杭錦旗致密砂巖氣藏控水壓裂材料評價優(yōu)選研究

李洋洋

杭錦旗致密砂巖氣藏控水壓裂材料評價優(yōu)選研究

李洋洋

（中國石化華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，河南 鄭州 450006）

致密砂巖氣藏是油氣田勘探開發(fā)的一個重要接替方向。杭錦旗上古生界地層水分為竄層水、凝析水、透鏡體水、邊底水、氣層滯留水等5種類型。將一種控水表面活性劑溶液注入近井地帶儲層，表活劑與巖石孔壁發(fā)生界面修飾作用，通過排驅(qū)作用可以將近井地帶孔喉的水逐漸排出，降低水膜厚度，增大氣相滲透通道，達到控水增氣的目的。對這類儲層，通過室內(nèi)研究，按照“疏水”的思路，開展了巖心表面修飾前后接觸角測試、表面活性劑界面修飾微觀特征及時效性評價、壓裂過程中表活劑注入深度實驗評價、界面修飾前后巖心氣-水相滲實驗方法優(yōu)選評價控水表面活性劑控水材料，為致密砂巖氣藏開發(fā)提供借鑒。

致密砂巖氣藏；控水壓裂；含水氣層；控水表面活性劑；評價優(yōu)選；實驗

致密砂巖氣藏是油氣田勘探開發(fā)的一個重要接替方向。近年來，新發(fā)現(xiàn)儲量主要為致密砂巖油氣藏類型，分布在華北、勝利、西北、華東和江蘇等地區(qū)。已有研究表明，杭錦旗上古生界地層水分為竄層水、凝析水、透鏡體水、邊底水、氣層滯留水等5種類型。由于在生產(chǎn)過程中地層水逐漸從地層遠端向近井地帶匯集，導(dǎo)致近井地帶含水飽和度增大，進而導(dǎo)致氣相滲透率降低或氣井停產(chǎn)，即導(dǎo)致儲層發(fā)生水鎖損害。針對這類儲層，通過室內(nèi)研究，按照“疏水”的思路，優(yōu)選評價控水表面活性劑控水材料。致密砂巖氣藏控水壓裂材料評價優(yōu)選方法的攻關(guān)和應(yīng)用，可為致密砂巖氣藏開發(fā)提供借鑒。

1 氣水同層儲層控水技術(shù)思路

由于儲層具有較強的親水性，地層水一旦在近井地帶富集，將使孔喉毛管壓力大幅度增加，導(dǎo)致水相難以排出。因此，為了有效地釋放儲層產(chǎn)能，必須將近井地帶儲層孔喉壁面進行改性，即將強親水壁面改性為中性潤濕或疏水性壁面，同時降低 氣-液界面張力。根據(jù)毛管壓力理論可知，若使接觸角由親水向中性潤濕，且氣-水界面張力降低，必然會大幅度降低毛管壓力，將近井地帶孔喉中滯留的水相排驅(qū)出來，并大幅度降低后續(xù)水相排驅(qū)阻力。基于以上思路，在氣井生產(chǎn)過程中通過排驅(qū)作用可以將近井地帶孔喉的水逐漸排出，降低水膜厚度，增大氣相滲透通道，達到控水增氣的目的。

2 控水壓裂處理劑優(yōu)選實驗評價

2.1 巖心表面修飾前后接觸角測試

潤濕反轉(zhuǎn)劑處理云母片前后接觸角變化特征表1所示。

表1 潤濕反轉(zhuǎn)劑處理云母片前后接觸角變化特征

從表1接觸角實驗結(jié)果可知，未經(jīng)處理的云母片接觸角為13.96°～22.19°，表現(xiàn)為親水特征，當(dāng)云母片在上述8種處理劑溶液中浸泡后接觸角都有不同程度的增大，具體表現(xiàn)在：處理劑A1處理后潤濕角從14.14°變?yōu)?7.43°，處理劑B1處理后潤濕角從15.49°變?yōu)?0.52°，處理劑B2處理后潤濕角從18.89°變?yōu)?0.32°，處理劑B3處理后潤濕角從14.14°變?yōu)?0.52°，處理劑B4處理后潤濕角從22.19°變?yōu)?2.47°，處理劑B5處理后潤濕角從17.09°變?yōu)?8.60°，處理劑B6處理后潤濕角從17.11°變?yōu)?6.95°，處理劑B7處理后潤濕角從17.14°變?yōu)?6.58°。

綜合實驗結(jié)果可知，上述8種處理劑均能減弱巖石親水性，其中處理劑A1能使云母片達到或接近中間潤濕狀態(tài)（接觸角接近90°），因此后續(xù)利用巖心薄片來優(yōu)選處理劑A1的質(zhì)量分數(shù)。

潤濕反轉(zhuǎn)劑A1處理巖心前后接觸角變化特征如表2所示。水滴在未經(jīng)處理的巖心薄片迅速鋪展開來，儀器不能測出其接觸角，巖心表現(xiàn)為強親水性，當(dāng)巖樣在不同質(zhì)量分數(shù)處理劑A1溶液中浸泡后接觸角隨處理劑質(zhì)量分數(shù)升高而先增加后降低，具體表現(xiàn)為：質(zhì)量分數(shù)為0.1%時，接觸角為68.09°；質(zhì)量分數(shù)為0.15%時，接觸角為78.46°；質(zhì)量分數(shù)為0.2%時，接觸角為84.11°；質(zhì)量分數(shù)為0.3%時，接觸角為91.16°；質(zhì)量分數(shù)為0.4%時，接觸角為64.19°；質(zhì)量分數(shù)為0.5%時，接觸角為77.71°。因此優(yōu)選A1的質(zhì)量分數(shù)為0.2%～0.3%。

表2 潤濕反轉(zhuǎn)劑A1處理巖心前后接觸角變化特征

潤濕反轉(zhuǎn)劑C處理巖心前后接觸角變化特征如表3所示。

表3 潤濕反轉(zhuǎn)劑C處理巖心前后接觸角變化特征

和處理劑A1不同，處理劑C質(zhì)量分數(shù)越大，巖心薄片表面接觸角越大。具體表現(xiàn)為：質(zhì)量分數(shù)為0.01%時，接觸角為28.35°；質(zhì)量分數(shù)為0.05%時，接觸角為57.10°；質(zhì)量分數(shù)為0.1%時，接觸角為70.06°；質(zhì)量分數(shù)為0.2%時，接觸角為89.07°；質(zhì)量分數(shù)為0.25%時，接觸角為101.13°；質(zhì)量分數(shù)為0.3%時，接觸角為100.67°。因此優(yōu)選C的質(zhì)量分數(shù)為0.2%。

表活劑A1和表活劑C表面張力測試結(jié)果如 圖1所示。在表活劑與巖石接觸角篩選基礎(chǔ)上，通過測試表活劑A1和C在不同質(zhì)量分數(shù)條件下表面張力，進一步篩選復(fù)合要求的控水處理劑。實驗結(jié)果顯示，表活劑C和表活劑A1均在質(zhì)量分數(shù)為0.1%時，表面張力最低，其中A1表活劑的表面張力為18.98 mN·m-1，表活劑C的表面張力為15.99 mN·m-1；質(zhì)量分數(shù)為0.2%時，表活劑C的表面張力和表活劑A1的表面張力十分接近，約為20 mN·m-1。綜合考慮兩種表活劑接觸角和表面張力測試結(jié)果可知，表活劑C的性能略優(yōu)于表活劑A1。

圖1 表活劑A1和表活劑C表面張力測試結(jié)果

3 表面活性劑界面修飾微觀特征及時效性評價

3.1 微觀吸附表征實驗

為了明確表面活性劑在巖石孔喉表面的吸附和時效特征，進行了微觀吸附表征實驗，結(jié)果如圖1、圖2所示。

圖2 吸附解水鎖劑的云母片在地層水中浸泡不同時間后吸附微觀形貌特征

圖3 吸附解水鎖劑的巖心片在地層水中浸泡不同時間后接觸角變化特征

實驗結(jié)果表明，吸附處理劑C的云母在浸泡之前，處理劑C在云母片上主要呈多層吸附狀分布，此時巖心表面接觸角為86.1°；當(dāng)在地層水中浸泡30 d后，云母片表面吸附的處理劑C逐漸變薄，呈連片狀吸附，此時接觸角為80.5°；當(dāng)浸泡時間進一步延長至60 d和90 d時，云母片表面處理劑C分別呈孤島狀吸附和點狀吸附，此時接觸角分別為62.8°和34.6°。總體來看，表活劑C在地層水中浸泡時間越長，在巖石表面吸附的厚度越薄，接觸角逐漸減小，但從接觸角變化特征來看，處理劑C地層水中浸泡60 d時間，接觸角依然能維持在60°以上，表明該處理劑有效性可以達到2月以上。

3.2 界面修飾前后巖心水膜厚度實驗

通過對巖心孔喉表面界面修飾，以實現(xiàn)在氣驅(qū)過程中減小毛管力，同時低氣-水界面張力可以促進氣驅(qū)水過程中氣相對水相的攜帶，兩者協(xié)調(diào)作用降低孔喉水膜厚度，增大氣相滲流通道。巖心水膜厚度測試實驗結(jié)果如表4所示。

表4 巖心界面修飾前后巖心水膜厚度變化特征

將兩種表活劑按0.2%配制溶液，分別對巖心進行界面修飾，并測試修飾前后的水膜厚度。實驗結(jié)果顯示，表活劑A1可將巖心水膜厚度降低8～9 nm，水膜厚度降低幅度為10.50%～11.08%，而表活劑C可將巖心水膜厚度降低16～25 nm，水膜厚度降低幅度20.10%～28.87%。由此可知，表活劑C比表活劑A1解除近井帶水鎖更有效，因此后續(xù)實驗均選擇0.2%表活劑C溶液作為界面修飾處理劑。

4 壓裂過程表活劑注入深度實驗評價

控水壓裂處理劑溶液動態(tài)濾失測試結(jié)果如圖4所示。

利用動態(tài)濾失儀測試了3塊巖心的動態(tài)濾失曲線。由3個樣品的濾失曲線可知，前2個樣品均在9 min以后達到了穩(wěn)定濾失階段，第3個樣品在濾失25 min以后達到穩(wěn)定濾失階段。

排采效果與前期地質(zhì)勘探、井網(wǎng)排布、鉆完井過程相關(guān)，國內(nèi)的煤層氣還處于排采早期，對規(guī)律認識很不足。

圖4 控水壓裂處理劑溶液動態(tài)濾失測試結(jié)果

因此，應(yīng)在以下幾方面加強研究：排采過程中的解吸滲流機理、定量化的排采工藝技術(shù)、煤層氣井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)及排采設(shè)備優(yōu)化。控水壓裂處理劑C溶液動態(tài)濾失測試結(jié)果如表5所示，通過濾失數(shù)據(jù)可以計算得到3個樣品的濾失系數(shù)C3，該值的分布范圍為0.004 2～0.014 m·min-0.5，濾失速率為0.000 11～0.000 35 m·min-1。通過濾失速度參數(shù)即可計算壓裂過程中控水壓裂處理劑侵入深度。

表5 控水壓裂處理劑C溶液動態(tài)濾失測試結(jié)果（壓差10MPa）

5 界面修飾前后巖心氣-水相滲實驗評價

界面修飾前后氣-水相滲測試結(jié)果如圖5所示。從界面修飾前后巖心氣水相滲曲線可以看出，氣相和水相等滲點在63%～65%，束縛水飽和度在50%～60%之間，且氣相和水相滲透率均較低；界面修飾后氣-水相對滲透率均呈現(xiàn)增大的趨勢，且氣相滲透率增加幅度明顯較水相滲透率增大幅度大（修飾后束縛水飽和度下氣相滲透率較修飾前提高了2.5～4.7倍），束縛水飽和度較修飾前發(fā)生了明顯的降低，分布范圍為35%～45%。實驗結(jié)果表明，控水壓裂處理劑修飾后既可以提高液相滲透率也可以提高氣相滲透率，且氣相滲透率提高幅度大于水相滲透率提高幅度。

基于相滲實驗可以計算氣水同產(chǎn)時的產(chǎn)水率。考慮氣體在大氣壓條件下的膨脹效應(yīng)，參照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)（SY/T 5345—2007）將實際測得的產(chǎn)出氣相體積折算為巖心驅(qū)替壓力條件下的體積。

圖5 界面修飾前后氣水相滲測試結(jié)果

累產(chǎn)水體積占折算后的累產(chǎn)氣水體積的比例即為產(chǎn)水率。基于上述方法可得，界面修飾前產(chǎn)水率為1.91%～2.61%，界面修飾后產(chǎn)水率為0.64%～ 1.69%，界面修飾后產(chǎn)水率較修飾前下降了35.23%～68.30%。由此可知，雖然巖心界面修飾后將氣水滲透率均有所提高，但界面修飾后氣相滲透率增大幅度遠大于水相滲透率增加幅度，因此，產(chǎn)水率呈現(xiàn)出降低現(xiàn)象。通過計算界面修飾前后巖心束縛水飽和度及凝析水產(chǎn)出情況可知，界面修飾前巖心束縛水飽和度為51.63%～60.95%，凝析水除個別樣產(chǎn)出極少量外，其他巖心均為產(chǎn)出凝析水。但對于界面修飾后的巖心而言，束縛水飽和度明顯較修飾前的巖心低，均有不同程度的凝析水產(chǎn)出，產(chǎn)出量為0.03～0.15 cm3。

6 結(jié) 論

1）通過巖心表面修飾前后接觸角測試、表面活性劑界面修飾微觀特征及時效性評價、壓裂過程中表活劑注入深度實驗評價、界面修飾前后巖心 氣-水相滲實驗評價，可以有效評價優(yōu)選控水壓裂 材料。

2）控水壓裂處理劑C可以有效地降低近井地帶含水飽和度，并有利于儲層中的凝析水產(chǎn)出。

3）通過界面修飾方法調(diào)控氣水同層儲層氣-水相對滲透率可以有效地釋放氣水同層儲層產(chǎn)能，達到控水增氣的目的。

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Study on Evaluation and Optimization of Water Control Fracturing Materialsin Hangjinqi Tight Sandstone Gas Reservoir

（Research Institute of Petroleum Engineer and Technology, Sinopec North China Oil & Gas Company, Zhengzhou Henan 450006, China）

Tight sandstone gas reservoirs are an important replacement direction for oil and gas field exploration and development. The upper Paleozoic formation water in Hangjin Banner is divided into five types: channeling water, condensate water, lens water, edge and bottom water, and gas retention water. A water-controlling surfactant solution is injected into the reservoir near the well, through interface modification effect of the surface active agent and the rock pore wall, as well as the drainage action, the water in the pore throat near the well can be gradually discharged, reducing the thickness of the water film and increasing the large gas phase infiltration channel to achieve the purpose of controlling water and increasing gas. For this kind of reservoirs, through laboratory research and the idea of "hydrophobic", the contact angle test before and after core surface modification was carried out, as well as the evaluation of the timeliness of the microfeatures of the surfactant interface modification, and the experimental evaluation of the surfactant injection depth during the fracturing process, the core gas-water permeability experiment method before and after the interface modification for optimizing the water-controlling surfactants and water-controlling materials. The paper can provide some reference for the development of tight sandstone gas reservoirs.

Tight sandstone gas reservoir; Water-controlling fracturing; Water-bearing gas layer; Water-controlling surfactant; Evaluation and optimization; Experiment

2021-09-10

李洋洋（1988-），女，河南省鄭州市人，中級工程師，2011年畢業(yè)于東北石油大學(xué)石油工程專業(yè)，研究方向：儲層改造技術(shù)。

TE357.1+2

A

1004-0935（2022）06-0790-05