杭锦旗致密砂岩气藏控水压裂材料评价优选研究-辽宁化工2022年06期

摘      要：致密砂岩气藏是油气田勘探开发的一个重要接替方向。杭锦旗上古生界地层水分为窜层水、凝析水、透镜体水、边底水、气层滞留水等5种类型。将一种控水表面活性剂溶液注入近井地带储层，表活剂与岩石孔壁发生界面修饰作用，通过排驱作用可以将近井地带孔喉的水逐渐排出，降低水膜厚度，增大气相渗透通道，达到控水增气的目的。对这类储层，通过室内研究，按照“疏水”的思路，开展了岩心表面修饰前后接触角测试、表面活性剂界面修饰微观特征及时效性评价、压裂过程中表活剂注入深度实验评价、界面修饰前后岩心气-水相渗实验方法优选评价控水表面活性剂控水材料，为致密砂岩气藏开发提供借鉴。

关  键  词：致密砂岩气藏;控水压裂;含水气层;控水表面活性剂;评价优选;实验

中图分类号：TE357.1⁺2     文献标识码： A     文章编号： 1004-0935（2022）06-0790-05

致密砂岩气藏是油气田勘探开发的一个重要接替方向。近年来，新发现储量主要为致密砂岩油气藏类型，分布在华北、胜利、西北、华东和江苏等地区。已有研究表明，杭锦旗上古生界地层水分为窜层水、凝析水、透镜体水、边底水、气层滞留水等5种类型。由于在生产过程中地层水逐渐从地层远端向近井地带汇集，导致近井地带含水饱和度增大，进而导致气相渗透率降低或气井停产，即导致储层发生水锁损害。针对这类储层，通过室内研究，按照“疏水”的思路，优选评价控水表面活性剂控水材料。致密砂岩气藏控水压裂材料评价优选方法的攻关和应用，可为致密砂岩气藏开发提供借鉴。

1  气水同层储层控水技术思路

由于储层具有较强的亲水性，地层水一旦在近井地带富集，将使孔喉毛管压力大幅度增加，导致水相难以排出。因此，为了有效地释放储层产能，必须将近井地带储层孔喉壁面进行改性，即将强亲水壁面改性为中性润湿或疏水性壁面，同时降低  气-液界面张力。根据毛管压力理论可知，若使接触角由亲水向中性润湿，且气-水界面张力降低，必然会大幅度降低毛管压力，将近井地带孔喉中滞留的水相排驱出来，并大幅度降低后续水相排驱阻力。基于以上思路，在气井生产过程中通过排驱作用可以将近井地带孔喉的水逐渐排出，降低水膜厚度，增大气相渗透通道，达到控水增气的目的。

2  控水压裂处理剂优选实验评价

2.1  岩心表面修饰前后接触角测试

润湿反转剂处理云母片前后接触角变化特征表1所示。

从表1接触角实验结果可知，未经处理的云母片接触角为13.96°～22.19°，表现为亲水特征，当云母片在上述8种处理剂溶液中浸泡后接触角都有不同程度的增大，具体表现在：处理剂A1处理后润湿角从14.14°变为87.43°，处理剂B1处理后润湿角从15.49°变为80.52°，处理剂B2处理后润湿角从18.89°变为60.32°，处理剂B3处理后润湿角从14.14°变为60.52°，处理剂B4处理后润湿角从22.19°变为72.47°，处理剂B5处理后润湿角从17.09°变为68.60°，处理剂B6处理后润湿角从17.11°变为56.95°，处理剂B7处理后润湿角从17.14°变为56.58°。

综合实验结果可知，上述8种处理剂均能减弱岩石亲水性，其中处理剂A1能使云母片达到或接近中间润湿状态（接触角接近90°），因此后续利用岩心薄片来优选处理剂A1的质量分数。

润湿反转剂A1处理岩心前后接触角变化特征如表2所示。水滴在未经处理的岩心薄片迅速铺展开来，仪器不能测出其接触角，岩心表现为强亲水性，当岩样在不同质量分数处理剂A1溶液中浸泡后接触角随处理剂质量分数升高而先增加后降低，具体表现为：质量分数为0.1%时，接触角为68.09°;质量分数为0.15%时，接触角为78.46°;质量分数为0.2%时，接触角为84.11°;质量分数为0.3%时，接触角为91.16°;质量分数为0.4%时，接触角为64.19°;质量分数为0.5%时，接触角为77.71°。因此优选A1的质量分数为0.2%～0.3%。

润湿反转剂C处理岩心前后接触角变化特征如表3所示。

和处理剂A1不同，处理剂C质量分数越大，岩心薄片表面接触角越大。具体表现为：质量分数为0.01%时，接触角为28.35°;质量分数为0.05%时，接触角为57.10°;质量分数为0.1%时，接触角为70.06°;质量分数为0.2%时，接触角为89.07°;质量分数为0.25%时，接触角为101.13°;质量分数为0.3%时，接触角为100.67°。因此优选C的质量分数为0.2%。

表活剂A1和表活剂C表面张力测试结果如  图1所示。在表活剂与岩石接触角筛选基础上，通过测试表活剂A1和C在不同质量分数条件下表面张力，进一步筛选复合要求的控水处理剂。实验结果显示，表活剂C和表活剂A1均在质量分数为0.1%时，表面张力最低，其中A1表活剂的表面张力为18.98 mN·m^-1，表活剂C的表面张力为15.99 mN·m^-1;质量分数为0.2%时，表活剂C的表面张力和表活剂A1的表面张力十分接近，约为20 mN·m^-1。综合考虑两种表活剂接触角和表面张力测试结果可知，表活剂C的性能略优于表活剂A1。

3  表面活性剂界面修饰微观特征及时效性评价

3.1  微观吸附表征实验

为了明确表面活性剂在岩石孔喉表面的吸附和时效特征，进行了微观吸附表征实验，结果如图1、图2所示。

实验结果表明，吸附处理剂C的云母在浸泡之前，处理剂C在云母片上主要呈多层吸附状分布，此时岩心表面接触角为86.1°;当在地层水中浸泡30 d后，云母片表面吸附的处理剂C逐渐变薄，呈连片状吸附，此时接触角为80.5°;当浸泡时间进一步延长至60 d和90 d时，云母片表面处理剂C分别呈孤岛状吸附和点状吸附，此时接触角分别为62.8°和34.6°。总体来看，表活剂C在地层水中浸泡时间越长，在岩石表面吸附的厚度越薄，接触角逐渐减小，但从接触角变化特征来看，处理剂C地层水中浸泡60 d时间，接触角依然能维持在60°以上，表明该处理剂有效性可以达到2月以上。

3.2  界面修饰前后岩心水膜厚度实验

通过对岩心孔喉表面界面修饰，以实现在气驱过程中减小毛管力，同时低气-水界面张力可以促进气驱水过程中气相对水相的携带，两者协调作用降低孔喉水膜厚度，增大气相渗流通道。岩心水膜厚度测试实验结果如表4所示。

将两种表活剂按0.2%配制溶液，分别对岩心进行界面修饰，并测试修饰前后的水膜厚度。实验结果显示，表活剂A1可将岩心水膜厚度降低8～9 nm，水膜厚度降低幅度为10.50%～11.08%，而表活剂C可将岩心水膜厚度降低16～25 nm，水膜厚度降低幅度20.10%～28.87%。由此可知，表活剂C比表活剂A1解除近井带水锁更有效，因此后续实验均选择0.2%表活剂C溶液作为界面修饰处理剂。

4  压裂过程表活剂注入深度实验评价

控水压裂处理剂溶液动态滤失测试结果如图4所示。

利用动态滤失仪测试了3块岩心的动态滤失曲线。由3个样品的滤失曲线可知，前2个样品均在9 min以后达到了稳定滤失阶段，第3个样品在滤失25 min以后达到稳定滤失阶段。

排采效果与前期地质勘探、井网排布、钻完井过程相关，国内的煤层气还处于排采早期，对规律认识很不足。

因此，应在以下几方面加强研究：排采过程中的解吸渗流机理、定量化的排采工艺技术、煤层气井网优化技术及排采设备优化。控水压裂处理剂C溶液动态滤失测试结果如表5所示，通过滤失数据可以计算得到3个样品的滤失系数C3，该值的分布范围为0.004 2～0.014 m·min^-0.5，滤失速率为0.000 11～0.000 35 m·min^-1。通过滤失速度参数即可计算压裂过程中控水压裂处理剂侵入深度。

5  界面修饰前后岩心气-水相渗实验评价

界面修饰前后气-水相渗测试结果如图5所示。从界面修饰前后岩心气水相渗曲线可以看出，气相和水相等渗点在63%～65%，束缚水饱和度在50%～60%之间，且气相和水相渗透率均较低;界面修饰后气-水相对渗透率均呈现增大的趋势，且气相渗透率增加幅度明显较水相渗透率增大幅度大（修饰后束缚水饱和度下气相渗透率较修饰前提高了2.5～4.7倍），束缚水饱和度较修饰前发生了明显的降低，分布范围为35%～45%。实验结果表明，控水压裂处理剂修饰后既可以提高液相渗透率也可以提高气相渗透率，且气相渗透率提高幅度大于水相渗透率提高幅度。

4c462e046d3b7e0cef3c669571feefd0836ed9279fa1cfda656742ffe897a8d2

基于相渗实验可以计算气水同产时的产水率。考虑气体在大气压条件下的膨胀效应，参照行业标准（SY/T 5345—2007）将实际测得的产出气相体积折算为岩心驱替压力条件下的体积。

累产水体积占折算后的累产气水体积的比例即为产水率。基于上述方法可得，界面修饰前产水率为1.91%～2.61%，界面修饰后产水率为0.64%～ 1.69%，界面修饰后产水率较修饰前下降了35.23%～68.30%。由此可知，虽然岩心界面修饰后将气水渗透率均有所提高，但界面修饰后气相渗透率增大幅度远大于水相渗透率增加幅度，因此，产水率呈现出降低现象。通过计算界面修饰前后岩心束缚水饱和度及凝析水产出情况可知，界面修饰前岩心束缚水饱和度为51.63%～60.95%，凝析水除个别样产出极少量外，其他岩心均为产出凝析水。但对于界面修饰后的岩心而言，束缚水饱和度明显较修饰前的岩心低，均有不同程度的凝析水产出，产出量为0.03～0.15 cm³。

6  结 论

1）通过岩心表面修饰前后接触角测试、表面活性剂界面修饰微观特征及时效性评价、压裂过程中表活剂注入深度实验评价、界面修饰前后岩心    气-水相渗实验评价，可以有效评价优选控水压裂 材料。

2）控水压裂处理剂C可以有效地降低近井地带含水饱和度，并有利于储层中的凝析水产出。

3）通过界面修饰方法调控气水同层储层气-水相对渗透率可以有效地释放气水同层储层产能，达到控水增气的目的。

参考文献：

[1] 王艳玲，邵光超，李怀远，等. 扶余油田高含水油井新型堵水压裂材料优选[J]. 石油知识，2021（3）：56-57.

[2] 宋时权，李继勇，邵红云，等. 关于压裂用纤维材料评价方法的研究[J]. 化学工程与装备，2017（10）：92-94.

[3] 蒋炜，张公社，柯文丽，等. 页岩气井暂堵转向重复压裂堵剂实验评价[J]. 当代化工，2019，48（1）：32-35.

[4] 叶鉴文，杨静，耿少阳，等. 一种新型自生酸压裂液的研发和评价[J]. 石油化工应用，2019，38（9）：8-13.

[5] 冯云飞. 三轴应力下煤体相似材料水力压裂增透实验研究[D]. 焦作：河南理工大学，2016.

[6] 李建民，吴宝成，赵海燕，等. 玛湖致密砾岩油藏水平井体积压裂技术适应性分析[J]. 中国石油勘探，2019，24（2）：250-259.

[7] 陈星宇，朱炬辉，钱斌，等. 高效脉冲式加砂压裂技术研究及应用评价[C]. 2016中国油气天开采与集输用化学品开发应用研讨会论文集. 2016.

[8] 段瑶瑶，杨战伟，杨江，等. 一种新型纳米复合清洁压裂液的研究与应用[J]. 科学技术与工程，2016，16（30）：68-72.

[9] 王艳玲. CCL油田老井重复压裂工艺技术研究[J]. 油气藏评价与开发，2019，9（6）：61-64.

[10] 宋丽阳，王纪伟，李凤霞，等. 致密储层水平井重复压裂技术优化[J]. 油气藏评价与开发，2018，8（4）：63-67.

[11] 金文辉，张昊天，周文，等. 页岩储层脆性评价技术现状及发展趋势[C]. 2020油气田勘探与开发国际会议（IFEDC2020）论文集， 2020.

[12] 万鹏，熊青山. 改性瓜胶压裂液的合成与性能评价[J]. 当代化工，2017，46（12）：2471-2473.

Study on evaluation and Optimization of Water Control Fracturing

Materials in Hangjinqi MtJEsLZzhytydP/m67vMPA==Tight Sandstone Gas Reservoir

LI Yang-yang

（Research Institute of Petroleum Engineer and Technology， Sinopec North China Oil & Gas Company，

Zhengzhou Henan 450006， China）

Abstract： Tight sandstone gas reservoirs are an important replacement direction for oil and gas field exploration and development. The upper Paleozoic formation water in Hangjin Banner is divided into five types： channeling water， condensate water， lens water， edge and bottom water， and gas retention water. A water-controlling surfactant solution is injected into the reservoir near the well， through interface modification effect of the s/UTDg4VN9usGHGeykYbLVw==urface active agent and the rock pore wall， as well as the drainage action， the water in the pore throat near the well can be gradually discharged， reducing the thickness of the water film and increasing the large gas phase infiltration channel to achieve the purpose of controlling water and increasing gas. For this kind of reservoirs， through laboratory research and the idea of "hydrophobic"， the contact angle test before and after core surface modification was carried out， as well as the evaluation of the timeliness of the microfeatures of the surfactant interface modification， and the experimental evaluation of the surfactant injection depth during the fracturing process， the core gas-water permeability experiment method before and after the interface modification for optimizing the water-controlling surfactants and water-controlling materials. The paper can provide some reference for the development of tight sandstone gas reservoirs.

Key words： Tight sandstone gas reservoir; Water-controlling fracturing; Water-bearing gas layer; Water-controlling surfactant; evaluation and optimization; Experiment