中江氣田生產(chǎn)井儲(chǔ)層水鎖解除技術(shù)

滕汶江，許劍

（中國(guó)石化西南油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，四川德陽(yáng) 618000）

中江氣田沙溪廟組氣藏為復(fù)雜構(gòu)造背景下的窄河道致密砂巖氣藏，儲(chǔ)層孔隙度介于9%～12%，平均值為8.3%，有效滲透率介于0.08～0.32 mD，平均值為0.5 mD，屬于低孔低滲致密儲(chǔ)層[1]。氣藏中后期含水飽和度達(dá)到90%以上，根據(jù)Bennion DB 的水鎖傷害程度的APTi數(shù)學(xué)模型計(jì)算，該氣藏95%氣井為永久性水鎖。目前80%氣井處于低壓低產(chǎn)階段，氣井能力不足，進(jìn)一步加劇了儲(chǔ)層水鎖，據(jù)統(tǒng)計(jì)，每年因儲(chǔ)層水鎖導(dǎo)致的天然氣產(chǎn)量損失達(dá)1 000×104m3以上[2]。研究表明，致密砂巖氣藏采用“注氣+注表面活性劑/有機(jī)溶劑”解液鎖是最經(jīng)濟(jì)、最有效的手段[3]。為此，開(kāi)展了新型解水鎖劑研發(fā)及應(yīng)用。

1 解水鎖劑研發(fā)

常用水鎖解除法為物理法和化學(xué)法，物理法主要有水力壓裂、地層加熱、干氣吞吐等，單純物理法作用有限且成本高，目前以化學(xué)解除法為主?；瘜W(xué)解水鎖法是借助表面活性劑降低液固界面張力，減小毛管力，提高液相流動(dòng)性；表面活性劑吸附在巖石表面，改變巖石表面的潤(rùn)濕性，提高液相接觸角，提高液相的流動(dòng)性。為此，研發(fā)了雙疏性解水鎖劑，表面活性劑分子結(jié)構(gòu)上有一層偶聯(lián)劑，能夠緊密吸附在巖石表面，分子表層為輸水層，降低液體附著能力，從而實(shí)現(xiàn)解水鎖功能（圖1）。

圖1 新型解水鎖劑分子結(jié)構(gòu)和作用機(jī)理

1.1 表面活性檢測(cè)

實(shí)驗(yàn)室采用K100C 全自動(dòng)表面張力儀開(kāi)展表面張力檢測(cè)（圖2），新型表面活性體系在20 ℃環(huán)境溫度下，濃度為68.36 mg/L 表面張力降低至15.95 mN/m，目前市面上降表面張力最好的氟碳類表面活性劑為20.75 mN/m，新藥劑體系降低了23%。

圖2 表面張力檢測(cè)

1.2 體系電性檢測(cè)

致密砂巖儲(chǔ)層為負(fù)電性或者中性電性[5]（圖3），設(shè)計(jì)新型表面活性劑為正電性體系，保證藥劑有效地吸附在巖石表面，新型表面活性劑電性為+8.83 mV，具有較強(qiáng)的吸附力。

圖3 體系電性檢測(cè)

1.3 膠束粒徑

藥劑的膠束粒徑中值為0.237 μm（圖4），中江氣田致密沙溪廟儲(chǔ)層孔徑介于23.3～109 μm，保證了藥劑能夠進(jìn)入儲(chǔ)層基質(zhì)。

圖4 體系膠束粒徑檢測(cè)

1.4 耐溫耐鹽性能

溶液在溫度為20 ℃、60 ℃、80 ℃、100 ℃，礦化度為0、10 000 mg/L、30 000 mg/L、50 000 mg/L，老化20 d 均能保持均一穩(wěn)定性，表面活性仍能保持在較高水平（表1）。

表1 不同礦化度和溫度條件下表面張力測(cè)試

1.5 潤(rùn)濕性調(diào)控

在濃度為20 m/L，將蒸餾水的接觸角從42.75°提升為71.10°，接觸角增加率達(dá)到66.32%，起到了潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)的作用。

2 巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

2.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備與材料

實(shí)驗(yàn)儀器：高溫高壓多功能驅(qū)替系統(tǒng)（江蘇博銳思科研儀器有限公司），包括自動(dòng)泵、手動(dòng)泵、巖心夾持器、流量計(jì)、恒溫箱、中間容器等（圖5）。

圖5 多功能巖心驅(qū)替系統(tǒng)

主要試劑及材料：非離子類氟碳表面活性劑FT01（分析純，上海福田化工科技公司）；新型解水鎖劑SHY（分析純，西南油氣分公司）；甲醇（分析純，川西化工廠）；巖心試樣（中江沙溪廟組2.5 cm×3.6 cm）；過(guò)濾完固體雜質(zhì)的地層水5 L（中江沙溪廟組）。

2.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）將系統(tǒng)升溫至地層溫度80 ℃，保持至少2 h以上；（2）保持地層壓力，采用氮?dú)庹蝌?qū)替巖心，測(cè)試巖心滲透率；（3）反向注入1 PV 地層流體（水/凝析油），正向氣測(cè)滲透率；（4）反向注入1 PV 解水鎖劑，正向氣測(cè)滲透率。

2.3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

采用0.5%SHY01、0.02%SHY02、0.5%FT01 以及100%甲醇4 種藥劑開(kāi)展解水鎖實(shí)驗(yàn)（表2）。

表2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

4 種藥劑均對(duì)水鎖有解除效果，解除污染后巖心滲透率有一定程度上升。改善效果從高到低依次是：0.02%SHY02 藥劑解除水鎖后滲透率提高了0.002 3 mD，恢復(fù)率為22.688%；0.5%SHY01 藥劑使?jié)B透率提高了0.000 7 mD，恢復(fù)率為20.378%；100%甲醇藥劑讓滲透率提高了0.000 5 mD，恢復(fù)率為17.648%；0.5%FT01 藥劑解除污染后讓滲透率上升了0.001 8 mD，恢復(fù)率為15.955%。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

采用新型解水鎖在X 水平井中開(kāi)展現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用（圖6），該井在2016 年6～9 月發(fā)生儲(chǔ)層水鎖，產(chǎn)氣量從0.99×104m3/d 下降至0.55×104m3/d，施工前綜合表皮系數(shù)為4.5，表現(xiàn)為近井帶存在傷害。儲(chǔ)層水鎖發(fā)生在基質(zhì)內(nèi)，為了讓解水鎖到達(dá)基質(zhì)水鎖帶，設(shè)計(jì)“注解堵劑（鹽酸+解水鎖劑）+注氣”的施工方案，藥劑體系為：15%HCl+5%解水鎖劑+增效劑+防膨劑。

圖6 X 井試驗(yàn)前后生產(chǎn)曲線

2020 年7 月1 日先向井筒泵注藥劑34 m3，采用25 m3液氮進(jìn)行頂替，施工后采用強(qiáng)排和氣舉排液2 個(gè)月，產(chǎn)氣量從0.08×104m3/d 增加到0.3×104m3/d，產(chǎn)液量從0.1 m3/d 增加到0.3 m3/d，套壓從3.2 MPa 增加到4.68 MPa，已經(jīng)連續(xù)增產(chǎn)3 個(gè)月，累計(jì)增產(chǎn)天然氣25×104m3，還持續(xù)有效。

4 結(jié)論

（1）研發(fā)了新型儲(chǔ)層解水鎖劑SHY 體系，能夠?qū)⑺芤罕砻鎻埩抵?5.95 mN/m，潤(rùn)濕解除角從42.75°提升為71.10°，體系電性達(dá)到+8.83 mV，膠束粒徑為0.237 μm，具有高表面活性、潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)、低膠束粒徑、強(qiáng)吸附性特征。

（2）巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，采用新型SHY 系列解水鎖劑驅(qū)替巖心后，滲透率恢復(fù)值達(dá)到20%以上，解水鎖效果好于甲醇和氟碳類表面活性劑FT01。

（3）在生產(chǎn)后期的X 水平井成功實(shí)施“注解堵劑（鹽酸+解水鎖劑）+注氣”儲(chǔ)層解水鎖工藝，產(chǎn)氣量從0.08×104m3/d 增加到0.3×104m3/d，增產(chǎn)率達(dá)到270%，累計(jì)增產(chǎn)天然氣25×104m3以上。