杭錦旗地區(qū)致密砂巖氣藏水鎖傷害評價及防治對策

梅 潔，張 宇，李 雷，張永春

（1．中國石化華北分公司工程技術(shù)研究院，河南鄭州450006；2．中國石化華北分公司工程技術(shù)處）

1 儲層工程地質(zhì)特征［1］

鄂爾多斯盆地北部杭錦旗地區(qū)上古生界儲層為典型的低壓致密砂巖氣藏，工區(qū)孔隙度的平均值10．35%，主要分布區(qū)間為6%～14%；滲透率平均值1．22×10－3μm2，主要分布范圍是（0．2～2．0）×10－3μm2，屬于中低孔、低滲儲層。巖性以灰白色中粗粒石英砂巖、灰白色中粗粒巖屑石英砂巖為主，氣藏孔隙類型有粒間溶孔、次生溶孔、晶間微孔和微裂縫，其中剩余原生粒間孔隙和次生溶孔為主要的孔隙類型，構(gòu)造裂縫及微裂縫較發(fā)育，大部分為半充填或未充填。膠結(jié)物成分主要為二氧化硅和方解石，局部鐵質(zhì)膠結(jié)，主要的粘土礦物類型有伊利石、高嶺石、綠泥石以及伊／蒙間層礦物，伊利石和高嶺石相對含量最高。自上而下，粘土礦物含量減少，而伊利石相對含量增加，壓汞分析數(shù)據(jù)表明，儲層面孔率一般為1．0%～4．0%，最高達10．0%，孔喉結(jié)構(gòu)分選性較差；排驅(qū)壓力一般小于1．0MPa，中值壓力大多數(shù)在10．0MPa以上，反映了粗孔喉含量少且連通性差的特點。壓汞曲線顯示，退汞壓力遠大于進汞壓力，殘留汞飽和度大于50．0%，說明毛管壓力滯后使外來流體排出較侵入困難，造成親水油氣層水鎖，流動效率降低。

2 致密氣藏水鎖傷害機理［2－6］

在油氣藏開發(fā)過程中，鉆井液、完井液、固井液、以及壓裂液等外來流體進入地層后難以排出，使儲層含水飽和度增加，油氣相對滲透率下降，稱為水鎖效應(yīng)。低滲透致密氣藏普遍存在著水鎖損害，造成水鎖效應(yīng)有內(nèi)在和外在兩方面因素。儲層致密、孔隙喉道小，油藏壓力低、存在綠泥石薄膜狀的孔隙襯邊結(jié)構(gòu)是造成儲層產(chǎn)生水鎖效應(yīng)的內(nèi)在因素；驅(qū)動壓差小、外來流體與巖石的潤濕角小、粘度大及油水界面張力大是造成儲層產(chǎn)生水鎖效應(yīng)的外在因素。

滲透率越低，孔喉半徑越小，油層壓力越低，越容易產(chǎn)生水鎖損害，且越難以解除其損害。前人通過水鎖傷害實驗分析表明：水鎖的傷害程度與滲透率、孔隙度、原始含水飽和度呈負相關(guān)，與束縛水飽和度呈正相關(guān)關(guān)系。伊利石、泥質(zhì)含量越高的儲集層水鎖傷害越大。

判斷氣藏是否產(chǎn)生水鎖損害，D．B．Bennion提出了水鎖APTi模型，建立了式（1）的計算模型和評價標(biāo)準（表1）。

表1 APTi模型評價指標(biāo)

式中：APTi——水鎖指數(shù)，Kg——氣測滲透率，10－3μm2，Swi——初始含水飽和度。

儲層的滲透率和初始含水飽和度是決定水鎖效應(yīng)的主要因素，通過模型公式（1）計算了杭錦旗地區(qū)的水鎖結(jié)果（表2）。由表2可以看出，太原組水鎖傷害最為嚴重。

表2 杭錦旗地區(qū)APTi水鎖模型計算結(jié)果

3 室內(nèi)水鎖傷害實驗

3．1 相滲實驗

對杭錦旗區(qū)塊所取12塊巖樣進行相滲曲線的測定，得到不同滲透率條件下的巖心的水鎖傷害程度。從圖1可看出，隨著含氣飽和度的增加，氣相滲透率逐漸恢復(fù)，水相滲透率減小。當(dāng)水相滲透率降低到0時，此時對應(yīng)的含水飽和度即為殘余（束縛）水飽和度，氣相滲透率達到最大值。

圖1 J39－21巖樣相滲曲線

從表3可以看出，巖心殘余水滲透率較初始滲透率有大幅度的降低，殘余水飽和度在40%～80%之間，水鎖傷害程度在50%以上，部分巖樣甚至達到90%，造成了嚴重的水鎖傷害。

3．2 水鎖傷害實驗

表3 杭錦旗地區(qū)12塊巖心相滲實驗數(shù)據(jù)

選取杭錦旗不同區(qū)塊15塊巖心，開展水鎖傷害實驗。實驗方法主要以中華人民共和國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準SY／T5358－2002《儲層敏感性流動實驗評價方法》為依據(jù)，水鎖傷害原理及評價指標(biāo)按公式（2）計算：

式中：Ic——水鎖指數(shù)；Ko1——初始測定的巖樣滲透率，10－3μm2；Ko2——水鎖后測定的巖樣滲透率，10－3μm2。

從表4結(jié)果來看，實驗后巖心滲透率較初始滲透率有大幅度降低，水鎖程度損害程度在30%以上，隨著層位深度的增加，水鎖傷害程度有明顯增加的趨勢，山西組和太原組水鎖傷害程度明顯大于下石盒子組。

3．3 實驗結(jié)果討論與分析

3．3．1 孔滲、束縛水飽和度對水鎖的影響

低滲氣藏巖心束縛水飽和度較高，Krg曲線多為凹陷型，水鎖損害嚴重。在Swi～Sgr區(qū)間段，Krg曲線彎曲度越大或越接近含氣飽和度軸，水鎖損害程度越嚴重（如圖1所示）。隨著滲透率的增加，殘余水飽和度下降，殘余氣相滲透率與滲透率呈正相關(guān)，孔隙度與殘余水飽和度線性相關(guān)性不大，總體呈現(xiàn)孔隙度增加、殘余水飽和度下降的趨勢（圖2、3）。

從圖4可以看出，在下石盒子組盒3、盒2、盒1儲層中，水鎖傷害程度與儲集層滲透率的負相關(guān)性很強。隨著滲透率的增加，水鎖傷害程度逐漸減小，并趨近于一個定值。由于該區(qū)塊粗孔喉含量少且連通性差，儲層滲透率貢獻率以粗孔喉貢獻為主，只要有足夠的壓差，水相很難完全堵塞。而滲透率越低，孔喉半徑越小，毛管力越大，細小喉道形成堵塞，導(dǎo)致水相流動的阻力越大，水鎖傷害程度增強。

表4 杭錦旗水鎖傷害實驗

圖2 滲透率與殘余氣相滲透率關(guān)系

圖3 孔隙度與殘余水飽和度

圖4 滲透率與水鎖程度曲線

3．3．2 層位對水鎖的影響

從圖5可以看出，在相同滲透率條件下，下石盒子組水鎖程度明顯小于山西組和太原組儲層。隨著埋深的增加，溫度在60～130℃，K＋與H＋比率接近正常海水時，蒙脫石失去層間水而向伊蒙混層粘土礦物以及伊利石轉(zhuǎn)化。而伊利石強烈吸附水，使巖心含水飽和度升高，氣相滲透率降低。另外從測井?dāng)?shù)據(jù)統(tǒng)計的各層孔滲參數(shù)（表2），山西組和太原組物性較差，孔滲低于下石盒子組，導(dǎo)致山西組和太原組水鎖程度明顯大于下石盒子組儲層。因此，需要加強對山西組和太原組水鎖傷害的保護措施。

圖5 杭錦旗不同層位水鎖程度

3．3．3 自吸對水鎖的影響

由于低滲透巖石的自吸作用，外來流體靠自吸作用進入巖石，造成水鎖損害。對于低滲透儲層，隨著滲透率的降低，雖然在同等正壓差下進入儲層的外來流體的量減小，但毛細管半徑減小，自吸作用增加，且這部分自吸水更不容易被返排出來，如果再加上儲層低壓，水鎖傷害程度就顯著增加。

從圖6可以看出，巖心在自吸的初期，隨著自吸時間的增加，水鎖損害程度一直在增大，自吸到一定的時間（120～150 min）后，其水鎖損害也就不再明顯增加了。滲透率越高，自吸量越大，達到飽和的時間越短。

圖6 水鎖程度與自吸時間的關(guān)系

4 水鎖傷害防治對策［7－10］

目前，國內(nèi)外解除水鎖傷害的方法主要有：延長關(guān)井時間，水力壓裂，降低界面張力，地層熱處理技術(shù)等。針對鄂爾多斯盆地杭錦旗區(qū)塊儲層低滲致密、低壓、局部含水飽和度高，天然裂縫發(fā)育的特點，水鎖傷害防治對策建議如下：

（1）嚴格控制氣井完井到投產(chǎn)之間時間以及井筒流體與儲層間的壓力差，減少液相與儲層接觸時間，降低水鎖傷害。

（2）合理控制壓裂規(guī)模，防止壓裂縫溝通邊底水對儲層造成二次的水鎖傷害。在壓裂前置液階段和攜砂液前端分步加入防水鎖劑，采用泡排劑、液氮助排工藝促進液相的快速返排。

（3）建議試驗泡沫壓裂液體系或增能壓裂液體系，減少液相進入儲層機率，提高地層能量，促進壓裂液的返排。

以上措施在杭錦旗區(qū)塊中產(chǎn)生較好的應(yīng)用效果。錦77盒1段分三段射孔，砂體厚度33．3m，平均含氣飽和度僅為18．77%，顯示為含氣水層。在壓裂施工中嚴格控制規(guī)模防止溝通水層，加入水傷害處理劑減小水鎖損害，壓后無阻流量4．33×104m3／d，油壓8．3 MPa，壓后產(chǎn)水量5 m3／d，返排率62．7%。錦82盒1段含氣飽和度為25．23%，顯示為含氣水層，壓后無阻流量3．12×104m3／d，油壓3．6 MPa，產(chǎn)水量2．52 m3／d，返排率為66．43%。

5 結(jié)論與建議

（1）杭錦旗區(qū)塊為中低孔致密砂巖儲層，孔喉細小，毛管力大，連通性差，存在潛在的水鎖傷害因素，經(jīng)水鎖模型計算該區(qū)塊存在嚴重的水鎖傷害。

（2）由相滲曲線得出致密砂巖儲層束縛水飽和度主要介于40%至80%之間，曲線彎曲度越大或越接近含氣飽和度軸，水鎖損害程度越嚴重。毛管的自吸作用強化了儲層的水鎖傷害。天然裂縫的存在進一步擴大了水相與儲層的接觸面積，造成大面積的水鎖傷害。

（3）室內(nèi)相滲和水鎖傷害等實驗表明，致密砂巖儲層水鎖傷害在40%以上，太原組、山西組的水鎖程度明顯大于下石盒子組；水鎖傷害程度與滲透率、束縛水飽和度呈負相關(guān)，與儲層伊利石含量呈正相關(guān)。

（4）建議預(yù)防為主，解堵為輔。在各種作業(yè)前做好水鎖的防范措施，盡量避免液相進入儲層；采用表面活性劑、注液氮等必要的措施解除水鎖傷害，減少液相對儲層的傷害。

［1］李德敏，張哨楠．鄂爾多斯盆地杭錦旗地區(qū)二疊系儲層特征［J］．礦物巖石，2003，23（2）：94－97．

［2］王憲剛．蘇六井區(qū)低滲砂巖氣藏水鎖傷害機理及防治辦法研究［D］．陜西西安：西安石油大學(xué)，2010．

［3］孟小海，倫增氓，李四川．氣層水鎖效應(yīng)與含水飽和度關(guān)系明［J］．大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2003，22（6）：48－49．

［4］王偉英，張公社．束縛水飽和度和巖石性質(zhì)對自吸的影響［J］．石油學(xué)報，2000，21（3）：66－69．

［5］朱維耀．低滲透裂縫性砂巖油藏多孔介質(zhì)滲吸機理研究．石油學(xué)報［J］．2002，23（6）：56－59．

［6］Bennion D B．Formation damage processes reducing productivity of low permeability gas reservoirs［C］．SPE60325，2000．

［7］呂浙江，唐海，呂棟梁．利用相滲曲線研究低滲氣藏水鎖效應(yīng)的新方法［J］．天然氣勘探與開發(fā)，2008，31（3）：49－52．

［8］趙春鵬，李文華，張益，等．低滲氣藏水鎖傷害機理與防治措施分析［J］．?dāng)鄩K油氣田，2004，11（3）：45－46．

［9］林光榮，邵創(chuàng)國，徐振鋒，等．低滲氣藏水鎖傷害及解除方法研究［J］．石油勘探與開發(fā)，2003，30（6）：117－118．

［10］閻榮輝，唐洪明，李皋．地層水鎖損害的熱處理研究［J］．西南石油學(xué)院學(xué)報，2003，25（6）：16－18．