宋學鋒，魏慧蕊，李文杰，張蕾，朱英斌，鄧德坤

（1.長江大學工程技術學院資源勘查工程學院，湖北 荊州 434020；2.中國石油西部鉆探工程有限公司井下作業(yè)公司，新疆 克拉瑪依 834000；3.中國石油青海油田分公司采油五廠，青海 茫崖 816499；4.中國石油青海油田分公司采氣三廠，甘肅 敦煌 736202；5.中國石油大港油田分公司石油工程研究院，天津 300280；6.中國石化中原油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南 濮陽 457001）

0 引言

作為一種非常規(guī)油氣資源，致密氣近年來在國內外受到了廣泛關注。致密砂巖氣藏通常具有低孔隙度（小于 10%）、低滲透率（小于 0.1×10-3μm2）及低初始含水飽和度的特點，且有較高的束縛水飽和度和毛細管力，在勘探開發(fā)過程中極易受到外來流體的污染而產生嚴重的水鎖損害[1-5]。研究表明，致密砂巖氣藏的水鎖損害率一般在70%以上，部分儲層甚至可以達到90%以上，水鎖損害是影響致密砂巖氣藏產能的重要因素之一[6-10]。因此，準確評價致密砂巖氣藏的水鎖損害程度及不同因素對水鎖損害率的影響，進而為致密砂巖氣藏預防水鎖和解除水鎖損害提供參考，對致密砂巖氣藏高效開發(fā)生產具有重要意義[11-13]。

塔里木盆地某區(qū)塊致密砂巖氣藏在前期鉆完井及壓裂增產過程中，均采用水基作業(yè)流體施工。在氣井投產初期，由于生產壓差較大仍能維持一定的產量，但隨著生產時間延長，氣井產量顯著下降，排出井底積液后，氣井產能仍不能有效恢復，說明儲層發(fā)生了嚴重的水鎖損害。因此，在與該區(qū)塊相鄰的M區(qū)塊進行開發(fā)前期，需要進行水鎖損害評價，明確M區(qū)塊致密砂巖氣藏水鎖損害的主要影響因素，提出預防水鎖和解除水鎖措施。通過調研與資料分析，目前針對致密砂巖氣藏水鎖損害評價大多采用巖心分析方法測定滲透率變化的方式，但此類水鎖損害評價方法往往忽略了巖心初始含水飽和度的影響，無法準確反映致密砂巖氣藏真實的水鎖損害程度，巖心中的水敏性黏土礦物也會對實驗結果準確性造成一定的影響[14-17]。因此，為了更加準確地評價致密砂巖氣藏的水鎖損害程度，本文采用高溫加熱方式消除水敏性黏土礦物對巖心滲透率的影響，運用濕多孔纖維包裹巖心及濕氮氣驅替的方法建立不同的初始含水飽和度。在此基礎上，開展了M區(qū)塊致密砂巖氣藏水鎖損害影響因素評價，提出了針對性的預防水鎖和解除水鎖損害措施，為塔里木盆地M區(qū)塊致密砂巖氣藏的高效穩(wěn)定開發(fā)提供了一定的技術支持。

1 M區(qū)塊儲層特征

M區(qū)塊位于塔里木盆地東北部，屬于典型的致密砂巖氣藏。儲層巖石類型以長石巖屑砂巖為主，含少量泥質細砂巖，巖石粒度以中—細粒為主，分選性較差。儲層黏土礦物質量分數(shù)平均為7.63%，主要為伊利石。膠結類型以孔隙式、接觸式膠結為主。孔隙類型以混合粒間孔為主，伴有少量粒內溶孔和原生孔隙，孔隙比較細小，孔隙連通性較差，具有較強的毛細管力。儲層孔隙度主要分布在1.91%～7.02%，平均為4.51%；滲透率主要分布在 0.007 1×10-3～0.359 0×10-3μm2， 平均為0.026 0×10-3μm2。 地層水礦化度為 44 750 mg/L，水型為氯化鈣型。地層壓力系數(shù)在1.62左右，地溫梯度為2.02℃/100 m，儲層初始含水飽和度在17.2%～34.6%。

2 水鎖損害實驗步驟

實驗步驟為：1）將天然巖心洗油、洗鹽、烘干處理后，測定初始滲透率和孔隙度；2）使用高溫烘箱對天然巖心進行加熱處理，加熱速率為50℃/10 min，最高處理溫度為550℃，每個溫度點加熱處理2 h，以消除水敏性黏土礦物對巖心滲透率的損害；3）參照文獻[18]，運用濕多孔纖維包裹巖心及濕氮氣驅替的方法對天然巖心建立不同的初始含水飽和度；4）利用脈沖滲透率測量儀，測定不同初始含水飽和度下天然巖心的初始氣測滲透率值，以此作為水鎖損害前的初始滲透率；5）將建立初始含水飽和度的天然巖心繼續(xù)抽真空飽和不同實驗流體，飽和24 h，確保巖心被充分飽和；6）使用氮氣反向驅替巖心，模擬水相返排，驅替壓力4 MPa，繼續(xù)使用脈沖滲透率測量儀測定驅替不同時間后巖心的氣測滲透率值，直至滲透率保持不變，并計算驅替不同時間后巖心的水鎖損害率；7）在測定實驗流體表面張力對水鎖損害影響的過程中，使用核磁共振分析儀測定不同實驗過程中巖心核磁共振T2譜，以此表征巖心中含水飽和度的變化情況。

3 水鎖損害影響因素

3.1 初始含水飽和度

參照水鎖損害實驗方法，將天然巖心分別建立不同的初始含水飽和度（15%，20%，25%，30%，35%），然后測定不同初始含水飽和度條件下基質巖心的水鎖損害情況。實驗用流體為模擬地層水（礦化度為44 750 mg/L）。實驗結果見圖1。

圖1 不同初始含水飽和度對水鎖損害率的影響

由圖1可以看出：隨著驅替時間不斷延長，巖心水鎖損害程度逐漸下降，這是由于經過充分飽和后的巖心在驅替過程中含水飽和度逐漸下降，所以水鎖損害率逐漸降低；經過120 min的驅替后，含水飽和度基本達到平衡，即達到束縛水含水飽和度水平，水鎖損害率基本不再變化。另外，巖心的初始含水飽和度越低，其水鎖損害率就相對越高。當巖心初始含水飽和度為15%時，驅替120 min后，水鎖損害率仍高達74.5%；當初始含水飽和度升高至35%時，驅替120 min后水鎖損害率則可以降低至59.1%。這是由于在巖心物性參數(shù)及實驗流體等條件相同的情況下，巖心的束縛水含水飽和度相差不大，而致密砂巖巖心的水鎖損害程度與束縛水含水飽和度、初始含水飽和度的差值有關。因此，當巖心的初始含水飽和度越低時，其與束縛水含水飽和度的差值就越大，水鎖損害率也相對越高。

3.2 裂縫發(fā)育

為了研究致密砂巖氣藏儲層裂縫發(fā)育對水鎖損害的影響，將M區(qū)塊儲層段天然巖心進行人工造縫，開展了水鎖損害評價實驗，并與基質巖心的水鎖損害程度進行對比。巖心初始含水飽和度為30%，實驗流體為模擬地層水，2塊基質巖心滲透率為0.02×10-3μm2左右，2塊含裂縫巖心滲透率為0.50×10-3μm2左右。實驗結果見圖2。

圖2 裂縫發(fā)育對水鎖損害率的影響

由圖2可以看出：含裂縫巖心的水鎖損害率明顯低于基質巖心，巖心完全飽和實驗流體后，含裂縫巖心的水鎖損害率小于65%，而基質巖心的水鎖損害率則高達90%左右；隨著驅替時間的延長，含裂縫巖心的滲透率恢復速度較快。當驅替40 min時，巖心的水鎖損害率可以降低至15%左右，而此時基質巖心的水鎖損害率仍高達75%以上；當驅替120 min時，含裂縫巖心的水鎖損害率可以降低至10%左右，而基質巖心的水鎖損害率則在60%以上。這是由于含裂縫巖心中大孔隙較多，影響水相滲流的毛細管阻力相對較小，在驅替壓力作用下水相比較容易返排出去，因此水鎖損害程度相對較小。這也說明外來流體對致密砂巖儲層裂縫滲透率的損害程度相對較小，水鎖損害主要存在于基質孔隙中。

3.3 黏土礦物質量分數(shù)

選擇不同黏土礦物質量分數(shù)的天然巖心進行水鎖損害評價實驗。巖心初始含水飽和度為30%，實驗流體為模擬地層水。實驗結果見圖3。

圖3 不同黏土礦物質量分數(shù)對水鎖損害率的影響

由圖3可以看出：隨著巖心中黏土礦物質量分數(shù)不斷增大，巖心水鎖損害率逐漸升高；當驅替120 min時，黏土礦物質量分數(shù)為3.4%的巖心水鎖損害率為51.9%，而黏土礦物質量分數(shù)為14.6%的巖心水鎖損害率則高達73.1%。這是由于致密砂巖儲層中黏土礦物的存在會充填和分割孔隙，產生大量微小孔隙，進而減小了孔隙空間，另外黏土礦物致使孔隙表面表現(xiàn)出較強的親水性。因此，黏土礦物質量分數(shù)越高，孔隙半徑相對越小，親水性相對越強，這會使得毛細管阻力增大，影響水相返排，造成水鎖損害程度加劇。

3.4 實驗流體礦化度

選擇實驗流體分別為蒸餾水、原始地層水礦化度一半的模擬地層水（1/2模擬地層水）、模擬地層水以及原始地層水礦化度2倍的模擬地層水（2倍模擬地層水），研究了實驗流體礦化度對致密砂巖氣藏天然巖心水鎖損害的影響。巖心初始含水飽和度為30%。實驗結果見圖4。

圖4 不同實驗流體礦化度對水鎖損害率的影響

由圖4可以看出：在巖心經過高溫預處理，排除水敏因素后，實驗流體礦化度越高，致密砂巖巖心的水鎖損害率越高；當驅替120 min時，使用蒸餾水飽和的巖心水鎖損害率在50.0%以下，而使用2倍模擬地層水（礦化度為89 500 mg/L）飽和的巖心水鎖損害率則高達67.2%。這是由于實驗流體的礦化度越高，在驅替過程中越容易形成鹽結晶，鹽結晶會對致密砂巖巖心中的孔隙造成一定程度的堵塞和分割，使得本來就細小的孔隙變得更小，從而增大了毛細管阻力，水相不易返排，增大了水鎖損害率。

3.5 實驗流體黏度

在模擬地層水中加入不同質量濃度的聚合物，配制成不同黏度的實驗流體，研究了不同實驗流體黏度對水鎖損害率的影響。巖心初始含水飽和度為30%。實驗結果見圖5。

圖5 不同實驗流體黏度對水鎖損害率的影響

由圖5可以看出：實驗流體黏度越高，致密砂巖巖心的水鎖損害率越高；當驅替120 min、實驗流體黏度為1.0 mPa·s時，巖心水鎖損害率為61.6%，而實驗流體黏度為2.5 mPa·s的巖心水鎖損害率則達到75.0%。這是由于實驗流體的黏度越高，在巖心孔隙中的黏附力就越大，在相同的驅替條件下，液體的返排量就越小，滯留在巖心孔隙中的水相就越多，進而導致水鎖損害率增大。

3.6 實驗流體表面張力

在模擬地層水中加入不同質量濃度的表面活性劑，配制成具有不同表面張力的實驗流體，研究了不同實驗流體表面張力對水鎖損害率的影響。巖心初始含水飽和度為30%。實驗結果見圖6。

圖6 不同實驗流體表面張力對水鎖損害率的影響

由圖6可以看出：實驗流體表面張力越低，致密砂巖巖心的水鎖損害率就越?。划旘屘?20 min、實驗流體表面張力為65.7mN/m時，巖心水鎖損害率為61.6%，而實驗流體表面張力為25.4 mN/m的巖心水鎖損害率則可以降低至30.0%以下。這是由于隨著實驗流體表面張力降低，毛細管阻力越來越小，在相同的驅替條件下，巖心孔隙中的水相越容易返排，滯留在巖心中的水相越少，水鎖損害程度越小。

圖7和圖8分別為使用不同表面張力的實驗流體飽和后，巖心驅替不同時間的核磁共振T2譜。由圖7和圖8可以看出：當巖心處于飽和水狀態(tài)時，T2譜為明顯的雙峰特征，且左峰高度明顯高于右峰，說明致密砂巖巖心小孔隙中的束縛水占比較大；隨著驅替時間延長，左峰和右峰的高度均有所下降，說明2塊巖心中的含水量逐漸減少，W-27#巖心（使用表面張力為25.4 mN/m的實驗流體飽和）的含水量降低速度明顯快于W-19#巖心（使用表面張力為65.7 mN/m的實驗流體飽和）。當驅替時間為120 min時，W-19#巖心和W-27#巖心核磁共振T2譜的右峰基本消失，左峰高度顯著下降，這說明巖心大孔隙中的水相基本被驅出，而小孔隙中的水相也被一定程度驅出，巖心含水飽和度顯著下降。由此表明，實驗流體表面張力對致密砂巖氣藏水鎖損害程度的影響較大，實驗流體表面張力越低，水相越容易返排，水鎖損害越容易解除。

圖7 W-19#巖心核磁共振T2譜

圖8 W-27#巖心核磁共振T2譜

4 預防水鎖和解除水鎖損害措施

在致密砂巖氣藏鉆完井、壓裂增產及生產過程中均可能發(fā)生水鎖損害，因此，在研究水鎖損害影響因素的基礎上，提出合理的預防水鎖和解除水鎖損害的措施，對致密砂巖氣藏高效開發(fā)生產具有重要意義。

預防水鎖損害措施：1）選擇合適的作業(yè)流體。一方面，降低工作液濾失量，避免大量液體進入儲層引起嚴重的水鎖損害；另一方面，在鉆完井液、壓裂液等體系中加入能夠降低表面張力及增大巖石疏水性的處理劑，以降低致密砂巖儲層自吸水能力。在滿足預防水敏損害的前提下，盡可能降低作業(yè)流體礦化度。2）選擇合理的施工壓差。在現(xiàn)場施工條件允許的情況下，盡可能選擇欠平衡鉆井作業(yè)，減緩濾液進入儲層，從而降低水鎖損害程度。3）減少作業(yè)時間。致密砂巖儲層自吸水量與時間成正比，接觸時間越長，自吸水量越大，水鎖損害程度越嚴重。在滿足現(xiàn)場施工要求的前提下，應盡可能減少作業(yè)時間，以降低水鎖損害程度。

解除水鎖損害措施：1）增大生產壓差?？梢蕴岣邭怏w返排時的驅動能量，從而提高氣相滲透率的恢復速度。2）實施水力壓裂措施。水力壓裂會產生較多的人工裂縫，可降低水相返排時的毛細管阻力，液相容易返排，有效解除水鎖損害。3）注入甲醇/乙醇等解水鎖劑。甲醇和乙醇等為易揮發(fā)物質，在儲層中產生一定的攜液作用，水相易于揮發(fā)，有效降低水相表面張力，易于返排，有效解除水鎖損害。4）注入干氮氣。注入干氮氣可蒸發(fā)水鎖損害區(qū)域的部分水相，儲層含水飽和度降低，從而可以在一定程度上解除水鎖損害。

5 結論

1）水鎖損害影響因素評價結果表明：巖心初始含水飽和度越低，水鎖損害率越高；裂縫發(fā)育對致密砂巖巖心水鎖損害的影響較大，含裂縫巖心水鎖損害程度明顯低于基質巖心；黏土礦物質量分數(shù)越高，水鎖損害率越高。此外，實驗流體的性質對水鎖損害程度具有較大的影響，實驗流體礦化度和黏度越高，水鎖損害率越高，而實驗流體表面張力越小，水鎖損害率越低。

2）塔里木盆地M區(qū)塊施工時，應選擇合適的作業(yè)流體和施工壓差，盡可能減少作業(yè)時間，降低水鎖損害程度。針對已產生水鎖損害的地層，可以通過適當增大生產壓差、實施水力壓裂、注入解水鎖劑及干氮氣等措施解除水鎖損害。