低滲透氣藏水鎖傷害及解水鎖技術研究進展

柯從玉,魏穎琳,張群正,張洵立

(西安石油大學 化學化工學院，陜西 西安 710065)

近年來，隨著油氣藏開發技術的不斷進步，非常規氣藏的開發獲得了快速發展。該類儲層具有結構復雜、滲透性低、開發難度大的特點，在氣藏開采過程中，一旦有外來水相流體侵入到水潤濕性儲層孔道后，水相極易自發滲吸至近井帶儲層，致使氣相流通壓力劇增，滲透率下降，造成水鎖傷害[1]。同時，當被鎖入地層的水相形成井底積液，再次關開井時，井底積液可能在井筒回壓、儲層巖石潤濕性和毛細管壓力作用下，反向滲吸入中低滲儲層的孔喉中，形成反滲吸水鎖，加劇近井地層傷害[2]，導致減產，造成巨大的經濟損失，這也是目前低滲油氣藏開發過程中面臨的一個重大技術難題。油-氣-水在儲層中的滲流受流體組成、性質、流動狀態、儲層孔隙結構及潤濕性等因素影響[3-4]，因此，要想解決或減輕水鎖傷害，就必須從流體性質、流動狀態及目標儲層特點出發，深入分析水鎖傷害機理及影響因素，進而探索出解水鎖傷害的策略。

1 水鎖效應

水鎖效應是指在非常規儲層開發過程中，當非潤濕相驅替潤濕相時，由于儲層微孔結構存在毛細管自吸現象，潤濕相對非潤濕相將產生毛細管阻力，被采儲層不能依靠自身地層壓力有效地排出侵入水，減弱毛細管效應，使得儲層孔喉中的含水飽和度進一步增加的現象[5]。引起水鎖傷害的原因主要包括：

(1)在氣藏開發后期，隨著生產時間的延長，一些高壓低產井的生產壓差會逐漸增大，導致儲層外圍地層中的束縛水逐漸流入近井地帶，造成水鎖。

(2)當氣井產量低于臨界攜液量后，在井底形成的積液會在井筒回壓、微孔隙毛細管壓力和儲層巖石潤濕性等作用下，向儲層中的微毛細管孔道產生反向滲吸，造成水鎖傷害。

(3)在油氣藏壓裂作業過程中，尤其是在低滲透非均質儲層中，由于水基流體的濾失，這些液體持續滯留在巖石孔隙中導致水鎖傷害。

2 影響水鎖傷害因素分析

多數學者認為影響水鎖效應的因素有：地層原始含水飽和度、巖石/氣/水之間的表/界面張力、氣體驅動壓力、儲層滲透率大小、注入流體粘度、外來流體物理侵入深度、地層溫度、地層孔隙結構、粘土礦物種類及含量等[6]。賀承祖等[7]分別從熱力學和動力學兩方面分析了水鎖原因，得出了水鎖效應的影響因素。

由Laplace和Purcell公式可知，排液過程達到平衡時的水鎖效應取決于外來流體和地層水粘附張力的相對大小：若前者大于后者，則產生水鎖效應；若兩者相等則無水鎖效應；若前者小于后者，不但無水鎖效應而且會增產。所以進行熱力學分析時，就要以降低毛細管壓力為最終指標，當毛細管半徑不變時，可以通過降低體系的粘附張力值來改變潤濕性。Lin Jia等[8]針對毛細管壓力值，選用含氟表面活性劑，并用掃描電子顯微鏡觀察潤濕性改變的微觀機理，通過接觸角和自吸實驗宏觀表征潤濕性改變，最終巖石吸水量減少了59.99%，驅氣液覆蓋率提高了約20.31%，成功將砂巖潤濕性改變為強氣體潤濕性。

在低滲儲層實際開采過程中，即使滿足外來流體的粘附張力值小于地層流體，仍然存在水鎖效應，結合實驗分析，發現還有其它條件影響水鎖損害，把在此種影響因素條件下產生的水鎖效應稱為動力學水鎖效應，也稱為液相滯留效應。該效應主要以排液時間及排液速度來確定各影響因素，即最短排液時間對應的各參數值最優。由Poiseuille定律可以確定排液時間與地層的驅動壓力、毛管半徑、外來流體的侵入深度、粘附張力及粘度等因素有關。

3 解水鎖方法

目前解水鎖的方法較多，主要分為物理法和化學法兩類，但無論是那種方法，最終都是圍繞前面提到的幾種影響因素來展開的，比如：水力壓裂、增大生產壓差、注干氣、預熱地層、注混相溶劑、酸化處理、添加表面活性劑等。

其中水力壓裂和增大生產壓差是通過加壓驅氣，該方法不是解水鎖的主要方法，且對于壓力敏感性區塊，壓差太大對應儲層傷害也就越大，常作為輔助方法配合使用；注干氣可以減小水鎖傷害，但對于微裂縫發育的地層，容易氣竄，不適合單獨使用；對于預熱地層，無論是注熱水、蒸汽或是輻射熱都存在利用率低及費用高等問題；注混相溶劑需要先燜井一段時間，再利用閃蒸解水鎖，該項工藝主要采用CO2作為溶劑進行作業；酸化能有效解除因固相顆粒堵塞而引起的傷害，同時能夠改變微觀通道形狀，但這種方法會對地層帶來不可恢復的傷害，尤其對于酸敏儲層，不可單獨使用；添加表面活性劑法是目前應用最多的解水鎖方法，準確來說并不是簡單地向地層注入合適的表面活性劑，而是以表/界面張力、毛管半徑、潤濕性、耐溫性、配伍性等參數為指標，復配或者合成解水鎖劑[3,9]，結合相關技術注入地層來解除水鎖傷害。

4 解水鎖劑

在生產過程中施行解水鎖技術措施應綜合各因素，但這些因素之間互相影響，且非簡單線性關系，比如表/界面張力σ與潤濕接觸角θ，降低σ的同時必然伴隨著θ值的減小，這就需要通過實驗，并結合相關數學模型來對不同因素的最佳條件進行優化，從而制備出最有效的解水鎖劑[10]。

解水鎖劑的主要作用包括：(1)增大儲層孔喉半徑。(2)改變外來流體性質，包括降低表面張力，增大流體與巖石間接觸角，降低流體粘度等。加入合適的潤濕調節劑，如表面活性劑、有機硅、納米材料等，通過形成離子對、化學鍵鍵合或分子吸附(庫侖力、氫鍵和范德華力)來有效改善低滲透儲層的滲流特性，甚至將親水巖石反轉為親氣性，有效降低驅動壓力[11]。潤濕劑主要通過鍵合、吸附、沉積等方式作用到巖石表面來改變其潤濕性，比如硅烷偶聯劑-KH570的烷氧基水解生成的羥基，與有機物表面固有羥基通過脫水縮合鍵合到有機物表面，親水基鍵合在內層，疏水長鏈拆繞暴露在外層，達到對有機物表面疏水修飾的作用。常用的解水鎖劑及由溶劑、助溶劑、酸液體系及潤濕改善劑等構成。

4.1 溶劑、助溶劑

配制解水鎖劑常用蒸餾水作為溶劑，但其表面張力太大，與部分有機物相溶性差，加量過多反而會削弱目標解水鎖劑性能。一般可以考慮加入醇類有機溶劑。當解水鎖劑配方中含難溶試劑時，可加入適量助溶劑，形成可溶性絡合、有機分子復合物、締合物或可溶性鹽類等。常用的助溶劑有乙二醇丁醚、二乙二醇甲醚、N-甲基吡咯烷酮等。

4.2 酸液體系

大量研究表明，無論從熱力學還是動力學方面考慮，毛細管半徑對解水鎖都有顯著影響，所以一般會通過酸化來擴大儲層裂縫和基質孔喉尺寸，尤其存在固相堵塞時，酸化法對減小毛管阻力、降低水鎖傷害的潛在貢獻更大。采用酸化法已經是非常規儲層開采的必要手段之一了。單一的高濃度有機酸對于目標儲層存在一定的酸敏傷害，需對酸液體系進行合理設計。在優選酸液體系時，必須針對酸型、酸濃度、酸液添加劑進行綜合分析。一般的酸液體系多為多組分酸，即先通過巖心溶蝕實驗確定主體酸，然后對各類添加劑進行篩選復配，并通過巖心流動實驗和配伍性實驗來確定最終的酸液配方體系。

張金波等[10]通過復配解水鎖藥劑來改變儲層潤濕性，在擴大儲層孔隙方面選用A型醋酸體系，在目標井確定水鎖后加注解水鎖藥劑800 L，燜井5 d，開井后日產氣量穩定在1.2萬m3，并能連續穩定生產，解水鎖效果明顯。孫淑娟等[12]針對碳酸鹽儲層酸化解堵，通過響應面回歸模擬分析法，優化出解堵劑配方：9.2% HCl+1.3% HF+5% H2O2+15% HAc，解堵后巖心滲透率恢復至130%，增大了油氣通量。該酸液體系在緩速解堵的同時能有效降低巖心傷害率，相較普通有機酸可以達到深部酸化。李松等[13]針對物性較差的3類儲層，采用精細分段、差異化酸壓技術，經自生酸+膠凝酸+轉向酸酸壓，現場實驗改造后天然氣產量達到了53.7×104m3/d， 肯定了酸化提高人工裂縫波及范圍能增助氣井生產。

4.3 潤濕改善劑

巖石表面潤濕性是影響毛管壓力的重要因素，通過在解水鎖劑中加入潤濕改善劑便可有效解除水鎖傷害。常用的潤濕改善劑包括表面活性劑、有機硅和納米材料。

4.3.1 表面活性劑 針對低滲氣藏，酸化解水鎖成效差，需配合其他助劑才能增強效果。可以考慮在酸液體系中加入表面活性劑來對巖石表面進行改性，通過降低表/界面張力、改變巖石潤濕性來提高水相在儲層的流動性[14]。

常見的離子型和非離子型表面活性劑，如烷基三甲基溴化銨、聚氧乙烯烷基醇醚硫酸酯鹽和聚氧乙烯烷基酚醚等常被用于油田親水增產[15]。胡仲可等[14]通過表面張力和毛細管實驗研究了幾種不同表面活性劑的潤濕改善性能，其中0.5% XN-OP-2處理后，表面張力降至25.49 mN/m，接觸角可達74.3°，將玻璃表面轉變為中等氣潤濕。蔣官澄等[16]合成了一種雙陽離子氟碳表活劑，接觸角實驗中，水的潤濕角大于100°，0.05%濃度對應表面張力由102 mN/m降至16.4 mN/m；自吸實驗對應的油滲入體積、質量及巖心飽和度都有效降低了，表明該表面活性劑可使巖石表面疏水疏油，可以用于氣藏解水鎖。

氟化物具有高表面活性、憎水憎油、低表面能等特點，是界面修飾常用的處理劑。研究表明，含氟表活劑可以不同程度地改變儲層相對滲透率、減輕水相圈閉損害[17-20]。Stanley Wu等[21]用4種陽離子全氟烷基甲基丙烯酸共聚物和氟化硅氧烷流體處理巖石，接觸角都增大了120°，自吸實驗證明經處理后巖石吸水速率及吸水量顯著下降，其中經Zonyl8740處理后的巖心飽和吸水量下降了40%。Li等[22]用丙烯酸與丙烯酸全氟辛基乙酯通過乳液聚合得到了一種濕潤改變劑，巖石表面接觸角從34°增至126°，1.5%濃度下使巖石表面自由能從73 mN/m 降至8.2 mN/m，處理后的巖石具有疏水疏油性。由于碳氟鏈中的碳原子數≥8的高含氟類聚合物溶解度低，使用時需要加入昂貴溶劑，成本高，且對環境危害大，因此現在已被許多國家禁止，因此，目前解水鎖劑中用到的有機氟化物主要是C4～C6[23-25]。

在應用過程中，當單一的表面活性劑無法達到預期效果時，也可選擇不同類型具備不同優良基團或功能的表面活性劑進行復配。秦建建等[26]肯定了鼠李糖脂、槐糖脂、脂肽和大豆卵磷脂這4種生物表面活性劑對于儲層提高采收率具有顯著效果，且鼠李糖脂與非生物表面活性劑石油磺酸鹽復配后，反離子協同效應使作用效果更明顯。王富華等[27]將脂肪醇聚烷氧基醚、甜菜堿以及醇等進行復配，得到的解水鎖劑可使其與玻璃間接觸角保持在90°左右，表面張力最低可降至25.8 mN/m。

4.3.2 有機硅 有機硅主鏈柔順，表面張力小，成膜能力強，常被用于表面處理，提高材料表面憎水性[28]。李建強等[29]在醇水混合體系中水解KH570用以改性石英砂，紅外光譜分析表明硅烷偶聯劑可通過化學吸附包覆在石英砂表面，電鏡觀測石英砂團聚現象減弱，分散性提高。Chunyan Feng等[30]用有機硅丙烯酸乳液將砂巖從水潤濕性改善到中間氣體潤濕性。李青柳等[31]利用1H,1H,2H,2H-全氟癸基三乙氧基硅烷對普通玻璃表面進行化學修飾，成功在玻璃表面形成了強疏水基團，并結合表面粗造化手段，將玻璃表面接觸角修飾至127.9°。

采用有機硅作為解水鎖劑可有效減少壓裂液中的高聚物在巖石孔隙中吸附，提高返排率，從而減少對儲層的損害。但是，巖石表面的疏水改性又會使分子間的范德華力增大，宏觀表現為黏性的增加，對于侵入流體返排將產生阻力，所以有機硅的加量是重點考慮因素。

4.3.3 納米材料 納米流體的概念由美國Argonne國家實驗室的Choi等[32]在1995年提出，通過向基液里添加納米材料形成均勻、穩定的懸浮溶液。納米材料及納米流體具有獨特的物化性質，同樣通過潤濕反轉來實現低滲氣藏解水鎖。Morteza Aminnaji等[33]利用含硅基分子和含氟聚合物納米解水鎖劑，在1 d的老化時間內將碳酸鹽巖和砂巖從強液體潤濕改善為中間氣體潤濕。王鐵軍等[34]使用帶強正電荷的納米絡合物，由于靜電吸附，在巖石微孔道壁面形成納米級的中間潤濕型沉積膜，改變巖石潤濕性。該納米體系穩定、界面張力低、配伍性好。現場實驗證明，加入該納米體系后，注入壓力下降趨勢明顯，吸水情況得到改善，降壓增注效果顯著。王彥玲等[35]用全氟乙基丙烯酸酯改性納米二氧化硅，復配其他添加劑得解水鎖劑，用0.3%改性納米解水鎖劑處理后巖心滲透率增幅55.2%，采收率增幅43.8%。Kenny Ganie等[36]從表面能和表面粗糙度兩個方面出發，研究了納米顆粒改變氣藏儲層潤濕性的強效性，通過對比，肯定了普通化學藥劑處理只能單方面降低巖石表面能，而納米顆粒的加入明顯增加了巖石表面粗糙度，且能夠實現巖石表面長期的潤濕改變，大大增強了其有效性。Ali Safaei等[37]制備了分別含聚乙烯醇(PVA)和羥基磷灰石(HAp)的Fe3O4納米顆粒，并用其對碳酸鹽巖凝析氣藏潤濕性變化進行了研究，接觸角從10°分別增至66°和90°，凝析油的吸入率分別降低了約63%和64%；壓降分別降低了34%和32%，成功地將碳酸鹽巖的潤濕性改變為中等氣潤濕。

4.4 其他添加劑

由于目標儲層滲透率極低，有必要加入滲透劑，滲透劑一般分為非離子和陰離子兩類，非離子的包括JFC、JFC-1、JFC-2、JFC-E等；陰離子包括快速滲透劑T、耐堿滲透劑OEP-70、耐堿滲透劑AEP、高溫滲透劑JFC-M等。前面提到為了擴大儲層孔喉，酸液是必不可少的添加劑之一，一般酸液pH介于1～3，這就會對油管產生腐蝕作用，為此需要加入緩蝕劑和鐵離子穩定劑。壓裂作業后期，為了更好地返排出殘液，需要加入助排劑。

實際應用時，可以篩選合適的表面活性劑或者其他潤濕改善劑直接作為解水鎖劑，也可以將以上提到的各種添加劑進行篩選復配或者聚合得到復合解水鎖劑。董宏偉等[38]將弱親水劑、酸溶性氧化劑、緩蝕劑和水反應制備出一種適用于低滲砂巖類氣藏的解水鎖劑，對應表面張力為16～20 mN/m，接觸角為80～100°，巖心傷害率從71.86%降至8.73%。

5 解水鎖劑性能評價

由于地層情況較復雜，只有根據地層物性開發出相應的解水鎖劑配方才能最大發揮解水鎖劑的作用。衡量解水鎖劑性能優劣的指標包括：表/界面張力、表面潤濕性、腐蝕速率、耐鹽性、耐溫性、起泡性及巖心傷害率等。其中巖石表面潤濕性是解水鎖劑的一個重要性能指標，其評價方法也很多，具體包括接觸角法、Amott法、USBM法、自吸速率法、核磁共振松弛法、相對滲透率法、滲吸法、顯微鏡檢驗及毛細管測量法等[39-43]。中華人民共和國石油天然氣行業標準《油藏巖石潤濕性測定方法》規定了自吸法、離心法、接觸角法來測試儲層潤濕性，并給出了相應的判別參數[44]。

上述潤濕性評價方法各有優缺點，其中Tul’bovich、USBM和Amott-Harvey法無法確定樣品的混合潤濕性，且樣品的滲透率必須高于10 mD[39]。NMR法可以確定樣品的混合潤濕性，但該法只用于測試孔隙率至少為5%～10%的樣品。具有低溫附件的掃描電子顯微鏡(Cryo-SEM)或珀爾帖臺(ESEM)，可用于分析巖石的潤濕性，但其只能以蒸餾水作為流體。因此可以結合兩種或多種方法進行交叉潤濕性評價。Wang等[40]通過掃描電子顯微鏡(SEM)和能量色散譜(EDS)分析來研究巖石表面潤濕性，結果發現，經氟化物處理后，巖樣表面成功附著上了氟元素，而且巖石表面吸附了大量的潤濕劑分子并形成緊密的吸附層，有效改善巖石的粗糙度，顯著降低了巖樣表面的自由能。

韓學輝等[41]通過綜合比較不同的巖心分析方法，認為應在Amott法和USBM法的基礎上，深入發展核磁共振、復電阻率和介電測量等快速潤濕性評價方法。金家鋒等[42]研究了常見潤濕性的測定方法，肯定了Washburn法和接觸角法適合定量測定氣潤濕性。蔣官澄等[43]認為傳統的液濕性定量評價方法(USBM法和Amott法)不適用于氣體潤濕性評價。通過理論分析和潤濕性實驗研究，整理并提出了氣體潤濕性評價的新方法，包括停滴法、氣泡捕獲法、表面能法及毛細管上升法。

6 結束語

(1)針對低滲氣藏的水鎖傷害一直是影響產氣量的一個重要技術難題，確定影響水鎖傷害的主要因素包括地層的驅動壓力、毛管半徑、外來流體的侵入深度、粘附張力及粘度等。

(2)通過向傷害儲層注入解水鎖劑是解決該類問題的有效途徑，常用的解水鎖劑一般由溶劑、助溶劑、酸液體系及潤濕改善劑等組成。

(3)將潤濕改善劑及其它添加劑進行復配作為潤濕反轉劑可有效改善低滲儲層巖石的潤濕性，從而顯著降低或解除水鎖傷害，增加產氣量。

(4)解水鎖劑性能可通過接觸角法、Amott法、USBM法、自吸速率法、核磁共振松弛法、相對滲透率法、掃描電子顯微鏡分析法進行評價。