程家家 劉小芳 郭鑫

【摘要】分析水鎖效應(yīng)的形成條件及傷害機(jī)理，并以油田水鎖減產(chǎn)為例進(jìn)行詳細(xì)闡述。此后，針對(duì)雙河、下二門油田的具體情況，通過一系列的實(shí)驗(yàn)配制出了效果最優(yōu)的復(fù)配活性劑體系，并對(duì)其性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)，認(rèn)為該配方有效的抑制了水鎖效應(yīng)。

【關(guān)鍵詞】油氣藏開發(fā) ?水鎖效應(yīng) ?防水鎖處理劑

水鎖效應(yīng)已成為油氣藏開發(fā)中普遍存在的問題，是低滲透儲(chǔ)層最重要的傷害因素，嚴(yán)重制約油氣藏的及時(shí)發(fā)現(xiàn)、準(zhǔn)確評(píng)價(jià)和經(jīng)濟(jì)開發(fā)，降低了油氣開發(fā)采收率。對(duì)于喉道半徑小于10μm的低滲透儲(chǔ)層，水鎖損害率可高達(dá)70%～90%。目前，國內(nèi)外對(duì)水鎖效應(yīng)都做了大量研究，尤其是其形成條件及傷害機(jī)理，但對(duì)于如何有效地預(yù)防及解除水鎖效應(yīng)至今仍無統(tǒng)一結(jié)論。我們?cè)谇叭说幕A(chǔ)上，通過機(jī)理研究和現(xiàn)場分析，對(duì)水鎖現(xiàn)象進(jìn)行了詳細(xì)的分析，并結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，對(duì)防水鎖處理機(jī)配方進(jìn)行了研究和評(píng)價(jià)。

一、水鎖效應(yīng)與水鎖傷害

水鎖效應(yīng)是指在毛細(xì)管中非潤濕相驅(qū)替潤濕相時(shí)，潤濕相對(duì)非潤濕相將產(chǎn)生毛管阻力的現(xiàn)象。由于油水界面張力的不同，導(dǎo)致油水出現(xiàn)界面，在微小孔隙中，由于近井地帶含水飽和度的上升，油流通道變?yōu)榉沁B續(xù)相，油滴和水之間的界面張力相互疊加，導(dǎo)致滲流阻力增加，從而造成油井生產(chǎn)含水上升，出水不出油。水鎖效應(yīng)的本質(zhì)是由于油、氣、水及巖石間存在界面張力而產(chǎn)生的附加壓力，為毛細(xì)管彎液面兩側(cè)非潤濕相壓力與潤濕相壓力之差。

水鎖傷害是由于外來流體侵入油氣層影響油水分布而造成的損害。從油水兩相體系典型相對(duì)滲透率關(guān)系可知，水相飽和度稍有增大，油相的相對(duì)滲透率就迅速下降，因此，水鎖傷害是相對(duì)滲透率下降的重要原因。當(dāng)巖石多孔介質(zhì)內(nèi)的流體滲流為油、水兩相共滲時(shí)，可動(dòng)水相會(huì)對(duì)油相滲流產(chǎn)生附加阻力（束縛水不參與滲流），可動(dòng)水相對(duì)油相有效滲透率的傷害即為水鎖傷害。水鎖傷害程度與原始含水飽和度呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，與束縛水飽和度呈正相關(guān)關(guān)系。外來水侵入地層后，欲將漏失到地層中的水返排出來，就必須克服毛管阻力、賈敏效應(yīng)阻力和井筒中的液柱壓力，否則，滯留在地層的水會(huì)降低油相的有效滲透率，這就是水鎖傷害的根本原因。對(duì)于低滲和特低滲油氣藏，初始含水飽和度的值越小，水滴在毛管中、縫中被捕集的趨勢越大，被捕集的量也越多;儲(chǔ)層滲透率越低，表明孔喉尺寸越小且連通性越差，因而水滴兩側(cè)曲界面的壓差（即毛管力）越大，水鎖損害也就越嚴(yán)重。

二、防水鎖處理劑的配方研究及性能評(píng)價(jià)

（一）配方研究

通過對(duì)SATRO、烷基磺酸鈉、復(fù)配體系以及和防水鎖助劑的破乳性能的評(píng)價(jià)，同時(shí)考慮在體系中加入一定量的甲醇，增加體系組分的互溶性及降低體系的界面張力，可以初步得到防水鎖處理劑的配方為SATRO+烷基磺酸鈉+甲醇+FX-02。（表1）

由以上復(fù)配體系的實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象和界面張力可以看出，當(dāng)甲醇的濃度加倍時(shí)，體系的外觀由乳白色變?yōu)榘胪该鳡睿医缑鎻埩Τ氏陆第厔?，?dāng)甲醇濃度為10%、FX-02濃度為0.02%時(shí)界面張力達(dá)到4.067×10-3 mN/m，同時(shí)綜合考慮經(jīng)濟(jì)因素，甲醇的加量不可過大，因此可以初步確定防水鎖處理劑的配方為0.5%SATRO +0.05%烷基磺酸鈉+10.0%甲醇+0.02% FX-02。

（二）性能評(píng)價(jià)

（1）對(duì)防水鎖處理劑與原油間的動(dòng)態(tài)界面張力進(jìn)行評(píng)價(jià)。進(jìn)行界面張力測定，實(shí)驗(yàn)條件為：旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀轉(zhuǎn)速為5800r/min，測試溫度為70℃。實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，防水鎖處理劑與原油之間的動(dòng)態(tài)界面張力隨時(shí)間的增加而降低，測試時(shí)間達(dá)到60min時(shí)界面張力達(dá)到超低且趨于穩(wěn)定。

（2）對(duì)防水鎖處理劑抑制原油乳化的能力進(jìn)行評(píng)價(jià)。分別用蒸餾水和防水鎖處理劑與原油配制乳狀液，通過對(duì)比吸光度（A）評(píng)價(jià)防水鎖處理劑抑制原油乳化的能力。結(jié)果顯示，防水鎖處理劑對(duì)原油乳化的抑制率都超過75%，具有良好抑制原油乳化的能力，能有效防止水鎖的發(fā)生。

（3）對(duì)防水鎖處理劑與地層的配伍性進(jìn)行評(píng)價(jià)。分別以過濾液為溶劑配置防水鎖處理劑各100ml，充分搖勻后靜置48h，結(jié)果表明，48h后防水鎖處理劑的各項(xiàng)指標(biāo)均無變化，證明該防水鎖處理劑的穩(wěn)定性良好。

（4）對(duì)防水鎖處理劑的耐溫耐鹽性進(jìn)行評(píng)價(jià)。在一定濃度的表面活性劑溶液中加入NaCl，隨著NaCl量的增加，表面活性劑溶液會(huì)有新相出現(xiàn)。通過這一方法可判斷表面活性劑的耐鹽性。

為考察防水鎖處理劑的耐溫耐鹽性可以設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)如下：分別以礦化度為10000mg/L、20000mg/L、30000mg/L的模擬地層水為溶劑配置防水鎖處理劑，放置于60℃、80℃、100℃的環(huán)境中24h后觀察溶液變化。結(jié)果顯示，防水鎖處理劑在高礦化度、高溫條件下體系比較穩(wěn)定，無新相生成，具有良好的耐溫耐鹽性。

三、結(jié)論

減產(chǎn)問題主要是由低壓層原油乳化水鎖造成。油井作業(yè)釋封后，高壓層的水進(jìn)入低壓層，低壓層原油發(fā)生乳化，乳化油滴吸附在巖石表面，加之粘度較大，造成有機(jī)物堵塞地層，降低了油相滲透率，并使近井地帶含水上升，加劇了水鎖損害程度;防水鎖處理劑的最終配方為0.5%SATRO+0.05%烷基磺酸鈉+10.0%甲醇+0.02% FX-02。防水鎖劑各項(xiàng)性能指標(biāo)良好，能夠有效地抑制水鎖的產(chǎn)生。