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大港油田南部油田存在著大量低滲油藏，這類油藏表現為泥質含量高，滲透率低，注水困難，油井供液能力低。洗井時，油層受到洗井液的侵蝕后，粘土膨脹，顆粒運移，滲透率下降，洗井后產量恢復期長，恢復率下降。為了解決這一問題，大港研究人員開展了水鎖效應損害程度研究，優選出了合適的防水鎖修井液添加劑并逐步現場應用，減輕了水鎖傷害，提升了低滲透油藏油層保護的效果。
 
水鎖損害危害大評價法尚不健全
 
水鎖損害是指外來水進入油層后引起的液體堵塞，是一種物理原因的堵塞。一方面外來水的滲入，改變了油層中的油水分布，含水飽和度增大導致油相滲透率的下降。另一方面外來水的滲入導致油層孔道中呈兩相共流狀態，不連續的相則形成液珠成為流動的阻力，在毛管力的作用下，油相流動阻力增加，油相滲透率降低。段六撥、小集是南部油田的主力產油區塊，其油層滲透率較低。
 
以小 6 斷塊為例，油層埋深 3,084m~3,460m，有 效 厚 度 13.2m， 滲 透 率 6.3×10-3μm 2 ，孔隙度 15.6% ，巖石物性差，孔隙喉道均為細喉型，迂曲度較大，致使流體流動阻力較高，而且當外來水基流體進入孔道后，將占據吼道周圍，極易形成水鎖效應，造成油流阻力增加，在修井作業過程中各類作業液體進入儲層后將大大延長產能恢復期。大量的研究都已證明，水鎖損害是低滲儲層最主要、最嚴重的損害類型。
 
目前，國內研究領域已普遍認識到水鎖對油田生產的危害，對水鎖損害機理的研究，從“八五”期間就已涉及，但對水鎖損害研究和評價方法至今仍未建立。已經頒布的《巖樣常規分析方法》和《砂巖儲層敏感性評價實驗方法》兩個標準，都沒有涉及水鎖損害的評價方法。為此，大港油田開展了國內外資料的調研，同國內知名專家探討并借鑒實驗方法，建立了水鎖損害評價程序。該評價方法程序主要出發點是建立巖心的束縛水飽和度， 模擬地層條件下真實初始狀態，使用過濾煤油和較低流速，在排除水敏、速敏、堿敏等不同影響因素下，測定巖心前后滲透率變化，確定巖心水鎖損害程度。通過水鎖損害評價方法可以了解低滲儲層水鎖損害程度，為制定低滲儲層保護措施提供依據。
 
針對水鎖影響要素配置修井液
 
研究人員針對南部油田低滲區塊小集油田小 11-15 井棗Ⅱ油組巖心進行水鎖損害評價。室內試驗表明，在建立束縛水后以及煤油驅替穩定之后，反向通入一定孔隙體積的鹽水，對油相滲透率將產生較嚴重的傷害，使煤油的流動壓力大幅度升高（1~3 倍），滲透率越低水鎖損害愈大。巖心滲透率20~1×10-3μm 2 范圍內水鎖損害程度在 25%~68% 之間。試驗表明水鎖損害受地層的滲透率大小影響較大，同時還與巖石潤濕性、溫度、壓力、飽和度、表面粗糙度、毛管壓力等多方面因素有關。短期內無法進行全因素試驗分析， 室內僅通過改變毛管壓力、 飽和度、壓力、排驅時間等方面進行巖心水鎖損害因素研究。
 
返排壓力影響水鎖程度。將低滲巖心建立束縛水飽和度后，反向擠入礦化度為 10,000mg/L KCL 鹽水，給予不同的返排壓力下，測定巖心 72 小時后滲透率恢復值的大小，了解排驅壓力對水鎖損害的影響。室內選擇 3 塊標準巖心在驅替壓力分別為 0.5MPa ﹑1.0MPa ﹑ 1.6MPa 的條件下進行水鎖巖心煤油滲透率恢復試驗。試驗曲線表明在排驅壓力為 0.5MPa 時，72h 后巖心煤油滲透率恢復率達到 45%，在排驅壓力提升到 1.0MPa ﹑ 1.6MPa 時，滲透率恢復率達到 57%，80%。從而表明隨著返排驅替壓力的提高，水鎖程度有一定幅度的降低，說明提高驅替壓力利于巖樣中侵入鹽水的排出程度，從而減少了水鎖損害程度。在低滲儲層發生水鎖損害后，外來液相占據一定孔隙吼道，提高返排壓力（即生產壓差）有利于液相的排出，壓力越大，液相排出越多，其飽和度下降而水鎖效應減少。
 
返排時間影響水鎖危害。從排驅時間上看，初始階段巖樣滲透率恢復值很低，在低壓下恢復速度也慢。隨著時間的延長，攜帶巖樣鹽水逐漸增多，滲透率恢復值逐漸增加，在 48h 后滲透率上升緩慢，到 72h 時基本穩定。滲透率恢復曲線表明，低滲巖心產生水鎖損害后，需要較長的返排時間，一般在 3天后穩定。返排壓力的提高也利于水鎖損害的降低。因此現場作業井水鎖后產量的恢復不會少于 3 天，如果排驅壓力低，時間更長。
 
流體表面性質影響水鎖程度。鹽水中添加異丁醇可使鹽水張力降低20%，加入特殊的表面活性劑后，表面張力下降了 60%。得出結論：盡可能的提高返排壓力，添加降低表面張力的活性劑可以有效減少水鎖損害程度，排驅時間在 72 小時后水鎖損害程度基本穩定。另外，針對人造巖心進行水鎖損害評價過程中，發現添加表 1 三種壓井液對小 11-15 井巖心損害試驗結果巖心號 流體傷害前 傷害后壓力升高倍數滲透率傷害率%壓力MPa滲透率10-3μm 2壓力MPa滲透率10-3μm 285 處理后小集污水 0.315 1.077 0.56 0.7092 1.78 34.1532 污水改性+A 0.255 1.736 0.389 1.38 1.53 20.1547 污水改性+C 0.43 0.895 0.783 0.693 1.82 22.6表面活性劑后，巖心水鎖損害評價時在相同的驅替時間內達到相同飽和度而有效驅替壓力降低了，說明使用表面活性劑利于降低排驅壓力，減輕水鎖損害。
 
針對小集、段六撥等低滲高凝油層，將小集污水 ( 過濾后 ) 及污水改性修井液作為修井液基液，分別添加 A和 C 后，進行巖心水鎖損害評價。實驗結果見表 1。結果表明添加篩選后表面活性劑后，巖心滲透率傷害率與不加表面活性劑相比，均有較大程度的下降，約 13%，防水鎖效果明顯。因表面活性劑 A 成本較低，選擇 A 為壓井液助排劑，于是形成改進型的油層保護液配方：處理后小集污水 +0.2% 表面活性劑 A。防水鎖修井液技術體系在小集油田共應用 16 口井，用液 639 方，平均單井應用 40 方。恢復井 14 口井，占比 87.5%，恢復率平均為 94%，恢復期平均為 4.1 天。未恢復井 2 口，占12.5%，平均恢復率 76%。 對比 2013年小集油田維護井平均恢復期 6.9 天，減少 2.8 天。2014 年未恢復井恢復率從 51% 提高到 76%，提高了 25%。油層保護效果好于 2013 年沒有防水鎖修井液的情況，表明小集油田應用該技術體系具有很好的保護油層效果。