致密砂巖氣藏潤濕反轉劑適應性分析及工藝設計

郝晨西，杜志棟，張嵩

致密砂巖氣藏潤濕反轉劑適應性分析及工藝設計

郝晨西a，b，杜志棟b，張嵩c

（中國石油集團長城鉆探工程有限公司壓裂公司 a.頁巖氣壓裂一項目部；b.長慶壓裂一項目部；c.頁巖氣壓裂二項目部，遼寧 盤錦 124000）

致密砂巖受儲層巖性及物性影響，呈現強親水性，且束縛水飽和度高，氣相滲透率隨之升高而下降，嚴重影響致密氣藏產量。針對該問題，利用潤濕反轉劑對巖石表面潤濕性加以改善，從而調整相滲曲線，最終提高單井產量及采收率，但潤濕反轉劑效果受限于儲層物性及地層流體性質，需展開潤濕反轉劑優選性實驗，并進行配套工藝設計，從而滿足施工要求。針對蘇里格A區塊，通過室內實驗結論選取影響因素，根據灰色關聯的方法確定影響因素的權重，同時優選出與A區塊匹配的潤濕反轉劑，進行相滲曲線的數值模擬，并進行微壓裂工藝設計，進而形成了一套適用于該區塊的潤濕性反轉適應工藝方案，提高了單井產能和采收率。

致密砂巖氣藏；壓裂工藝；潤濕反轉劑

在現階段的油氣開發過程中，往往以非常規油氣為主，其中絕大部分為低孔低滲的致密砂巖油藏。中國致密氣具有多個方面的特性，不同于北美地區致密氣的普遍異常高壓，中國致密氣異常壓力更加多樣化[1-3]。

致密油氣與常規油氣相比，距離烴源巖近，油氣大規模連續聚集，沒有明顯的圈閉界限，受地層構造影響小；儲集層物性差，非均質性強，儲量密度比（單位巖石體積的油氣儲量）低，資源品位差，富集區優選及有效儲集層預測難度大；滲流能力差，單井產量低，遞減率大，油氣田采收率低，穩產難度大，經濟效益差[1]。

目前莊嚴［4］、吳蒙［5］等研究了致密砂巖氣藏的巖心表面性的影響因素，表明潤濕性主要受巖石礦物組成和儲層物性影響，同時氣相滲透率、束縛水飽和度對儲層潤濕性有明顯影響。因此，很多人通過使用潤濕反轉劑、解水鎖劑等改善巖石表面潤濕性，其中，江昀等［6］、吳陽［7］、汪杰［8］等均采用注入實驗、潤濕角實驗、氣水相滲實驗等建立了用于致密砂氣藏潤濕性改善的系統評價方法。本文通過分析儲層巖心的滲流特征，采用灰色關聯度明確氣井產能的主控因素，并優選出潤濕反轉劑，最終完成壓裂施工設計及效果評價。

1 巖心氣水相滲曲線研究

1.1 氣水相滲曲線實驗步驟

由于水相的黏度遠高于氣相的黏度，實現二者穩態流比較困難，因此，實驗選用非穩態法進行實驗。實驗步驟主要包括：（1）巖心清洗制備；（2）在巖心完全飽和水時測定其絕對滲透率；（3）進行氣驅水試驗，得到兩相相對滲透率曲線，測得束縛水下氣相滲透率；（4）確定驅替壓差，氣驅速度在7 ～30 mL·min-1之間為宜；（5）當水被驅至殘余水狀態時，測定氣相有效滲透率。

1.2 實驗數據分析

遵循GBT 28912—2012標準，實驗測定了40組相對滲透率曲線，并依照孔隙度分類，針對三類相滲曲線，進行歸一化處理，得到圖1所示的不同孔隙度的相滲曲線。

I類相滲曲線共滲區為55.90%～68.2%，明顯大于II類、III類的共滲區范圍，表明II類、III類在高含水時氣相滲透率極低，導致單井產能驟降。I類相滲曲線等滲點為0.06，II類、III類等滲點接近0，表明在高含水時單井產氣量下降極快，同時若井底發生積液，會提高氣井水淹風險。

2 產能主控因素識別

1）基本假設

①儲層流體為氣水兩相且不存在相間傳質，滲流為等溫滲流過程；②氣體的黏度等物性參數會隨壓力的改變而發生變化；③忽略氣相滲流滑脫效應、毛管力與重力；④儲層存在著絕對滲透率的應力敏感性；⑤考慮氣相與水相啟動壓力梯度。

2）氣水滲流數學模型

氣、水兩相滲流數學模型：

氣相：

水相：

3）產能影響因素分析

結合蘇里格區塊靜態儲層分類，分別建立對應的產能模型，并研究不同因素對產能的影響。水氣比、累產氣量在生產前期隨著滲透率升高而變大，在滲透率為0.05 md時，水氣比逐漸升高，其累產氣量趨于平緩，表明滲透率越大，水氣比越高，累產氣量越大。

4）主控因素分析

通過多種方法綜合對比，本文采用灰色關聯方法進行主控因素的識別，取各個結果的平均值作為最終結果進行統計，得到如表1數據。

表1 影響因素權重表

I、II、III類含氣飽和度及有效厚度均為主控因素；歸一化影響因子結果顯示，隨著進入生產后期，相滲對累產氣的影響逐漸增大，表明改善相滲能夠有效增大累產氣量。

3 潤濕反轉劑優選

結合汪杰等的潤濕反轉劑系統評價方案，本文采用潤濕角、配伍性、殘余阻力因子優選不同濃度、類型的潤濕反轉劑。

1）潤濕角

將潤濕反轉A劑與潤濕反轉B劑，分別按0.1%、0.2%、0.5%的濃度加入配置好的壓裂液中，并將編號后的巖心分別浸泡在加入潤濕反轉劑后的壓裂液中。在常溫常壓下浸泡12 h，浸泡后，將巖心取出并烘干4 h，隨后再次測定固液接觸角。

實驗結果表明，所用巖心處理前的固液接觸角很低，表現為強親水性，用不同濃度下潤濕反轉B劑處理巖心表面，均無法有效調節巖心表面潤濕角，而0.1%、0.2%、0.5%的潤濕反轉A劑均可有效調節巖心表面潤濕角，綜合考慮潤濕反轉劑性能與經濟性，最終采用0.2%濃度的潤濕反轉A劑。

2）配伍性

根據上述實驗優選出的0.2%潤濕反轉A劑與地層水、壓裂液進行的配伍性實驗：在壓裂液中加入濃度為0.2%潤濕反轉A劑，參考水基壓裂液性能測試標準，進行配伍性實驗，均無明顯沉淀，表明濃度0.2%潤濕反轉A劑能滿足配伍性要求。

3）殘余阻力因子判別

在進行驅替實驗前，將巖心在65 ℃下在烘箱中干燥24 h或直至達到重量穩定性，測定巖心的滲透率和孔隙度，得到不同含水飽和度下的水、氣相滲透率，再采用0.2%潤濕反轉A劑驅替10倍孔隙體積，再次測定多個驅替速度的不同含水飽和度下的水相滲透率、氣相滲透率。實驗結果表明潤濕反轉A劑在不同含水飽和度下，均可有效改善相滲曲線，因此在氣水同產的儲層中應用可有效提高產氣量，降低水氣比。

圖2 壓裂設計圖

圖3 處理前后累產氣量對比圖

4 水力壓裂工藝設計

結合測井曲線、沉積相分布，采用FracPT進行壓裂設計，明確支撐縫長為130～160 m，同時確定施工參數，凈液量為225.6 m3，排量為0.5～0.8 m3·min-1，基于上文中單井產能模型，采用濃度0.2%潤濕反轉A劑進行分析，10年后的最終累產氣量從6 153×104m3提升到7 673×104m3，提升了24.7%。

5 結 論

1）結合蘇里格區塊儲層靜態分類，可以看出相滲曲線的共滲區、等滲點均隨儲層物性變差而降低，其中II、III類儲層的相滲曲線中氣相滲透率隨含水飽和度增加而驟降。

2）利用產能數值模型研究了儲層物性、氣水相滲曲線對產能的影響，并通過灰色關聯法確認單井產能的主控因素，氣水相滲曲線調節有助于提高累產氣量及最終采收率。

3）通過潤濕角、配伍性、殘余阻力因子等實驗優選出了濃度的0.2%A劑，可用于提高單井產能。

4）通過微壓裂工藝設計，確定了采用潤濕反轉劑時的排量、凈液量，通過產能模擬研究，其最終累產氣量提高了24.7%。

[1] 孫龍德,鄒才能,賈愛林,等.中國致密油氣發展特征與方向[J].石油勘探與開發,2019,46(06):1015-1026.

[2] 張本健,王興志,張楚越,等.中壩氣田須二氣藏致密砂巖儲層特征及開發潛力再認識[J].油氣藏評價與開發,2019,9(06):10-15.

[3] 王繼平,張城瑋,李建陽,等.蘇里格氣田致密砂巖氣藏開發認識與穩產建議[J].天然氣工業, 2021, 41 (02): 100-110.

[4] 莊嚴,熊漢橋,章敬,等.低溫水侵環境致密砂巖氣藏儲層潤濕性變化[J].油氣地質與采收率,2017,24(04):78-82.

[5] 吳蒙. 臨興—神府地區煤系致密砂巖潤濕性[D]. 中國礦業大學, 2019.

[6] 江昀,楊賢友,李越,等.大北-克深區塊致密砂巖氣藏水鎖傷害防治[J].深圳大學學報(理工版),2017,34(06):640-646.

[7] 吳陽. 鄂爾多斯致密砂巖氣藏水鎖傷害與解除方法的實驗研究[D].中國石油大學(北京),2018.

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[10] 石軍太, 黃小云, 石浩田, 等. 致密氣藏壓后關井壓裂液靜態滲吸實驗研究——以大慶油田徐家圍子區塊為例[J]. 地質與勘探, 2021, 57 (01): 222-230.

Adaptability Analysis and Process Design of Wetting Reversal Agent for Tight Sandstone Gas Reservoirs

a,b,b,c

（a. Shale Gas Fracturing No.1 Project Department; b. Changqing Fracturing No.1 Project Department; c. Shale Gas Fracturing No.2 Project Department, CNPC Great Wall Drilling Engineering Co., Ltd. Fracturing Company, Panjin Liaoning 124000, China）

Influenced by the lithology and physical properties of the reservoir, tight sandstone shows strong hydrophilicity, and the bound water saturation is high, and the gas phase permeability decreases with the increase, which seriously affects the production of tight gas reservoirs. In order to solve this problem, wettability of rock surface need be improved by using wettability reversal agent, so as to adjust the phase permeability curve, and ultimately increase the single well production and recovery factor. However, the effect of the wetting reversal agent is limited by the physical properties of the reservoir and the properties of the formation fluid. It is necessary to carry out the optimization experiment of the wetting reversal agent and carry out the supporting process design to meet the construction requirements. Aiming at Block A in Sulige, the influencing factors were selected based on the conclusions of indoor experiments, and the weight of the influencing factors were determined by the gray correlation method. At the same time, the wetting reversal agent matching the block A was selected, and the numerical simulation of the interpenetration curve was carried out. And the micro fracturing process design was also carried out, and then a set of wettability reversal adaptation process plan suitable for this block was formed to improve the single well productivity and recovery rate.

Tight sandstone gas reservoir; Fracturing process; Wetting reversal agent

2021-08-07

郝晨西（1991-），男，遼寧省葫蘆島市人，助理工程師，畢業于遼寧石油化工大學石油工程專業，研究方向：油氣藏增產改造技術。

TE357.1

A

1004-0935（2021）11-1694-03