大港油田南部油田存在着大量低渗油藏，这类油藏表现为泥质含量高，渗透率低，注水困难，油井供液能力低。洗井时，油层受到洗井液的侵蚀后，粘土膨胀，颗粒运移，渗透率下降，洗井后产量恢复期长，恢复率下降。为了解决这一问题，大港研究人员开展了水锁效应损害程度研究，优选出了合适的防水锁修井液添加剂并逐步现场应用，减轻了水锁伤害，提升了低渗透油藏油层保护的效果。
 
水锁损害危害大评价法尚不健全
 
水锁损害是指外来水进入油层后引起的液体堵塞，是一种物理原因的堵塞。一方面外来水的渗入，改变了油层中的油水分布，含水饱和度增大导致油相渗透率的下降。另一方面外来水的渗入导致油层孔道中呈两相共流状态，不连续的相则形成液珠成为流动的阻力，在毛管力的作用下，油相流动阻力增加，油相渗透率降低。段六拨、小集是南部油田的主力产油区块，其油层渗透率较低。
 
以小 6 断块为例，油层埋深 3,084m~3,460m，有 效 厚 度 13.2m， 渗 透 率 6.3×10-3μm 2 ，孔隙度 15.6% ，岩石物性差，孔隙喉道均为细喉型，迂曲度较大，致使流体流动阻力较高，而且当外来水基流体进入孔道后，将占据吼道周围，极易形成水锁效应，造成油流阻力增加，在修井作业过程中各类作业液体进入储层后将大大延长产能恢复期。大量的研究都已证明，水锁损害是低渗储层最主要、最严重的损害类型。
 
目前，国内研究领域已普遍认识到水锁对油田生产的危害，对水锁损害机理的研究，从“八五”期间就已涉及，但对水锁损害研究和评价方法至今仍未建立。已经颁布的《岩样常规分析方法》和《砂岩储层敏感性评价实验方法》两个标准，都没有涉及水锁损害的评价方法。为此，大港油田开展了国内外资料的调研，同国内知名专家探讨并借鉴实验方法，建立了水锁损害评价程序。该评价方法程序主要出发点是建立岩心的束缚水饱和度， 模拟地层条件下真实初始状态，使用过滤煤油和较低流速，在排除水敏、速敏、碱敏等不同影响因素下，测定岩心前后渗透率变化，确定岩心水锁损害程度。通过水锁损害评价方法可以了解低渗储层水锁损害程度，为制定低渗储层保护措施提供依据。
 
针对水锁影响要素配置修井液
 
研究人员针对南部油田低渗区块小集油田小 11-15 井枣Ⅱ油组岩心进行水锁损害评价。室内试验表明，在建立束缚水后以及煤油驱替稳定之后，反向通入一定孔隙体积的盐水，对油相渗透率将产生较严重的伤害，使煤油的流动压力大幅度升高（1~3 倍），渗透率越低水锁损害愈大。岩心渗透率20~1×10-3μm 2 范围内水锁损害程度在 25%~68% 之间。试验表明水锁损害受地层的渗透率大小影响较大，同时还与岩石润湿性、温度、压力、饱和度、表面粗糙度、毛管压力等多方面因素有关。短期内无法进行全因素试验分析， 室内仅通过改变毛管压力、 饱和度、压力、排驱时间等方面进行岩心水锁损害因素研究。
 
返排压力影响水锁程度。将低渗岩心建立束缚水饱和度后，反向挤入矿化度为 10,000mg/L KCL 盐水，给予不同的返排压力下，测定岩心 72 小时后渗透率恢复值的大小，了解排驱压力对水锁损害的影响。室内选择 3 块标准岩心在驱替压力分别为 0.5MPa ﹑1.0MPa ﹑ 1.6MPa 的条件下进行水锁岩心煤油渗透率恢复试验。试验曲线表明在排驱压力为 0.5MPa 时，72h 后岩心煤油渗透率恢复率达到 45%，在排驱压力提升到 1.0MPa ﹑ 1.6MPa 时，渗透率恢复率达到 57%，80%。从而表明随着返排驱替压力的提高，水锁程度有一定幅度的降低，说明提高驱替压力利于岩样中侵入盐水的排出程度，从而减少了水锁损害程度。在低渗储层发生水锁损害后，外来液相占据一定孔隙吼道，提高返排压力（即生产压差）有利于液相的排出，压力越大，液相排出越多，其饱和度下降而水锁效应减少。
 
返排时间影响水锁危害。从排驱时间上看，初始阶段岩样渗透率恢复值很低，在低压下恢复速度也慢。随着时间的延长，携带岩样盐水逐渐增多，渗透率恢复值逐渐增加，在 48h 后渗透率上升缓慢，到 72h 时基本稳定。渗透率恢复曲线表明，低渗岩心产生水锁损害后，需要较长的返排时间，一般在 3天后稳定。返排压力的提高也利于水锁损害的降低。因此现场作业井水锁后产量的恢复不会少于 3 天，如果排驱压力低，时间更长。
 
流体表面性质影响水锁程度。盐水中添加异丁醇可使盐水张力降低20%，加入特殊的表面活性剂后，表面张力下降了 60%。得出结论：尽可能的提高返排压力，添加降低表面张力的活性剂可以有效减少水锁损害程度，排驱时间在 72 小时后水锁损害程度基本稳定。另外，针对人造岩心进行水锁损害评价过程中，发现添加表 1 三种压井液对小 11-15 井岩心损害试验结果岩心号 流体伤害前 伤害后压力升高倍数渗透率伤害率%压力MPa渗透率10-3μm 2压力MPa渗透率10-3μm 285 处理后小集污水 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表面活性剂后，岩心水锁损害评价时在相同的驱替时间内达到相同饱和度而有效驱替压力降低了，说明使用表面活性剂利于降低排驱压力，减轻水锁损害。
 
针对小集、段六拨等低渗高凝油层，将小集污水 ( 过滤后 ) 及污水改性修井液作为修井液基液，分别添加 A和 C 后，进行岩心水锁损害评价。实验结果见表 1。结果表明添加筛选后表面活性剂后，岩心渗透率伤害率与不加表面活性剂相比，均有较大程度的下降，约 13%，防水锁效果明显。因表面活性剂 A 成本较低，选择 A 为压井液助排剂，于是形成改进型的油层保护液配方：处理后小集污水 +0.2% 表面活性剂 A。防水锁修井液技术体系在小集油田共应用 16 口井，用液 639 方，平均单井应用 40 方。恢复井 14 口井，占比 87.5%，恢复率平均为 94%，恢复期平均为 4.1 天。未恢复井 2 口，占12.5%，平均恢复率 76%。 对比 2013年小集油田维护井平均恢复期 6.9 天，减少 2.8 天。2014 年未恢复井恢复率从 51% 提高到 76%，提高了 25%。油层保护效果好于 2013 年没有防水锁修井液的情况，表明小集油田应用该技术体系具有很好的保护油层效果。