王 斌，汪 杰，姚二冬，周福建，张 乐，魏慧蕊，李秀辉

(1新疆油田公司工程技术研究院 2中国石油大学(北京)非常规天然气研究院 3中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室 4西部钻探井下作业公司)

致密砂岩凝析气藏开采过程中形成较强的“液锁”效应大大降低气井产量，而“液锁”效应的产生包括地层压力下降凝析液析出和钻完井时外来流体入侵两种情况[1-2]。在现场通常采用解除“液锁”损害和增加地层渗流能力的处理办法，包括：对井眼重新完井、注入溶剂、水力压裂、钻水平井、水驱或氮气驱替液锁损害带、气体回注和近井地带润湿性改变等。除储集层润湿性改变外，其他方法解除近井地带液锁损害均为暂时性的，且消耗大量资金成本和设备[3]。如水力压裂可有效改善地层渗流能力，但压裂液返排过快会造成凝析液析出，慢速返排会造成压裂液滞留，两者均会产生液锁现象，造成地层气相渗透率下降，影响气井产量[4]。

将气藏润湿性改变为气相润湿，提高气相渗流能力是长效解除致密砂岩凝析气藏液锁问题最有效的方法。2000年，Li K, Firoozabadi A等借助油气藏岩石表面液湿性理论提出了油气藏岩石表面“气润湿”的概念，并将凝析气藏润湿性从强液湿转变为优先气湿使气井产量大幅度提高[5-6]。其主要作用机理为通过氟碳类活性物质在岩石表面的吸附作用，使固体表面润湿性发生改变，达到疏水疏油的目的[7-10]。近年来，国内外学者针对不同类型溶剂、反转剂及其宏观、微观作用机理进行大量深入的研究，揭示了润湿性改变前后介质的润湿角、表面自由能、渗流能力等变化情况[10-15]。致密砂岩开采过程中，通过水力压裂形成高导流能力的支撑裂缝是主要的增产措施之一[16]，因此，针对裂缝-基质双重介质的液锁解除效果评价显得尤其重要。

一、实验

1. 实验材料

0.5%wt水溶性氟碳类疏水疏油纳米剂CRS-850，2%wt KCl盐水，不同目数石英砂，迪北102井岩心，高纯氮气等。

2. 实验仪器

岩心夹持器，填砂管，JY-PHb型接触角测定仪，ISCO恒速恒压泵，岩心劈裂设备,压差传感器，数据采集系统，量筒，秒表等。

3. 实验步骤

3.1 岩心驱替实验

使用2%wt KCl盐水注入未处理的饱和空气岩心样品中(用盐水代替蒸馏水以避免岩心膨胀，破坏岩心内部)，完成注入并达到稳态条件；使用湿润氮气驱替以置换岩心中的盐水，然后用纯甲醇溶液对岩心进行处理，从岩心中清除剩余的盐水，同时测试岩心端面的“空气-水相-岩心”润湿角；将岩心放置于70℃烘箱中干燥24 h。为了使岩心饱和化学剂(气润湿反转剂)，首先将岩心进行抽真空吸收化学溶液，然后注入5 PV化学溶液以确保岩心完全被饱和，在70℃中老化2 d；使用湿润氮气驱出岩心中化学剂，然后测试岩心端面的“空气-水相-岩心”润湿角。岩心驱替实验基本参数如表1所示。

3.2 填砂管实验

使用2%wt KCl盐水注入石英砂填砂管模型中，完成注入并达到稳态条件；使用润湿氮气驱替以置换填砂管中的盐水，记录不同时间段气驱排液量；恒速1 cm3/min的速率向填砂管中注入化学剂至稳态条件，将填砂管在70℃中老化2 d；为避免填砂管中液体被蒸发造成误差，向填砂管中重新注入1～2 PV化学剂至稳态；湿润氮气驱替填砂管以置换其中的液相，记录不同时间段气驱排液量。见表2。

表1 迪北102井实验用岩心基本参数表

表2 填砂管基本参数表

二、实验结果及分析

1. 优先气湿的实现

空气中，岩心经过0.5%wt的气润湿纳米剂CRS-850处理后，采用停滴法测量其润湿性改变前后岩心表面接触角。处理前岩心表面“气-液-固”左接触角为32.5°，右接触角为34.1°，表现为强水湿；当采用质量分数0.5%的CRS-850溶液处理后岩心“气-液-固”左接触角为101.5°，右接触角为100.9°，岩心润湿性由强水湿转变为气相润湿。

2. 基质岩心驱替实验结果

基质岩心化学剂处理前后气测渗透率见图1。干燥岩心气测渗透率介于0.048～0.63 mD之间，属于低渗透率砂岩岩心。饱和盐水后气测渗透率平均降低1～2个数量级，这是由于液体进入岩心基质，由于岩心孔吼表面亲水性，液相在孔吼端面吸附滞留，降低气相渗流的孔吼半径，对其形成堵塞，阻碍气体渗流。同时，在大孔道，由于贾敏效应的存在，气泡在大孔道形成堵塞，进一步阻碍气体渗流，形成“液锁”效应。岩心经过气润湿剂CRS-850处理后，气测渗透率平均恢复1～2个数量，表明气润湿反转剂可显著改善岩心孔吼表面的润湿性，气相润湿有利于气驱过程中液相流动，将液体驱替出岩心，解除液相滞留降低孔吼半径和“液锁”效应。

图1 化学剂处理前后岩心气测渗透率值

饱和盐水后岩心损害率和化学剂处理后岩心气测渗透率的提高率如图2所示。饱和盐水后，岩心气测渗透率大大降低，岩心渗透率降低95.68%～99.84%；气润湿剂处理后，岩心渗透率恢复效果显著，在气驱盐水渗透率基础上提高了501.69%～673.91%，表明气润湿反转剂有利于致密砂岩储层解除“液锁”损害。

图2 饱和盐水岩心损害率和气湿反转剂改善效果图

3. 填砂管模拟支撑裂缝实验结果

采用不同目数的填砂管模型模拟压裂后形成的支撑裂缝，并评价气润湿反转剂对不同渗透率填砂管模型液相损害解除效果。图3为填砂管模型气驱盐水排水率曲线图，气驱盐水时4.68 D、5.39 D、7.34 D、10.01 D渗透率填砂管对应排水率分别为63.88%、59.26%、56.35%、50.51%，随着干燥填砂管气驱渗透率的降低，气驱饱和盐水后填砂管排水率逐渐增大，这主要由于填砂管渗透率越低，其内部孔隙越小，气驱过程中指进程度越低，气体在填砂管中可均匀推进，气驱排水率高。

图3 填砂管模型气驱盐水排水率曲线图

图4为填砂管模型气驱CRS-850溶液排水率曲线图。通过CRS-850溶液气润湿反转剂老化处理后的填砂管模型，4.68 D、5.39 D、7.34 D、10.01 D渗透率对应气驱排水率分别为78.59%、73.08%、67.45%、59.23%。相比于气驱盐水，CRS-850溶液处理后的模拟支撑裂缝气驱排水率分别提高了14.71%、13.82%、11.09%、8.72%。同时，填砂管模型的渗透率越低，润湿性改变后气驱排水率提高幅度越大，效果越显著。

图4 气驱CRS-850溶液处理后填砂管模型排水率曲线图

4. 裂缝-基质岩心双重介质实验结果

采用巴西劈裂法将岩心进行劈裂，并采用压裂用支撑剂充填裂缝，形成裂缝-基质岩心双重介质并评价气润湿反转剂对其液相损害解除效果。裂缝宽度65 μm，基质岩心初始渗透率为0.63 mD，干燥裂缝岩心初始气测渗透率为99.26 mD。裂缝-基质岩心饱和盐水后气测渗透率为60.21 mD，下降幅度达39.34%；采用气润湿反转剂处理后裂缝-基质岩心气测渗透率为79.54 mD，恢复率达19.47%。气润湿反转剂对于压裂后岩心仍具有较好的润湿反转效果，实验表明气测渗透率增加有利于气驱压裂后形成的裂缝-基质岩心双重介质中的液相损害。

三、结论

(1)氟碳类气润湿反转剂CRS-850溶液可实现岩心表面润湿性由强水湿性转变为气相润湿，处理后岩心端面“气-液-固”平均润湿角从33.3°增大到101.2°。

(2)气润湿反转剂显著提高岩心内部液相渗流能力，增加气驱渗透率，岩心气驱渗透率恢复效果显著，在气驱盐水基础上提高了501.69%～673.91%，表明气润湿反转剂有利于致密砂岩储层解除“液锁”损害。

(3)气润湿反转剂可进一步解除填砂模型模拟压裂后形成的支撑裂缝液锁损害，填砂管模型渗透率越低，气驱排水率越高，润湿性改变后的气驱排水率提高幅度也越大。

(4)气润湿反转剂可恢复裂缝-基质岩心双重介质的气测渗透率达19.47%，有利于解除压裂后形成的裂缝及岩心基质中液相损害，提高液相返排率潜力。