王周红，何学文

（中国石化华北分公司勘探开发研究院，河南郑州 450006）

红河油田长8 油藏埋深1 740～2 240 m，岩性以细粒-中粒、中粒长石岩屑、岩屑长石砂岩为主；孔隙结构以中孔-细喉组合为主，缺少粗喉型；渗透率均值在0.273～0.4 μm2，且非均质性严重；属于低孔、特低渗、中孔、细喉、分选中等型储层。长8 油藏富集的关键因素有油源、通道、断裂及储层物性。其中长7 有效烃源岩品质是长8 油气富集的基础，断层是油气运移的通道，裂缝是水平井高产的主要因素。根据区域构造演化以及区域地质研究认为，红河油田镇泾区块区域性裂缝发育区和较发育区主要位于区块中部，裂缝发育区主要在断层带附近分布，形成了红河油田特有的断缝系统。钻井、录井、完井、压裂等过程中固相堵塞、液相引起的水锁、储层的敏感性、压差和浸泡时间等都会对低渗透储层造成伤害。

1 红河油田断缝系统概况

在区块西南以西约7 公里长8 地层出露区，发现长8 地层北东组系裂缝发育，产状281°∠48°，北西组系相对不发育。根据成像测井分析，该区裂缝走向主要以NE-SW、NEE-SWW 为主。裂缝倾角主要分布在50°～90°范围内，且以大于60°的高角度缝为主。红河油田裂缝宽度分布在0.3 mm 以下、0.7～0.8 mm、0.9～1 mm范围内，其中泥质岩类裂缝张开度低，砂岩类中裂缝张开度高。裂缝线密度的分布在0.03～2.6 条/米，平均为0.38 条/米。以未充填和半充填裂缝为主。

裂缝是致密砂岩油层的主要渗流通道，工作液滤液首先进入裂缝通道，向地层深部推进，而致密基质部分滤液侵入较慢，主要是通过毛管自吸进入储层。同样，进入裂缝中的钻井、完井等各种工作液在毛细管自吸作用下进入基质，将其中的油驱替到裂缝中或离裂缝面更远的地方。随着浸泡时间的延长，在井筒周围形成一个高含水饱和度带。而裂缝的存在使这个高含水饱和度带离井筒更远，将在基质区、人工压裂缝和天然缝周围形成水相圈闭损害带，侵入储层的外来流体返排困难，甚至不能返排，严重影响油气向井筒的运移，从而造成了外来流体对储层的水锁伤害。研究表明，水锁伤害是低透渗储层最主要的伤害形式,尤其是在断缝系统发育的特低渗储层，损害率一般为70 %～90 %。

2 低渗砂岩储层伤害机理

2.1 固相伤害

低渗储层孔喉细小，进入储层的颗粒均会对储层产生堵塞伤害；相同浓度的固相颗粒越小，进入储层形成内滤饼的颗粒数量越多，对储层的伤害越大；近井地带污染半径越小，伤害越大。因此低渗储层钻井过程中需要控制可以进入储层颗粒的量，尤其是粘土类亚微米颗粒的量，以防止内泥饼的形成。

对红河油田长8 储层依据录井描述、薄片鉴定、铸体图象分析及扫描电镜成果分析，粘土矿物含量在16%～20%，以绿泥石、高岭石、伊/蒙混层为主、伊利石次之，相对含量绿泥石36.3 %，高岭石平均28.55 % ，伊/蒙混层平均28.3 %。粘土矿物的膨胀、化学沉淀、分散和运移对储层造成极大的伤害。

2.2 液相伤害

液相在油藏中聚集或滞留是水锁损害的主要因素，而且油藏渗透率越低，水锁损害的程度越严重。水锁损害指外来流体的侵入造成含水饱和度增加，使油的相对渗透率下降的现象。其本质是由于存在毛细管压力而产生了一个附加的表皮压降，它等于毛细管弯液面两侧非润湿相压力与润湿相压力之差，其大小可由任意曲界面的拉普拉斯方程确定。

式中：Pc-毛细管压力，Pa；σ-界面张力，N/m；r1，r2-油相界面曲率半径，m。

同时根据Poiseuille 公式：

式中：Q-流量，m3；L-近井地层自吸侵入深度，m；μ-流体黏度，mPa·s；P-压力，Pa；r-毛细管半径，m；σ-界面张力，N/m；θ-润湿角，°。

廖锐全等根据Laplace 公式和Poiseuille 定律，按照毛管束模型，当储层亲水时，在毛管压力作用下，外来流体侵入，可得到在压差△p（Pa）作用下，将半径为r（m）的毛细管中长度为L（m）的外来流体排出所需要的时间T（s）推导为：

式中：σ-界面张力，N/m；θ-润湿角，°；μ-流体黏度，mPa·s。

由此可见，造成水锁损害除与储层内在因素孔喉半径有关外，孔喉半径越小，排液时间越长；还与侵入流体的表面张力、润湿角、流体粘度以及驱动压差和外来流体的侵入深度等外在因素有关。渗透率越低，孔喉半径越小，油层压力越低，越容易产生水锁损害。其中，油水界面张力对水锁损害的影响更明显。

改变储层的润湿性、减小油水界面张力、降低贾敏效应等化学方法和消除钻井液滤饼堵塞、增大生产压差、改变储层孔隙几何形态和地层加热技术等物理方法可解除或降低水锁损害。

3 裂缝型低渗砂岩储层水锁的影响因素[1]

3.1 压差对近井地带含水饱和度分布影响

西南石油大学的杨建等人在“裂缝性致密砂岩储层井周液相时空分布规律”中指出，随正压差增加，滤液在基块、裂缝中侵入深度均加深，裂缝内含水饱和度增加尤其明显，且侵入深度超过1 m（见图1）。

图1 定压差下基块及裂缝含水饱和度分布

3.2 裂缝长度对近井地带含水饱和度分布影响

模拟裂缝长度为0.15～1.00 m 的裂缝性致密储层，在正压差条件下打开240 h，井壁无滤饼有效屏蔽条件下，井周含水饱和度随着径向分布预测（见图2）。随着裂缝长度的增加，滤液侵入深度随之加深，井周含水饱和度升高。

图2 裂缝长度对滤液侵入深度影响

3.3 浸泡时间对近井地带含水饱和度分布影响

模拟正压差条件下打开储层24～120 h，近井地带含水饱和度随径向距离变化。随着浸泡时间的延长，基块侵入深度增加，但是侵入深度未超过1 m，而对于裂缝，随着浸泡时间延长，侵入深度增大，可以达到裂缝尖端（见图3）；随着浸泡时间的延长，临近裂缝的基块含水饱和度受裂缝影响增大，裂缝内侵入液相通过渗吸传递给基块的增多，含水饱和度比无裂缝影响的基块要高，微裂缝的存在加大了滤液的侵入速度和侵入深度。

图3 浸泡时间对基块及裂缝含水饱和度影响

模拟结果表明，微裂缝的存在加快了滤液的侵入速度、加大了滤液的侵入深度，并显著提高了微裂缝邻近基块的液相饱和度。

4 抑制和解除水锁损害的方法

4.1 提高返排速度

用红河油田ZJ18-22 井和ZJ18-18 井的岩心做返排实验。首先抽空岩心并饱和煤油，在一定排量下测定煤油渗透率；而后反向注水，测定水的渗透率；再在同一排量下测煤油渗透率，最后提高排量再测煤油渗透率，观察用提压返排方法抑制水锁效应造成伤害的效果。实验结果（见表1）。

由表1 可知，提高排液速度可以增加油相渗透率，提高渗透率的保留率。在油藏实际开发过程中，当外来流体侵入地层后，提高排液速度，可以减小外来流体的浸泡时间和侵入深度，从而减弱因外来流体侵入造成的水锁效应。

表1 渗透率保留率实验结果表

4.2 挤注表面活性剂

向已产生水锁效应的岩心中挤注一定浓度的表面活性剂，关闭一定时间后，会有效提高油相渗透率的保留率，减弱和部分消除水锁效应。这主要是因为加入表面活性剂可以数量级地降低油水之间的界面张力，减小低渗储层中的毛管力，减少原油渗流的初始压力梯度，使油水流度更加接近，减少油的“卡断”现象，从而改善低渗透油藏因水锁产生的开发效果。

红河油田12 井区HH12P40 井自2012 年11 月2 日投产以来，初期平均日产液53.9 t，平均日产油42.1 t，综合含水21.8 %，2013 年3 月29 日被HH12P39 井压窜，日产液陡升至84.9 t，日产油降至10.1 t，含水升至87.8 %，2013 年4 月27 日、28 日连续被HH12P142井、HH12P143 井压窜，含水升至100 %后恢复到日产液51.7 t，日产油2.85 t，含水94.4 %，产生水锁。2013年6 月25 日上解水锁措施，措施后稳产日产油18.1 t左右，含水74.9 %。

红河油田37 井区HH37P15 井2012 年1 月压裂15 段投产，初期日产油13.8 t，含水率49.4 %，生产356 d，累产油1 154 t 后不上液。2012 年8 月20 日被HH37P38 井压窜，含水升高，2012 年10 月进行了钻铣滑套作业后效果不明显。分析认为HH37P15 井储层被污染，2013 年5 月30 日注复合解堵剂解水锁，措施后稳产日产油10 t 左右，含水45.8 %。

5 结论

（1）红河油田长8 油藏具有典型的低孔特低渗储层特点，储层孔喉细小，天然微裂缝发育，入井液易污染储层。水锁伤害是低透渗储层最主要的伤害形式,尤其是在断缝系统发育的特低渗储层，损害率一般为70 %～90 %。

（2）红河油田长8 储层粘土矿物以绿泥石、高岭石、伊/蒙混层为主，且裂缝发育的长度、宽度等是造成储层产生水锁效应的内在因素。而侵入流体的表面张力、润湿角、流体粘度、驱动压差、侵入时间以及侵入深度是水锁伤害的外在因素。

（3）外来流体侵入地层造成水锁伤害后，提高返排速度，减少浸泡时间，或向已产生水锁效应的岩心中挤注一定浓度的表面活性剂，均可减弱和部分消除水锁。

［1］ 田红政.腰英台油田水锁损害影响因素及其减轻和解除方法研究［J］.天然气地球科学，2006，17（2）：223-226.

［2］ 林木，杨红，董志国，等.水锁损害的预防及补救措施研究［J］.今日科苑，2007，27（20）：35-39.

［3］ 薛朝晖，耿洪娟，谢建瓴，等.文南油田储层伤害机理研究［J］.内蒙古石油化工，2005，25（8）：97-98.

［4］ 郭肖，杜志敏，疏壮志.裂缝性有水气藏水平气井产能分析［J］.天然气工业，2006，26（9）：100-102.

［5］ 何丕祥.低渗注水油藏水伤害机理及预防技术研究［D］.中国石油大学，2008.