高温_高盐_深层凝析气藏水锁伤害及解除研究

表 1 实验测试中岩心渗透率对比 项目 气测渗透率 kg/10-3 μm2 气相相对渗 透率 krg 调和平均绝 对渗透率 16.85 1 束缚水 凝析油 + 反向水 吞吐后 存在 束缚水存 锁气相 气相 下干气 在下气相 3.182 0.189 0.171 0.01 0.067 0.004 0.323 0.019
塔 河 凝 析 气 藏 属 于 带 边（底）水 的 砂 岩 断 块 凝析气藏， 气藏埋深大于 4000 m， 原始地层压力为 45~56 MPa， 地层温度为 140~150 ℃， 地层水矿化度 在 200 000 mg/L 左右。气井在钻井、 完井、 修井、 生 产及增产措施中都不同程度存在水锁效应， 导致油 气井减产甚至停产。目前 54% 自喷井存在积液现 象， 井筒积液导致反渗吸而发生水锁。储层敏感性 均为中等速敏、 强水敏性、 中等盐敏、 中等酸敏、 中等 碱敏， 在修井过程中储层易发生压井液反渗吸水锁。 86 口凝析气井中， 存在水锁井有 23 口， 占气井总井 数的 27%。因此， 通过实验和计算相结合评价水锁
伤害程度， 寻找抑制和解除水锁伤害的方法， 对改善 凝析气藏的开发效果有重要意义。
1 水锁伤害机理
在油、 气层开发过程中另外一种不相混溶相渗 入储层或者多孔介质中， 使原有不相混溶相饱和度 增大， 都会损害相对渗透率， 使储层渗透率及油气相 对渗透率都明显降低。在不相混溶相为水相时， 这 种现象被称作水锁效应。在生产中的表现是：当气 井井底积液则会导致储层岩心逆流自吸， 发生水锁； 当压井液或者其他外来水侵入地层， 储层岩心则会
姚丽荣等：高温、 高盐、 深层凝析气藏水锁伤害及解除研究 试方法进行活性水驱气、 气驱活性水的相对渗透率 测试研究。对比 2 组岩心的活性水驱气和气驱活 性水相渗曲线特征可知， 在相同饱和度下， 当岩心 先饱和气后再用活性水驱气， 则活性水驱气的气相 相渗值高于岩心先饱和活性水然后再用气驱活性 水的气相相渗值， 这表明当活性水注入近井地层后 虽然能降低气水两相界面张力， 但对地层仍有一定 程度的水敏性伤害。所以， 在现场试验时， 在注活 性水前最好先注入醇 +N2 段塞， 减小活性水对储层
4 现场应用
YT1-2H 井为塔河油田塔河南 7 号构造边部水 平井。2006 年 10 月 13 日完钻， 完钻井深 5000 m （ 斜 深） ， 垂深 4430.73 m， 完钻层位 T2a。原始地层压力 45.22 MPa， 地层温度 104 ℃， 初期用 4 mm 油嘴产油 32.8 t/d， 产气 15 550 m3。2006 年放大油嘴后， 含水上 升， 后转抽抽出液体全为水， 2008 年 4 月进行卡堵水 作业， 作业完毕后抽汲， 全为水， 关井， 判断 YT1-2H 井存在水锁伤害， 2009 年 7 月进行解水锁现场施工。 4.1 施工方案数值模拟 建立网格模型、 完成生产历史拟合后， 对 YT12H 产水气井开展解除水锁单井数值模拟研究。模拟 结果：生产井定产油 10~25 m3/d， 注入速度 50 m3/h， 焖井 5 d， 总注入量 200 m3， 基础方案不注活性剂继续 生产。由于活性剂注入主要通过改变岩石润湿性来 提高油气流动能力， 因此模拟时采用等效的处理方 法， 通过改变润湿性调整油气、 油水相对渗透率。 4.2 现场试验 现场施工注入井筒总液量 195 m3， 挤入地层总 3 3 液量 178 m 。注入液氮 7.5 m 。施工采用油管注入， 注入工艺采用甲醇 +XBF-1 解水锁剂 + 液氮段塞组 合。2009 年 7 月 3 日开始抽汲， 2009 年 8 月 5 日用 6 mm 油嘴抽喷进站。 施工后跟踪观察该井施工效果显示， XBF-1 解 水锁剂施工初见效果， 使该井恢复自喷， 在 6mm 油 嘴工作制度下重获 10 t 的日产油量和 12 000 m3 的 日产气， 一直稳定生产， 表明在 YT1-2H 井恢复生产
表 2 反渗吸水锁对气井产能影响 侵入深度 最大反渗吸启动压 /m 力梯度 /MPa · m-1 0 1.5 9.8824
3 无阻流量 /104 m· d-1
3 水锁解除剂室内实验
水锁引起的附加阻力与油水间的界面张力成正 比。实验表明， 表面活性剂可有效降低流体界面张 力。解除地层水锁就是将表面活性剂挤入地层， 药 剂进入岩石孔道和缝隙， 主要起到两个作用：一是 药剂在井底温度下产生蒸气， 蒸发掉岩石毛细管中 的液体；二是经过一段时间的反应， 药剂吸附在岩 石表面， 形成一层分子膜， 大大低于水的表面张力， 使其毛细管力降低， 同时气体流经地层时阻力降低。 因此针对凝析气藏深层、 高温、 高盐的特点， 展开了 水锁解除剂室内研究。 3.1 物性指标 对 XBF-1 解水锁剂做了表面张力、 界面张力、 耐 温性、 耐盐性、 与地层水的配伍性实验， 见表 3。
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的伤害。 3.3 岩心渗透率恢复实验 长岩心水锁启动压力测试表明：岩心发生水 锁 效 应 后， 储 层 产 生 明 显 伤 害， 渗透率降低达到 89.06%~99.65%。在测定了岩心清水伤害渗透率后， 采用 XBF-1 水锁解除剂溶液进行伤害解除实验， 测 试结果见表 4。实验结果表明， XBF-1 水锁解除剂能 使储层渗透率得到一定的恢复， 在损伤后渗透率基 础上恢复了 2.32~5.01 倍， 恢复效果明显。
岩心编号 1-18/48-1 W-T-90/97 1-18/48-1 W-T-90/97 活性水配方 地层水 +5%XBF-1 解水锁剂 地层水 +5%XBF-1 解水锁剂 地层水 +10%XBF-1 解水锁剂 地层水 +10%XBF-1 解水锁剂 岩心长度 /cm 6.611 7.557 6.611 7.557
第 32 卷 增刊 2010 年 11 月
石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING & PRODUCTION TECHNOLOGY
Vol. 32 Sup. Nov. 2010
1000 – 7393 文章编号： （ 2010 ）S0 – 0149 – 03
高温、高盐、深层凝析气藏水锁伤害及解除研究
Study on harmful water lock and dissolution in high-temperature, highly saline and deep condensate gas reservoir YAO Lirong, LI Xiaojun, ZENG Wenguang, LAO Shenghua
作者简介： 姚 丽蓉， 1985 年生。2007 年毕业于西南石油大学石油工程专业， 现从事采气工艺研究工作。电话： 0991-3160969， E-mail： 14896030@。
150 发生顺流自吸， 从而产生水锁效应。
石油钻采工艺 2010 年 11 月（第 32 卷） 增刊 渗透率则降至 0.067×10-3 μm2。实验测试中岩心渗 透率见表 1。
re rw
2.2 水锁对产能的影响 根据实验测定的启动压差及启动压力梯度建立 考虑反渗吸水锁和常规启动压力梯度影响的气井稳 定产能方程 qsc + 2.828 ´10-13 gT rw h 2 m
B 2 qsc
kh
re + S) rw
（1）
2p mz
B
(r )dr = ò
rL rw
re 2 p 2p ( Aλ r + B λ )dr + ò r L mz mz
气测渗透率 /10-3 μm2 15.62 578.14 15.62 578.01 淡水渗透率 /10-3 μm2 0.0261 63.04 0.0257 62.89 活性水渗透率 /10-3 μm2 0.107 117.21 0.181 127.06
表 4 注地层水、 XBF-1 解水锁剂改善清水伤害测试结果 岩心直径 孔隙度 /cm /% 2.478 21.81 2.535 2.478 2.535 24.00 21.73 23.97
表 3 XBF-1 解水锁剂的物性测试结果 表面张力 界面张力 耐温性 耐盐性 /10-3 N · m-1 /10-3 N · m-1 /℃ /mg · L-1 <24 <0.05 130 ≥ 500 000 与地层水配 伍性 互溶， 无沉淀
YK8 井 7.75 0.91
DLK5 锁程度的加大， 气井产能逐渐减 少， 且在形成了反渗吸水锁后气井开井不再是一有 压差就有产量， 而是表现为具有一定的启动压力现 象。水锁侵入深度减小的过程也就是气井解除水锁 逐渐恢复产能的过程。
从测试结果可以看出， 耐温、 耐盐性基本满足了 凝析气藏高温、 高盐的要求。 3.2 解除水锁效果、 相渗效果研究 选择低渗、 高渗两组岩心， 运用非稳定渗流测
2 水锁伤害评价
2.1 长岩心水锁启动压力实验 （1） 建立长岩心。气测干燥岩心渗透率， 经测试 组合长岩心的调和平均渗透率为 16.85×10-3 μm2， 平均孔隙度为 14.46%， 岩心总长度为 90.62 cm， 岩心 3 总孔隙体积为 65.448 cm 。 （2）当岩心内建立起反凝析饱和度后， 在岩心 出口端反向注入 0.2 PV 地层水段塞， 侵入深度 17.9 cm， 模拟储层岩心近井带水锁效应。 （3） 水锁建立后， 进出口端气驱启动压差为 1.18 MPa， 启动压力梯度为 1.30 MPa/m， 岩心中气相有效 12.91T (ln (ye - ywf ) - C ¢ = 其中 C¢ = ò
dr
Aλ =
λB-max- λ B rW - rL
,
Bλ = λ B-max-
λB-max- λB rw rW - rL
rL 为反渗吸水锁前沿半径， λB 为常规启动 式中， m； λB-max 为最大反渗吸启动压力梯 压力梯度， MPa/m； 度， MPa/m。 采用考虑反渗吸水锁影响的气井产能方程， 取 不同的侵入深度和最大反渗吸启动压力梯度， 得到 反渗吸水锁对产能的影响。 YK8 井和 DLK5 井是位于塔里木盆地的两口 凝析气井。2008 年 8 月对 YK8 井压井， 压井液侵入 地层产生反渗吸水锁， 导致气井水淹关井， 后转层生 产； 2007 年 11 月对 DLK5 井压井， 压井液侵入地层 产生反渗吸收水锁， 导致产能很小， 无法继续生产， 后通过气举排液强排， 才继续生产。