氣濕反轉解除裂縫-基質液鎖的實驗研究

王 斌，汪 杰，姚二冬，周福建，張 樂，魏慧蕊，李秀輝

(1新疆油田公司工程技術研究院 2中國石油大學(北京)非常規天然氣研究院 3中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室 4西部鉆探井下作業公司)

致密砂巖凝析氣藏開采過程中形成較強的“液鎖”效應大大降低氣井產量，而“液鎖”效應的產生包括地層壓力下降凝析液析出和鉆完井時外來流體入侵兩種情況[1-2]。在現場通常采用解除“液鎖”損害和增加地層滲流能力的處理辦法，包括：對井眼重新完井、注入溶劑、水力壓裂、鉆水平井、水驅或氮氣驅替液鎖損害帶、氣體回注和近井地帶潤濕性改變等。除儲集層潤濕性改變外，其他方法解除近井地帶液鎖損害均為暫時性的，且消耗大量資金成本和設備[3]。如水力壓裂可有效改善地層滲流能力，但壓裂液返排過快會造成凝析液析出，慢速返排會造成壓裂液滯留，兩者均會產生液鎖現象，造成地層氣相滲透率下降，影響氣井產量[4]。

將氣藏潤濕性改變為氣相潤濕，提高氣相滲流能力是長效解除致密砂巖凝析氣藏液鎖問題最有效的方法。2000年，Li K, Firoozabadi A等借助油氣藏巖石表面液濕性理論提出了油氣藏巖石表面“氣潤濕”的概念，并將凝析氣藏潤濕性從強液濕轉變為優先氣濕使氣井產量大幅度提高[5-6]。其主要作用機理為通過氟碳類活性物質在巖石表面的吸附作用，使固體表面潤濕性發生改變，達到疏水疏油的目的[7-10]。近年來，國內外學者針對不同類型溶劑、反轉劑及其宏觀、微觀作用機理進行大量深入的研究，揭示了潤濕性改變前后介質的潤濕角、表面自由能、滲流能力等變化情況[10-15]。致密砂巖開采過程中，通過水力壓裂形成高導流能力的支撐裂縫是主要的增產措施之一[16]，因此，針對裂縫-基質雙重介質的液鎖解除效果評價顯得尤其重要。

一、實驗

1. 實驗材料

0.5%wt水溶性氟碳類疏水疏油納米劑CRS-850，2%wt KCl鹽水，不同目數石英砂，迪北102井巖心，高純氮氣等。

2. 實驗儀器

巖心夾持器，填砂管，JY-PHb型接觸角測定儀，ISCO恒速恒壓泵，巖心劈裂設備,壓差傳感器，數據采集系統，量筒，秒表等。

3. 實驗步驟

3.1 巖心驅替實驗

使用2%wt KCl鹽水注入未處理的飽和空氣巖心樣品中(用鹽水代替蒸餾水以避免巖心膨脹，破壞巖心內部)，完成注入并達到穩態條件；使用濕潤氮氣驅替以置換巖心中的鹽水，然后用純甲醇溶液對巖心進行處理，從巖心中清除剩余的鹽水，同時測試巖心端面的“空氣-水相-巖心”潤濕角；將巖心放置于70℃烘箱中干燥24 h。為了使巖心飽和化學劑(氣潤濕反轉劑)，首先將巖心進行抽真空吸收化學溶液，然后注入5 PV化學溶液以確保巖心完全被飽和，在70℃中老化2 d；使用濕潤氮氣驅出巖心中化學劑，然后測試巖心端面的“空氣-水相-巖心”潤濕角。巖心驅替實驗基本參數如表1所示。

3.2 填砂管實驗

使用2%wt KCl鹽水注入石英砂填砂管模型中，完成注入并達到穩態條件；使用潤濕氮氣驅替以置換填砂管中的鹽水，記錄不同時間段氣驅排液量；恒速1 cm3/min的速率向填砂管中注入化學劑至穩態條件，將填砂管在70℃中老化2 d；為避免填砂管中液體被蒸發造成誤差，向填砂管中重新注入1～2 PV化學劑至穩態；濕潤氮氣驅替填砂管以置換其中的液相，記錄不同時間段氣驅排液量。見表2。

表1 迪北102井實驗用巖心基本參數表

表2 填砂管基本參數表

二、實驗結果及分析

1. 優先氣濕的實現

空氣中，巖心經過0.5%wt的氣潤濕納米劑CRS-850處理后，采用停滴法測量其潤濕性改變前后巖心表面接觸角。處理前巖心表面“氣-液-固”左接觸角為32.5°，右接觸角為34.1°，表現為強水濕；當采用質量分數0.5%的CRS-850溶液處理后巖心“氣-液-固”左接觸角為101.5°，右接觸角為100.9°，巖心潤濕性由強水濕轉變為氣相潤濕。

2. 基質巖心驅替實驗結果

基質巖心化學劑處理前后氣測滲透率見圖1。干燥巖心氣測滲透率介于0.048～0.63 mD之間，屬于低滲透率砂巖巖心。飽和鹽水后氣測滲透率平均降低1～2個數量級，這是由于液體進入巖心基質，由于巖心孔吼表面親水性，液相在孔吼端面吸附滯留，降低氣相滲流的孔吼半徑，對其形成堵塞，阻礙氣體滲流。同時，在大孔道，由于賈敏效應的存在，氣泡在大孔道形成堵塞，進一步阻礙氣體滲流，形成“液鎖”效應。巖心經過氣潤濕劑CRS-850處理后，氣測滲透率平均恢復1～2個數量，表明氣潤濕反轉劑可顯著改善巖心孔吼表面的潤濕性，氣相潤濕有利于氣驅過程中液相流動，將液體驅替出巖心，解除液相滯留降低孔吼半徑和“液鎖”效應。

圖1 化學劑處理前后巖心氣測滲透率值

飽和鹽水后巖心損害率和化學劑處理后巖心氣測滲透率的提高率如圖2所示。飽和鹽水后，巖心氣測滲透率大大降低，巖心滲透率降低95.68%～99.84%；氣潤濕劑處理后，巖心滲透率恢復效果顯著，在氣驅鹽水滲透率基礎上提高了501.69%～673.91%，表明氣潤濕反轉劑有利于致密砂巖儲層解除“液鎖”損害。

圖2 飽和鹽水巖心損害率和氣濕反轉劑改善效果圖

3. 填砂管模擬支撐裂縫實驗結果

采用不同目數的填砂管模型模擬壓裂后形成的支撐裂縫，并評價氣潤濕反轉劑對不同滲透率填砂管模型液相損害解除效果。圖3為填砂管模型氣驅鹽水排水率曲線圖，氣驅鹽水時4.68 D、5.39 D、7.34 D、10.01 D滲透率填砂管對應排水率分別為63.88%、59.26%、56.35%、50.51%，隨著干燥填砂管氣驅滲透率的降低，氣驅飽和鹽水后填砂管排水率逐漸增大，這主要由于填砂管滲透率越低，其內部孔隙越小，氣驅過程中指進程度越低，氣體在填砂管中可均勻推進，氣驅排水率高。

圖3 填砂管模型氣驅鹽水排水率曲線圖

圖4為填砂管模型氣驅CRS-850溶液排水率曲線圖。通過CRS-850溶液氣潤濕反轉劑老化處理后的填砂管模型，4.68 D、5.39 D、7.34 D、10.01 D滲透率對應氣驅排水率分別為78.59%、73.08%、67.45%、59.23%。相比于氣驅鹽水，CRS-850溶液處理后的模擬支撐裂縫氣驅排水率分別提高了14.71%、13.82%、11.09%、8.72%。同時，填砂管模型的滲透率越低，潤濕性改變后氣驅排水率提高幅度越大，效果越顯著。

圖4 氣驅CRS-850溶液處理后填砂管模型排水率曲線圖

4. 裂縫-基質巖心雙重介質實驗結果

采用巴西劈裂法將巖心進行劈裂，并采用壓裂用支撐劑充填裂縫，形成裂縫-基質巖心雙重介質并評價氣潤濕反轉劑對其液相損害解除效果。裂縫寬度65 μm，基質巖心初始滲透率為0.63 mD，干燥裂縫巖心初始氣測滲透率為99.26 mD。裂縫-基質巖心飽和鹽水后氣測滲透率為60.21 mD，下降幅度達39.34%；采用氣潤濕反轉劑處理后裂縫-基質巖心氣測滲透率為79.54 mD，恢復率達19.47%。氣潤濕反轉劑對于壓裂后巖心仍具有較好的潤濕反轉效果，實驗表明氣測滲透率增加有利于氣驅壓裂后形成的裂縫-基質巖心雙重介質中的液相損害。

三、結論

(1)氟碳類氣潤濕反轉劑CRS-850溶液可實現巖心表面潤濕性由強水濕性轉變為氣相潤濕，處理后巖心端面“氣-液-固”平均潤濕角從33.3°增大到101.2°。

(2)氣潤濕反轉劑顯著提高巖心內部液相滲流能力，增加氣驅滲透率，巖心氣驅滲透率恢復效果顯著，在氣驅鹽水基礎上提高了501.69%～673.91%，表明氣潤濕反轉劑有利于致密砂巖儲層解除“液鎖”損害。

(3)氣潤濕反轉劑可進一步解除填砂模型模擬壓裂后形成的支撐裂縫液鎖損害，填砂管模型滲透率越低，氣驅排水率越高，潤濕性改變后的氣驅排水率提高幅度也越大。

(4)氣潤濕反轉劑可恢復裂縫-基質巖心雙重介質的氣測滲透率達19.47%，有利于解除壓裂后形成的裂縫及巖心基質中液相損害，提高液相返排率潛力。