大北-克深区块致密砂岩气藏水锁伤害防治

发布时间：2019-11-20 01:51

【摘要】：针对大北-克深区块致密砂岩储层易发生水锁伤害从而降低气井产能,研究目标区块水锁伤害机理及相应防治措施.基于气相相对渗透率建立水锁指数(water block index,WBI),分析水锁伤害程度及其影响因素,优选耐高温表面活性剂体系防治水锁伤害.结果表明,目标区块岩心水锁伤害程度属强水锁型(平均WBI为69.8%),基质渗透率、驱替压力均与WBI呈负相关,含水饱和度、黏土矿物含量、流体黏度和表面张力均与WBI呈正相关,优选出耐温复配表面活性剂体系JY-2(由质量分数为0.05%的FC-25和质量分数为15%的甲醇组成)和JY-3(由质量分数为0.5%的HSC-25和质量分数为15%的甲醇组成),JY-3效果更好,可将目标区块岩心水锁指数WBI从66.2%降至28.4%,达到解除水锁伤害目的.
【图文】：

642深圳大学学报理工版第34卷于30%～60%，水锁伤害程度较弱;WBI介于60%～90%，水锁伤害程度强;WBI为90%以上，水锁伤害程度极强．2.2耐温复配表面活性剂体系优选选用DCAT11表面张力测试仪，根据铂金板法，在25℃下测试4种表面复配体系表面张力;选用DSA-30润湿角测定仪，根据接触角法在25℃下测定岩石润湿角，观察岩心原始状态和添加表面活性剂后润湿性能;选用自制岩心自吸实验装置(图1)通过岩心含水饱和度变化规律，，判断解水锁剂是否能够缩短排液时间．图1自发渗吸实验装置Fig.1(Coloronline)Experimentalapparatusofspontaneousimbibition2.3水锁伤害解除实验利用优选的复配表面活性剂进行水锁伤害解除评价实验，步骤如下:①25℃下岩心用模拟地层水进行抽真空饱和;②岩心装入岩心夹持器内，电加热套升温至160℃，沿气测的反方向注入2倍孔隙体积的复配表面活性剂，密闭冷却岩心至25℃;③取出岩心，用试纸将岩心表面流体吸干，称量岩心湿质量;④岩心放入岩心夹持器内，25℃下正向持续注入N2驱替，至岩心质量不再变化，测量不同含水饱和度下气相相对渗透率．3结果与讨论3.1水锁指数选取11块岩心进行水锁伤害评价实验，岩心物性参数及水锁指数如表1，Swir为初始含水饱和度．由表1可见，岩心孔隙度为2.09%～7.91%，平均孔隙度为5.04%，渗透率为0.011×10－3～0.424×10－3μm2，平均渗透率为0.098×10－3μm2，属低孔低渗岩心．水锁指数为45.52%～87.50%，平均水锁指数为69.8%，属于强水锁型．表1岩心物性参数及水锁指数Table1PetrolphysicalpropertiesandWBIofcores岩心编号Ф/%K0×10－3/μm2Kn×10－3/μm2Swir/%WBI/%1#6．410．0920．03235?

μm2Swir/%WBI/%1#6．410．0920．03235．8265．592#6．510．0980．02941．6870．413#7．910．4240．23129．7845．524#5．050．0610．01934．9668．856#3．070．0130．00342．1476．927#3．340．0110．00246．5181．8211#2．090．0160．00249．7687．5012#2．490．0210．00348．6985．7118#6．470．0830．03134．7462．6521#6．530．1150．04436．8561．7322#5．610．1510．05831．7461．593.2影响因素3.2.1含水饱和度Krg在不同Sw下计算结果如图2．由图2可见，当Sw介于40%～80%时，Krg随Sw增加显著降低，曲线呈下凸状;当Sw介于80%～100%时，Krg变化幅度不大，均小于15%．水锁伤害程度随Sw的增加呈现先增加后趋于稳定的规律．图2岩心气相相对渗透率测试结果Fig.2(Coloronline)Krgof11coresunderdifferentSw3.2.2基质渗透率分别测定3#、11#和18#岩心(渗透率分别为0.424×10－3、0.016×10－3和0.031×10－3μm2)的Krg和WBI，结果如图3．由图3可见，岩心基质渗透率越高，Krg越高，WBI越低．这是由于基质渗http://journal．szu．edu．cn

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