唐洪明，徐诗雨，王茜，王俊杰

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 610500；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；3.中国石油塔里木油田油气工程研究院，新疆 库尔勒 841000）

克拉苏气田超致密砂岩气储层水锁损害

唐洪明1，2，徐诗雨1，王茜3，王俊杰1

（1.西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 610500；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；3.中国石油塔里木油田油气工程研究院，新疆 库尔勒 841000）

超致密砂岩微米、纳米级孔喉发育且连通性差，气层具有毛细管压力高、黏土矿物含量高、含水饱和度低等特征，水锁是这类气藏重要的损害方式。现有的水锁损害评价标准存在未建立初始含水饱和度、地层水盐析、水敏伤害与水锁伤害叠加耦合、渗透率测试具有系统误差、评价不全面等问题，文中以克拉苏气田克深9井区K1bs组超致密砂岩为研究对象，利用核磁成像技术实时监测岩样毛细管自吸过程，运用高温钝化、高速离心、恒压驱替、核磁共振等手段建立该类气藏水锁损害评价方法，并据此进行室内实验，对比评价蒸馏水、质量分数8%的KCl溶液与破胶压裂液等流体对超致密砂岩气层基质的损害程度。结果表明，气层孔喉半径越小，流体黏度越大、矿化度越高，初始含水饱和度与束缚水饱和度差异越大，气层水锁损害越强。

超致密砂岩；气藏；水锁损害；评价；影响因素

超致密砂岩气藏具有特低孔特低渗的非常规储层特征［1-4］，只有经过压裂改造等增产措施才能获得具有工业价值的油气流［5-6］。因其独特的地质条件和渗流特征，钻完井过程中，水相易自吸、难返排［7］，水锁损害普遍发生在勘探开发各阶段［8］，影响气藏的发现、评价与开发。针对超致密砂岩气储层的水锁损害，现有评价方法存在评价不全面、应用受限制等问题。本文以克深9井区巴什基奇克组超致密砂岩气层为研究对象，利用核磁成像技术表征水相自吸过程与水相在孔喉中的分布，在完善实验方法基础上，开展了超致密气层水锁损害实验评价。

1 气层地质特征

克拉苏气田克深区块巴什基奇克组以泥质粉细砂岩为主，胶结致密，孔喉不发育。白云石、方解石、石膏、硬石膏等胶结物发育，岩石呈镶嵌连晶、孔隙充填式胶结；强压实压溶和填隙物含量高是岩石致密化的重要原因。储集空间以粒间溶孔和粒内溶孔为主，伴有少量原生孔隙，孔喉连通性差。

岩心段塞实测气层基质孔隙度主要分布于1.84%～6.96%，平均3.58%，渗透率主要分布于0.000 6×10-3～0.023 2×10-3μm2，平均 0.007 9×10-3μm2，属于典型的特低孔超致密储层。区块气藏压力梯度为1.75～1.76 MPa/100 m，平均地温梯度2.19℃/100 m，天然气中含甲烷97%以上，属于高温、异常高压干气气藏。地层水总矿化度平均为213 700 mg/L，水型为氯化钙型。

2 优化水锁损害评价方法

针对现有评价方法未考虑初始含水饱和度、致密岩心渗透率测试存在系统误差，以及评价不全面等问题，从以下5个方面进行优化，建立适合超致密砂岩气藏的水锁损害评价方法。

2.1 岩心钝化处理

外来流体进入储层，可能对气层产生水敏损害［9］，与水锁损害叠加影响评价结果。本文以550℃的高温处理实验岩心，且升温梯度控制在50℃/10 min水平，避免迅速升温造成岩心碎裂，即利用水敏矿物在高温条件下会转化为其他水敏性较弱的矿物的特点［10］，通过加热处理消除水敏损害。岩石中矿物经高温处理后晶形无变化，岩石微观孔隙结构也没有明显变化，但钝化了储层中敏感性矿物，降低了实验中水敏等影响［11］。

2.2 离心法建立含水饱和度

水锁损害实验研究的关键在于建立不同含水饱和度。目前主要有烘干法、驱替法、毛细管自吸法等［12］，但存在盐析、水相分布不均等不利因素。地层高温高压条件下，盐饱和度高，不会析出，因此实验室条件下应注意避免地层水矿化度过高引起的盐析损害。

离心法［13］是避免高矿化度盐水盐析最好的方法。岩样高压饱和实验流体，使用2 068 kPa的最佳脱水压力［14］，以不同转速离心操作50 min以上，模拟不同毛细管压力，结合高压气体驱替、冷藏除湿等手段，多种方法相结合建立不同含水饱和度，尤其是建立低于35%的含水饱和度。

2.3 恒压驱替测试气测渗透率

渗透率是现阶段国内外对水锁损害评价的重要指标。本次实验，采用恒压驱替方式测试不同含水饱和度下的渗透率（渗透率小于0.01×10-3μm2采用脉冲渗透率仪），尽量避免滑脱效应、启动压差等对气测渗透率的影响。依据皂膜流量计原理，测试实验完成后用核磁共振技术与称重法结合校正含水饱和度，消除测试时间过长带来的系统误差。

2.4 核磁共振表征水锁过程

气藏水锁损害包含了水相侵入和液体返排2个过程，前人的研究大多只包含其中一个损害过程。水相侵入过程中，岩心受毛细管自吸作用影响，从初始含水饱和度上升至最大自吸含水饱和度；返排时，岩心含水饱和度则从最大含水饱和度下降至束缚水饱和度。本次研究，采用苏州纽迈电子科技有限公司MacroMR12-150H-I型三维核磁过程成像及流动实验分析仪测试，并半定量评价水相自吸与返排过程。

2.5 水锁损害评价指标

气层原地条件下具有原始含水饱和度，而现有评价普遍以干岩心气测渗透率作为初始渗透率［15-16］，忽略了气层初始含水饱和度，超致密砂岩气藏对实验条件要求比常规气藏更苛刻，因此本次研究采用式（1）计算致密砂岩气藏水锁渗透率损害率［17］：

式中：Dwbn为水锁渗透率损害率，%；Ki为地层初始含水饱和度条件下的气测渗透率，10-3μm2；Kr为不同含水饱和度条件下的气测渗透率，10-3μm2。

气层含水饱和度大于束缚水饱和度的部分水是可排可解除的，不代表永久性损害。所以，采用式（2）计算不可恢复水锁渗透率损害率：

式中：D′wb为不可恢复水锁渗透率损害率，%；Kir为地层束缚水饱和度条件下的气测渗透率，10-3μm2。

式（2）可以较为真实地反映地层条件下水锁损害程度，但建立初始含水饱和度存在困难，本次实验通过离心法、高压气体驱替、冷藏除湿等手段，获取多个数据点，作出渗透率与含水饱和度经验曲线，利用取值法得到气藏初始含水饱和度所对应的渗透率值。水锁损害评价指标见表1。

表1 水锁损害评价指标

3 水锁损害实验评价结果

气藏初始含水状态下，会在岩石表面形成水膜。室内采用核磁法、称重法对超致密砂岩束缚水水膜厚度及分布进行研究（见表2）。

表2 KeS904井K1bs组束缚水水膜厚度实验结果

实验结果表明，超致密砂岩中的孔喉并不完全是流体的有效渗流通道，束缚水占据了相当大一部分，岩石的束缚水饱和度越大，束缚水膜越厚，流体有效渗流通道就越窄。若水相侵入气层，且不能得到有效返排，水相滞留在气层中，会大大减小流体的有效渗流通道，甚至使原本有效的渗流通道失去渗流能力。

本文利用核磁共振仪与比表面分析等技术，对克拉苏气田克深9井区的超致密砂岩岩心（见表3）开展毛细管自吸实验，并评价不同性质流体返排对渗透率损害程度。

表3 实验岩心基础参数

3.1 毛细管自吸实验

图1为超致密砂岩干岩心毛细管自吸实验结果，润湿相饱和度增加对应自吸段，而润湿相重新分布对应扩散段［18］。实验曲线呈明显的“两段式”，分别对应毛细管自吸的2个过程。

实验结果表明，在相同时间内，渗透率越高，自吸量越大，自吸速率越快。超致密砂岩渗透率极低、孔喉连通性差等地质特征使其自吸结果有别于常规储层。随着自吸过程的进行，不同渗透率岩心的自吸速率均表现出快速下降的趋势。水相自吸前期，岩心中水相累计自吸量与自吸时间的平方根呈线性关系；自吸后期，自吸量与自吸时间平方根线性关系变差，曲线开始内凹，岩心已接近自吸饱和状态。

图1 不同物性岩心毛细管自吸对比实验结果

自吸作用和扩散作用是同时发生的，2#岩心渗透率较高，自吸速率较快，大于水相在岩心内部的扩散速率，初期表现为自吸段，后期岩心趋于饱和，毛细管自吸作用减弱，自吸速率与扩散速率相近，从而表现为扩散段，约在6.5 h出现明显分界点。1#岩心相对低渗，自吸速率初期即慢，分段现象不明显。核磁共振成像技术可以显示不同含水饱和度时水相的分布（见图2）。

3.2 不同实验流体水锁损害对比评价

本次研究采用8%质量分数的KCl溶液、蒸馏水、压裂液滤液作为实验流体，分别对克深9井区超致密砂岩岩心进行饱和离心后含水饱和度变化对比。采用蒸馏水对克深9井区K1bs组致密砂岩气层基块岩心进行水锁损害评价，避免盐析带来的附加损害，并用压裂液滤液进行对比实验评价（见图3）。

图2 毛细管自吸实验核磁成像结果

图3 不同实验流体水锁评价实验结果

图3a表明：以质量分数8%的KCl溶液作为实验流体，气层含水饱和度离心后降低了35.64%，且前期0.2 MPa离心力条件下，含水饱和度下降速度明显较快；以蒸馏水作为实验流体，气层含水饱和度离心后降低了58.48%，下降幅度较大，下降速率较快。这是由于矿化度降低了流体表面张力。由图3b，利用初始含水饱和度所对应的渗透率及束缚水饱和度所对应的渗透率2个参数，运用式（2）可以计算克深9井区水锁渗透率损害率。

蒸馏水侵入时，含水饱和度由初始含水饱和度升到束缚水饱和度，5#岩心对应渗透率由0.011 6×10-3μm2下降到 0.003 53×10-3μm2， 渗透率损害率为69.57%；6#岩心对应渗透率由 0.005 86×10-3μm2下降到 0.000 50×10-3μm2，渗透率损害率为 91.47%。实验流体为蒸馏水时，平均渗透率损害率为80.52%。压裂液侵入时，对应的渗透率由0.004 00×10-3μm2下降到0.000 04×10-3μm2，渗透率损害率大于 90%。

转速增加时，受离心毛细管力作用，饱和KCl溶液的实验岩心驱出了部分流体，但仍有流体滞留在较大的孔喉空间中（见图4a，3#岩心）；饱和蒸馏水的岩心驱出了大部分大孔喉中的流体，甚至驱出了一小部分束缚水（见图 4b，6#岩心）。

图4 质量分数8%的KCl溶液与蒸馏水核磁共振信号幅度对比

以上实验结果表明，入井流体对于基质岩心造成的水锁损害程度很高，压裂液对于储层基质除具有较大的水锁损害之外，还具有附加的渗透率损害，但水锁损害仍是入井压裂液损害气层基质的主控因素。

4 基质水锁损害影响因素

综合分析认为，基质水锁损害程度的影响因素主要包括以下6个方面：

1）储层孔隙结构。由图3b可以看出，实验流体同样为蒸馏水条件下，6#岩心的渗透率小于5#岩心，其水锁损害程度要大于5#岩心。超致密砂岩孔喉半径小，毛细管压力大，毛细管自吸和水相滞留作用明显，水锁损害比常规储层更加严重。

2）流体性质，主要是黏度及矿化度。本次研究所用蒸馏水黏度为1.0 mPa·s，压裂液滤液黏度为2.2 mPa·s，侵入流体黏度越大，返排时间越长，水锁损害越严重。由图3a可以看到，相同离心力条件下，饱和蒸馏水的岩心比饱和质量分数8%的KCl溶液的含水饱和度下降趋势更明显。特别是当离心力大于0.2 MPa时，这种趋势更明显。

3）初始含水饱和度。储层初始含水饱和度与束缚水含水饱和度之间存在差异，并且，两者的差异越大，造成水锁损害的可能性就越大。水锁损害程度与束缚水饱和度呈正相关关系，即束缚水饱和度越高，水锁损害越严重。

4）生产压差。作业过程中，工作液更易侵入低压气层。压差越大，毛细管压力梯度越高，且低压气藏对侵入的工作液能提供的返排压差也十分有限。因此，生产压差也是影响水锁损害程度的重要因素。对于基质岩心，随离心力升高，含水饱和度降低，储层岩心的气测渗透率逐渐升高，水锁损害逐步减轻；同一离心力条件下，储层岩心渗透率越高，气测渗透率的恢复程度越高，水锁损害越弱；离心力小于0.8 MPa时，储层岩心的气测渗透率下降明显，储层水锁损害严重。

5）岩石润湿性。超致密砂岩一般具有强水湿性［19］，因此潜在水锁损害十分严重。

6）滤液侵入深度。侵入深度越大，返排越困难，水锁损害程度越严重，更难解除。

5 结论

1）采用高温钝化岩心消除水敏性、施加回压弱化气体滑脱效应、离心法建立含水饱和度避免盐析等特殊处理，建立了高压饱和—离心称重—核磁共振的水锁损害评价方法。通过毛细管自吸和水相返排2个过程，以渗透率损害率、束缚水水膜厚度等指标，结合核磁成像技术，可以评价水锁损害程度。

2）压裂液滤液引起的水锁损害大于质量分数8%的KCl溶液、蒸馏水。蒸馏水引起的水锁损害比质量分数8%的KCl溶液和压裂液滤液引起的易解除。

3）水锁损害影响因素主要有储层孔隙结构、流体性质、初始含水饱和度、生产压差、岩石润湿性、滤液侵入深度等，利用已建立的评价方法，结合这些因素，能较为全面地评价超致密砂岩气藏水锁损害程度。

［1］ 黄亮，石军太，杨柳，等.低渗气藏启动压力梯度实验研究及分析［J］.断块油气田，2016，23（5）：610-614.

［2］ 康海亮，林畅松，李洪辉，等.库车坳陷依南地区阿合组致密砂岩气储层特征与有利区带预测［J］.石油实验地质，2016，38（2）：162-169.

［3］ 喻建，马捷，路俊刚，等.压汞-恒速压汞在致密储层微观孔喉结构定量表征中的应用［J］.石油实验地质，2015，37（6）：789-795.

［4］ 林潼，冉启贵，魏红兴，等.库车坳陷迪北地区致密砂岩孔喉形态特征及其对储层的影响［J］.石油实验地质，2015，37（6）：696-703.

［5］ 汪伟琦，熊钰，金瑾，等.压裂缝对低渗致密凝析气藏单井干气吞吐效果的影响［J］.断块油气田，2016，23（2）：210-212.

［6］ 彭涛，姚约东，耿丹丹，等.致密气藏压裂水平井参数优化与评价模型［J］.断块油气田，2015，22（6）：790-793.

［7］ 徐兵威，李雷，何青，等.致密砂岩储层压裂液损害机理探讨［J］.断块油气田，2013，20（5）：639-643.

［8］ DUTTA R，LEC C，ODUMABO S，et al.Experimental investigation of fracturing-fluid migration caused by spontaneous imbibition in fractured low-permeability sands ［J］.SPE Reservoir Evaluation&Engineering，2014，17（1）:74-81.

［9］ 车星祥，卢渊，周珺，等.迪北地区致密砂岩储集层损害实验研究［J］.新疆石油地质，2015，36（5）：579-582.

［10］王强.黏土矿物地温计研究与应用［D］.东营：中国石油大学，2007．

［11］唐洪明，冯于恬，何溥为，等.不同类型致密气层对产能贡献的实验评价方法［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2014，36（4）：182-188.

［12］王飞.致密砂岩气藏水相圈闭损害评价方法研究［D］.成都：西南石油大学，2015.

［13］李皋，唐洪明，孟英峰，等.川西侏罗系蓬莱镇组浅层低渗气藏水锁损害研究［J］.钻采工艺，2004，27（5）：47-50.

［14］国家能源局.岩样核磁共振参数实验室测试规范：SY/T 6490—2014 ［S］.北京：石油工业出版社，2014.

［15］ 唐海，吕渐江，吕栋梁，等.致密低渗气藏水锁影响因素研究［J］.西南石油大学学报（自然科学版），2009，31（4）：91-94.

［16］王志超，何睿，范传雷，等.伏龙泉登娄库组低渗透砂岩气藏水锁伤害研究［J］.石油化工应用，2016，35（6）：23-28.

［17］曾伟，陈舒，向海洋.异常低含水饱和度储层的水锁损害［J］.天然气工业，2010，30（7）：42-44.

［18］薛坤林.模拟井下生产状态的致密砂岩气藏供气能力评价［D］.成都：西南石油大学，2014.

（编辑 王淑玉）

Water blocking damage of hyper-tight sandstone gas reservoir in Kelasu gas field

TANG Hongming1，2,XU Shiyu1,WANG Xi3,WANG Junjie1
(1.School of Geoscience and Technology,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China;2.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu 610500,China;3.Research Institute of Oil and Gas Engineering,Tarim Oilfield Company,PetroChina,Korla 841000,China)

Because of the poor connectivity of the hyper-tight sandstone nano-pores,the gas layer has the characteristics of high capillary pressure,high clay mineral content and low water saturation,and the water blocking is an important form of damage to this type of gas reservoir.The existing water blocking damage evaluation standard has the problems,such as the initial water saturation,formation water salting-out,water sensitive damage and water blocking damage superposition coupling,permeability test system error,incomprehensive evaluation and other issues.In this study,the K1bs Formation of hyper-tight sandstone in Keshen-9 well area was used as the research object,and the spontaneous imbibition process of the capillary was monitored by MRI technique;the damage of water blocking in the gas reservoir was evaluated by means of high temperature passivation,high speed centrifugation,constant pressure displacement and nuclear magnetic resonance.The indoor experiment was carried out to evaluate the damage degree of distilled water,8%mass fraction potassium chloride solution and fractured fracturing fluid to the hyper-tight matrix.The results show the smaller the pore throat radius,the greater the viscosity of the fluid,the higher the degree of mineralization,the greater the difference between the initial water saturation and the irreducible water saturation,the stronger the water blocking damage.

hyper-tight sandstone;gas pool;water blocking damage;evaluation;influence factor

TE348

A

国家自然科学基金项目“页岩气储层纳米尺度非均质性研究”（51674211）、“致密气藏储层干化、提高气体渗流能力的基础研究”（51534006）

10.6056/dkyqt201704023

2017-01-20；改回日期：2017-04-01。

唐洪明，男，1966年生，教授，主要从事储层地质和油气层保护技术方面的教学和研究工作。E-mail：swpithm@vip.163.com。

唐洪明，徐诗雨，王茜，等.克拉苏气田超致密砂岩气储层水锁损害［J］.断块油气田，2017，24（4）：541-545.

TANG Hongming，XU Shiyu，WANG Xi，et al.Water blocking damage of hyper-tight sandstone gas reservoir in Kelasu gas field［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（4）：541-545.