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[摘 要] 为了降低低渗透油气藏作业过程中水伤害的损害程度，改善低渗透气藏开发效果，研制了一种新型水伤害处理剂。该处理剂通过降低油（气）/水界面张力，减弱了毛管力效应和贾敏效应，其耐温性好，与各种工作液配伍性好，可有效地降低入井液的返排阻力，减少返排时间，提高返排效率，从而达到改善作业效果、提高采收率的目的。
[关键词] 水伤害 贾敏效应 低渗透油气藏
前言
当外来的水相流体渗入油气层孔道后，会将储层中的油气推向储层深部，并在油气/水界面形成一个凹向油相的弯液面。由于表面张力的作用，任何弯液面都存在一个附加压力，即产生毛细管阻力，其大小等于弯液面两侧水相压力和油气相压力之差，并且可由任意曲界面的拉普拉斯方程确定。欲使其流向井筒，就必须克服这一毛细管阻力和流体流动的摩擦阻力。若储层能量不能克服这一附加的毛细管压力，就不能把水的堵塞消除，最终影响储层的采收率，这种损害称为“水损害”。水锁损害多发生在低渗透油气藏中，研究表明由于外来液体侵入造成的伤害最大可达80％以上，严重影响了低渗透油气藏开发效果，已成为低渗透油气藏的主要损害类型之一。
1.水伤害机理
1.1毛管力作用
永宁油田位于陕西省志丹县境内，大地构造位置处于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡带的中南部（图1）。是由侏罗系延安组和三叠系延长组长2、长4+5、长6等多套油层叠合而成的特低渗的岩性油藏,外来水相流体侵入油层孔道后，由于微小孔隙中油水界面的存在，形成一个凹向油相的弯液面而产生毛管阻力。毛管阻力为：
式中：Pc —油水间的毛细管力，mN；
s —油水间的界面张力，mN/m；
θ—油水间的接触角；
r—毛细管半径，m。
由（1）式可以看出，界面张力越大、毛管半径越小，毛管力就越大，水伤害越严重。
图1油田构造位置图
1.2 贾敏效应
在入井液侵入地层过程中，由于地层的非均质性，油气/水界面不是一个整齐的界面，会存在一个油气水过渡带，在过渡带内，水相中可能有油滴或气泡存在，气相中也有可能有液滴存在，这些孤立存在的气泡和液滴在通过储层孔喉时会产生“贾敏效应”，增加渗流阻力，并且“贾敏效应”的可叠加性会使渗流阻力大幅度增加。贾敏效应而产生的附加压力为：
式中：Pc—乳状液阻力，mN；
s—油水间的界面张力，mN/m；
R1、R2—分别指两相间形成液膜的曲率半径，m。
由（2）式可以看出，界面张力越大、液膜的曲率半径相差越大，贾敏效应而产生的附加阻力越大。
1.3动力学水锁效应
根据Paiseuille定律，毛管中排出长为L的液柱所需时间为：
由(3)式可以看出,毛管半径ｒ越小，排液时间越长，而且随着L、μ及σcosθ的增加而增加，随着ｐ及ｒ的增加而减小。在低渗、低压的致密储层中，排液过程十分缓慢，即使外来流体在储层中的毛管力小于地层水在地层中的毛管力时，仍然会产生水伤害。
当水侵入地层后，欲使原油将其驱入井筒，就必须克服这毛管阻力、贾敏效应产生的阻力和动力学水锁效应。如果地层不能提供足够的压力，就不能克服该阻力在地层中形成液相的流动，这就产生了水伤害。因此对于低渗透油气藏而言，由于孔隙喉道直径小，水锁更容易发生，对油水井产能的影响程度甚至比固相颗粒堵塞造成的地层伤害更为严重。理论计算表明，当空气渗透率为1×10-3μm2时，由毛细管力产生的附加压降可达0.1MPa，由贾敏效应产生的附加压降可达9MPa。据不完全统计约有30%以上的油井生产受到水侵入伤害影响，由此引起的油相渗透率损害最大可达80%，产能损害50%以上。因此，研究水锁伤害及预防、解堵措施非常必要。
2.水伤害影响因素
目前普遍认为的影响因素有：储层渗透率、孔隙特征、初始饱和度、界面张力、水相物理侵入深度、注入流体粘度、驱动压力、粘土矿物种类及含量等。
水伤害程度与储集层渗透率的负相关性很强，透率越大伤害越小。与岩性密切相关，喉道细、伊利石、泥质含量高的储集层水锁伤害大。储集层原始含水饱和度与水锁伤害程度负相关，含水饱和度越高水锁伤害越小。水锁伤害程度与束缚水饱和度正相关，束缚水饱和度越高水锁伤害越严重。在压裂作业中，外来的压力将地层水和外来流体强行压入，使得储层含水饱和度明显增加，水相物理侵入深度增加，水伤害更加严重。室内试验表明，外来压力由5MPa上升到10MPa，损害程度由50％上升到80％，外来压力越大，加压时间越长，水伤害越严重。
3.新型水伤害处理剂
从减弱毛管力效应，降低界面张力出发，研制了一种新型水伤害处理剂，该处理剂与不同入井液配伍性良好，可广泛应用于洗井、压井、冲砂、油层改造等作业过程，其可有效地预防和解除水伤害，最大程度保护油气层。
3.1 物性指标
通过对新型水伤害处理剂相关物性指标的测量，发现其具有耐高温，表面张力低，预防及解除水伤害效果好的特点，具体参数如表1所示。
3.2 新型水伤害处理剂减小水伤害实验
为了准确评价新型水伤害处理剂减小水伤害的效果，分别对1.5%NaCl盐水、1.5%NaCl盐水+8%水伤害剂和1.5%NaCl盐水+8%活性剂PW对岩心的损害程度进行了室内实验评价。
实验步骤为：
（1）测定标准干岩样的油气相渗透率;
（2）分别通入不同配方流体；
（3）再次通入氮油气岩样的气相渗透率。
实验流程如图1所示。实验结果表明，与一般表面活性剂相比，新型水伤害处理剂具有更高的预防和解堵效果，可有效的减轻水伤害程度，渗透率保留率达85％以上，实验结果如表2所示。
从表2实验结果可以看出，水锁对于油井伤害较大。反向通入一定孔隙体积不经化学剂处理的盐水，对岩心气相渗透率将产生比较严重的影响。反通纯盐水后，岩心气相渗透率大幅度下降，渗透率保留率仅仅20%～30%之间；一般的表面活性剂对接触水锁伤害具有一定的作用，实验表明反通加入8%活性剂的盐水后，渗透率保留率在50%～60%左右；而针对水锁研究的新型水伤害处理剂对于油井水锁具有较好的预防作用，实验中反通加入8%水伤害处理剂的盐水后，渗透率保留率高达85%以上，可以起到很好的防水锁作用。
4.结论
（1）新型水伤害处理剂耐高温，表面张力低，与一般表面活性剂相比，具有更高的预防和解堵效果，可有效的减轻水伤害程度，渗透率保留率达85％以上。
（2）在前置液中加入新型水伤害处理剂可有效地降低压裂液的返排阻力、提高返排效率，达到改善压裂效果、提高采油气效率的目的。
参考文献：
[1]中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 5358-2002 储层敏感性流动实验评价方法， 2002.
[2]罗英俊. 油田开发生产中的保护油层技术 ，北京，石油工业出版社，1996.
作者简介：
叶庆伟，男，汉族，助理工程师，延长油田股份有限公司永宁采油厂。
[关键词] 水伤害 贾敏效应 低渗透油气藏
前言
当外来的水相流体渗入油气层孔道后，会将储层中的油气推向储层深部，并在油气/水界面形成一个凹向油相的弯液面。由于表面张力的作用，任何弯液面都存在一个附加压力，即产生毛细管阻力，其大小等于弯液面两侧水相压力和油气相压力之差，并且可由任意曲界面的拉普拉斯方程确定。欲使其流向井筒，就必须克服这一毛细管阻力和流体流动的摩擦阻力。若储层能量不能克服这一附加的毛细管压力，就不能把水的堵塞消除，最终影响储层的采收率，这种损害称为“水损害”。水锁损害多发生在低渗透油气藏中，研究表明由于外来液体侵入造成的伤害最大可达80％以上，严重影响了低渗透油气藏开发效果，已成为低渗透油气藏的主要损害类型之一。
1.水伤害机理
1.1毛管力作用
永宁油田位于陕西省志丹县境内，大地构造位置处于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡带的中南部（图1）。是由侏罗系延安组和三叠系延长组长2、长4+5、长6等多套油层叠合而成的特低渗的岩性油藏,外来水相流体侵入油层孔道后，由于微小孔隙中油水界面的存在，形成一个凹向油相的弯液面而产生毛管阻力。毛管阻力为：
式中：Pc —油水间的毛细管力，mN；
s —油水间的界面张力，mN/m；
θ—油水间的接触角；
r—毛细管半径，m。
由（1）式可以看出，界面张力越大、毛管半径越小，毛管力就越大，水伤害越严重。
图1油田构造位置图
1.2 贾敏效应
在入井液侵入地层过程中，由于地层的非均质性，油气/水界面不是一个整齐的界面，会存在一个油气水过渡带，在过渡带内，水相中可能有油滴或气泡存在，气相中也有可能有液滴存在，这些孤立存在的气泡和液滴在通过储层孔喉时会产生“贾敏效应”，增加渗流阻力，并且“贾敏效应”的可叠加性会使渗流阻力大幅度增加。贾敏效应而产生的附加压力为：
式中：Pc—乳状液阻力，mN；
s—油水间的界面张力，mN/m；
R1、R2—分别指两相间形成液膜的曲率半径，m。
由（2）式可以看出，界面张力越大、液膜的曲率半径相差越大，贾敏效应而产生的附加阻力越大。
1.3动力学水锁效应
根据Paiseuille定律，毛管中排出长为L的液柱所需时间为：
由(3)式可以看出,毛管半径ｒ越小，排液时间越长，而且随着L、μ及σcosθ的增加而增加，随着ｐ及ｒ的增加而减小。在低渗、低压的致密储层中，排液过程十分缓慢，即使外来流体在储层中的毛管力小于地层水在地层中的毛管力时，仍然会产生水伤害。
当水侵入地层后，欲使原油将其驱入井筒，就必须克服这毛管阻力、贾敏效应产生的阻力和动力学水锁效应。如果地层不能提供足够的压力，就不能克服该阻力在地层中形成液相的流动，这就产生了水伤害。因此对于低渗透油气藏而言，由于孔隙喉道直径小，水锁更容易发生，对油水井产能的影响程度甚至比固相颗粒堵塞造成的地层伤害更为严重。理论计算表明，当空气渗透率为1×10-3μm2时，由毛细管力产生的附加压降可达0.1MPa，由贾敏效应产生的附加压降可达9MPa。据不完全统计约有30%以上的油井生产受到水侵入伤害影响，由此引起的油相渗透率损害最大可达80%，产能损害50%以上。因此，研究水锁伤害及预防、解堵措施非常必要。
2.水伤害影响因素
目前普遍认为的影响因素有：储层渗透率、孔隙特征、初始饱和度、界面张力、水相物理侵入深度、注入流体粘度、驱动压力、粘土矿物种类及含量等。
水伤害程度与储集层渗透率的负相关性很强，透率越大伤害越小。与岩性密切相关，喉道细、伊利石、泥质含量高的储集层水锁伤害大。储集层原始含水饱和度与水锁伤害程度负相关，含水饱和度越高水锁伤害越小。水锁伤害程度与束缚水饱和度正相关，束缚水饱和度越高水锁伤害越严重。在压裂作业中，外来的压力将地层水和外来流体强行压入，使得储层含水饱和度明显增加，水相物理侵入深度增加，水伤害更加严重。室内试验表明，外来压力由5MPa上升到10MPa，损害程度由50％上升到80％，外来压力越大，加压时间越长，水伤害越严重。
3.新型水伤害处理剂
从减弱毛管力效应，降低界面张力出发，研制了一种新型水伤害处理剂，该处理剂与不同入井液配伍性良好，可广泛应用于洗井、压井、冲砂、油层改造等作业过程，其可有效地预防和解除水伤害，最大程度保护油气层。
3.1 物性指标
通过对新型水伤害处理剂相关物性指标的测量，发现其具有耐高温，表面张力低，预防及解除水伤害效果好的特点，具体参数如表1所示。
3.2 新型水伤害处理剂减小水伤害实验
为了准确评价新型水伤害处理剂减小水伤害的效果，分别对1.5%NaCl盐水、1.5%NaCl盐水+8%水伤害剂和1.5%NaCl盐水+8%活性剂PW对岩心的损害程度进行了室内实验评价。
实验步骤为：
（1）测定标准干岩样的油气相渗透率;
（2）分别通入不同配方流体；
（3）再次通入氮油气岩样的气相渗透率。
实验流程如图1所示。实验结果表明，与一般表面活性剂相比，新型水伤害处理剂具有更高的预防和解堵效果，可有效的减轻水伤害程度，渗透率保留率达85％以上，实验结果如表2所示。
从表2实验结果可以看出，水锁对于油井伤害较大。反向通入一定孔隙体积不经化学剂处理的盐水，对岩心气相渗透率将产生比较严重的影响。反通纯盐水后，岩心气相渗透率大幅度下降，渗透率保留率仅仅20%～30%之间；一般的表面活性剂对接触水锁伤害具有一定的作用，实验表明反通加入8%活性剂的盐水后，渗透率保留率在50%～60%左右；而针对水锁研究的新型水伤害处理剂对于油井水锁具有较好的预防作用，实验中反通加入8%水伤害处理剂的盐水后，渗透率保留率高达85%以上，可以起到很好的防水锁作用。
4.结论
（1）新型水伤害处理剂耐高温，表面张力低，与一般表面活性剂相比，具有更高的预防和解堵效果，可有效的减轻水伤害程度，渗透率保留率达85％以上。
（2）在前置液中加入新型水伤害处理剂可有效地降低压裂液的返排阻力、提高返排效率，达到改善压裂效果、提高采油气效率的目的。
参考文献：
[1]中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T 5358-2002 储层敏感性流动实验评价方法， 2002.
[2]罗英俊. 油田开发生产中的保护油层技术 ，北京，石油工业出版社，1996.
作者简介：
叶庆伟，男，汉族，助理工程师，延长油田股份有限公司永宁采油厂。