大港油田南部油田存在著大量低滲油藏，這類油藏表現(xiàn)為泥質(zhì)含量高，滲透率低，注水困難，油井供液能力低。洗井時(shí)，油層受到洗井液的侵蝕后，粘土膨脹，顆粒運(yùn)移，滲透率下降，洗井后產(chǎn)量恢復(fù)期長，恢復(fù)率下降。為了解決這一問題，大港研究人員開展了水鎖效應(yīng)損害程度研究，優(yōu)選出了合適的防水鎖修井液添加劑并逐步現(xiàn)場應(yīng)用，減輕了水鎖傷害，提升了低滲透油藏油層保護(hù)的效果。
 
水鎖損害危害大評(píng)價(jià)法尚不健全
 
水鎖損害是指外來水進(jìn)入油層后引起的液體堵塞，是一種物理原因的堵塞。一方面外來水的滲入，改變了油層中的油水分布，含水飽和度增大導(dǎo)致油相滲透率的下降。另一方面外來水的滲入導(dǎo)致油層孔道中呈兩相共流狀態(tài)，不連續(xù)的相則形成液珠成為流動(dòng)的阻力，在毛管力的作用下，油相流動(dòng)阻力增加，油相滲透率降低。段六撥、小集是南部油田的主力產(chǎn)油區(qū)塊，其油層滲透率較低。
 
以小 6 斷塊為例，油層埋深 3,084m~3,460m，有 效 厚 度 13.2m， 滲 透 率 6.3×10-3μm 2 ，孔隙度 15.6% ，巖石物性差，孔隙喉道均為細(xì)喉型，迂曲度較大，致使流體流動(dòng)阻力較高，而且當(dāng)外來水基流體進(jìn)入孔道后，將占據(jù)吼道周圍，極易形成水鎖效應(yīng)，造成油流阻力增加，在修井作業(yè)過程中各類作業(yè)液體進(jìn)入儲(chǔ)層后將大大延長產(chǎn)能恢復(fù)期。大量的研究都已證明，水鎖損害是低滲儲(chǔ)層最主要、最嚴(yán)重的損害類型。
 
目前，國內(nèi)研究領(lǐng)域已普遍認(rèn)識(shí)到水鎖對油田生產(chǎn)的危害，對水鎖損害機(jī)理的研究，從“八五”期間就已涉及，但對水鎖損害研究和評(píng)價(jià)方法至今仍未建立。已經(jīng)頒布的《巖樣常規(guī)分析方法》和《砂巖儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)方法》兩個(gè)標(biāo)準(zhǔn)，都沒有涉及水鎖損害的評(píng)價(jià)方法。為此，大港油田開展了國內(nèi)外資料的調(diào)研，同國內(nèi)知名專家探討并借鑒實(shí)驗(yàn)方法，建立了水鎖損害評(píng)價(jià)程序。該評(píng)價(jià)方法程序主要出發(fā)點(diǎn)是建立巖心的束縛水飽和度， 模擬地層條件下真實(shí)初始狀態(tài)，使用過濾煤油和較低流速，在排除水敏、速敏、堿敏等不同影響因素下，測定巖心前后滲透率變化，確定巖心水鎖損害程度。通過水鎖損害評(píng)價(jià)方法可以了解低滲儲(chǔ)層水鎖損害程度，為制定低滲儲(chǔ)層保護(hù)措施提供依據(jù)。
 
針對水鎖影響要素配置修井液
 
研究人員針對南部油田低滲區(qū)塊小集油田小 11-15 井棗Ⅱ油組巖心進(jìn)行水鎖損害評(píng)價(jià)。室內(nèi)試驗(yàn)表明，在建立束縛水后以及煤油驅(qū)替穩(wěn)定之后，反向通入一定孔隙體積的鹽水，對油相滲透率將產(chǎn)生較嚴(yán)重的傷害，使煤油的流動(dòng)壓力大幅度升高（1~3 倍），滲透率越低水鎖損害愈大。巖心滲透率20~1×10-3μm 2 范圍內(nèi)水鎖損害程度在 25%~68% 之間。試驗(yàn)表明水鎖損害受地層的滲透率大小影響較大，同時(shí)還與巖石潤濕性、溫度、壓力、飽和度、表面粗糙度、毛管壓力等多方面因素有關(guān)。短期內(nèi)無法進(jìn)行全因素試驗(yàn)分析， 室內(nèi)僅通過改變毛管壓力、 飽和度、壓力、排驅(qū)時(shí)間等方面進(jìn)行巖心水鎖損害因素研究。
 
返排壓力影響水鎖程度。將低滲巖心建立束縛水飽和度后，反向擠入礦化度為 10,000mg/L KCL 鹽水，給予不同的返排壓力下，測定巖心 72 小時(shí)后滲透率恢復(fù)值的大小，了解排驅(qū)壓力對水鎖損害的影響。室內(nèi)選擇 3 塊標(biāo)準(zhǔn)巖心在驅(qū)替壓力分別為 0.5MPa ﹑1.0MPa ﹑ 1.6MPa 的條件下進(jìn)行水鎖巖心煤油滲透率恢復(fù)試驗(yàn)。試驗(yàn)曲線表明在排驅(qū)壓力為 0.5MPa 時(shí)，72h 后巖心煤油滲透率恢復(fù)率達(dá)到 45%，在排驅(qū)壓力提升到 1.0MPa ﹑ 1.6MPa 時(shí)，滲透率恢復(fù)率達(dá)到 57%，80%。從而表明隨著返排驅(qū)替壓力的提高，水鎖程度有一定幅度的降低，說明提高驅(qū)替壓力利于巖樣中侵入鹽水的排出程度，從而減少了水鎖損害程度。在低滲儲(chǔ)層發(fā)生水鎖損害后，外來液相占據(jù)一定孔隙吼道，提高返排壓力（即生產(chǎn)壓差）有利于液相的排出，壓力越大，液相排出越多，其飽和度下降而水鎖效應(yīng)減少。
 
返排時(shí)間影響水鎖危害。從排驅(qū)時(shí)間上看，初始階段巖樣滲透率恢復(fù)值很低，在低壓下恢復(fù)速度也慢。隨著時(shí)間的延長，攜帶巖樣鹽水逐漸增多，滲透率恢復(fù)值逐漸增加，在 48h 后滲透率上升緩慢，到 72h 時(shí)基本穩(wěn)定。滲透率恢復(fù)曲線表明，低滲巖心產(chǎn)生水鎖損害后，需要較長的返排時(shí)間，一般在 3天后穩(wěn)定。返排壓力的提高也利于水鎖損害的降低。因此現(xiàn)場作業(yè)井水鎖后產(chǎn)量的恢復(fù)不會(huì)少于 3 天，如果排驅(qū)壓力低，時(shí)間更長。
 
流體表面性質(zhì)影響水鎖程度。鹽水中添加異丁醇可使鹽水張力降低20%，加入特殊的表面活性劑后，表面張力下降了 60%。得出結(jié)論：盡可能的提高返排壓力，添加降低表面張力的活性劑可以有效減少水鎖損害程度，排驅(qū)時(shí)間在 72 小時(shí)后水鎖損害程度基本穩(wěn)定。另外，針對人造巖心進(jìn)行水鎖損害評(píng)價(jià)過程中，發(fā)現(xiàn)添加表 1 三種壓井液對小 11-15 井巖心損害試驗(yàn)結(jié)果巖心號(hào) 流體傷害前 傷害后壓力升高倍數(shù)滲透率傷害率%壓力MPa滲透率10-3μm 2壓力MPa滲透率10-3μm 285 處理后小集污水 0.315 1.077 0.56 0.7092 1.78 34.1532 污水改性+A 0.255 1.736 0.389 1.38 1.53 20.1547 污水改性+C 0.43 0.895 0.783 0.693 1.82 22.6表面活性劑后，巖心水鎖損害評(píng)價(jià)時(shí)在相同的驅(qū)替時(shí)間內(nèi)達(dá)到相同飽和度而有效驅(qū)替壓力降低了，說明使用表面活性劑利于降低排驅(qū)壓力，減輕水鎖損害。
 
針對小集、段六撥等低滲高凝油層，將小集污水 ( 過濾后 ) 及污水改性修井液作為修井液基液，分別添加 A和 C 后，進(jìn)行巖心水鎖損害評(píng)價(jià)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表 1。結(jié)果表明添加篩選后表面活性劑后，巖心滲透率傷害率與不加表面活性劑相比，均有較大程度的下降，約 13%，防水鎖效果明顯。因表面活性劑 A 成本較低，選擇 A 為壓井液助排劑，于是形成改進(jìn)型的油層保護(hù)液配方：處理后小集污水 +0.2% 表面活性劑 A。防水鎖修井液技術(shù)體系在小集油田共應(yīng)用 16 口井，用液 639 方，平均單井應(yīng)用 40 方。恢復(fù)井 14 口井，占比 87.5%，恢復(fù)率平均為 94%，恢復(fù)期平均為 4.1 天。未恢復(fù)井 2 口，占12.5%，平均恢復(fù)率 76%。 對比 2013年小集油田維護(hù)井平均恢復(fù)期 6.9 天，減少 2.8 天。2014 年未恢復(fù)井恢復(fù)率從 51% 提高到 76%，提高了 25%。油層保護(hù)效果好于 2013 年沒有防水鎖修井液的情況，表明小集油田應(yīng)用該技術(shù)體系具有很好的保護(hù)油層效果。