吉林油田某凝析氣藏區(qū)塊水鎖損害評(píng)價(jià)及解鎖研究

趙法軍, 田哲熙, 張宇飛, 張新宇, 安 毅

(東北石油大學(xué) 提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318)

我國低滲透油田儲(chǔ)量約占全國總石油資源的30%，合理開采低滲透油氣田對(duì)我國石油工業(yè)持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展具有重要意義[1-2]。在低滲透油、氣層開發(fā)過程中水鎖損害現(xiàn)象普遍存在，通常表現(xiàn)為大量水基工作液進(jìn)入地層后無法及時(shí)排除，導(dǎo)致含水飽和度增加，油、氣相滲透率下降。因此，研究水鎖損害現(xiàn)象的影響因素，尋找解除水鎖損害的方法，對(duì)改善低滲透油氣藏的開發(fā)至關(guān)重要[3-5]。本文通過吉林油田凝析氣藏儲(chǔ)層巖心室內(nèi)水鎖損害實(shí)驗(yàn)，根據(jù)儲(chǔ)層巖心的氣相滲透率隨含水飽和度的變化程度，定量評(píng)價(jià)巖樣水鎖程度，分析造成水鎖效應(yīng)的主要原因，在實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)基礎(chǔ)上尋找解除水鎖傷害的合理方法[6]。

1 巖石物性與孔喉結(jié)構(gòu)特征

研究區(qū)儲(chǔ)層多為砂巖儲(chǔ)層，巖性以石英砂和泥質(zhì)巖屑砂巖為主，黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)高達(dá)10%，儲(chǔ)層膠結(jié)物絕對(duì)含量達(dá)到10.9%。圖1為吉林油田研究區(qū)儲(chǔ)層掃描電鏡(型號(hào)QUANTA FEG 450)照片，從圖1可以看出，該儲(chǔ)層以伊利石、高嶺石和伊/蒙混層為主，粒間孔隙多存在于伊利石和伊蒙混層中，溶孔較發(fā)育，孔喉類型為變窄的孔隙，總面孔率僅5%～8%，孔隙之間連通性不好。儲(chǔ)層巖心孔隙度最小為1.06%，最大為14.63%，平均為7.66%；滲透率最大為13.646 1×10-3μm2，最小為0.000 5×10-3μm2，平均為1.518 9×10-3μm2。恒速壓汞實(shí)驗(yàn)證明，實(shí)驗(yàn)巖心的排驅(qū)壓力較高，為0.053～0.363 MPa，平均為0.190 MPa，平均孔隙半徑中值為0.259 μm，最大孔喉半徑集中在1.6～6.3 μm，滲透率貢獻(xiàn)值高達(dá)70%以上。由此可見，研究區(qū)儲(chǔ)層具有滲透率低，孔徑小，喉道窄的特點(diǎn)，屬于典型的低孔低滲砂巖油氣藏。

圖1 吉林油田研究區(qū)儲(chǔ)層掃描電鏡照片

Fig.1ReservoirscanningelectronmicrographofJilinoilfieldresearcharea

2 實(shí)驗(yàn)方法及結(jié)果分析

2.1 實(shí)驗(yàn)方法

巖心經(jīng)過洗油、烘干、稱重和抽真空后，測得干巖心的孔隙度和絕對(duì)滲透率Kp，真空條件下通過飽和地層水來模擬外來流體進(jìn)入巖心，并造成水鎖傷害，再用N2恒壓驅(qū)替建立束縛水飽和度后，測量不同束縛水飽和度下的氣相滲透率Ki，并與之前干巖心的絕對(duì)滲透率對(duì)比，來評(píng)價(jià)水鎖損害下巖心滲透率的損害程度。

巖心的氣測滲透率，即氣體的有效滲透率公式為：

(1)

式中，Ki為氣測滲透率，μm2；p0為標(biāo)準(zhǔn)大氣壓，MPa；Q0為大氣壓p0下通過巖心的空氣流量，cm3/s；μ是氣體黏度，不同溫度下進(jìn)行換算，mPa·s；p1、p2為巖心兩端入口及出口壓力，MPa，出口壓力為1標(biāo)準(zhǔn)大氣壓。

巖樣的液鎖損害程度，即巖心液鎖后的滲透率相對(duì)于巖心原始滲透率的降低程度，用液鎖損害指數(shù)I表示液鎖傷害對(duì)巖心滲透率的影響[7]，公式為：

I=(Kp-Ki)/Kp

(2)

2.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

對(duì)吉林油田氣井水鎖傷害進(jìn)行了水鎖傷害室內(nèi)評(píng)價(jià)工作，根據(jù)式(1)、(2)計(jì)算出儲(chǔ)層7塊巖心的水鎖傷害實(shí)驗(yàn)結(jié)果，見表1。

儲(chǔ)層巖心孔隙度最小為1.37%，最大為13.50%，平均為7.97%；滲透率最大為4.503 0×10-3μm2，最小為0.000 5×10-3μm2，平均為0.870 8×10-3μm2，同一儲(chǔ)層的滲透率隨著孔隙度的增大而增大，區(qū)塊不同層位的巖心受地層水傷害后，滲透率有不同程度的下降，最高傷害率達(dá)到98%；巖心水鎖傷害率為65%～98%，平均為83.5%，水鎖傷害程度屬于中等～強(qiáng)。

表1 巖心的水鎖傷害實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 1 Core water lock damage test results

3 水鎖損害影響因素

水鎖效應(yīng)是造成凝析氣藏產(chǎn)能下降的主要因素之一，國內(nèi)外普遍認(rèn)為水鎖損害影響因素包括：儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)、黏土礦物類型及含量和含水飽和度[8-9]。

3.1 儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)

研究表明，儲(chǔ)層中毛細(xì)管力自吸作用是引起水鎖的主要原因。將毛細(xì)管中彎液面兩側(cè)潤濕相和非潤濕相之間的壓力差稱為毛細(xì)管力，式(3)為毛細(xì)管力計(jì)算公式，由式(3)可以看出,毛細(xì)管力與多孔介質(zhì)的半徑r成反比。

(3)

式中，pc為毛細(xì)管力，mN；σ為界面張力，mN/m；r為毛細(xì)管半徑，m；θ為潤濕角，(°)。

圖2為同一儲(chǔ)層的S1-1、S1-2和S2-1井巖心水鎖前后滲透率變化。由圖2可知，S1-1井巖心絕對(duì)滲透率最大，滲透率傷害率最小，而S2-1井巖心絕對(duì)滲透率最小，滲透率傷害率最大，整體趨勢(shì)為孔喉半徑越小，滲透率越小，損害率越高。在油氣藏開發(fā)工程中，巖心中液體將逐漸從由大至小的毛管中排空，當(dāng)驅(qū)替壓力小于毛細(xì)管最細(xì)端對(duì)應(yīng)的最大毛細(xì)管力時(shí)，無法驅(qū)替出堵塞在毛細(xì)管中的水，從而導(dǎo)致氣相滲透率降低，最終導(dǎo)致水鎖發(fā)生。實(shí)驗(yàn)巖心平均孔隙半徑中值為0.259 μm，由于孔喉半徑很小，對(duì)應(yīng)的毛細(xì)管力很大，當(dāng)外來流體進(jìn)入孔隙后，更易受到毛細(xì)管力的自吸作用而進(jìn)入微小孔隙，加深水鎖傷害程度，導(dǎo)致滲透率急劇降低。

圖2 同一儲(chǔ)層S1-1、S1-2和S2-1井巖心水鎖前后滲透率變化

Fig.2ChangesofpermeabilitybeforeandaftercorewaterlockinwellsS1-1,S1-2andS2-1ofthesamereservoir

3.2 黏土礦物類型、含量及微結(jié)構(gòu)特征

研究表明，當(dāng)泥質(zhì)絕對(duì)含量超過7%時(shí)，不同黏土礦物類型及含量對(duì)滲透率會(huì)產(chǎn)生不同的影響[10-11]。對(duì)實(shí)驗(yàn)巖心進(jìn)行X衍射分析，結(jié)果見表2。由表2可知，研究區(qū)儲(chǔ)層中黏土礦物含量高達(dá)10%，以伊利石、高嶺石和伊/蒙混層為主，伊利石含量為17%～61%，高嶺石平均含量為55.6%，伊蒙混層中伊利石平均含量占75%。

表2 巖心黏土礦物含量分析結(jié)果Fig.2 Core clay mineral content analysis results

續(xù)表2

注：表中“/”表示未檢測出該物質(zhì)。

圖3為C8-1、F4-1、Y6-1、L7-1井儲(chǔ)層巖心水鎖前后滲透率變化情況。由圖3可知，巖心水鎖程度受黏土礦物類型及含量影響，敏感性礦物伊利石含量高達(dá)61%的L7-1井巖心滲透率傷害率最高，為91.98%。伊利石具有強(qiáng)水敏感性，吸水膨脹后導(dǎo)致氣體流動(dòng)空間急劇減小，導(dǎo)致滲透率降低[12-13]。

圖4為L7-1井巖心掃描電鏡照片。由圖4可觀察到，伊利石和伊蒙混層表面存在毛發(fā)狀、叢生狀凸起，伊蒙混層呈蜂窩狀、彎片狀結(jié)構(gòu)，這些結(jié)構(gòu)特征在孔隙之間起到橋接作用，大大降低了儲(chǔ)層的孔喉半徑，增大了儲(chǔ)層的比表面積，使喉道空間進(jìn)一步分割。隨著外來流體的進(jìn)入或氣流沖擊下，黏土礦物結(jié)構(gòu)發(fā)生斷裂，黏土微粒松散移動(dòng)堵塞毛細(xì)管道，加劇水鎖現(xiàn)象發(fā)生[14-17]。

圖3 不同伊利石含量的巖心水鎖前后滲透率變化情況Fig.3 Change of permeability before and after core water lock with different illite content

圖4 L7-1井巖心掃描電鏡照片

Fig.4CoreL7-1scanningelectronmicrograph

3.3 含水飽和度

表3為巖心在不同含水飽和度下的水鎖實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)及水鎖傷害結(jié)果。從表3可知，對(duì)于同一巖心，氣測滲透率和水鎖傷害率與含水飽和度成反比，隨著驅(qū)替實(shí)驗(yàn)的進(jìn)行，含水飽和度逐步降低，氣測滲透率逐漸升高，這是因?yàn)楹淼乐幸合嗟拇嬖冢M(jìn)一步壓縮氣體流動(dòng)空間，在同一驅(qū)替壓力下，隨著氣藏含水飽和度的升高，滲透率進(jìn)一步降低，對(duì)于低滲儲(chǔ)層，氣相滲透率甚至?xí)呌诹?，造成?yán)重的水鎖傷害[18-19]。

4 解除水鎖傷害研究

通過查閱相關(guān)文獻(xiàn)可知，解除水鎖的方法有多種：水力壓裂、預(yù)熱地層、添加表面活性劑、增大生產(chǎn)壓差、注CO2、注N2、酸化處理等[20-21]。本實(shí)驗(yàn)主要以甲醇和滑溜水(現(xiàn)場提供的助排劑0.2%+0.015%氟碳表活劑制備)及N2為解除劑，并評(píng)價(jià)其解除效果。

4.1 甲醇解鎖

實(shí)驗(yàn)室用甲醇溶液在室溫下的表面張力為23.36 mN/m，當(dāng)甲醇進(jìn)入巖心后就會(huì)與巖心中地層水形成低沸點(diǎn)共沸物，降低體系的表面張力和毛細(xì)管力，從而降低液體飽和度，同時(shí)具有防止黏土膨脹的性質(zhì)，有效減緩水鎖效應(yīng)。為確定甲醇對(duì)巖心水鎖的解除效果，對(duì)之前造成水鎖的S1-1井巖心用甲醇處理。在保持驅(qū)替壓力恒定的條件下，以恒速0.25 mL/min的模式分別向飽和地層水后的巖心中注入2、4、8 min的甲醇，然后用N2恒速驅(qū)替出巖心中的飽和地層水，對(duì)比甲醇處理前后巖心滲透率的變化，來確定甲醇解除水鎖傷害的效果[20]。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。

表3 巖心在不同含水飽和度下的水鎖實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)及水鎖傷害結(jié)果Table 3 Core water lock test data at different water saturations and water lock damage results

表4 恒速模式(0.25 mL/min)下注甲醇解除水鎖效果對(duì)比結(jié)果Table 4 Constant speed mode (0.25 mL / min) methanol injection under the water lock effect to unlock the results

水鎖傷害后巖心滲透率降低，注入不同PV甲醇解除水鎖傷害后，滲透率均得到一定程度恢復(fù)，注入0.4 PV甲醇時(shí)，滲透率最大為0.508×10-3μm2，滲透率恢復(fù)率最大，為23.2%。通過實(shí)驗(yàn)研究甲醇注入量與滲透率恢復(fù)情況的關(guān)系，從而優(yōu)化甲醇的注入量，見圖5。由圖5可知，隨著甲醇注入量的增加，流體系統(tǒng)的氣液表面張力減小，由毛細(xì)管阻力引起的水鎖傷害顯著降低，氣測滲透率恢復(fù)值逐漸增加。對(duì)于S1-1井巖心，當(dāng)甲醇注入量在0.2 PV(PV為巖心的孔隙體積)時(shí)，巖心滲透率增加率幅度逐漸降低，當(dāng)甲醇注入量在0.4 PV時(shí)，巖心滲透率增加率達(dá)到最大。

圖5 甲醇注入量與滲透率恢復(fù)關(guān)系

Fig.5Relationshipbetweenmethanolinjectionandpermeabilityrecovery

4.2 滑溜水解鎖

Y6-1井巖心用滑溜水飽和，而L7-1井巖心先飽和模擬地層水，再用滑溜水飽和巖心，然后用N2進(jìn)行驅(qū)替，測試巖心的束縛飽和度和對(duì)應(yīng)束縛水飽和度下的氣測滲透率，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5。

表5 解除滑溜水鎖傷害結(jié)果對(duì)比Table 5 Slip slip lock to unlock the results contrast

甲醇和滑溜水都能起到降低表面張力的作用，都可以用來解除水鎖，但是他們的效果是不同的。從以上實(shí)驗(yàn)可以明顯看出，對(duì)于低滲致密氣藏，甲醇解除水鎖的效果要優(yōu)于滑溜水。滑溜水僅僅能降低表面張力，并且反應(yīng)比較慢；然而，甲醇除了可以降低表面張力，甲醇的易揮發(fā)性也可以發(fā)揮很大作用。在甲醇揮發(fā)的同時(shí)，可以帶走大量的外來水，以助于解除水鎖。

4.3 N2解鎖

使用加濕N2驅(qū)替飽和地層水后的巖心以解除水鎖傷害，見表6。從表6可知，水鎖傷害后7塊巖心滲透率都有不同程度降低，解除水鎖傷害后，滲透率得到一定程度恢復(fù)。N2驅(qū)替使束縛水飽和度平均下降56%，滲透率平均上升84%，有效降低了水鎖損害程度。

表6 解除巖心水鎖傷害前后束縛水飽和度和滲透率對(duì)比Table 6 Comparison of irreducible water saturation and permeability before and after core lock damage

5 結(jié)論

(1) 吉林油氣田儲(chǔ)層屬于低滲致密儲(chǔ)層，水鎖效應(yīng)是氣藏的主要傷害類型，不同區(qū)塊不同層位的巖心受地層水傷害后，滲透率有不同程度的下降，在同一驅(qū)替壓力下，隨著氣藏含水飽和度的升高，滲透率進(jìn)一步降低，對(duì)于低滲儲(chǔ)層，氣相滲透率甚至?xí)呌诹?，造成?yán)重的水鎖傷害，最高傷害率達(dá)到84%。

(2) 儲(chǔ)層孔喉半徑小，決定了儲(chǔ)層具有較大的毛細(xì)管力；儲(chǔ)層中黏土礦物含量高達(dá)10%，以伊利石、高嶺石和伊/蒙混層為主，水敏感性伊利石含量在25%以上，伊蒙混層中伊利石平均含量占75%，電鏡檢測下明顯觀察到毛發(fā)狀、叢生狀凸起的結(jié)構(gòu)特征，該結(jié)構(gòu)進(jìn)一步分割喉道空間導(dǎo)致水鎖效應(yīng)更為嚴(yán)重。

(3) 針對(duì)儲(chǔ)層水敏感性強(qiáng)的特點(diǎn)，吉林油氣田儲(chǔ)層一旦發(fā)生水鎖傷害，解除是很困難的，鉆井過程中應(yīng)盡量減少水基工作液的使用，壓裂過程中盡量防止壓裂液進(jìn)入儲(chǔ)層。

(4) 實(shí)驗(yàn)證明，水鎖解除最好的為N2，其滲透率可以恢復(fù)到最初的30%左右，同時(shí)，吉林油氣田一旦發(fā)生水鎖傷害，針對(duì)具體情況可考慮使用甲醇降低水鎖傷害。

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