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裂缝性水封气藏解封过程中润湿反转剂浓度、气水界面张力变化(三)
来源:天然气工业 浏览 21 次 发布时间:2025-02-07
3结果与讨论
3.1解封压差影响因素分析
3.1.1渗透率与水封程度
为研究渗透率和水封程度对解封压差的影响,利用表1中不同渗透率的岩心开展不同水封段塞长度下的解封压差测试实验(图2-a、b)。从图中可以看出,解封压差随着水封段塞长度增加而增大,并且渗透率越低,增加幅度越快,渗透率大于0.03 mD时接近线性增加,但渗透率为0.012 mD时呈现指数型增加,这是因为渗透率越低孔隙尺寸越小,毛细管阻力越大、水相启动压力梯度越大[41],水封段塞越长,水相的等效渗流阻力越大,气体突破水段塞所需克服的阻力越大。渗透率较高时黏滞阻力起主要作用,但渗透率较小时毛细管阻力和启动压力梯度影响逐渐占据主导。
图2不同裂缝压力与不同基质渗透率下的解封压差变化曲线图
3.1.2裂缝内压力与水封程度
选取两种不同渗透率的岩心,开展裂缝内压力对解封压差的影响实验。出口端回压(裂缝内压力)分别设置为5.0 MPa、3.0 MPa、1.0 MPa和0.1 MPa。不同裂缝内压力和水封段塞长度条件下的解封压差如图2-c、d所示,解封压差随着裂缝内压力的增加而增加,在较低的渗透率岩心中,随着水封段塞长度增加,解封压差增加速度更快。这是由于裂缝内压力升高会导致整个系统的压力升高,气体被压缩,黏度增加,气水流度比大幅增加,气驱水更接近于活塞式驱替,突破难度更大;同时水封段塞长度越大、渗透率越低,水段塞中形成气体突破的优势通道形成越困难,所以解封压差增加幅度更大。
3.1.3润湿反转剂浓度
3.1.3.1不同润湿反转剂浓度下的气水界面张力与润湿性变化
首先测定了不同浓度的润湿反转剂TF282溶液的界面张力(图3-a)。从图中可以看出,随着润湿反转剂浓度增加,界面张力先迅速下降后逐渐趋于稳定。当润湿反转剂浓度为0.001 5%时,气水界面张力由72.53 mN/m下降至29.96 mN/m,降幅为58.7%;当润湿反转剂浓度从0.005 0%增加至0.020 0%时,气水界面张力下降趋势减缓,并逐渐稳定在20 mN/m左右。
然后测定了不同浓度润湿反转剂TF282溶液处理后的岩心薄片的润湿角(图3-b)。从图中可以看出,随着润湿反转剂浓度增加,岩心薄片接触角逐渐增大。当润湿反转剂浓度从0.001 5%增加至0.003 0%时,接触角从25°增大至73°,浓度从0.003 0%增加至0.020 0%时,接触角增长幅度变平缓,最终接触角大小为110°,可见该润湿反转剂可将储层润湿性从初始条件下的强亲水转变为疏水,在改变储层润湿性方面具有较好的效果。
3.1.3.2润湿反转剂浓度对解封压差的影响
利用浓度分别为0.001 5%、0.003 0%和0.010 0%的TF282溶液处理两种不同渗透率的岩心,研究润湿性对解封压差的影响(图4)。从图中可以看出,当两种岩心经过浓度0.001 5%的润湿反转剂处理后,解封压差较处理前平均降低了14.9%和11.7%,经过浓度0.003 0%的润湿反转剂处理后,解封压差较处理前平均降低了35%和15.3%,而经过浓度0.010 0%的润湿反转剂处理后,解封压差较处理前平均降低了37.2%和17.2%。可见,气润湿反转剂能够改善岩心孔喉的表面润湿性,在气驱过程中通过改变气水界面张力和接触角来降低毛细管力,促进气驱水过程中气体对水封段塞的突破,从而达到解封效果;此外,由于随着润湿反转剂浓度的增加,润湿反转剂改善岩心孔喉表面润湿性的能力先快速增加后逐渐趋于平缓,所以随着浓度增加解封压差降幅增加程度趋于平缓;值得注意的是,相较于低渗透率岩心,高渗透率岩心在经过气润湿反转剂处理后,解封压差的降低幅度更为显著,这是由于高渗岩心中黏滞阻力和启动压力较小,毛细管力在解封阻力中占比较高,所以降低毛细管力后解封压差下降明显;而在低渗透岩心中黏滞阻力和启动压力梯度较高,尽管毛细管力也比较大但其在解封阻力中占比相对较小,所以降低毛细管力后解封压差下降幅度降低。因此,针对亲水的高渗透水封气藏,注入浓度至少为0.003 0%的润湿反转剂有助于大幅降低解封压差,水封程度较高的情况下能够降低解封压差超过30%;而对于亲水的致密水封气藏,注入润湿反转剂能够一定程度地降低解封压差,但润湿反转剂的浓度影响较小,水封程度较高条件下能够降低解封压差超过10%。
3.1.4水封气解封压差预测模型
为了定量刻画和预测不同条件下水封气解封压差,基于不同渗透率、不同裂缝压力和不同水封段塞长度下的96组实验数据结果,根据解封压差随各因素的变化规律,借助多元回归的方法,得到了多因素影响下解封压差预测模型式(8),利用该模型计算值与实验值对比如图5所示,从图中可以看出,水封气解封压差预测模型能够较好地拟合实验数据。
式中Δp表示解封压差,MPa;Lw表示水封段塞长度,cm;pf表示裂缝压力,MPa;K表示基质渗透率,mD。
图5多因素影响下解封压差计算值与实验值对比图