质量分数的影响。通过每个图中解水锁剂质量分数50%和100%的对比，曲线的形态满足规律：岩样含水饱和度曲线形态和渗吸量曲线形态是类似的，最终质量分数100% 解水锁剂浸泡岩心渗吸量和含水饱和度是50%时的一半，渗吸速率曲线初始段都是急剧减小的，中间段曲线由陡变缓，直至最终速率曲线愈发平稳趋向于0，100%渗吸速率的曲线在50% 曲线之上，渗吸速率远远小于50%解水锁剂浸泡的岩心，区别在于每张速率曲线图中每两条曲线的间距有所不同，100% 解水锁剂岩心解水锁的效果更好。

3）渗吸面积大小影响。根据岩样是否封蜡，通过第1 组与第3 组、第2 组与第4 组的对照实验可知，有无封蜡影响的是岩心渗吸的面积，无封蜡的岩心，初始的渗吸速率更快，渗吸量更大，在较短的时间内，更容易达到岩心饱和的状态。

2.2 岩心流动实验结果

对岩心浸泡解水锁剂前后测得的两组渗透率数据进行分析，可以得知：岩心浸泡质量分数为50%的解水锁剂前其渗透率为0.160×10-3μm2，浸泡后其渗透率为0.182×10-3μm2，渗透率增长0.022×10-3μm2，渗透率恢复率为13.75%。岩心浸泡100%的解水锁剂前其渗透率为0.195×10-3μm2，浸泡后其渗透率为0.245×10-3μm2，渗透率增长0.05×10-3μm2，渗透率恢复率为25.64%。二者比较而言，质量分数为100%的解水锁剂对岩心解水锁后的渗透率增长要比50%的解水锁剂渗透率增长的多0.028 × 10-3μm2，岩心浸泡100%的解水锁剂后的渗透率恢复率要比岩心浸泡50%的解水锁剂后渗透率恢复率大11.89%，由此可见，该实验所用的解水锁剂100%的解水锁效果好于50%的解水锁剂。

3 结论

1）由岩心自吸实验可知，质量分数为100% 的解水锁剂解除水锁的效果比50% 的解水锁剂解除水锁效果更好，解水锁剂JSSJ2 比解水锁剂JSSJ1 的效果更好。 岩心流动实验也表明，岩心浸泡100%的解水锁剂后的渗透率恢复率要比岩心浸泡50%的大。所以在实际工艺中，可提高解水锁剂的质量分数，但也要注意岩石对表活剂有吸附作用，质量分数越大，吸附滞留量可能越大，所以其类型和质量分数还需优化。

2）由岩心自吸实验可知，有无封蜡影响的是岩心渗吸的面积，无封蜡的岩心，初始的渗吸速率更快，渗吸量更大，在较短的时间内，更容易达到饱和状态。渗吸量是受渗吸面积影响，面积越大，渗吸量越大。所以在实际工艺中可以增大解水锁剂注入时的压力，诱导储层产生微裂缝，以增大接触面积，减少注入后闷井的时间，以最终提高解水锁效果。

3）在解水锁实际工艺中，还应选择与苏里格气田储层岩石和流体相配伍的药剂，并满足防膨性和腐蚀速率等要求，解水锁剂的最终效果也应经过多次现场实际井的应用来确定。