E-mail Alert
-
近年来，天然气的开发领域主要集中在致密砂岩气藏[1-3]，由于该类气藏供流体流动的孔喉较小，孔径基本为微米级，孔隙结构错综复杂，当钻井液、完井液、修井液等外来水相流体侵入储层孔隙后，在水气接触面上存在气体流向井筒必须克服的毛细管力[4-8]，若储层驱动压力不足以克服这一压力时，就会形成水锁效应[9-10]。低渗透气藏一旦发生水锁效应，引起的渗透率伤害达70%以上，可使低渗透气藏的产量降至原来的1/3以下[11-13]。塔里木油田天然气探明储量的67.35%都存在于致密砂岩，而库车山前包括克深、库车、克拉和迪那四大主要产气区块属于高温、高盐、高压致密砂岩气藏，平均温度150 ℃、地层水矿化度20×104 mg/L、平均压力系数1.6、平均孔隙度5.03%、平均渗透率0.25×10−3 µm2。随着生产的进行，部分气井由于井底积液或者作业过程中流体的侵入已经发生水锁效应，导致产量大幅度下降，降低了油气开发采收率。目前，致密砂岩水锁解除的方法主要采用化学法[14]，现场使用效果较好，但是药剂的耐温和耐盐性较差，根据塔里木油田的实际情况，在充分了解引起水锁因素[15-16]的基础上，筛选复配了耐温、耐盐的高效防/解水锁剂，有效防止和解除水锁效应对地层渗透率的伤害，恢复地层渗透率及气井原有的产能。
-
表/界面张力测试仪(上海盈诺精密仪器有限公司)、低渗岩心流动试验仪(江苏易用科技有限公司)、恒温干燥箱(南京苏恩瑞干燥设备有限公司)、电子天平(赛多利斯科学仪器有限公司)、加热磁力搅拌器(上海梅颖浦仪器仪表制造有限公司)等。
非离子表面活性剂改性烷基糖苷、非离子氟碳表面活性剂、甲醇、地层水(水质分析见表1)、天然岩心(2.5 cm×3.6 cm)等。
表 1 地层水主要离子含量 mg/L
Table 1. Contents of the main ions in the formation water
Ca2+ Mg2+ K++Na+ Sr2+ Cl− HCO3− SO42− 矿化度 水型 9 047 630 68 866 660 116 000 409 688 196 300 CaCl2 -
(1)测定岩心的气测渗透率和干重；(2)将岩心抽真空饱和地层水，得出岩心孔隙体积；(3)将岩心清洁、干燥，称取干重后用胶带密封岩心侧面，将其悬挂于铁架台上；(4)打开电子天平，将装有地层水的烧杯放置于电子天平上，读数清零；(5)调节铁架台，使岩心底部接触液面，同时开始计时并记录电子天平读数变化，直到电子天平读数保持不变；(6)然后将岩心抽真空饱和防/解水锁剂后再烘干，重复步骤(2)~(4)，记录岩心质量变化与自吸时间的关系。
-
(1)用地层水饱和岩心，用氮气在不同压力下驱替，分别测定其渗透率；(2)记录每个压力下的气测渗透率，每个压力保持30 min，若无液体流出，则跳跃至下一压力；如有液体流出，则保持压力2 h，记录气测渗透率；(3)用防/解水锁剂反向饱和岩心，放置24 h；(4)重复步骤(1)、(2)。
-
(1)测定岩心的气测渗透率和干重；(2)将岩心放置于测试溶液(地层水、防/解水锁剂)中，抽真空饱和，称量饱和后岩心质量；(3)然后将饱和后的岩心置于岩心夹持器中，用氮气在不同的压力下驱替岩心中的液体，同时测定岩心在不同压力驱替后的气测渗透率，称量岩心在不同压力驱替后的质量。
-
在塔里木油田库车山前构造带储层高温、高盐特点的基础上，选取了耐温、耐盐并且表面活性高的表面活性剂改性烷基糖苷(A)和氟碳表面活性剂(B)，与挥发性和具有表面活性的甲醇(C)进行正交复配实验，以表面张力为主要依据来优选各个药剂的最优浓度，结果见表2和表3。从表3中数据和正交实验算法得出，复配溶液中三组分的最优浓度组合为A2+B4+C2，即0.1%改性烷基糖苷+0.02%氟碳表面活性剂+4%甲醇。
表 2 正交实验因素与水平
Table 2. Factor level of orthogonal experiment
因素 水平 1 2 3 4 A/% 0.05 0.10 0.15 0.20 B/% 0.005 0.010 0.015 0.020 C/% 3 4 5 6 表 3 正交实验结果
Table 3. Orthogonal experimental result
实验序号 A B C 表面张力/(mN · m−1) 1 1 1 1 37.81 2 1 2 2 26.27 3 1 3 3 23.32 4 1 4 4 23.52 5 2 1 2 31.49 6 2 2 1 22.37 7 2 3 4 16.81 8 2 4 3 18.09 9 3 1 3 32.87 10 3 2 4 21.52 11 3 3 1 18.42 12 3 4 2 16.54 13 4 1 4 32.75 14 4 2 3 23.21 15 4 3 2 18.74 16 4 4 1 17.32 T1 107.92 134.92 95.92 T2 88.76 93.37 93.04 T3 89.35 77.29 97.49 T4 92.02 75.47 94.60 -
按照1.3.1中实验方法，选取渗透率相近的2块岩心进行自吸实验评价，通过测定处理前后岩心自吸含水量的变化，可以评价复配药剂对岩心润湿性的改变效果，结果见图1。
图 1 32号岩心(k=0.417×10−3 µm2)自吸实验结果
Figure 1. Imbibition experimental result of No.32 core (k=0.417×10−3 µm2)
从图1可以看出，(1)岩心随着自吸时间的增加，岩心含水饱和度曲线呈现先急剧上升后逐渐趋于平缓；(2)岩心用药剂处理后，岩心的自吸速度有所减缓，并且含水饱和度大幅度下降。原因在于[18]，复配药剂具有较好的吸附性，处理后岩心孔隙表面吸附了一层药剂薄膜，降低了岩心内部毛细管力，改变了岩心内部的润湿性，对岩心润湿性反转改善效果较好。
-
按照1.3.2中实验方法，选取渗透率不同的4块岩心，在温度为60 ℃和不同驱替压力下对处理前后岩心进行气测渗透率测定，评价复配药剂提高岩心渗流的能力，结果见表4、图2。
图 2 39号岩心的驱替实验过程
Figure 2. Displacement experiment process of No.39 core
表 4 处理前后岩心在不同压力下气测渗透率
Table 4. Gas log permeability of the cores under different pressures before and after the treatment
岩心编号 kg/(10−3 µm2) 不同驱替压力下的平均气测渗透率/(10−3 µm2) 0.344 5 MPa 0.689 0 MPa 3.445 MPa 处理前 处理后 处理前 处理后 处理前 处理后 39 0.633 0.002 1 0.003 8 0.043 3 0.076 5 0.144 5 0.216 7 41 0.945 0.005 8 0.007 2 0.057 8 0.097 6 0.156 8 0.249 4 43 0.884 0.005 6 0.006 9 0.052 3 0.096 5 0.152 1 0.248 6 44 0.753 0.003 5 0.006 5 0.047 6 0.080 1 0.147 4 0.210 1 从表4和图2可以看出，随着驱替压力的增大，岩心气测渗透率也随之增大；在相同驱替压力下，药剂处理后岩心的气测渗透率大幅度增加，改进系数基本在1.0以上，效果较好。原因在于：对于亲水致密砂岩岩心，当气相驱动液相时，会产生毛细管阻力，当增大压力时，驱替压力可以克服一部分毛细管力，驱出一部分水，使得岩心气测渗透率增大；用药剂处理后的岩心，表面活性剂吸附在岩心孔隙表面，降低了气液表面张力，在相同压力下，可进一步驱出剩余水，另外甲醇在挥发过程中也携带出部分水，使得岩心渗透率增大，降低水锁程度。
-
按照1.3.3中实验方法，选取33号(3.65×10−3 µm2)和52号(3.76×10−3 µm2) 2块岩心，在温度为60 ℃和不同驱替压力下对处理前后岩心进行气测渗透率和含水饱和度测定，评价复配药剂对岩心排液时间的影响，结果见图3、图4。
图 3 不同驱替压力下岩心的含水饱和度
Figure 3. Water saturation of the core under different displacement pressures
图 4 不同驱替压力下岩心的气测渗透率
Figure 4. Gas log permeability of the core under different displacement pressures
从图3和图4可以看出，随着驱替压力的增大，岩心含水饱和度逐渐下降，渗透率逐渐上升至平缓；相同驱替压力下，复配药剂饱和后的岩心含水饱和度相对较小，渗透率相对较大。原因在于：在亲水地层中，复配药剂溶液与气的表面张力小，毛管阻力小，根据公式
$t = 4\mu {l^2}/(\Delta p{r^2} - 2\sigma r\cos \theta )$ 可以得出在驱替压差Δp作用下气体从半径为r的毛管中线性驱替长为L的液柱时间会缩短，使得岩心的含水饱和度小和渗透率增大，减轻了水锁效应。 -
(1)针对塔里木油田储层特点，在优选现有药剂的基础上，通过正交实验得出适合于特殊储层的复配体系：0.1%改性烷基糖苷+0.02%氟碳表面活性剂+4%甲醇。
(2)复配体系具有较好的吸附性、挥发性和表面活性，吸附在岩心孔隙表面，可降低岩心毛细管力，使得处理后的岩心自吸速度和自吸量大幅度下降，提高了岩心的渗流能力，降低了岩心内外来液体的排液时间，减轻了水锁效应。
(3)该复配体系的研制成功，对致密砂岩气藏生产井防/解水锁施工作业可提供一定的技术支撑。
Water lock prevention/removal technology used in the “three-high” tight sandstone gas reservoirs of the Tarim Oilfield
-
摘要: 针对影响塔里木油田高温、高盐、高压致密砂岩气藏开发效果的水锁效应，在现有技术的基础上筛选并复配了适用于该气藏的高效防/解水锁剂，配方为：0.1%改性烷基糖苷+0.02%氟碳表面活性剂+4%甲醇。利用致密砂岩气藏天然岩心，通过自吸实验、驱替实验和液相滞留实验，开展高效防/解水锁剂评价。实验结果表明：复配体系具有较好的吸附性和表面活性，处理后岩心自吸能力大幅度减弱，岩心含水饱和度降低了15%以上；随着驱替压力的升高，岩心渗透率增加；驱替压力为3.445 MPa时，处理前后岩心气测渗透率平均改善率在50%以上；在相同驱替压力下，与处理前相比，岩心的渗流能力增强，含水饱和度下降，大大减轻了岩心的水锁效应。该复配体系的研究，对恢复和提高致密砂岩气藏的产能，有一定的技术指导意义。Abstract: The development of the tight sandstone gas reservoirs of high temperature, high salinity and high pressure in the Tarim Oilfield is impacted by the water lock effect. In order to deal with this situation, the efficient water lock prevention/removal agent suitable for these gas reservoirs was screened and compounded on the basis of existing technologies. And its formula is 0.1% modified alkyl indicant +0.02% fluorocarbon surfactant +4% methanol. Then, imbibition experiment, displacement experiment and liquid retention experiment were carried out on the natural cores taken from tight sandstone gas reservoirs, so as to evaluate the efficient water lock prevention/removal agent. The experimental results show that the compounded system has better adsorptivity and surface activity. After the cores are treated, their imbibition capacity is reduced greatly and their water saturation is decreased by over 15%. With the increase of the displacement pressure, the core permeability increases. When the displacement pressure is as high as 3.445 MPa, the average improvement rate of the gas log permeability of the treated cores is over 50%. Under the same displacement pressure, the seepage capacity of the core is increased, the water saturation is decreased and the water lock effect is alleviated significantly after it is treated. The studies on this compounded system provide a certain technical guidance for the productivity recovery and improvement of tight sandstone gas reservoirs.
-
图 1 32号岩心(k=0.417×10−3 µm2)自吸实验结果
Figure 1. Imbibition experimental result of No.32 core (k=0.417×10−3 µm2)
图 3 不同驱替压力下岩心的含水饱和度
Figure 3. Water saturation of the core under different displacement pressures
图 4 不同驱替压力下岩心的气测渗透率
Figure 4. Gas log permeability of the core under different displacement pressures
表 1 地层水主要离子含量 mg/L
Table 1. Contents of the main ions in the formation water
Ca2+ Mg2+ K++Na+ Sr2+ Cl− HCO3− SO42− 矿化度 水型 9 047 630 68 866 660 116 000 409 688 196 300 CaCl2 
下载: 导出CSV
表 2 正交实验因素与水平
Table 2. Factor level of orthogonal experiment
因素 水平 1 2 3 4 A/% 0.05 0.10 0.15 0.20 B/% 0.005 0.010 0.015 0.020 C/% 3 4 5 6
下载: 导出CSV
表 3 正交实验结果
Table 3. Orthogonal experimental result
实验序号 A B C 表面张力/(mN · m−1) 1 1 1 1 37.81 2 1 2 2 26.27 3 1 3 3 23.32 4 1 4 4 23.52 5 2 1 2 31.49 6 2 2 1 22.37 7 2 3 4 16.81 8 2 4 3 18.09 9 3 1 3 32.87 10 3 2 4 21.52 11 3 3 1 18.42 12 3 4 2 16.54 13 4 1 4 32.75 14 4 2 3 23.21 15 4 3 2 18.74 16 4 4 1 17.32 T1 107.92 134.92 95.92 T2 88.76 93.37 93.04 T3 89.35 77.29 97.49 T4 92.02 75.47 94.60
下载: 导出CSV
表 4 处理前后岩心在不同压力下气测渗透率
Table 4. Gas log permeability of the cores under different pressures before and after the treatment
岩心编号 kg/(10−3 µm2) 不同驱替压力下的平均气测渗透率/(10−3 µm2) 0.344 5 MPa 0.689 0 MPa 3.445 MPa 处理前 处理后 处理前 处理后 处理前 处理后 39 0.633 0.002 1 0.003 8 0.043 3 0.076 5 0.144 5 0.216 7 41 0.945 0.005 8 0.007 2 0.057 8 0.097 6 0.156 8 0.249 4 43 0.884 0.005 6 0.006 9 0.052 3 0.096 5 0.152 1 0.248 6 44 0.753 0.003 5 0.006 5 0.047 6 0.080 1 0.147 4 0.210 1
下载: 导出CSV
-
[1] 邵振滨, 张浩, 钟颖, 等. 多裂缝系统致密砂岩气藏的水锁及应力敏感叠加伤害研究[J]. 西安石油大学(自然科学版), 2015, 30(4):56-60. SHAO Zhenbin, ZHANG Hao, ZHONG Ying, et al. Overlaying damage of water lock and stress sensitivity to tight sandstone with multiple factures[J]. Journal of Xi’an Shiyou University(Natural Science Edition), 2015, 30(4): 56-60. [2] 戴金星, 倪云燕, 吴小奇. 中国致密砂岩气及在勘探开发上的重要意义[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(3):258-263. DAI Jinxing, NI Yunyan, WU Xiaoqi. Tight gas in China and its significance in exploration and exploitation[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(3): 258-263. [3] 何汉平. 川西地区新场气田储层伤害因素研究[J]. 石油钻采工艺, 2002, 24(2):49-51. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2002.02.014 HE Hanping. Study of the formation damage factors of Xinyang gas field in western Sichuan[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2002, 24(2): 49-51. doi: 10.3969/j.issn.1000-7393.2002.02.014 [4] 姚丽蓉, 李晓君, 曾文广. 高温、高盐、深层凝析气藏水锁伤害及解除研究[J]. 石油钻采工艺, 2010, 32(增刊): 149-150. YAO Lirong, LI Xiaojun, ZENG Wenguang. Study on harmful water lock and dissolution in high-temperature, highly saline and deep condensate gas reservoir[J]. Oil Drilling and Production Technology, 2010, 32(S0): 149-150. [5] 王良, 李皋, 赵峰. 致密砂岩气藏水锁损害评价实验研究[J]. 重庆科技学院学报(自然科学版), 2015, 17(4):12-14. WANG Liang, LI Gao, ZHAO Feng. Water blocking damage evaluation experiment research in tight sandstone gas reservoirs[J]. Journal of Chongqing University of Science and Technology(Natural Sciences Edition, 2015, 17(4): 12-14. [6] 赖南君, 叶仲斌, 刘向君, 等. 低渗透致密砂岩气藏水锁损害室内研究[J]. 天然气工业, 2005, 25(4):125-127. doi: 10.3321/j.issn:1000-0976.2005.04.040 LAI Nanjun, YE Zhongbin, LIU Xiangjun, et al. In-house study on water locking damage of tight sand gas reservoirs with low permeability[J]. Natural Gas Industry, 2005, 25(4): 125-127. doi: 10.3321/j.issn:1000-0976.2005.04.040 [7] PAREKH B, SHARMA M M. Cleanup of water blocks indepleted low-permeability reservoirs[R]. SPE 89837, 2004: 1-12. [8] 何文祥, 杨亿超, 马超亚, 等. 特低渗透砂岩储层伤害的实验研究[J]. 特种油气藏, 2011, 18(2):96-98. doi: 10.3969/j.issn.1006-6535.2011.02.027 HE Wenxiang, YANG Yichao, MA Chaoya, et al. Experimental study of formation damage in ultra-low permeability sandstone reservoirs[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2011, 18(2): 96-98. doi: 10.3969/j.issn.1006-6535.2011.02.027 [9] 王建, 封卫强, 袁浩仁. 纯化油田低渗透砂岩油藏解除水锁伤害研究[J]. 长江大学学报(自然科学版), 2011, 8(8):54-55. WANG Jian, FENG Weiqiang, YUAN Haoren. The research of water lock removal for low permeability sandstone reservoirs in Chunhua oilfield[J]. Journal of Yangtze University(Natural Science Edition), 2011, 8(8): 54-55. [10] 任冠龙, 吕开河, 徐涛, 等. 低渗透储层水锁损害研究新进展[J]. 中外能源, 2013, 18(12):55-58. doi: 10.3969/j.issn.1673-579X.2013.12.010 REN Guanlong, LYU Kaihe, XU Tao, et al. Progress of the study on water blocking damage in the low permeability reservoirs[J]. Sino-Global Energy, 2013, 18(12): 55-58. doi: 10.3969/j.issn.1673-579X.2013.12.010 [11] 温磊, 刘保平, 邢李鹏. 水锁伤害对低渗气藏单井产量的影响[J]. 辽宁化工, 2015, 44(6):714-716. WEN Lei, LIU Baoping, XING Lipeng. Influence of water blocking damage on single well production in low permeability gas reservoirs[J]. Liaoning Chemical Industry, 2015, 44(6): 714-716. [12] 刘国霖, 孔玉明, 沈蔚, 等. 低渗透储层水锁伤害解除技术室内研究[J]. 天然气与石油, 2012, 30(4):67-69. doi: 10.3969/j.issn.1006-5539.2012.04.018 LIU Guolin, KONG Yuming, SHEN Wei, et al. Indoor research on water lock damage removal in low permeability reservoir[J]. Natural Gas and Oil, 2012, 30(4): 67-69. doi: 10.3969/j.issn.1006-5539.2012.04.018 [13] 任晓娟, 张宁生, 张喜凤, 等. 水相滞留对低渗气层渗透率的损害分析[J]. 天然气工业, 2004, 24(11):106-108. doi: 10.3321/j.issn:1000-0976.2004.11.033 REN Xiaojuan, ZHANG Ningsheng, ZHANG Xifeng, et al. Damage of residual water on permeability of tight gas reservior[J]. Natural Gas Industry, 2004, 24(11): 106-108. doi: 10.3321/j.issn:1000-0976.2004.11.033 [14] 廖锐全, 徐永高, 胡雪滨. 水锁效应对低渗透储层的损害及抑制和解除方法[J]. 天然气工业, 2002, 22(6):87-89. doi: 10.3321/j.issn:1000-0976.2002.06.026 LIAO Ruiquan, XU Yonggao, HU Xuebin. Damage to low-permeability reservoir by water locking effect and its inhibiting and removing methods[J]. Natural Gas Industry, 2002, 22(6): 87-89. doi: 10.3321/j.issn:1000-0976.2002.06.026 [15] 孟祥娟, 庞淼, 张建瑛, 等. 解除牙哈低渗气藏水锁伤害室内研究[J]. 钻采工艺, 2014, 37(5):91-94. doi: 10.3969/J.ISSN.1006-768X.2014.05.29 MENG Xiangjuan, PANG Miao, ZHANG Jianying, et al. Laboratory research of water locking removal for low permeability gas reservoir in Yaha[J]. Drilling & Production Technology, 2014, 37(5): 91-94. doi: 10.3969/J.ISSN.1006-768X.2014.05.29 [16] 魏茂伟, 薛玉志, 李公让, 等. 水锁解除技术研究进展[J]. 钻井液与完井液, 2009, 26(6):65-68. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2009.06.020 WEI Maowei, XUE Yuzhi, LI Gongrang, et al. Research progresses in water block removal[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2009, 26(6): 65-68. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2009.06.020 [17] 游利军, 康毅力, 陈一健. 致密砂岩含水饱和度建立新方法—毛细管自吸法[J]. 西南石油学院学报, 2004, 27(1):28-31. YOU Lijun, KANG Yili, CHEN Yijian. New method of water saturation of tight gas spontaneous imbibition[J]. Journal of Southwest Petroleum Institute, 2004, 27(1): 28-31. [18] 张振华, 鄢捷年. 低渗透砂岩储集层水锁损害影响因素及预测方法研究[J]. 石油勘探与开发, 2000, 27(3):75-76. doi: 10.3321/j.issn:1000-0747.2000.03.023 ZHANG Zhenhua, YAN Jienian. The study of influence factors and predicting method of water blocking in the low-permeable sandstone formations[J]. Petroleum Exploration and Development, 2000, 27(3): 75-76. doi: 10.3321/j.issn:1000-0747.2000.03.023 -
点击查看大图
图(4) / 表 (4)
计量
- 文章访问数: 25178
- HTML全文浏览量: 989
- PDF下载量: 142
- 被引次数: 0
