致密砂巖氣藏水鎖損害及解水鎖實驗研究

李寧，　王有偉，　張紹俊，　李家學(xué)，　張震，　趙聰，　黃維安

致密砂巖氣藏水鎖損害及解水鎖實驗研究

李寧1，王有偉2，張紹俊1，李家學(xué)1，張震1，趙聰2，黃維安2

（1.塔里木油田公司油氣工程研究院，新疆庫爾勒841000；2.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島266580）

李寧等.致密砂巖氣藏水鎖損害及解水鎖實驗研究［J］.鉆井液與完井液，2016，33（4）：14-19.

塔里木油田B區(qū)塊目標(biāo)層段為白堊系巴什基奇克組，井深大于6 000 m，儲層巖性致密，孔隙度分布在1.0%～9.4%，滲透率分布在0.011×10-3～8.56×10-3μm2，孔隙度與滲透率關(guān)系較差，儲層總體孔隙發(fā)育程度低，滲透率差，非均質(zhì)性嚴(yán)重，微裂縫發(fā)育，毛細管力高，黏礦物含量高，在完井及壓裂過程中極易受到水鎖損害?；谠搮^(qū)塊地質(zhì)特征分析潛在水鎖損害及水鎖空間，發(fā)現(xiàn)毛細管水近乎占據(jù)了儲集空間的一半，氣相滲流極其困難。使用DSRT-II型低滲敏感性評價試驗儀，應(yīng)用巖心流動實驗從宏觀角度分析水鎖損害，采用核磁共振T2譜測試，從微觀角度定量分析水鎖損害程度，結(jié)果表明該區(qū)塊水鎖損害使?jié)B透率降低99%，液鎖量90%以上，主要分布在微孔隙0.01～250 nm中，水鎖損害嚴(yán)重。結(jié)合水鎖損害機理與室內(nèi)實驗研究，優(yōu)選解水鎖劑，借助毛細管自吸實驗、核磁共振測試、滲透率損害率評價，進行解水鎖實驗研究。結(jié)果表明，優(yōu)選的解水鎖劑SATRO-1和HUL能有效降低毛細管力，減小自吸侵入深度，并有助于小孔喉液體返排。

致密氣藏；水鎖損害；防水鎖劑；核磁共振；毛細管自吸實驗

致密砂巖氣藏是富集在滲透率低于0.1×10-3μm2且孔隙度低于10%砂巖中的氣藏，其通常束縛水飽和度和毛管力較高［1］，并富含黏土礦物及發(fā)育微裂縫，以致其在開發(fā)過程中極易受到水鎖損害，水鎖損害是致密砂巖氣藏最嚴(yán)重的損害因素之一，損害率一般達70%～90%［2-5］。分析致密砂巖氣藏水鎖機理，準(zhǔn)確地對水鎖損害進行實驗評價并進行解水鎖具有重要的實際意義。目前，水鎖損害的實驗研究大多基于巖心分析方法中的滲透率測定方法［6］，研究者采用不同的實驗條件和方法導(dǎo)致結(jié)果也不相同；也有采用回歸分析方法和預(yù)測模型對數(shù)據(jù)進行處理［7-8］，然而由于巖石孔隙結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性和非均質(zhì)性，難以準(zhǔn)確定量判斷水鎖損害。在分析儲層水鎖空間的基礎(chǔ)上，采用巖心流動實驗和核磁共振T2譜測試，從宏觀和微觀角度分析塔里木油田B區(qū)塊致密砂巖氣藏水鎖損害，并定量化水鎖損害程度。結(jié)合水鎖損害機理與室內(nèi)實驗研究，優(yōu)選解水鎖劑，借助毛細管自吸實驗、核磁共振測試、滲透率損害率評價，進行解水鎖實驗，對致密砂巖氣藏的開發(fā)具有實際意義。

1　儲層地質(zhì)特征

塔里木油田B區(qū)塊位于塔里木盆地庫車坳陷克拉蘇構(gòu)造帶，目標(biāo)層段為白堊系巴什基奇克組（K1bs），儲層埋藏深度較深，大于6 000 m，儲層巖性致密，儲集空間復(fù)雜［9］。該區(qū)塊儲層孔隙度分布在1.0%～9.4%，平均為6.8%，滲透率分布在0.011×10-3～8.56×10-3μm2，平均為0.19× 10-3μm2。B區(qū)塊儲層巖心掃描電鏡照片見圖1。

巴什基奇克組儲層巖心掃描電鏡照片

該區(qū)塊儲層黏土礦物含量高，在10%以上，巖心黏土礦物分析見表1。由表1可知，該區(qū)塊儲層黏土礦物含有伊利石、綠泥石、伊蒙混層等敏感性礦物，蒙脫石強親水，易吸水膨脹，使?jié)B流空間變小，增大毛管力，加劇水鎖損害。

表1　塔里木油田B區(qū)塊儲層巖心黏土礦物分析

2　致密砂巖氣藏水鎖損害

2.1B區(qū)塊儲層水鎖空間分析

多孔介質(zhì)中的水相賦存狀態(tài)可分為束縛水和自由（可動）水，束縛水又以水膜水和毛細管水的形式存在［10］。滯留在致密砂巖氣藏孔喉及微裂縫中的水相以這2種形式存在，水膜水受氣藏驅(qū)動壓力、溫度、水相與巖石性質(zhì)的影響，毛細管水受毛細管力制約。2種形式的束縛水皆增大氣體流動阻力，降低氣相滲透率。

2.1.1水膜水厚度

按式（1）計算水膜水厚度，其計算值視為氣藏儲層中水膜水厚度的上限［11］。將B區(qū)塊原始地層壓力122 MPa代入，計算出原始條件下儲層中水膜水的厚度為0.001 μm。因此，可以認為原始地層條件下，孔喉半徑及微裂縫開度在0.001 μm以下的儲集空間全被水膜形式的地層水占據(jù)。

式中：h為水膜水厚度，μm；p為驅(qū)動壓力，MPa。

2.1.2毛細管水

式（2）為毛細管壓力的理論計算公式，取壓汞測試中排驅(qū)壓力作為毛細管力，通過該式可以計算地層條件下毛細管水存在的孔喉半徑的上限。視儲層為極親水的極限條件，取地層條件下σ為3.95×10-2N/m，得到毛細管水存在于孔喉半徑及微裂縫開度小于0.07 μm的空間。式中：pc為毛細管壓力，MPa；r為毛細管半徑，μm；σ為氣水界面張力，N/m。

結(jié)合水膜水厚度可以看出，致密砂巖氣藏束縛水主要存在形式為毛細管水，當(dāng)外來流體進入儲層，受到毛細管力的束縛，會極大地占據(jù)儲層孔喉及微裂縫空間，與儲層平均孔喉半徑相比，占到了近乎一半，氣相滲流極其困難，會造成嚴(yán)重的水鎖損害。

2.2水鎖損害

2.2.1巖心流動實驗

為評價B區(qū)塊儲層巖心水鎖損害程度，使用DSRT-II型低滲敏感性評價實驗儀，測試了不同含水飽和度下巖心滲透率損害率，對B區(qū)塊巴什基奇克組巖心進行水鎖損害評價，結(jié)果見圖2。由圖2可知，隨著儲層巖心含水飽和度增加，滲透率損害率增大，最終水鎖滲透率損害率為99.43%，屬極強水鎖損害。

圖2　B區(qū)塊巴什基奇克組巖心水鎖測試結(jié)果

2.2.2液鎖量

低磁場核磁共振T2譜技術(shù)作為快速、無損檢測巖心流體賦存狀態(tài)的手段，能夠從微觀角度分析致密砂巖水鎖損害。由核磁共振儀測得馳豫時間和T2譜強度，可通過高速離心機校驗得出的系數(shù)，計算對應(yīng)毛細管半徑處含液量。選取B區(qū)塊氣測滲透率相近的儲層巖心，抽真空飽和后，使用核磁共振儀測其飽和狀態(tài)下及不同轉(zhuǎn)速離心后的含液量分布，計算巖心不同轉(zhuǎn)速、不同毛細管半徑范圍的剩余含液量，結(jié)果見表2。由表2可知，含液量主要分布在微孔隙0.01～250 nm中，表明巖心微孔隙多且尺寸極小。隨轉(zhuǎn)速增加，剩余含液量不斷減小，但減小幅度較小，說明巖心遇液難排出。高速離心后0.01～250 nm微孔隙含液量占0.01～1×105 nm微孔中總含液量的分?jǐn)?shù)大于90%，此部分束縛液量為巖心水鎖的液鎖量。B區(qū)塊儲層巖心液鎖量大于90%，表明水鎖很嚴(yán)重。

表2　巖心含液量

3　解水鎖實驗研究

由上面水鎖空間分析可知，解決水鎖損害的根本是消除毛細管水對儲集空間的占據(jù)。在鉆井液中使用能夠有效降低表/界面張力的解水鎖劑，可減小毛細管力，增加滯留液的返排，防止或及時解除水鎖損害。使用B區(qū)塊儲層巖心，在優(yōu)選解水鎖劑基礎(chǔ)上，進行解水鎖實驗研究。

3.1解水鎖劑優(yōu)選

由式（2）可知，對于特定儲層，σcosθ值越低，毛細管力越低，水鎖損害越弱。采用旋滴法在40 ℃、6 000 r/min條件下，測試常見表面活性劑溶液的表面張力。選用B區(qū)塊儲層巖樣，使用JC2000D5M接觸角測試儀，在25 ℃條件下，在空氣中測定各溶液在巖樣表面的接觸角，實驗結(jié)果見表3。由表3可以看出，優(yōu)選了σcosθ值較低的解水鎖劑SATRO-1和HUL進行解水鎖實驗。

3.2毛細自吸實驗

一般認為造成水鎖損害的原因主要有2個：毛細管力的自吸作用和液相滯留作用。在致密砂巖氣藏中，初始含水飽和度低于束縛水飽和度的現(xiàn)象是很普遍的，因此，有過剩的毛細管力存在，水相在井壁附近地層會受到強毛管自吸作用，含水飽和度升高，并且難以返排，導(dǎo)致氣相滲透率降低。選取B區(qū)塊儲層巖心，基本信息見表4。使用毛細自吸實驗裝置，測試儲層巖心對地層水和解水鎖劑溶液的自吸效應(yīng)。

表3　不同解水鎖劑的界面張力與接觸角測試

表4　低滲巖心與自吸試劑數(shù)據(jù)

考慮巖心孔隙度對自吸量的影響，做出自吸孔隙體積倍數(shù)與時間平方根的關(guān)系，見圖3。

圖3　B區(qū)塊儲層巖心自吸孔隙體積倍數(shù)-時間平方根關(guān)系曲線

由圖3可知，巖心自吸孔隙體積倍數(shù)與時間的平方根有較好的正線性關(guān)系。隨著時間延長，自吸孔隙體積倍數(shù)不斷增大，但斜率逐漸減小，自吸效應(yīng)減弱。其中，加入解水鎖劑SATRO-1、HUL后，巖心自吸孔隙體積倍數(shù)降低?？梢姡尤虢馑i劑可以降低自吸的量，而且隨著時間的增加，相對效果越明顯，可減弱水鎖損害。

假設(shè)巖心孔隙均勻，毛細管自吸液體沿巖心底端自下而上，且?guī)r心自吸液體端內(nèi)部孔隙完全充滿液體，便可知侵入深度與時間平方根的關(guān)系，擬合曲線可得到最小侵入深度，結(jié)果見表5。未加入表面活性劑的測試巖心，水相自吸侵入最小深度分別為0.033 73 mm和0.035 57 mm，加入解水鎖劑SATRO-1、HUL后，巖心自吸最小，侵入深度減小，在巖性相同的情況下產(chǎn)生的毛細管力較小，可緩解水鎖損害。

表5　巖心自吸擬合方程

3.3核磁共振測試

選取氣測滲透率相近的B區(qū)塊儲層巖心，抽真空并在不同溶液中浸泡至飽和，采用離心法構(gòu)建不同含水飽和度，用核磁共振儀測其飽和狀態(tài)下及不同轉(zhuǎn)速離心后的流體賦存狀態(tài)，見圖4～圖7。

圖4　1#巖心（模擬地層水飽和度）的核磁共振T2譜

由圖4～圖7可知，儲層巖心飽和水的核磁共振T2譜基本上反映出2個峰，左峰表示小孔喉及微裂縫中的束縛水，右峰表示較大孔喉中的可動水。4塊巖心左峰都遠遠高于右峰，表明致密砂巖巖心飽和水中束縛水占到了極大的比例，流體賦存狀態(tài)主要為束縛水狀態(tài)。離心后的T2曲線下移，巖心含水飽和度不斷減小，表現(xiàn)為右峰降低，即可動水減少。

圖5　2#巖心（去離子水飽和度）的核磁共振T2譜

圖6　3#巖心（0.4%SATRO-1飽和度）的核磁共振T2譜

圖7　4#巖心（0.4%HUL飽和度）的核磁共振T2譜

考察了定量化離心過程中，巖心可動水與束縛水體積的變化，結(jié)果見表6。由表6可知，3#、4#致密砂巖在4 200 r/min轉(zhuǎn)速下經(jīng)20 min離心后，束縛水與可動水均有所降低，表明加入解水鎖劑有助于減小毛細管壓力，增加小孔喉中的液體返排，減弱水鎖損害。

3.4巖心滲透率傷害率評價

選取B區(qū)塊氣測滲透率相近的儲層巖心，測濕巖心的氣測滲透率，評價不同溶液浸泡對巖心滲透率的影響。浸泡溶液對巖心滲透率傷害程度用滲透率相對變化倍數(shù)表示，見公式4。滲透率相對變化倍數(shù)越大，溶液浸泡巖心后氣測滲透率越大，溶液對巖心傷害越小。參照溶液為B區(qū)塊模擬地層水。

表6　離心過程中巖心可動水與束縛水體積變化

3.4巖心滲透率傷害率評價

選取B區(qū)塊氣測滲透率相近的儲層巖心，測濕巖心的氣測滲透率，評價不同溶液浸泡對巖心滲透率的影響。浸泡溶液對巖心滲透率傷害程度用滲透率相對變化倍數(shù)表示，見公式4。滲透率相對變化倍數(shù)越大，溶液浸泡巖心后氣測滲透率越大，溶液對巖心傷害越小。參照溶液為B區(qū)塊模擬地層水。

滲透率相對變化倍數(shù)=溶液浸泡巖心后氣測滲透率/參照溶液浸泡巖心后氣測滲透率 （4）

分別測試去離子水、解水鎖劑SATRO-1和HUL溶液浸泡對巖心氣測滲透率的影響，結(jié)果見表7。由表7可知，干巖心的氣測滲透率最大，一旦巖心含水，其滲透率就會降低。浸泡解水鎖劑溶液的3#、4#巖心滲透率相對變化倍數(shù)大于1，表明解水鎖劑有助于巖心中液體返排，降低含水飽和度，提高滲透率，減弱水鎖損害對巖心滲透率的傷害。

表7　各巖心飽和地層水以及分別浸泡測試液后滲透率變化

4　結(jié)論

1.塔里木油田B區(qū)塊儲層具有孔隙度低、滲透性差、孔喉半徑細小、含天然裂縫、結(jié)構(gòu)復(fù)雜、非均質(zhì)性嚴(yán)重等特點，存在潛在嚴(yán)重的水鎖效應(yīng)；儲層富含伊利石、蒙脫石等黏土礦物，也會造成潛在的水鎖損害。

2.B區(qū)塊致密砂巖氣藏束縛水主要形式為毛細管水，當(dāng)外來流體進入儲層，受毛細管力束縛，會極大地占據(jù)儲層孔喉及微裂縫空間，與儲層平均孔喉半徑相比，占到了近乎一半，氣相滲流困難，造成嚴(yán)重的水鎖損害。

3.B區(qū)塊水鎖損害程度評價結(jié)果表明，水鎖滲透率損害率為99.43%，屬極強水鎖損害，且儲層巖心液鎖量大于90%，水鎖嚴(yán)重。

4.優(yōu)選的解水鎖劑能有效降低毛細管力，減小自吸侵入深度，并有助小孔喉液體返排，可緩解致密砂巖氣藏水鎖損害。

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Study on Water Block in Tight Sandstone Gas Reservoirs and Solutions Thereof

LI Ning1， WANG Youwei2， ZHANG Shaojun1， LI Jiaxue1， ZHANG Zhen1， ZHAO Cong2，HUANG Wei’an2
（1. Research Institute of Oil and Gas Engineering， Tarim Oilfield Division， Korla， Xinjiang 841000；2. College of Petroleum Engineering， China University of Petroleum， Qingdao， Shandong 266580）

The target zone of the block B in Tarim Basin is the Cretaceous Bashijiqike Formation. The depth of the wells drilled is greater than 6，000 m， and the reservoir rocks are tight， with porosity ranging from 1.0% to 9.4%， and permeability from 0.011×10-3to 8.56×10-3μm2. The porosity has poor relationship with permeability. The highly heterogeneous reservoir rocks have poorly developed pores， low permeability， developed fractures， high capillary forces， high clay contents， and are very easy to be affected by water blocking during well completion and fracturing. Analyses of water blocking based on the geological features of the reservoir rocks in this area indicate that the capillary water accounts for almost half of the volume of the pores， leading to highly difficult gas flow in the porous media. Using the Model SRT-II low permeability sensitivity tester， formation damage by water blocking is macroscopically analyzed through core flow experiment. Using NMR transverse relaxation time spectrum， formation damage by water blocking is microscopically analyzed. The analyses show that water blocking caused the permeability of the reservoir rocks to be reduced by 99%，and more than 90% of the water blocked in this area， mainly in the 0.01-250 nm pores. Based on the research， water blocking remover SATR0-1 and HUL were chosen and their performance studied through capillary imbibition， NMR examination， and permeability experiments. It was concluded that SATR0-1 and HUL can effectively reduce capillary forces and invasion depths by imbibition， and are helpful to liquid flowback through micro pore throats.

Tight gas reservoir； Formation damage by water blocking； Water blocking agent； NMR； Capillary imbibition experiment

TE258

A

1001-5620（2016）04-0014-06

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.04.003

中國石油天然氣股份有限公司科學(xué)研究與技術(shù)開發(fā)項目“碳酸鹽巖安全、快速、高效鉆完井技術(shù)”（2010E-2109）；國家科技重大專項課題“復(fù)雜地質(zhì)條件下深井鉆井液與高溫高壓固井技術(shù)研究”（2011ZX05021-004）。

李寧，高級工程師，1970年生，現(xiàn)在從事鉆井技術(shù)研究工作。電話 （0996）2172526；E-mail：liningtlm@petrochina.com.cn。

（2016-04-9；HGF=1604C7；編輯王超）