王军（中石油吉林油田分公司采油工艺研究院，吉林 松原 138000）

原始状态下，气藏中的天然气以非湿相聚集在大孔道的中间，原生水则以平衡状态分布在小孔道附近。在钻完井、压裂、修井、增产等作业过程中，外来液相侵入地层，受毛细管压力的影响，易发生水相的毛细管自吸作用，导致外来水返排困难［1］。造成水锁伤害的主要原因是气藏中水相的聚集滞留，更低的渗透率就意味着其影响更为严重［2］。

吉林油田研究区块为致密气藏，储层受外来液相的影响极易发生水锁伤害，导致储层渗透率降低，影响开发效果。优选适宜的防水锁剂对于该类气藏的有效开发具有重要意义。

1 试验部分

1.1 试验药品与仪器

1）试验试剂 模拟地层水；KCl，国药集团化学试剂有限公司，分析纯；表面活性剂FC－3B，江汉油田采油工艺研究院制；甲醇，天津市永大化学试剂有限公司，分析纯。

2）试验仪器 JZC－15TSE型电子天平，福州科迪电子技术有限公公司；D－250L型恒速恒压泵、平面二维平模模拟评价试验装置，海安石油科研仪器有限公司。

1.2 天然岩心自吸性能评价

利用岩心自吸试验可以评价防水锁剂性能［3］。通过得到含水饱和度－时间曲线图可以分析防水锁剂对岩心自吸性能的影响。

岩心自吸试验过程：①将岩心干燥，以确保岩心是清洁干燥的；②岩心抽空质量分数为2%的饱和KCl溶液后，用滤纸轻轻吸干岩石表面液体，测出岩心饱和后的质量；③在岩心称取干重后用胶带密封岩心侧面，将其悬挂于铁架台上；……