摘要：当储层原始含水饱和度低于束缚水饱和度时，称异常低含水饱和度储层，一般意义的水锁指数就不能反映该类储层的水锁损害过程和解除水锁损害的难易程度。为此，通过异常低含水饱和度储层水锁损害机理研究，提出了这类储层存在暂时性水锁和永久性水锁观点。暂时性水锁是指油、气反排外来工作液至束缚水饱和度过程中造成的水锁，是可以解除的；永久性水锁是指油、气反排外来工作液降至束缚水饱和度后再也不能降低了，从而达不到原始含水饱和度，造成一部分水锁永远无法解除。将该研究方法运用于长庆气田上古生界致密砂岩气藏的水锁损害评价实验中，结果表明：储层渗透率越低，束缚水饱和度与原始含水饱和度差值就越大，永久性水锁损害和暂时性水锁损害就越强，解除暂时性水锁所需时间越长。
关键词：低渗透储集层；含水饱和度；水锁；损害；机理；暂时性；永久性
在油、气层开发过程中，由于钻井液、完井液、固井液及酸化压裂液等外来流体侵入储层后难以完全排出，使储层含水饱和度增加，油、气相渗透率降低，亦称为水锁效应[1～2]。致密砂岩储层水锁效应尤为突出[3～5]。关于造成水锁效应的原因有不同说法，有学者将其归结为束缚水附近水相的渗透率降低；有学者归结为外来流体在地层中高的毛细管力；有的则归结为指进效应或贾敏效应。部分学者详细地分析了造成水锁效应的内因和外因[6～7]，也有学者应用热力学和动力学理论分析引起水锁效应的原因及其影响因素[8]，笔者也对此进行了深入研究。
1 异常低含水饱和度储层水锁损害机理
在正压差和毛细管力作用下，外来水基工作液侵入地层，导致油、气井周围含水饱和度增高，结果在井筒和油、气层之间形成一水相段塞。油、气要想流向井筒就必须驱替开这一水相段塞，否则油、气井就不会有产能，驱替不完全也能造成产能严重下降。如果储层原始含水饱和度低于束缚水饱和度，外来工作液侵入储层使含水饱和度增加的过程是从原始含水饱和度(Swi)增至束缚水饱和度(Swir)，再从束缚水饱和度增至100%。油、气驱替水相段塞的过程是使含水饱和度逐渐下降，如果外来水与地层水的黏度、界面张力及接触角相近以及储层未受到损害，油、气驱水过程能使含水饱和度降到束缚水饱和度，但不可能降到原始含水饱和度。
1.1 暂时性水锁
含水饱和度从100%下降到束缚水饱和度过程中所造成的水锁称为暂时性水锁。因为含水饱和度从理论上来说是可以降低到束缚水饱和度的，也就是说这部分水锁是可以解除的，只是解除的难易程度不同。暂时性水锁大小的计算式为：
式中DR暂时为暂时性水锁引起的渗透率损害率，即暂时性水锁指数；Kwir为束缚水饱和度时的渗透率，mD；Kw为束缚水饱和度之上任意含水饱和度时的渗透率，mD。
由此可见，当含水饱和度降到束缚水饱和度时，Kw等于Kwir，暂时性水锁完全解除，如果在有限的时间内含水饱和度降不到束缚水饱和度，则存在暂时性水锁。
1.2 永久性水锁
由于油、气反排外来工作液最多只能将含水饱和度降至束缚水饱和度而不能降至原始含水饱和度，这样就造成一部分水锁永远不能解除，这部分水锁称其为永久性水锁。其大小的计算式为：
式中DR永久为永久性水锁引起的渗透率损害率，即永久性水锁指数；Kwi为原始含水饱和度时的渗透率，mD。
2 致密砂岩气藏的异常低含水饱和度
早期的研究认为：开发前的地层中储层流体驱替已达到平衡，原生水处于束缚状态，因此当油、气层产纯油或纯气时的原始含水饱和度就是束缚水饱和度。近年来的研究发现，纯油、气层的原始含水饱和度与束缚水饱和度可能相等，也可能比它低。其原因与油气藏形成后储层的温度、压力、矿物组成及孔隙结构发生变化有关，也与气藏的蒸发作用有关。实验室通过毛细管压力或相渗透率实验测量出的束缚水饱和度是由于水相失去连续性引起的，而用油基钻井液取心测量出的原始含水饱和度是油、气层未打开前的含水饱和度，两者不可能总是一致。
长庆气田苏西地区上古生界致密砂岩气藏含水饱和度数据如表1所示，束缚水饱和度由气、水相对渗透率实验得到。当水相渗透率等于零时所对应的含水饱和度即为束缚水饱和度，原始含水饱和度由密闭取心得到。从表1可见，储层的原始含水饱和度总是低于束缚水饱和度，且储层渗透率越低，束缚水饱和度越大，原始含水饱和度也越大，束缚水饱和度与原始含水饱和度差值也越大(图1)。张敏谕等在研究下古生界马家沟组碳酸盐岩储层中的水锁损害时，也发现了同样的规律[7]。长庆上古生界气藏形成跨越了相当长的地质时间，在漫长的地质历史时期中，高温低含水量天然气不断充注气藏，同时天然气又不断从气藏中溢出、泄漏，这样储层中的水就被不断带出，致使气藏原始含水饱和度低于束缚水饱和度。
3 致密砂岩气藏水锁损害评价实验
实验以长庆气田上古生界山1段致密砂岩储层岩心为基础，首先将岩心抽真空饱和地层水浸泡48h，在2.5MPa压差下用氮气驱地层水，直至束缚水饱和度，测量不同含水饱和度下的气测渗透率，再用加温氮气驱替岩心，直至原始含水饱和度，气测原始含水饱和度时的渗透率。实验结果见表1。
3.1 暂时性水锁
以气驱水1h为例，驱替1h后，储层渗透率越低，含水饱和度就越高，由此造成的暂时性水锁损害越强(图2)，当渗透率从1.5mD降到0.04mD时，储层渗透率损害率从17%增加到近90%。随着驱替时间的增长，含水饱和度会逐渐降低，当驱替至束缚水饱和度时，暂时性水锁完全解除。在驱替压差及流体性质一定的情况下，解除暂时性水锁所需时间与储层渗透率密切相关，储层渗透率越低，所用时间越长(图3)；当渗透率从1.5mD降到0.04mD时，驱替至束缚水饱和度时所用时间从1.5增加到50h，表明储层渗透率越低，暂时性水锁越难解除。地层条件下所能提供的最大压降要比实验室所用的压差小得多，且实验室用的是干氮气，因此在地层条件下天然气反排外来工作液至束缚水饱和度所需时间比实验室长得多，其时间长短与储层渗透率有关。
3.2 永久性水锁
天然气反排外来工作液降到束缚水饱和度后就再也不能降低了，由于储层原始含水饱和度低于束缚水饱和度，这样就有一部分水锁永远不能解除。永久性水锁渗透率损害率与储层渗透率密切相关，储层渗透率越低，束缚水饱和度与原始含水饱和度差值越大(表1、图1)，永久性水锁渗透率损害率也越强(图4)。当渗透率从1.5mD降到0.04mD时，永久性水锁渗透率损害率从17.75%增至63.33%。
当储层原始含水饱和度等于或大于束缚水饱和度时，一般只存在暂时性水锁，不存在永久性水锁。但当有固相颗粒侵入储层，造成部分孔喉堵塞，或外来工作液侵入储层后与储层岩石和流体发生物理、化学反应，造成孔喉缩小或堵塞，可使外来工作液不能反排至原始含水饱和度，也可造成永久性水锁。
4 结论
1) 当储层原始含水饱和度低于束缚水饱和度时，油、气反排外来工作液最多只能将含水饱和度降至束缚水饱和度，而不能降至原始含水饱和度。前一过程中产生的水锁称暂时性水锁，只要时间足够长，暂时性水锁可以完全解除。后一过程产生的水锁称永久性水锁，不能解除。
2) 储层渗透率越低，暂时性水锁损害和永久性水锁损害越强，解除暂时性水锁所需时间越长。
3) 暂时性水锁和永久性水锁概念可以反映地层情况下水锁损害过程和解除水锁损害的难易程度。
参考文献
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[2] KLEELAN D K，KOEPF E H.The role of cores and core analysis in evaluation of formation damage[J].Journal of Petroleum Technology，1977，295：482-490.
[3] 张琰，崔迎春.低渗气藏主要损害机理及保护方法的研究[J].地质与勘探，2000，36(5)：76-78.
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[5] 樊世忠.天然气藏的损害机理、评价方法及保护措施(一)[J].低渗透油气田，1999，4(1)：58-63.
[6] 廖锐全，徐永高，胡雪滨.水锁效应对低渗透储层的损害及抑制和解除方法[J].天然气工业，2002，22(6)：87-89.
[7] 张敏谕，毛美利.长庆低渗气藏水锁效应与抑制对策[J].低渗透油气田，1999，4(2)：65-68.
[8] 贺承祖，华明琪.水锁效应研究[J].钻井液与完井液，1996，13(6)：13-15.
(本文作者：曾伟 陈舒 向海洋 西南石油大学)
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