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致密砂岩气藏水锁损害及解水锁实验研究

文档作者：李宁1，王有伟2，张绍俊1，李家学1，张震1，赵聪2，黄维安2 文档来源： 1．塔里木油田公司油气工程研究院 2．中国石油大学(华东)石油工程学院		点击数：	更新时间： 2024年02月26日
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第33卷第4期
2016年7月
钻井液与完井液
DRILLING FLUID&amp;amp;COMPLETION FLUID
V01．33 No．4
July 2016
doi：10．3696／j．issn．1001-5620．2016．04．003
致密砂岩气藏水锁损害及解水锁实验研究
李宁1， 王有伟2， 张绍俊1， 李家学1， 张震1， 赵聪2， 黄维安2
(1．塔里木油田公司油气工程研究院，新疆库尔勒841000；2．中国石油大学(华东)石油工程学院，山东青岛266580)
李宁等．致密砂岩气藏水锁损害及解水锁实验研究[J]钻井液与完井液，2016，33(4)：14．19．
摘要塔里木油田B区块目标层段为白垩系巴什基奇克组，井深大于6 000 m，储层岩性致密，孔隙度分布在
1．0％～9．4％，渗透率分布在0．011×10～～8．56X10-3肛m2，孔隙度与渗透率关系较差，储层总体孔隙发育程度低，渗透率差，
非均质性严重，微裂缝发育，毛细管力高，黏矿物含量高，在完井及压裂过程中极易受到水锁损害。基于该区块地质特征
分析潜在水锁损害及水锁空间，发现毛细管水近乎占据了储集空间的一半，气相渗流极其困难。使用DSRT-II型低渗敏感
性评价试验仪，应用岩心流动实验从宏观角度分析水锁损害，采用核磁共振T2谱测试，从微观角度定量分析水锁损害程度，
结果表明该区块水锁损害使渗透率降低99％，液锁量90％以上，主要分布在微孔隙0．01～250 nm中，水锁损害严重。结合
水锁损害机理与室内实验研究，优选解水锁剂，借助毛细管自吸实验、核磁共振测试、渗透率损害率评价，进行解水锁实
验研究。结果表明，优选的解水锁剂SATRO．1和HUL能有效降低毛细管力，减小自吸侵入深度，并有助于小孔喉液体返排。
关键词致密气藏；水锁损害；防水锁剂；核磁共振；毛细管自吸实验
中图分类号：TE258 文献标识码：A 文章编号：1001．5620(2016)04．0014—06
Study on肠ter Block in Tight Sandstone Gas Reservoirs and Solutions Thereof
LI Nin91，WANG Youwei2，ZHANG Shaojunl，LI Jiaxuel，ZHANG Zhenl，ZHAO Con92,HUANG W萌’an2
(1．Research Institute ofOil and Gas Engineering,Tarim Oilfield Division，Korla，Xinjiang 84 1 000；
2．College ofPetroleum Engineering,China University ofPetroleum，Qingdao,Shandong 266580)
Abstract The target zone of the block B in Tarim Basin is the Cretaceous Bashijiqike Formation．The depth of the wells drilled is
greaterthan 6,000m，andthe reservoir rocksaretight，withporosity rangingfrom 1．O％to 9．4％，andpermeabilityfrom0．011X10。3to
8．56 X 1 0。3肛m2．The porosity has poor relationship with permeability．The highly heterogeneous reservoir rocks have poorly developed
pores，low permeability,developed fractures，high capillary forces，high clay contents，and are very easy to be affected by water
blocking during well completion and fracturing．Analyses of water blocking based on the geological features of the reservoir rocks in
this area indicate that the capillary water accounts for almost halfofthe volume ofthe pores，leading to highly difficult gas flow in the
porous media．Using the Model SRT-II low permeability sensitivity tester,formation damage by water blocking is macroscopically
analyzed through core flow experiment．Using NMR transverse relaxation time spectrum，formation damage by water blocking is
microscopically analyzed．The analyses show that water blocking caused the permeability ofthe reservoir rocks to be reduced by 99％，
and more than 90％ofthe water blocked in this area，mainly in the O．01-250 nln pores．Based on the research，water blocking remover
SATR0—1 and HUL were chosen and their performance studied through capillary imbibition，NMR examination，and permeability
experiments．It was concluded that SATR0—1 and HUL Can effectively reduce capillary forces and invasion depths by imbibition，and
are helpful to liquid flowback through micro pore throats．
Key words Tight gas reservoir；Formation damage by water blocking；Water blocking agent；NMR；Capillary imbibition experiment
致密砂岩气藏是富集在渗透率低于0．1 x 10。3
岬2且孔隙度低于10％砂岩中的气藏，其通常束
缚水饱和度和毛管力较高‘11，并富含黏土矿物及发
育微裂缝，以致其在开发过程中极易受到水锁损害，
基金项目：中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目“碳酸盐岩安全、快速、高效钻完井技术”
(2010E．2109)；国家科技重大专项课题“复杂地质条件下深井钻井液与高温高压固井技术研究”(2011ZX05021．004 o
第一作者简介：李宁，高级工程师，1970年生，现在从事钻井技术研究工作。电话(0996)2172526；E．mail：lining．
tlm@petrochina．com．cn。
万方数据
第33卷第4期李宁等：致密砂岩气藏水锁损害及解水锁实验研究15
水锁损害是致密砂岩气藏最严重的损害因素之一，
损害率一般达70％～90％[2。5】。分析致密砂岩气藏
水锁机理，准确地对水锁损害进行实验评价并进行
解水锁具有重要的实际意义。目前，水锁损害的实
验研究大多基于岩心分析方法中的渗透率测定方
法M】，研究者采用不同的实验条件和方法导致结果
也不相同；也有采用回归分析方法和预测模型对数
据进行处理[7-81，然而由于岩石孔隙结构的复杂性
和非均质性，难以准确定量判断水锁损害。在分析
储层水锁空间的基础上，采用岩心流动实验和核磁
共振T2谱测试，从宏观和微观角度分析塔里木油
田B区块致密砂岩气藏水锁损害，并定量化水锁
损害程度。结合水锁损害机理与室内实验研究，优
选解水锁剂，借助毛细管自吸实验、核磁共振测试、
渗透率损害率评价，进行解水锁实验，对致密砂岩
气藏的开发具有实际意义。
1储层地质特征
塔里木油田B区块位于塔里木盆地库车坳陷
克拉苏构造带，目标层段为白垩系巴什基奇克组
(K，bs)，储层埋藏深度较深，大于6 000 m，储
层岩性致密，储集空间复杂【9]。该区块储层孔隙
度分布在1．0％～9．4％，平均为6．8％，渗透率分
布在O．011 X 10～～8．56×10～um2，平均为0．19×
10～肚m2。B区块储层岩心扫描电镜照片见图1。
厂、『。．_’匡塑I|f’、
l『●1。。’，、Pj篓≤∥霉麓露蕊赫凇鼍≯鬻灞
该区块储层黏土矿物含量高，在10％以上，
岩心黏土矿物分析见表1。由表1可知，该区块储
层黏土矿物含有伊利石、绿泥石、伊蒙混层等敏感
性矿物，蒙脱石强亲水，易吸水膨胀，使渗流空间
变小，增大毛管力，加剧水锁损害。
表l 塔里木油田B区块储层岩心黏土矿物分析
2 致密砂岩气藏水锁损害
2．1 B区块储层水锁空间分析
多孑L介质中的水相赋存状态可分为束缚水和自
由(可动)水，束缚水又以水膜水和毛细管水的形
式存在”01。滞留在致密砂岩气藏孑L喉及微裂缝中
的水相以这2种形式存在，水膜水受气藏驱动压力、
温度、水相与岩石性质的影响，毛细管水受毛细管
力制约。2种形式的束缚水皆增大气体流动阻力，
降低气相渗透率。
2．1．1水膜水厚度
按式(1)计算水膜水厚度，其计算值视为气
藏储层中水膜水厚度的上限¨11。将B区块原始地
层压力122 MPa代人，计算出原始条件下储层中
水膜水的厚度为0．001 um。因此，可以认为原始
地层条件下，孔喉半径及微裂缝开度在O．001¨m
以下的储集空间全被水膜形式的地层水占据。
h=6．17×10。／p¨3 (1)
式中：h为水膜水厚度，um；P为驱动压力，MPa。
2．1．2毛细管水
式(2)为毛细管压力的理论计算公式，取压
汞测试中排驱压力作为毛细管力，通过该式可以
计算地层条件下毛细管水存在的孔喉半径的上限。
视储层为极亲水的极限条件，取地层条件下盯为
3．95×10～N／m，得到毛细管水存在于孔喉半径及
微裂缝开度小于o．07“m的空间。
P。=2acosO／r (2)
万方数据
16 钻井液与完井液2016年7月
式中：P。为毛细管压力，MPa；，．为毛细管半径，
岬；盯为气水界面张力，N／m。
结合水膜水厚度可以看出，致密砂岩气藏束缚
水主要存在形式为毛细管水，当外来流体进人储层，
受到毛细管力的束缚，会极大地占据储层孔喉及微
裂缝空间，与储层平均孔喉半径相比，占到了近乎
一半，气相渗流极其困难，会造成严重的水锁损害。
2．2水锁损害
2．2．1岩心流动实验
为评价B区块储层岩心水锁损害程度，使用
DSRT-II型低渗敏感性评价实验仪，测试了不同含
水饱和度下岩心渗透率损害率，对B区块巴什基
奇克组岩心进行水锁损害评价，结果见图2。由图
2可知，随着储层岩心含水饱和度增加，渗透率损
害率增大，最终水锁渗透率损害率为99．43％，属
极强水锁损害。
含水饱和度／％
图2 B区块巴什基奇克组岩心水锁测试结果
2．2．2 液锁量
低磁场核磁共振T2谱技术作为快速、无损检
测岩心流体赋存状态的手段，能够从微观角度分
析致密砂岩水锁损害。由核磁共振仪测得驰豫时
间和T2谱强度，可通过高速离心机校验得出的系
数，计算对应毛细管半径处含液量。选取B区块
气测渗透率相近的储层岩心，抽真空饱和后，使用
核磁共振仪测其饱和状态下及不同转速离心后的
含液量分布，计算岩心不同转速、不同毛细管半
径范围的剩余含液量，结果见表2。由表2可知，
含液量主要分布在微孔隙0．01～250 nlTl中，表明
岩心微孔隙多且尺寸极小。随转速增加，剩余含
液量不断减小，但减小幅度较小，说明岩心遇液
难排出。高速离心后0．01～250 nnq微孔隙含液量
占0．01～1 X 105 nn'l微孔中总含液量的分数大于
90％，此部分束缚液量为岩心水锁的液锁量。B区
块储层岩心液锁量大于90％，表明水锁很严重。
表2岩心含液量
转转速岩至望堡兰!竺型全速皇鲨墨!兰0．孔01中～含25液0量nm／ 占 r／min心岩0·0一1～1孔中含液量占 X 103 0．01～250 0．01～1 X 105砌
!竺竺： 微王L生的亘盆出丛
B2．5 71 99 59 57 R2 75
800 B2．6 84．25
B2．7 87．16
83．93
82．68
99．62
94．86
注：剩余含液量=岩心离心后含液量／岩心饱和时含
液量X 100％。
3解水锁实验研究
由上面水锁空间分析可知，解决水锁损害的根
本是消除毛细管水对储集空间的占据。在钻井液中
使用能够有效降低表／界面张力的解水锁剂，可减
小毛细管力，增加滞留液的返排，防止或及时解除
水锁损害。使用B区块储层岩心，在优选解水锁
剂基础上，进行解水锁实验研究。
3．1解水锁剂优选
由式(2)可知，对于特定储层，acos0值越
低，毛细管力越低，水锁损害越弱。采用旋滴法
在40 oC、6 000 r／min条件下，测试常见表面活性
剂溶液的表面张力。选用B区块储层岩样，使用
JC2000D5M接触角测试仪，在25℃条件下，在空
气中测定各溶液在岩样表面的接触角，实验结果见
表3。由表3可以看出，优选了acos0值较低的解
水锁剂SATRO一1和HUL进行解水锁实验。
3．2毛细自吸实验
一般认为造成水锁损害的原因主要有2个：毛
细管力的自吸作用和液相滞留作用。在致密砂岩气
藏中，初始含水饱和度低于束缚水饱和度的现象是
很普遍的，因此，有过剩的毛细管力存在，水相在
井壁附近地层会受到强毛管自吸作用，含水饱和度
万方数据
第33卷第4期李宁等：致密砂岩气藏水锁损害及解水锁实验研究17
升高，并且难以返排，导致气相渗透率降低。选取
B区块储层岩心，基本信息见表4。使用毛细自吸
实验装置，测试储层岩心对地层水和解水锁剂溶液
的自吸效应。
表3不同解水锁剂的界面张力与接触角测试
配方0／(。)a／(mN／m)frcos0 配方0／(。)∥(mN／m)acos0
04 39．858 67．3 51．662 64 40．756 34．6 26．209
1
4
61．436 23．0 10．997 74 57．398 28．8 15．517
24 33．574 16．3 13．581 8“38．238 31．2 24．506
3“44．538 29．3 20．885 9“45．982 27．0 18．762
4“35．570 42．9 34．895 104 6．956 16．6 16．478
5“36．880 24．4 19．517 1 1“39．818 28．7 22．044
注：0”为博孜模拟地层水；l。为O．4％解水锁剂
SATRO一1；24为O．4％原油减阻剂HUL；34为0．4％烷基酚
聚氧乙烯醚OP一10；44为0．4％Tween80；54为0．4％油酸钠；
64为0．4％十六烷基三甲基氯化铵(CTAC)；74为0．4％ABSN；
8”为0．4％土耳其红油(Sulfonated castor oil)；94为0．4％
解水锁剂SL．F；104为含氟表面活性剂；11“为甜菜碱表面
活性剂。
表4低渗岩心与自吸试剂数据
岩心岩性6／％Ⅳ10。tam2 自吸液类型浓度慌
考虑岩心孔隙度对自吸量的影响，做出自吸孑L
隙体积倍数与时间平方根的关系，见图3。
籁
瞧
楼
故
垂
Jm
娶匹
f1 7Vmin,2
图3 B区块储层岩心自吸孔隙体积
倍数．时间平方根关系曲线
由图3可知，岩心自吸孔隙体积倍数与时间的
平方根有较好的正线性关系。随着时间延长，自吸
孔隙体积倍数不断增大，但斜率逐渐减小，自吸效
应减弱。其中，加入解水锁剂SATRO—l、HUL后，
岩心自吸孔隙体积倍数降低。可见，加入解水锁剂
可以降低自吸的量，而且随着时间的增加，相对效
果越明显，可减弱水锁损害。
假设岩心孔隙均匀，毛细管自吸液体沿岩心
底端自下而上，且岩心自吸液体端内部孔隙完全充
满液体，便可知侵入深度与时间平方根的关系，拟
合曲线可得到最小侵入深度，结果见表5。未加入
表面活性剂的测试岩心，水相自吸侵入最小深度分
别为0．033 73 mm和0．035 57 mi／l，加入解水锁剂
SATRO一1、HUL后，岩心自吸最小，侵入深度减小，
在岩性相同的情况下产生的毛细管力较小，可缓解
水锁损害。
表5岩心自吸拟合方程
测试液深度一时间平方根拟合度最小自吸侵人深度／mm
3．3核磁共振测试
选取气测渗透率相近的B区块储层岩心，抽
真空并在不同溶液中浸泡至饱和，采用离心法构建
不同含水饱和度，用核磁共振仪测其饱和状态下及
不同转速离心后的流体赋存状态，见图4～图7。
2：／脚
图4 1“岩心(模拟地层水饱和度)的核磁共振T2谱
由图4～图7可知，储层岩心饱和水的核磁共
振疋谱基本上反映出2个峰，左峰表示小孔喉及
微裂缝中的束缚水，右峰表示较大孑L喉中的可动水。
4块岩心左峰都远远高于右峰，表明致密砂岩岩心
饱和水中束缚水占到了极大的比例，流体赋存状态
0
0
0
0
0
O
O
0
0
弱如药加b
m，
趟强妒逛
万方数据
18 钻井液与完井液2016年7月
主要为束缚水状态。离心后的T2曲线下移，岩心
含水饱和度不断减小，表现为右峰降低，即可动水
减少。
TJms
图5 2 8岩心(去离子水饱和度)的核磁共振T2谱
r／ins
訇6 3 4岩一t5(0．4％SATRO．1饱和度)的核磁共振T2谱
?：／lns
图7 44岩心(0．4％HUL饱和度)的核磁共振T2谱
考察了定量化离心过程中，岩心可动水与束缚
水体积的变化，结果见表6。由表6可知，34、44
致密砂岩在4 200 r／min转速下经20 min离心后，
束缚水与可动水均有所降低，表明加入解水锁剂有
助于减小毛细管压力，增加小孔喉中的液体返排，
减弱水锁损害。
3．4岩心渗透率伤害率评价
选取B区块气测渗透率相近的储层岩心，测
湿岩心的气测渗透率，评价不同溶液浸泡对岩心渗
透率的影响。浸泡溶液对岩心渗透率伤害程度用渗
透率相对变化倍数表示，见公式4。渗透率相对变
化倍数越大，溶液浸泡岩心后气测渗透率越大，溶
液对岩心伤害越小。参照溶液为B区块模拟地层水。
表6离心过程中岩心可动水与束缚水体积变化
3．4岩心渗透率伤害率评价
选取B区块气测渗透率相近的储层岩心，测
湿岩心的气测渗透率，评价不同溶液浸泡对岩心渗
透率的影响。浸泡溶液对岩心渗透率伤害程度用渗
透率相对变化倍数表示，见公式4。渗透率相对变
化倍数越大，溶液浸泡岩心后气测渗透率越大，溶
液对岩心伤害越小。参照溶液为B区块模拟地层水。
渗透率相对变化倍数=溶液浸泡岩心后气测
渗透率／参照溶液浸泡岩心后气测渗透率(4)
分别测试去离子水、解水锁剂SATRO．1和
HUL溶液浸泡对岩心气测渗透率的影响，结果见
表7。由表7可知，干岩心的气测渗透率最大，一
旦岩心含水，其渗透率就会降低。浸泡解水锁剂溶
液的34、44岩心渗透率相对变化倍数大于1，表明
解水锁剂有助于岩心中液体返排，降低含水饱和度，
提高渗透率，减弱水锁损害对岩心渗透率的伤害。
0
0
O
O
0
0
O
0
0
驺如筋如”m，
谜黑心妲
O
O
O
0
0
0
O
O
0
弘如巧如"m，
型誊，迎
0
O
0
O
O
0
0
O
0
O
0
舶∞弘如巧加博∞，
谜曩妒妲
万方数据
第33卷第4期李宁等：致密砂岩气藏水锁损害及解水锁实验研究19
表7各岩心饱和地层水以及分别浸泡测试液后渗透率变化
岩心浸泡溶液
1 0_3K岬d：1 0f3K岬d：1 of3K岬d：蓬墓麦：嚣
注：K测试条件为饱和地层水状态下驱替时气体突破
后稳定2 h的渗透率；蚝测试条件为浸泡溶液浸泡后的驱
替时气体突破后稳定2 h的渗透率；渗透率相对变化倍数
为岩心浸泡溶液后的渗透率与地层水状态下渗透率的比值。
4 结论
1．塔里木油田B区块储层具有孑L隙度低、渗
透性差、孔喉半径细小、含天然裂缝、结构复杂、
非均质性严重等特点，存在潜在严重的水锁效应；
储层富含伊利石、蒙脱石等黏土矿物，也会造成潜
在的水锁损害。
2．B区块致密砂岩气藏束缚水主要形式为毛细
管水，当外来流体进入储层，受毛细管力束缚，会
极大地占据储层孑L喉及微裂缝空间，与储层平均孔
喉半径相比，占到了近乎一半，气相渗流困难，造
成严重的水锁损害。
3．B区块水锁损害程度评价结果表明，水锁渗
透率损害率为99．43％，属极强水锁损害，且储层
岩心液锁量大于90％，水锁严重。
4．优选的解水锁剂能有效降低毛细管力，减小
自吸侵入深度，并有助小孔喉液体返排，可缓解致
密砂岩气藏水锁损害。
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PANG Zhenyu．Diagenesis of low-permeability and tight
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Technology Information，2014，33(3)：58—60．
(收稿日期2016．04．9；HGF=1604C7；编辑王超)

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