苏里格桃X区块位于苏里格气田东南部，2007年部署完成了高精度二维开发地震测线，经过近年不断的开发，桃X区块在三维覆盖区内钻获十余口超百万立方米的高产井[1-3]。随着气藏开发的持续进行，水侵影响使得气藏含水饱和度不断增加，在储层孔隙形成束缚水，气相相对渗透率持续下降，大幅度降低了气藏采收率。为解决低产低效气井利用率低的问题，急需相匹配的解水锁药剂来解决储层水锁伤害，实现气藏高效开发[4-5]。国内外学者针对水锁效应和解水锁进行了大量的研究，周小平等[6]发现向油井中注入混相水溶剂可以有效解除水锁损害；陈鹏等[7]研究认为对于液相侵入较浅(＜5 m)的高温高压气藏可以利用蒸发作用解除气井水锁；姚广聚等[8]将解水锁剂应用在了川西低渗透低压低产气井中，使低近井储层岩心含水饱和度降低了22.8%，提高岩心气测渗透率近6倍，降低启动压力达11%；张小琴[9]简述了水锁效应及贾敏效应产生的原因及其影响因素，建立了水锁和贾敏的评价标准，并通过对表面活性剂的优选，降低储层中的油水界面张力、反转岩石润湿性，减少乳化原油，减缓了低渗储层的水锁效应与贾敏效应；Jairam等[10]发现在现场工作液中添加甲醇，可以利用其挥发、携液的特性，使储层的含水饱和度下降，从而使水锁损害得以缓解。Nasr等[11]通过室内实验筛选出了对降低水锁损害较为有效的有机醇表面活性剂，其中效果最好的就是甲醇溶液，其次是无水乙二醇；Gao Q S[12]根据目标气田的地质和岩石特征，分析了3种不同的水锁伤害类型特征，并提出了降低水锁伤害的建议。国内外学者对水锁机理和方法做了大量的研究，但没有针对研究区块储层特征优化解水锁药剂的研究，以及应用于现场的相关探索。本研究主要根据苏里格气藏桃X区块储层特点，找到适合该区块的解水锁药剂并应用于现场。
实验材料：苏里格气藏桃X区储层岩心，岩心参数见表 1；地层水离子，其组成见表 2；氮气。
实验仪器：储层伤害评价装置，全自动孔渗联测仪。
实验步骤如下：
(1) 测定岩心的气测渗透率、孔隙度和饱和前的质量。
(2) 将岩心放置于测试溶液中，抽真空饱和，至完全饱和没有气泡冒出为止。
(3) 将饱和后的岩心用滤纸吸干表面的液体，称量饱和后岩心质量。
(4) 将饱和后的岩心放置于储层伤害评价装置的夹持器中，用氮气在不同的压力下驱替岩心中的液体，同时测试岩心在不同压力驱替后的气测渗透率，称量岩心在不同压力驱替后的质量。
图 1为不同渗透率岩心在不同含水饱和度下渗透率的变化情况。从图 1可知，随着含水饱和度的增加，岩心的气测渗透率均有不同的程度降低。当含水饱和度相同时，渗透率越高的岩心，气测渗透率下降越明显[13-15]。
根据不同渗透率岩心在不同含水饱和度下变化结果，采用岩心水锁指数计算公式(见式(1))，得到不同气测渗透率岩心水锁指数计算结果(见表 3)，水锁分类标准见表 4。由表 3可知：相同含水饱和度时，渗透率越低的岩心，水锁指数越小，水锁伤害越严重[16]；相同渗透率时，含水饱和度越低的岩心，其水锁指数越小，水锁程度越强，水锁伤害也越严重。
式中：APTi为水锁指数；Ka为气测渗透率，10-3 μm2；Swi为含水饱和度，%。
目前，苏里格桃X区块渗透率为(0.1~1.0)×10-3 μm2，含水饱和度在45%左右。因此，目标区块的水锁指数较小，水锁伤害严重。
苏里格区块储层低孔(＜12%)、低渗(小于1×10-3 μm2)，故毛细管力大，非均质性强，渗流阻力大；同时，由于储层亲水，含水饱和度高，液、固界面及液、气界面的相互作用力大，导致水锁效应突出[17-18]。
针对储层毛细管力、渗流阻力和界面的相互作用力大，水锁效应突出的问题，通过前述的国内外调研，确定了解水锁剂研制的主要思路为降低界面张力，改变岩石润湿性，恢复储层渗流能力。根据文献查阅和市场调研，确定了解水锁剂的主要成分及用途(见表 5)。通过实验筛选确定氟碳表面活性剂A、两性离子表面活性剂B复配比例，并确定润湿反转剂类型和助溶剂比例，从而确定了解水锁剂配方，然后取解水锁剂溶液对其进行界面张力测试，最后再进行渗透率恢复实验，以评价药剂效果[17-19]。
加入表面活性剂是改变储层岩石润湿性和降低界面张力的主要方法。一方面，通过药剂来改变储层岩石的润湿性，从而提高水在储层中的流动性；另一方面，通过降低界面张力来减小毛细管力[19]，提高气相的相对渗透率。
通过调研，选取氟碳表面活性剂A和两性离子表面活性剂B，按不同质量比复配成5种表面活性剂体系(S1~S5)，在室内对合成的5种表面活性剂体系(S1~S5)进行油水界面张力测试，测定时长为60 min(每5 min测试一个数值点)，实验温度60 ℃，实验结果见图 2。从图 2可看出：表面活性剂体系效果由大到小为S3＞S4＞S5＞S2＞S1；均小于3 mN/m；表面活性剂体系S3的界面张力值最低，为0.08 mN/m。因此，选取表面活性剂体系S3作为解水锁剂的主要成分。
为提高S3表面活性剂的溶解性，添加一定质量分数的乙二醇丁醚，以增加表面活性剂溶解性。为研究乙二醇丁醚对表面活性剂体系性能的影响，开展了不同含量的乙二醇丁醚对体系界面张力值测定实验，结果见表 6。从表 6可知，随着乙二醇丁醚含量的不断增加，体系均具有较好的溶解性，体系界面张力呈现小幅度增加，在质量分数小于9%时，界面张力基本不受影响。因此，确定解水锁剂中乙二醇丁醚质量分数为3%。
根据文献查阅和市场调研，选取了两种油田常用的润湿反转剂，即常规润湿反转剂和润湿反转剂PDY。表面活性剂体系S3+3%(w)乙二醇丁醚中分别加入比例相同的常规润湿反转剂和润湿反转剂PDY后，测试岩心润湿性的改变, 结果见表 7。从表 7可知，加入两种润湿反转剂后，随着反应时间的增加，岩心的润湿性由亲水逐渐变得疏水，接触角增大。其中，加入常规润湿反转剂前岩心接触角为33.4°，加入后岩心接触角为37.0°；加入润湿反转剂PDY前岩心接触角为33.5°，加入后岩心接触角为44.7°，接触角增大10°左右。润湿反转剂PDY改变岩石润湿性性能好于常规润湿反转剂。因此，选择润湿反转剂PDY为解水锁剂的主要成分之一。
通过体系筛选实验，确定了最终的解水锁剂配方为S3+3%(w)乙二醇丁醚+润湿反转剂PDY。用TX500C旋转滴界面张力仪测定加入解水锁剂后储层流体的界面张力，实验结果见图 3。从图 3可知，随着反应时间延长，储层流体界面张力由2.62 mN/m降至0.12 mN/m。由于界面张力降低，从而降低了毛细管力，增大流体的渗流能力，达到解除水锁的效果[20]。
为了评价解水锁剂效果，选取6块岩心注入解水锁剂，通过岩心渗透率测定装置进行渗透率恢复实验[21]，结果见表 8。
从表 8可知，渗透率越低的岩心，水锁伤害越大，最高达到73.3%。注入解水锁剂后岩心渗透率缓慢恢复，尤其对低渗透岩心的渗透率恢复效果较好，最高可恢复至原来的93.86%。这是因为解水锁剂中的表面活性剂和润湿反转剂能有效降低界面张力，改变岩石润湿性，恢复储层渗流能力，从而降低水锁伤害。
筛选桃X区块有明显水锁特征的低产、低效气井，通过车载柱塞泵将解水锁剂注入井筒，单次加注解水锁剂1 000~1 500 L，通过焖井、返排解决储层水锁伤害。对复产后套压下降快、产量恢复不明显的气井，重复加注解水锁剂、焖井、返排，确保彻底解除水锁。
2021年，共计实施6井次，有效4井次，累计加注解水锁剂20 400 kg。复产后平均单井增产0.409 7×104 m3/d，累计增产134.54×104 m3，平均套压由4.42 MPa降至4.25 MPa，平均单井生产时间达到45天。目前生产稳定，具体实施情况统计结果见表 9。
(1) 苏里格桃X区块渗透率(0.1~1.0) ×10-3 μm2，含水饱和度45%左右，水锁指数小于0.3，水锁强度中偏强。
(2) 针对储层特征和水锁问题，主要通过氟碳类和两性离子型表面活性剂用于降低界面张力、润湿反转剂改变岩石润湿性及助溶剂，复配出适用于该区块的解水锁剂。
(3) 复配研制出的解水锁剂能够使岩心的润湿性由亲水逐渐变得疏水，接触角增大10°左右，有效改变了岩石润湿性；能有效降低储层流体界面张力，且随着反应时间的增大，界面张力降低越明显；经解水锁剂驱替后的岩心渗透率缓慢恢复，最高能够恢复至原来的93.86%，效果较好。
(4) 研制的解水锁剂在现场进行试验后，气井套压降低，产量明显升高。平均套压由4.42 MPa降至4.25 MPa，措施复产后平均单井增产0.409 7×104 m3/d，效果显著。
2022, Vol. 51 Issue (4): 89-94
2022, Vol. 51 Issue (4): 89-94