(1 原因 机理 解除)低渗气藏水锁伤害机理与防治措施分析

低渗气藏水锁伤害机理与防治措施分析

赵春鹏1　李文华2　张　益1　韩锋刚2

(1.西安石油大学石油工程学院　2.长庆油田分公司生产运行处)

摘　要

　低渗气藏普遍具有低孔、低渗的特点,气、水及少量的油赖以流动的通道很窄,渗

1　水锁效应定义及产生原因

钻井液、完井液、增产液液体进入地层后,地层的含水饱和度上升,气相流动阻力增大,导致气相渗透率下降,这种现象称为“水锁效应”。低渗、特低渗砂岩气层在各种作业过程中产生水锁伤害

是第一位与最基本的损害因素。Ξ

气层中水锁效应产生的原因[1]如图1所示。图中用气、水相渗透率与岩样的气测渗透率比值作为相对渗透率。AB ′为气体的相对渗透率曲线;BA ′为水的相对渗透率曲线。气驱水时,当岩石中含水饱和度降至A ′点时,水相失去连续性,便不再减少,此时,A ′点对应的含水饱和度S wirr 被称为不可降低水饱和度或束缚水饱和度,亦称临界水饱和度。水驱气时,当岩石中含气饱和度降至B ′点时,气相失去连续性,也不再减少,B ′点对应的含气饱和度被称为残余气饱和度S gr 。

图1　用相渗透率曲线说明水锁机理

早期研究认为开发前的地层中储层流体驱替已达到平衡,原生水处于束缚状态。近年来的研究发现,地层的原生水饱和度与束缚水饱和度可能相等,也可能不相等。它们的形成机理不尽一致。如果原生水饱和度低于束缚水饱和度,则油、气驱替外来水时最多只能将含水饱和度降至束缚水饱和度,必然出现水锁效应。设原生水饱和度为S wi (如图1中C 所示),束缚水饱和度为S wirr (如图中A ′所示),它们分别对应的气体相对渗透

率为K rg (wi )和K rg (wirr ),其水锁损害率DR 为

DR =(K rg (wi )-K rg (wirr ))/K rg (wi )

(1)

造成水锁效应的另一原因是对外来水返排缓慢,在有限时间内含水饱和度降不到束缚水饱和度的数值.由图中水相渗透率曲线BA ′可以看出,气体排驱水时,水相渗透率随着含水饱和度而接近于零,含水饱和度却在有限时间内达不到束缚

水饱和度,设此时含水饱和度为S w ′

(如图中D 所示),对应的气体相对渗透率为K rg (w ′),则水锁损害率DR 为

DR =(K rg (wi )-K rg

(w ′))/

K rg (wi )

(2)

原生水饱和度低于束缚水饱和度造成的水锁

5

4Ξ

收稿日期　

2004-02-02　第一作者简介　

赵春鹏,1979年生,硕士,现从事油气储层保护研究工作,地址(710065):陕西省西安市西安石油大学254信

箱,电话:(029)88299800。

效应和外来水返排缓慢造成的水锁效应相比较,前者的损害率总是小于后者,但前者的损害率对一定储层为一定值,后者的损害率则总是随着时

间的增加而逐渐降低,只是降低速度随储层的孔隙结构和外来水的性质及多少而异。

2　水锁效应产生机理

钻井中一打开储层,就会有工作液与储层接触,若外来水相侵入储层孔道,就会在井壁周围孔道中形成水相堵塞,其水-

一个毛细管压力。要想让油气流向井筒,克服这一附加的毛管压力。服这一压力,就不能把水的堵塞消除,储层的采收率式中　P c ———　σwg ———　θwg —

——气水接触角,°;　r ———毛管半径,cm 。

从式(3)可看出,毛细管力的大小与多孔介质的直径成反比,由于低渗气藏的孔隙尺寸比中、高渗储层要小得多,所以毛细管力比较大,而气藏多属水湿气藏,气水润湿性差异很大,使毛管力成为气驱水的阻力,进入储层的水更加不易排出,所以

式[2],可用于预测水锁效应的严重程度:

A PT i =0.251g K a +2.2S wi (4)式中　A PT i ———水锁指数;

　K a ———气测渗透率,10-3μm 2;

　S wi ———原始含水饱和度。若A PT i ≥1.0,表示水锁效应不明显;0.8≤A PT i <1.0,表示对水锁效应有潜在的敏感性;若

A PT i <0.8,一般表示如果水基流体被驱替或自吸

入地层,会出现明显的水锁问题。

可以用试验室测得的束缚水饱和度的值和1之差近似地代替公式中的原始含水饱和度。因为在条件相同的情况下,气层原始饱和度越高,自吸水能力越差,造成水锁可能性越小;而按照室内岩样束缚水饱和度实现方法,得到的岩样束缚水饱和度越高,往往该岩样的水锁损害程度也愈深,这样公式(4)变为

A PT i =0.251g K a +2.2(1-S wirr )(5)

式中　S wirr ———实验室模拟储层条件下测得的岩

样束缚水饱和度,%。

3　降低水锁伤害的措施

在实际钻井过程中,水锁造成的储层污染主要是由钻井液中的滤液侵入引起的。为此,可采用空气钻井或应用烃化合物钻井液和完井液。如果必须采用水基钻井液的话,预防储层水锁应从

两方面着手[3、4]

。

有良好的配伍性基础上,具有良好的返排能力。加入表面活性剂是降低界面张力,从而降低毛细管力,增强钻井液滤液返排能力的主要手段。此外,还可以在水基工作液中加入醇类等具有较低表面张力的物质,或者使用甘油以及甲基葡萄糖等低滤液张力的钻井液体系。

4　结论

(1)低渗气藏毛管半径小,在侵入液性质相同的情况下,毛管压力比中、高渗储层大得多,而气藏多属水湿气藏,气水润湿性差异很大,使毛管力成为气驱水的阻力,进入储层的水更加不易排出,所以低渗气藏的水锁效应更为严重。

(2)减少水锁效应有两个途径,一是采用低滤失量、流变性好和暂堵能力强的钻井液;二是加入表面活性剂,这可以降低界面张力,从而降低毛细管力,增加钻井液滤液返排能力。

参

考

文

献

1　张敏谕,毛美利.长庆低渗气藏水锁效应与抑制对策.低渗透

油气田,1999,4(2)2　Bennion D B ,Thomas F B ,Bietz R F et al.Remediation of Atr and

Hydrocarbon Phase T rapping Problems in Low Permeability G as Reserv oirs .JCPT ,1999,38(8)

3　张振华,鄢捷年,李宗飞.轮南古潜山碳酸盐裂缝性油气藏的水锁效应及影响因素研究.特种油气藏,2000,7(1):32～344　贺承祖,胡文才.浅谈水锁效应与储层伤害.天然气工业,1994,14(6):36～38

(编辑　滕春鸣)

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