伏龍泉登婁庫組低滲透砂巖氣藏水鎖傷害研究

王志超，何　睿，范傳雷，謝信捷，李小剛，胡仲可

（1.中國石油吉林油田分公司，吉林松原　138000；2.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，四川成都　610500；3.中石油西南油氣田分公司華油公司，四川成都　610000）

?

伏龍泉登婁庫組低滲透砂巖氣藏水鎖傷害研究

王志超1，何睿2，范傳雷1，謝信捷2，李小剛2，胡仲可3

（1.中國石油吉林油田分公司，吉林松原138000；2.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，四川成都610500；3.中石油西南油氣田分公司華油公司，四川成都610000）

摘要：水鎖傷害廣泛存在于低滲透砂巖氣藏中，嚴重影響氣藏的開發效果。基于伏龍泉登婁庫組儲層地質特征以及開發過程中所遇到的問題，結合國內外相關文獻，分別采用了水鎖指數法、BP神經網絡預測法以及室內實驗對伏龍泉登婁庫組儲層水鎖傷害程度進行預測評價。結果表明，伏龍泉登婁庫組砂巖氣藏水鎖傷害較為嚴重。然后針對登婁庫組儲層水鎖傷害特點，基于相關實驗數據及現場資料，分析了目標層水鎖傷害機理，并針對性地分析了影響水鎖傷害的因素，在此基礎上提出利用復合解堵方法來有效解除水鎖傷害，以恢復或提高氣井產量。

關鍵詞：低滲透；砂巖氣藏；水鎖傷害；BP神經網絡；液相滯留

低滲透砂巖氣藏在鉆完井、修井等作業過程中，外來工作液進入儲層，在毛細管力的作用下被吸附在孔喉處，使氣相流通通道變窄，氣相滲透率變低，并且工作液反排困難，甚至不能反排，造成水鎖傷害［1］。研究表明，水鎖傷害是低滲透儲層最主要的傷害形式［2］。

伏龍泉氣田位于吉林省農安縣與長嶺縣交界處，氣田區域構造位置位于松遼盆地南部東南隆起登婁庫背斜帶南端，主力產層為登婁庫組、泉頭組。其中，登婁庫組砂巖儲層壓力普遍較低，儲層物性總體較差，孔隙度介于8%～15%，滲透率介于0.1 mD～10 mD，儲層巖石膠結致密，孔隙結構發育較差，屬于典型的中孔-低滲砂巖儲層。

目前伏龍泉登婁庫組低滲透砂巖氣藏在開發過程中主要存在如下問題：（1）鉆井及壓裂過程中工作液漏失嚴重，壓裂后液體返排困難；（2）生產井開采初期產量較高，但產量衰減較快，關井恢復壓力后開井無氣液產出；（3）生產井井底積液現象較為嚴重，需氣舉排液后才能恢復生產。

通過對伏龍泉登婁庫組儲層地質特征以及開發過程中出現的問題初步分析，由于該砂巖儲層孔滲條件較差，非均質性強，地層能量不足，加上孔喉連通性差，因此在鉆完井、壓裂及修井等過程中工作液將大量漏失，加之開發過程中氣井產水大量滯留將會對儲層基質造成較為嚴重的水鎖傷害，明顯降低氣井產量。因此，水鎖傷害是影響登婁庫組低滲透砂巖氣藏產能的主要因素之一。本文主要以F223井及F239井為例，采用不同方法對伏龍泉登婁庫組氣藏開發過程中的水鎖傷害程度進行預測及評價，并分析水鎖傷害的產生原因，提出針對性的解除水鎖的措施，以恢復或提高氣井生產能力。

1　水鎖傷害評價與預測

1.1水鎖指數法

水鎖指數法是基于巖石物性和電阻率值來評價水鎖傷害程度的一種方法。利用式（1）及式（2）可以計算出APTi值［3］，關于APTi值的評判標準可預測水鎖傷害程度（見表1）。結合區塊地質資料、測井曲線以及室內氣測滲透率實驗結果，計算得出伏龍泉區塊部分井登婁庫組儲層的水鎖傷害程度（見表2）。從結果可以看出，伏龍泉登婁庫組儲層主要呈中等～強水鎖。

表1　水鎖傷害評價指標

表2　巖電參數法評價結果

式中：APTi-水鎖指數，無量綱；Kg-干巖心氣測滲透率，mD；Sw-地層原始含水飽和度，%；Rt-含氣純巖石電阻率，Ω·m；Rw-地層水電阻率，Ω·m；Φ-巖石孔隙度，%；m-地層膠結指數，1.5～3；n-飽和度指數，1.0～4.3；a-巖性系數，0.6～1.5；b-與巖性相關的系數。

1.2BP神經網絡預測

BP神經網絡（反向傳播算法）是神經網絡算法中最普遍、最通用的一種形式［4］。它包括輸入層、輸出層以及一個或多個隱層（可能沒有隱層）。輸入層信息經過激活函數運算后，傳播到隱層再到輸出層，從而給出輸出結果［5］。根據水鎖傷害程度的影響因素，選取儲層的滲透率、孔隙度、初始含水飽和度作為網絡輸入參數。選擇以下公式來計算隱含層單元數［6］：

式中：S-隱含層單元數；n-輸入單元數。

對各樣本組數據進行歸一化處理［7］：

式中：aji-樣本數據歸一化值；ajmax-樣本數據中的最大值；ajmin-樣本數據中的最小值。

在Matlab計算軟件中，利用newf函數生成BP神經網絡，輸入層有3個神經元，輸出層只有1個神經元，隱含神經元個數為7，故神經網絡結構為3×7×1型。網絡中間層的傳遞函數選用S型正切函數，輸出層的傳遞函數選用S型對數函數，構建出的神經網絡預測水鎖傷害模型代碼為［8］：

根據建立的水鎖傷害神經網絡預測模型，并基于鄰井登婁庫組儲層共計35組巖心水鎖傷害數據（見表3），對F223井登婁庫組儲層水鎖傷害程度進行預測，結果（見表4）。可以看出，伏龍泉登婁庫組致密砂巖儲層水鎖傷害程度為中等～強。

表3　鄰井水鎖傷害數據

表3　鄰井水鎖傷害數據（續表）

表4　BP神經網絡法水鎖傷害預測結果

1.3室內水鎖傷害實驗

國內外學者研究表明，低滲砂巖氣藏的初始含水飽和度一般小于束縛水飽和度，水鎖傷害程度為束縛水飽和度下的滲透率相對于初始含水飽和度下滲透率的損害率［9］。然而在實驗條件下，氣驅液只能將含水飽和度降至束縛水飽和度，巖心原始含水飽和度較難獲得，所以室內水鎖傷害實驗主要考慮束縛水飽和度下的滲透率相對于干巖心滲透率的損害率（式6）。此外，束縛水飽和度以上氣測滲透率的降低是由可動水造成的水鎖傷害，使水鎖效應更為嚴重。本文對F223井及F239井的4塊巖心進行了氣驅水兩相滲流實驗，實驗曲線（見圖1）。

圖1　伏龍泉登婁庫組巖心氣-水相對滲透率曲線

式中：Dk-水鎖損害程度，%；Kg-干巖心氣測滲透率，mD；Kt-束縛水飽和度下的氣測滲透率，mD。

從以上實驗結果可以看出，F223井和F239井登婁庫組巖心都具有較高的束縛水飽和度，即兩相滲流區較窄，從理論上講水鎖潛在傷害較為嚴重。從實驗數據可知，登婁庫組束縛水飽和度下的巖心滲透率損害率介于40%～60%，呈中等偏弱或中等偏強水鎖傷害。另外，以上4組Krg曲線多呈凹陷型，說明束縛水飽和度以上區間的潛在水鎖傷害較為嚴重。對比F223井和F239井的Krg曲線可知，前者Krg曲線更靠近X軸，說明在束縛水飽和度以上區間，F223井登婁庫組儲層水鎖傷害程度相對更為嚴重。此外，登婁庫組儲層薄層發育，且氣水層相鄰，因此在壓裂過程中水層容易被壓開，導致氣層含水飽和度驟升，造成氣相有效滲透率的進一步下降，甚至水淹。

可以發現，以上三種評價預測結果基本吻合。綜合可知，伏龍泉氣田登婁庫組砂巖儲層具有較為嚴重的水鎖潛在傷害。因此有必要分析儲層水鎖傷害產生的原因，并提出針對性的緩解或解除水鎖傷害的措施。

2　水鎖機理及傷害因素分析

2.1水鎖機理分析

2.1.1毛管力的作用由于該氣藏屬于水濕性地層，外來水相流體侵入地層孔隙后，微小孔隙中會形成一個凹向氣相的彎液面，并產生毛管力［10］，毛管力計算公式為：

式中：Pc-氣水間毛細管力，kPa；σ-表面張力，mN/m；r-毛細管半徑，μm；θ-潤濕角，°。

從式（7）可以看出，毛管力的大小與儲層的半徑成反比，因此，對于登婁庫組中孔低滲砂巖氣藏而言，由于儲層孔喉半徑總體較小，平均值僅為0.827μm，故阻礙氣體流動的毛管阻力相對較大。現以F223井為例，對登婁庫組以及泉一段巖心樣品進行表面潤濕實驗，測得其固液界面張力以及接觸角大小，再結合毛管壓力實驗所得孔喉半徑值，可由式（7）求得毛管壓力大小，實驗及計算結果（見表5）。可以發現，相比于泉一段低滲儲層，登婁庫組儲層毛管壓力明顯大于鄰層泉一段，即F223井登婁庫組砂巖儲層潛在水鎖傷害更為嚴重，這與實際情況相一致。

表5　表面潤濕實驗結果

2.1.2液相滯留效應液相的滯留和聚集是造成水鎖損害又一重要因素，侵入儲層的外來流體返排緩慢，甚至不能返排，會進一步加重水相圈閉損害。同樣根據Poiseuille定律可知，從半徑為r的毛細管中排出長為L的液柱所需時間為［9］：

式中：P-驅動壓力，Pa；σ-表面張力，N/m；r-毛細管半徑，m；T-流體侵入時間，s；θ-毛細管上的潤濕角，°；L-液柱長度，m；μ-流體黏度，Pa·s。

由式（8）可知，排液時間主要由毛管半徑和排驅動力決定。伏龍泉登婁庫組儲層孔喉半徑較小，并且地層能量不足，液體排驅動力不足，難以克服毛管壓力，因此，容易發生液相滯留效應，液相占據了滲透通道，使水鎖傷害更難解除。

2.2水鎖損害影響因素分析

2.2.1孔隙結構特征［11］伏龍泉登婁庫組砂巖儲層總體孔滲物性較差，為典型的中孔-低滲透儲層。本文以F223井為例，采用鑄體薄片、壓汞實驗以及掃描電鏡三種方法對儲層孔隙結構進行了研究。由鑄體薄片實驗分析可知（見圖2），該井登婁庫組儲層孔隙分布不均，以粒間孔隙為主，孔喉連通性差；喉道類型主要為片狀及彎片狀，容易發生水相圈閉損害以及微粒運移損害。由壓汞實驗分析可知（見圖3），該儲層非均質性較強，并且孔喉半徑較小（值為0.827μm），喉道分選性較差，特別是儲層結構系數偏大，即儲層迂曲度大，連通性差，故當外來流體進入儲層易引起水鎖傷害。由掃描電鏡分析可知（見圖4），該儲層總體膠結程度較高，并發育有石英等粒間充填礦物以及粒表綠泥石等黏土礦物，在外來流體沖刷下，極易堵塞孔喉空間，加劇液相滯留。綜上所述，F223井登婁庫組砂巖儲層的孔隙結構特征決定了該儲層極容易發生水鎖傷害。

圖2　巖心鑄體薄片圖像

2.2.2巖礦性質利用X射線衍射儀對F223等幾口井登婁庫組儲層進行全巖分析以及黏土礦物成分分析。結果顯示，該區黏土礦物含量相對較多，占礦物總量的7.6%～8.6%，黏土礦物中以伊/蒙混層為主，相對含量介于62.9%～78.0%，并且混層比值極高（25%），則該儲層遇外來流體易發生黏土水化膨脹，而造成骨架膨脹，改變儲層孔隙結構，引起孔喉收縮，減小滲流通道，使該儲層更容易發生水鎖損害；并且儲層巖石為親水巖石，外來及地層水體更易吸附于巖石表面，從而加劇水鎖傷害。此外，伊利石和綠泥石的含量分別介于5%～19.5%和11%～14.2%，另外還有7%左右的高嶺石，這類黏土礦物粒徑總體較小，產狀主要為架橋式充填和孔隙式充填，外觀呈絨球狀、絲狀及疊片狀，極易被外來流體所沖散，引起微粒運移，造成喉道堵塞，加劇液相滯留，使水鎖傷害更難被消除。

圖3　巖心壓汞法毛管壓力曲線

圖4　掃描電鏡圖像（300）

圖5　地層壓力系數柱狀圖

2.2.3地層壓力對伏龍泉氣田4口井的地質資料分析可知，該區塊登婁庫組壓力系數總體偏低，介于0.8～0.92（見圖5），其中F223井壓力系數只有0.8，可知該氣田登婁庫組儲層能量不足，為欠壓儲層。因此在鉆完井、壓裂及修井等過程中易發生工作液漏失，并且壓裂液返排率低，甚至進行誘噴排液也難以見效；另外，在氣藏開采過程中，排水采氣困難，甚至會造成井筒積液，加大解除水鎖傷害的難度，降低氣井產能。

表6　解水鎖方法比選

3　水鎖傷害解除［12-15］

目前，用來解除儲層水鎖傷害的方法大致分為化學法和物理法。化學法主要有改變儲層的潤濕性、注混相溶劑及CO2蒸汽吞吐等，物理法主要包括消除鉆井液濾餅堵塞、增大生產壓差、改變儲層孔隙結構和地層加熱技術（FHT）等。下面從作用機理、投資成本以及存在問題三個方面來對各種解水鎖方法進行對比（見表6）。

伏龍泉氣田登婁庫組儲層液相傷害是由于入井工作液（鉆完井液、修井液及壓裂液）被束縛在毛管中不易流動所造成的，同時該儲層遇外來流體易發生黏土水化膨脹以及微粒運移堵塞，即孔滲空間在外來流體作用下會變小。再由式（7）可知，要有效降低毛管壓力，需考慮同時改變潤濕角、界面張力以及孔喉半徑，故推薦在登婁庫組砂巖儲層采用復合解堵方法，即在考慮利用酸液體系解除巖石顆粒堵塞，增大孔喉半徑的同時，利用解水鎖劑來降低固液表面張力，從而有效解除水鎖傷害。

4　結論與認識

（1）本文分別運用水鎖指數法、BP神經網絡預測法以及室內水鎖傷害實驗三種方法對伏龍泉登婁庫組低滲透砂巖儲層潛在水鎖傷害程度進行了評價和預測，判斷該儲層存在較強的潛在水鎖傷害。

（2）結合毛管壓力實驗以及表面潤濕實驗數據分析得出，伏龍泉氣田登婁庫組儲層毛管壓力較大，水鎖傷害相對嚴重；另外，該儲層孔喉半徑較小，地層能量不足，容易發生液相滯留效應，從而使水鎖傷害更難被消除。

（3）基于巖心分析實驗數據分析得出，伏龍泉登婁庫組容易發生水鎖傷害、微粒運移以及黏土水化膨脹；地層壓力系數總體偏低，易發生工作液漏失以及液相滯留，加大解除水鎖傷害的難度，從而降低氣井產能。

（4）通過文獻調研，結合伏龍泉登婁庫組儲層傷害特點，推薦采用基于酸液體系與解水鎖劑體系的復合解堵方法來解除儲層的水鎖傷害。

參考文獻：

［1］賀承祖，華明琪.水鎖效應研究［J］.鉆井液與完井液，1996，13（6）：13-15.

［2］任曉娟，張寧生，張喜鳳，等.水相滯留對低滲氣層滲透率的損害分析［J］.天然氣工業，2004，24（11）：106-108.

［3］Bennian D B. Remediation of water and hydrocarbon phase trapping problems in low permeability gas reservoirs［J］. JCPT，1999，38（8）：39-48.

［4］朱慶生，周冬冬，黃偉.BP神經網絡樣本數據預處理應用研究［J］.世界科技研究與發展，2012，34（4）：624-626.

［5］王江萍.基于證據理論的信息融合儲層損害診斷技術研究［J］.中國石油大學學報（自然科學版），2007，31（4）：144-148.

［6］沈花玉，王兆霞，高成耀，等.BP神經網絡隱含層單元數的確定［J］.天津理工大學學報，2008，24（5）：13-16.

［7］周冬冬.BP神經網絡樣本數據預處理應用研究［D］.重慶大學，2011.

［8］胡仲可.伏龍泉登婁庫組儲層傷害因素分析及治理措施研究［D］.西南石油大學，2014.

［9］魏茂偉，薛玉志，李公讓，等.水鎖解除技術研究進展［J］.鉆井液與完井液，2009，26（6）：65-68.

［10］張振華，鄢捷年.低滲透砂巖儲集層水鎖損害影響因素及預測方法研究［J］.石油勘探與開發，2000，27（3）：75-78.

［11］徐同臺，熊友明，康毅力.保護油氣層技術［M］.北京：石油工業出版社，2010.

［12］周小平，孫雷，陳朝剛.低滲透凝析氣藏反凝析水鎖傷害解除方法現狀［J］.鉆采工藝，2005，28（5）：66-68.

［13］Bang V. Development of a successful chemical treatment for gas wells with condensate or water damage［D］.The University of Texas at Austin，2007.

［14］范徽獻.CO2吞吐解除反凝析及水鎖污染研究［J］.工程建設，2012，44（2）：21-23.

［15］戢俊文.微波加熱解除低滲透砂巖氣層水鎖損害的可行性研究［D］.西南石油大學，2007.

Research of water blocking damage of low permeability gas reservoir of Denglouku formation in Fulongquan gasfield

WANG Zhichao1，HE Rui2，FAN Chuanlei1，XIE Xinjie2，LI Xiaogang2，HU Zhongke3
（1.PetroChina Jilin Oilfield Company，Songyuan Jilin 138000，China；2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu Sichuan 610500，China；3.PetroChina Southwest Oil & Gas Field Huayou Group Corporation，Chengdu Sichuan 610000，China）

Abstract:Water blocking is one of the major types of damage to low permeability sandstone gas reservoir，which adversely affects the developing effect. Based on geologic characteristics of reservoir and the problems we encountered in earlier stage of development in Denglouku formation of Fulongquan gasfield，and after combining with relevant literatures，the level of damage to Denglouku formation induced by water blocking is predicted and evaluated with water blocking index electric-petrophysical experiments，BP neural network method and laboratory experiments. Comprehensive analysis indicates that the water blocking damage to Denglouku reservoir is relatively serious. Then，directing at the characteristics of water blocking damage and based on in-situ data and experimental results，damage mechanism and influencing factors of water blocking have been analyzed. On the basis，the compositeblockage removal method has been put forward to remove water locking damage，thereby regaining and improving the gas well output.

Key words：low permeability；sandstone gas reservoir；water blocking damage；BP neural network；liquid phase retention

中圖分類號：TE258.3

文獻標識碼：A

文章編號：1673-5285（2016）06-0023-07

DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2016.06.006

*收稿日期：2016－05-10

基金項目：國家油氣科技重大專項資助項目，項目編號：2011ZX05054。

作者簡介：王志超，男（1982-），工程師，畢業于大慶石油學院，現主要從事采氣工藝技術研究工作。