致密砂巖氣藏儲層水鎖傷害評價及解除方法實驗研究

石小虎，安文宏，王慧玲，張仁燕，柳 娜，解古巍

（1.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710021；2.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710021）

鄂爾多斯盆地上古生界砂巖儲層具有以下特征，巖性以石英砂巖及巖屑石英砂巖為主，碎屑巖中的主要碎屑物質為石英（包括燧石巖屑）和淺變質的千枚巖及板巖屑，少量火山巖屑、沉積巖屑及其他變質巖屑如片巖、石英巖及變質沉積巖類巖屑，長石含量很少。膠結物主要為伊利石、高嶺石和硅質膠結物，碳酸鹽膠結物含量較低。孔隙類型以次生孔隙為主，其中晶間孔、巖屑溶孔最發育，原生粒間孔很少。儲層物性孔隙度最大為12.66 %，最小為1.04 %，平均為6.55 %，大部分介于3 %～8 %；滲透率最大為34.85×10-3μm2，最小為0.01×10-3μm2，平均為0.36×10-3μm2，滲透率隨孔隙度的增大而增大。儲層砂巖最大連通孔喉半徑平均為1.850 μm，孔喉中值半徑平均為0.265 μm，屬于微細喉道，排驅壓力和中值壓力較高，排驅壓力平均為0.624 MPa，為典型的低滲透致密砂巖儲層。

1 水鎖實驗評價

1.1 實驗巖樣選取

實驗所選取147 塊巖樣孔滲物性實驗結果表明，孔隙度最大為12.80 %，最小為1.04 %，平均為5.87 %，大部分介于2 %～8 %。滲透率最大為9.57×10-3μm2，最小為0.04×10-3μm2，平均為1.50×10-3μm2。滲透率介于（0.1～0.5）×10-3μm2的巖心最多，裂縫巖心滲透率平均為46.03×10-3μm2，所選取樣品能夠代表研究區的儲層特征。

1.2 水鎖傷害評價

水鎖傷害評價表明（見表1），地層水水鎖指數最小39.71 %，最大96.19 %，平均71.28 %，總體上為強水鎖，個別樣品為中等偏弱水平，與其巖性為石英砂巖有關。

1.3 影響水鎖傷害因素分析

水鎖效應是造成低滲透氣藏產能下降的重要因素，目前普遍認為的影響因素有：氣測滲透率大小、初始飽和度、界面張力、水相物理侵入深度、注入流體黏度、驅動壓力、孔隙結構、黏土礦物種類及含量等[1，2]。

1.3.1 孔喉半徑、滲透率的影響 水鎖傷害程度總體表現為平均孔喉半徑越小，束縛水飽和度越高，損害率越高。儲層孔喉半徑r 越小，毛細管阻力越大，返排外來流體所需時間越長，因而水鎖傷害程度越大。研究層段儲層孔喉細小，最大孔喉半徑平均為1.85 μm，中值半徑平均為0.265 μm，地層毛管阻力大，返排外來流體所需時間長，水鎖傷害程度大。

1.3.2 黏土礦物的類型及含量的影響 填隙物與水鎖傷害率統計表明（見表2），填隙物主要為伊利石的巖心，水鎖損害率最高，為87.9 %，硅質膠結的巖心，水鎖損害率最低，為58.6 %，高嶺石、方解石、鐵白云石、菱鐵礦對水鎖傷害的影響相對居中。

表1 水鎖實驗數據表

表2 填隙物與水鎖傷害率關系

1.3.3 原始、束縛水飽和度差異的影響 鄂爾多斯盆地上古生界致密儲層原始含水飽和度總是小于束縛水飽和度（見表3），而且隨著滲透率增大，束縛水飽和度與原始含水飽和度之差減小。

原始含水飽和度越小，液相在毛細管中被捕集的趨勢越大，被捕集的量也越多。孔喉尺寸越小，滲透率越低，束縛水飽和度就越高，同時原始含水飽和度也越高，兩者之間的差值也越大。隨含水飽和度的增加，水鎖效應所造成的傷害程度上升并逐漸趨于平緩。

圖1 水鎖實驗原始含水飽和度、束縛水飽和度差值與孔喉半徑的關系曲線

原始含水飽和度越小，液相在毛細管、縫中被捕集的趨勢越大，被捕集的量也越多。如果巖心的含水飽和度值大于束縛水飽和度，就不會形成嚴重的水鎖損害。因為儲層中已經被地層水和自由鹽水飽和，這部分水相的特點是不可避免、先期存在和高飽和度，并且導致儲層的原始產能很低。巖石越致密，孔喉尺寸越小，滲透率越低，束縛水飽和度就越高，同時原始含水飽和度也越高，兩者之間的差值也越大（見圖1），石英砂巖的孔喉半徑比巖屑砂巖、巖屑石英砂巖的高。因此，儲層越致密，水鎖損害越嚴重。研究層段為低孔、低滲致密砂巖儲層，儲層原始含水飽和度一般小于束縛水飽和度10 %～20 %，因而有很強的水鎖損害潛力，且其強度隨滲透率的降低而加大。

2 解除水鎖實驗評價

加大生產壓差、注醇、注CO2是解除水鎖效應的有效方法[3-5]。

2.1 巖心突破壓力梯度實驗

突破壓力或突破壓力梯度是指氣體能夠進入巖心需要的驅替壓差或壓力梯度，可用氣泡法測定突破壓力或突破壓力梯度，計算公式如下：

式中：Pt-突破壓力，MPa；Pcd-排驅壓力，MPa；L-巖心長度，m。

2.1.1 突破壓力梯度與不同類型巖心的關系 突破壓力梯度隨氣測滲透率的升高而降低（見表4），其中滲透率為（0.1～0.5）×10-3μm2的巖心平均突破壓力梯度為6.52 MPa/m，滲透率為（0.5～1）×10-3μm2的巖心平均突破壓力梯度為4.00 MPa/m，滲透率大于1×10-3μm2的巖心平均突破壓力梯度為3.18 MPa/m；巖屑砂巖平均突破壓力梯度最高，為4.99 MPa/m，石英砂巖最小，為2.96 MPa/m，巖屑石英砂巖居中，為3.86 MPa/m；伊利石膠結巖心平均突破壓力梯度最高，為4.42 MPa/m，硅質膠結巖心突破壓力梯度最低，為3.02 MPa/m。

表3 儲層束縛水飽和度與原始含水飽和度關系統計表

表4 突破壓力梯度與不同巖性關系統計表

2.1.2 突破壓力梯度與含水飽和度的關系 在相同的實驗圍壓下，隨驅替實驗的進行，巖心中含水飽和度降低，突破壓力梯度也隨之降低；滲透率越低的巖心，突破壓力梯度越高，并且，隨含水飽和度的升高，突破壓力梯度升高的也越快。含水飽和度低于40%后，實驗測試突破壓力小于排驅壓力，巖心不存在突破壓力梯度。

2.2 注醇解除水鎖實驗

用加濕氮氣驅替，實驗時保持驅替壓差恒定，氣驅水達到束縛水狀態時，反擠一定量的乙醇，繼續用氮氣驅替，巖心的氣體有效滲透率有顯著提高，相對增加幅度平均為97 %，液體飽和度也有所下降，相對降低幅度平均為71 %（見表5）。

醇處理措施減緩水鎖效應的原因如下：醇與實驗巖心中的殘余水形成混合溶液，降低體系的表面張力，降低毛管阻力，形成低沸點共沸物，易于氣化排除，有助于攜帶地層水一起排出，從而減少排液時間；醇具有防止黏土膨脹、使膨脹黏土收縮并能使在水中脹開的聚合物分子收縮的性質。

2.3 CO2 驅替解除水鎖實驗

CO2驅替使含水飽和度降得更低，滲透率恢復的更高，但CO2解除水鎖的能力不具明顯優勢。在相同的驅替時間下，CO2驅比N2驅，含水飽和度值僅低4.6 %，損害率僅低2.2 %。與N2比較，CO2能更多溶于模擬地層水中，使地層水體積膨脹，驅替能量增高，攜帶地層水的體積增多，地層水黏度降低，流動性增強；但在實驗條件下，CO2的優勢不能有效發揮（見表6）。

加大生產壓差、注醇、注CO2是解除水鎖效應的有效方法。（1）突破壓力梯度隨氣測滲透率的升高而降低，扣除排驅壓力影響后，突破壓力梯度為3.91 MPa/m。巖屑砂巖平均突破壓力梯度為4.99 MPa/m，石英砂巖平均突破壓力梯度為2.96 MPa/m，巖屑石英砂巖平均突破壓力梯度為3.86 MPa/m；伊利石膠結巖心平均突破壓力梯度為4.42 MPa/m，硅質膠結巖心突破壓力梯度為3.02 MPa/m；（2）醇處理措施效果優良，氣體有效滲透率相對增加達97.22 %，液體飽和度相對降低達71.36 %；（3）與N2比較，CO2解除水鎖效應的優勢在實驗條件下不明顯。

3 結論

表5 醇處理前后氣體有效滲透率、液體飽和度

表6 CO2、N2 驅替實驗比較表

儲層保護以氣層預防和改造為主，針對水鎖敏感性強的特征，鉆井過程中盡量避免使用水基工作液，使用無水的氣體類流體作為工作液，如空氣、N2、CO2、氣態烴。使用含水量低的泡沫也可以減輕水鎖損害。壓裂過程中的儲層保護主要是防止壓裂液進入儲層，壓裂時可采用液態N2，CO2來代替常規水基壓裂液。盡量避免和減少水基工作液侵入，采用CO2和注醇方法解除和降低水鎖傷害，并及時有效返排。

［1］ 賴南君，葉仲斌，劉向君，等.低滲透致密砂巖氣藏水鎖損害室內研究［J］.天然氣工業，2005，25（4）：125-127.

［2］ 張振華，鄢捷年.低滲透砂巖儲集層水鎖損害影響因素及預測方法研究［J］.石油勘探與開發，2000，27（3）：75-81.

［3］ 丁青山，龐曉東，等.氣井中水鎖的蒸發清除技術［J］.國外油田工程，2006，22（2）：29-31.

［4］ 廖銳全，徐永高，胡雪濱.水鎖效應對低滲透儲層的損害及抑制和解除方法［J］.天然氣工業，2002，22（6）：87-89.

［5］ 趙東明，鄭維師，劉易非.醇處理減緩低滲氣藏水鎖效應的實驗研究［J］.西南石油學院學報，2004，26（2）：67-69.