王志超

（中國石油吉林油田分公司，吉林松原138000）

油氣工程

王府氣田致密低滲氣藏毛管壓力影響因素實驗研究

王志超

（中國石油吉林油田分公司，吉林松原138000）

水鎖傷害廣泛存在于致密低滲透氣藏中，嚴重影響氣藏的開發(fā)效果，而毛管壓力是影響水鎖傷害的根本因素。分析了毛管壓力產(chǎn)生的機理，推導了儲層毛管壓力的計算公式，并討論了毛管壓力的影響因素?；谒〉玫膸r心以及工作液樣品，設(shè)計了針對不同層位、不同工作液組合的實驗方案。由實驗數(shù)據(jù)、計算分析可知，王府氣田城深X井各層位毛管壓力大小順序是：登婁庫組>沙河子組>火石嶺組，即登婁庫組的潛在水鎖傷害程度最大；從減小水鎖傷害的角度來講，JK1002羧甲基胍膠壓裂液體系是最優(yōu)的；此外，壓井液有利于促進儲層親水性的減弱，而使壓裂液進入儲層后使儲層巖石親水性變得更弱。

低滲透；氣藏；水鎖傷害；毛管壓力；壓井液；壓裂液

低滲透致密親水氣藏在鉆完井、修井、壓裂等作業(yè)過程中，外來工作液或鄰近含水層的大量地層水進入目的儲層，在一定程度上堵塞滲透通道，引起氣相相對滲透率降低，造成“水鎖氣”的現(xiàn)象，使地下的天然氣不能夠理想的開采出來，即為“水鎖效應”。大量研究表明，水鎖傷害是低滲透致密氣藏最主要的傷害形式[1-7]。

王府氣田是吉林油田的主力天然氣開發(fā)區(qū)塊之一，位于松遼盆地南部的東部斷陷帶中間位置，從上到下主要產(chǎn)層分別為泉頭組、登婁庫組、沙河子組以及火石嶺組。該區(qū)塊儲層物性較差，是典型的致密低滲透-超低滲透砂巖及火山巖儲層，并且各個層位壓力系數(shù)偏低[8，9]，局部發(fā)育有天然裂縫，因此在施工過程中容易發(fā)生工作液漏失，從而引起嚴重的水鎖傷害。以城深6區(qū)塊城深X井為例，在鉆完井過程中為保持井口壓力穩(wěn)定，使用了大量的壓井液，并發(fā)生了大量的壓井液漏失，此外，還有鉆井液、少量射孔液，特別是完井過后進行壓裂投產(chǎn)，大量壓裂液泵入地層，破膠后濾失進入儲層孔喉引起了較為嚴重的水鎖傷害[10，11]。

水鎖傷害的本質(zhì)就是毛細管力的存在，毛管壓力越大，水鎖傷害越嚴重。因此有必要分析毛細管力的產(chǎn)生機理，討論影響毛細管力的影響因素[12，13]，從而進一步對比各種工作液產(chǎn)生的毛管壓力大小，分析變化趨勢，從而指導工作液優(yōu)選。由于條件限制，并未能取得鉆井液樣品，但取得了1種壓井液、3種壓裂液體系樣品以及3個層位的巖心，故可以對比分析各個層位的毛管壓力大小，然后根據(jù)實驗結(jié)果指導壓裂液體系的優(yōu)選，分析壓井液的作用。

1 實驗原理

1.1 毛細管現(xiàn)象

在一個大的容器中，靜止液體的表面一般是平面。但在特殊情況下，例如毛細管中，由于液體和固體間相互潤濕，液體會沿固體表面延展，使液-氣相間的界面是一個彎曲表面。對于形狀簡單的彎曲液面（見圖1），其壓強的方向與液面的凹向一致，曲面附加壓力的大小由拉普拉斯方程確定，即為：

式中：Pc－曲面的附加力，Pa；σ－氣液兩相界面張力，mN/m；R1、R2－任意曲面的兩個主曲率半徑，mm。

圖1 任意彎曲界面的附加壓強

這種曲面附加壓力在大的容器中是可以忽略的，只有在細小毛細管中不能忽視，因此常稱這種附加壓力為毛管壓力。油氣藏中的巖石喉道就可以看為毛細管，在喉道中會發(fā)生毛細管現(xiàn)象。親水毛管中的油氣界面（毛管壓力為阻力）（見圖2），一般認為彎曲界面為球面，因此曲率半徑R1=R2=R，帶入式（1）可得：

從圖2可得到：

式中：r-毛管半徑，mm；θ-潤濕接觸角，°。

聯(lián)合式（2）和式（3）可得毛管壓力計算公式：

圖2 親水毛管中的油氣界面

可以看出，氣藏巖石毛管壓力主要由孔喉半徑、表面張力（氣液界面張力）以及潤濕角（親水性）大小決定?？缀戆霃皆叫?，毛管壓力越大；表面張力越大，接觸角越?。ㄔ饺菀诐櫇瘢瑒t毛管力也越大。并且毛管力越大，從理論上講，儲層的水鎖傷害更嚴重，因此可以求得毛管壓力大小，來反映水鎖傷害的潛在大小。而且，以上3個影響參數(shù)是可以通過實驗測得的。不同工作液含有的表面活性劑等添加劑不一樣，因此其表面張力不一樣，并且不同的工作液進入儲層還可以改變巖石的潤濕角，甚至改變其潤濕性，因此工作液對毛管壓力的影響是一個復雜的過程。

1.2 表面張力測定

通過高溫表面張力儀可測得地層溫度條件下的液體（工作液）表面張力[14]。表面張力是指液體表面層由于分子引力不均衡而產(chǎn)生的沿表面作用于任意界線上的張力。界面張力指的是不相溶的兩相間的張力，而表面張力是界面張力的一種特殊形式，是指氣-液或氣-固界面間的張力。液體表面張力測量原理是基于Wilhelmy白金板法，當感測白金板浸入到被測液體后，白金板周圍就會受到表面張力的作用，液體的表面張力會將白金板盡量地往下拉。當液體表面張力及其他相關(guān)的力與平衡力達到均衡時，感測白金板就會停止向液體內(nèi)部浸入。這時候，儀器的平衡感應器就會測量浸入深度，并通過軟件將它轉(zhuǎn)化為液體的表面張力。

實驗室內(nèi)，只能測得液體與空氣間的表面張力，而很難測定液體與地層內(nèi)天然氣之間的表面張力，但事實上二者測量值幾乎一樣，可以近似處理。高溫表面張力儀的測量范圍：0～500 mN/m；溫控范圍：室溫～400℃；測試數(shù)據(jù)精確，重復性好。

1.3 潤濕角測定

利用QPatch全自動光學接觸角測試儀來測定儲層巖石的水潤濕角[15]。在固體水平平面上滴一液滴，固體表面上的固－液－氣三相交界點處，其氣－液界面和固－液界面兩切線把液相夾在其中時所成的角即為接觸角（見圖3），而這里的接觸角就等于儲層喉道中的水潤濕角。當接觸角小于90°時，巖石親水；接觸角等于90°時，巖石呈中性；接觸角大于90°時，巖石親油。一般情況下儲層巖石是親水的。

圖3 液體在固體表面的接觸角

光學接觸角測量儀可以記錄液滴圖像并且自動分析液滴的形狀，并自動經(jīng)過氣液固三相交點對液滴表面作切線，自動讀出接觸角大小，其讀數(shù)精度為±0.1°。為保證實驗數(shù)據(jù)準確，要求實驗巖樣制成平整的薄片。

1.4 孔喉半徑測定

壓汞法是研究孔隙結(jié)構(gòu)常用的手段，通過壓汞法來測定巖石孔喉平均半徑。其原理是汞對一般固體不潤濕，欲使汞進入孔喉需借助氮氣施加外壓，外壓越大，汞能進入的孔半徑越小。根據(jù)不斷進汞，得到不同的含汞飽和度及其對應的毛管壓力，得到壓汞曲線[16]。由于汞和氮氣的表面張力是固定的，潤濕角也是固定的，因此基于式（4）可以把毛管壓力換算成毛管半徑，從而得到毛管半徑與含汞飽和度的變化曲線，再結(jié)合退汞曲線，就可以求得儲層巖石樣品的平均孔喉半徑。

圖4 巖心壓汞法毛管壓力曲線

壓汞法最大的優(yōu)點是測量速度快，對樣品的形狀及大小要求不嚴。目前所用壓汞儀使用壓力最大約為200 MPa，可測孔范圍：0.006 4 μm～>950 μm（孔直徑），基本滿足實驗要求（見圖4）。

2 實驗方案

測定毛管壓力的實驗是基于工作液以及巖心樣品進行的。以王府氣田城深6區(qū)塊城深X井為例，在該井登婁庫組、沙河子組以及火石嶺組儲層分別取得若干巖心，并取得所在區(qū)塊普遍使用的壓井液樣品，以及在該區(qū)塊使用過的3種胍膠壓裂液體系，分別為ZX49速溶胍膠壓裂液、JK1002羧甲基胍膠壓裂液以及羥丙基胍膠壓裂液。無論是這3種壓裂液體系的基液配方，還是交聯(lián)液以及破膠劑配方皆完全不同。因此分別評價壓井液以及這3種壓裂液體系分別對以上3個層位的儲層毛管壓力的影響，借以定性比較分析各個層位的水鎖潛在傷害大小，并且在一定程度上可以指導壓裂液體系的選擇。

雖然城深X井為氣井，但井口有極少量見油的情況，因此首先對現(xiàn)場取樣巖心進行洗油，處理方法為甲苯抽提。全尺寸巖心鉆取的標準柱狀巖心（直徑2.5 cm）的長度在10 cm以上，認為這個柱狀巖心的儲層性質(zhì)基本一致，可以在其基礎(chǔ)上獲得壓汞實驗所需的柱狀巖心（4 cm～5 cm）以及測表面張力所需的巖心薄片。為模擬現(xiàn)場實際情況，按如下實驗步驟進行：（1）先對巖心薄片用模擬地層水浸泡48 h，然后烘干進行水潤濕角測定，并測得模擬地層水在3個井層對應溫度下的表面張力；（2）將巖心薄片在壓井液中浸泡6 h（見圖5），然后烘干測巖心薄片的水潤濕角，并測得壓井液在3個井層對應溫度下的表面張力；（3）配制3種壓裂液的破膠液，并浸泡巖心薄片6 h（見圖6），烘干后測其水潤濕角，并測得3種壓裂液在3個井層對應溫度下的表面張力；（4）基于巖心壓汞實驗測得不同層位巖心的平均孔喉半徑。以上實驗涉及3個層位以及3種壓裂液體系，因此對應9組實驗數(shù)據(jù)，即可以算出9組毛管壓力值。

圖5 城深6區(qū)塊使用的壓井液樣品

圖6 壓井液浸泡

為了對比分析壓井液對于改變儲層毛管壓力的作用，設(shè)計相應的參照實驗，在實驗過程中，減少壓裂液浸泡的環(huán)節(jié)。地層水浸泡24 h后測得相關(guān)數(shù)據(jù)后，直接利用壓裂液破膠液浸泡6 h（見圖7）。同樣對應的是3個層位以及3種壓裂液體系，即對應9組毛管壓力值。

圖7 壓裂液破膠液浸泡

3 實驗結(jié)果及分析

3.1 基礎(chǔ)實驗數(shù)據(jù)

實驗測定了儲層孔喉平均半徑、不同工作液的表面張力以及不同工作液浸泡后的巖心潤濕角，相關(guān)數(shù)據(jù)（見表1）。由孔喉半徑數(shù)據(jù)可以看出，埋藏最深的火石嶺組儲層孔喉半徑最大，達到了微米級，平均為1.26 μm，其次為沙河子組，孔喉半徑平均為0.14 μm，最小為登婁庫組，其孔喉半徑平均僅為0.044 μm。儲層孔喉發(fā)育程度是決定水鎖潛在傷害程度的首要因素，而火石嶺組的孔喉比登婁庫組發(fā)育得多，其孔喉半徑是后者的30倍左右。因此從理論上來講，登婁庫組的毛管壓力比火石嶺組要大，水鎖傷害也要更嚴重一些。

分析潤濕角可以看出，在儲層原始條件下，城深X井登婁庫組儲層的潤濕角平均為13.6°，呈較強親水性，沙河子組和火石嶺組儲層幾乎呈完全水潤濕（潤濕角接近為0）。經(jīng)過壓井液浸泡后，各個儲層的巖心的潤濕角都得到了極大的改變，潤濕角增幅都在50°～80°，可見壓井液浸泡后使儲層的水潤濕性大幅減弱，但并未使儲層發(fā)生潤濕反轉(zhuǎn)。對于油藏，發(fā)生水潤濕反轉(zhuǎn)將不利于驅(qū)油，而氣藏發(fā)生水潤濕反轉(zhuǎn)是有利的。然后，壓裂液浸泡后可以發(fā)現(xiàn)各個儲層潤濕角都減小，使儲層反而更加親水，潤濕角降幅最多達到60多度，但與最開始儲層的強親水以及完全潤濕相比，親水性還是有所減弱的。

表1 孔喉半徑、表面張力以及潤濕角實驗數(shù)據(jù)

在原始條件下，儲層中只有地層水，測得登婁庫組、沙河子組以及火石嶺組的表面張力分別為60.2 mN/m、57.0 mN/m以及55.9 mN/m，可以看出隨溫度的增加，表面張力有一定減小的趨勢。相應地，可以測得壓井液的表面張力明顯小于地層水，因為壓井液中含有防膨劑、表面活性劑、增黏劑等添加劑，這些物質(zhì)（特別是表面活性劑）對于減小表面張力，改善工作液表面性能是有利的。同樣，壓裂液中也含有能改變表面性能的添加劑，并且3種壓裂液在各個層位溫度條件下的表面張力相對于壓井液都有一定程度減小，減小程度介于10 mN/m～20 mN/m。

3.2 工作液對毛管壓力的影響

毛管壓力是多種因素影響的結(jié)果，工作液進入儲層將同時改變儲層的表面張力以及潤濕角。壓井液浸泡后，各層位液體表面張力都降低，潤濕角都升高，根據(jù)式（4），可以判斷壓井液浸泡后儲層毛管壓力將降低。但這并不是說壓井液進入儲層反而降低了水鎖傷害，因為這是與原始地層中存在較嚴重水鎖的情況相對比的，而原始儲層含水飽和度一般低于束縛水飽和度，因此原始儲層一般不會發(fā)生水鎖。由表2可知，壓井液進入儲層后毛管壓力仍然很大，其中登婁庫組平均為722 kPa，沙河子為202 kPa，就連儲層孔喉相對發(fā)育的火石嶺儲層毛管壓力仍達到了13 kPa，因此大量壓井液的漏失仍然會引起較為嚴重的水鎖傷害。從表1可以看出，壓裂液浸泡后，表面張力相比于前者降低，但潤濕角同時也降低，因此毛管壓力的變化需要具體分析。但從表2可以看出，壓裂液浸泡后，總體上毛管壓力有一定上升，因此有必要研究毛管壓力上升的程度。

表2 各井層毛管壓力計算值

利用壓裂液毛管壓力改變率這個參數(shù)來對比各種壓裂液的性能，該值越小，說明對應的壓裂液體系使毛管壓力增加的越少，其性能越優(yōu)異，越有利于減小儲層發(fā)生水鎖的程度，壓裂液毛管壓力改變率用下式計算：

不同層組、不同壓裂液類型對應的基于壓井液的壓裂液毛管壓力變化率（見圖8），可以看出，在登婁庫組，毛管壓力改變率較為接近，大小關(guān)系為：ZX49速溶胍膠>JK1002羧甲基胍膠>羥丙基胍膠。在沙河子組中，ZX49速溶胍膠以及羥丙基胍膠壓裂液都使儲層毛管壓力有一定程度上升，反而JK1002羧甲基胍膠壓裂液使儲層毛管壓力下降了37%。同樣，在火石嶺組中，JK1002羧甲基胍膠壓裂液使儲層毛管壓力有少量下降，而另外兩種壓裂液很大程度增大了儲層毛管壓力，其中ZX49速溶胍膠壓裂液使毛管壓力上升了400%，這對儲層是較為不利的。綜合來看，JK1002胍膠壓裂液體系能夠較好地抑制各個層位儲層毛管壓力的上升。因此，從減少水鎖傷害的角度來講，JK1002羧甲基胍膠壓裂液體系在這三種壓裂液類型中是最優(yōu)的。

圖8 各種胍膠壓裂液浸泡后毛管壓力變化率

從縱向上看，無論是壓井液浸泡后，還是壓裂液浸泡后，各層位的毛管壓力大小順序是：登婁庫組>沙河子組>火石嶺組，證明了儲層孔喉發(fā)育程度是決定水鎖潛在傷害程度的首要因素。

3.3 對照實驗

為進一步分析壓井液在中間扮演的角色，故設(shè)置對照組實驗，在用地層水浸泡后直接用壓裂液浸泡，測得其潤濕角，相關(guān)實驗數(shù)據(jù)（見表3）。對比分析可知，在各個層組，如果在壓裂液浸泡之前對巖心進行壓井液浸泡，則有利于增大潤濕角，這對減少水鎖傷害是有利的。而且這3種壓裂液浸泡后都有近似的變化趨勢，這說明壓井液有利于促進儲層親水性的減弱是普遍的趨勢，這可能是壓井液中含有表面活性劑等添加劑的緣故。因此，前期壓井液的使用，對于壓裂液大量進入儲層后減少儲層水鎖傷害是有利的。

表3 測得的潤濕角數(shù)據(jù)對比

4 結(jié)論

（1）從理論上揭示了毛細管現(xiàn)象，推導了儲層毛管壓力的計算公式，并分析了毛管壓力的影響因素。

（2）介紹了表面張力、潤濕角、儲層孔喉半徑的實驗原理以及測量方法。設(shè)計了3個層位以及3種壓裂液體系的實驗方案。

（3）各層位的毛管壓力大小順序是：登婁庫組>沙河子組>火石嶺組，儲層孔喉發(fā)育程度是決定水鎖潛在傷害程度的首要因素。

（4）JK1002胍膠壓裂液體系能夠較好地抑制各個層位儲層毛管壓力的上升。從減少水鎖傷害的角度來看，JK1002羧甲基胍膠壓裂液體系在三種壓裂液類型中是最優(yōu)的。

（5）對比分析可知，壓井液有利于促進儲層親水性的減弱，而使壓裂液進入儲層后使儲層巖石親水性變得更弱。

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Experimental research of influencing factors on capillary pressure in tight low-permeability formation in Wangfu gasfield

WANG Zhichao
（PetroChina Jilin Oilfield Company，Songyuan Jilin 138000，China）

Water blocking is one of the major types of damage to tight low-permeability gas reservoir,which adversely affects the developing effect.It is known that capillary pressure is a key factor to influence the degree of water blocking.In this paper,the mechanism of producing capillary pressure is analyzed.Then the computational formula of capillary pressure in reservoir is deduced,and the influencing factors are discussed.Based on obtained drilling cores and operating fluid,a set of experiment scheme aimed at different reservoir layers and different combination of operating fluid systems is finished.After analyzing the experimental results,we can find that the longitudinal rank of capillary pressure in well Chengshen X atWangfu gasfield is as follows,Denglouku formation>Shahezi formation>Huoshiling formation,and it can be found that water blocking in Denglouku formation will be more serious theoretically.From the view of decreasing water blocking,carboxymethyl guar gum fracturing fluid of JK1002 is most excellent between these three sorts.Finally,it is proved that the well killing fluid can help to reduce the hydrophilicity of reservoir,then reservoir will be much less hydrophilic after a large amount of fracturing fluid enters.

low permeability；gas reservoir；water blocking damage；capillary pressure；well killing fluid；fracturing fluid

P618.13

A

1673-5285（2017）02-0017-07

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.02.005

2016－12-26

國家油氣科技重大專項資助項目，項目編號：2011ZX05054。

王志超，男（1982-），工程師，畢業(yè)于大慶石油學院，現(xiàn)主要從事采氣工藝技術(shù)研究工作。