水锁伤害程度及油井解水锁效果评价 特低渗透油藏在钻井、完井、措施作业、生产等过程中生产井会发生水锁现象，并影响产量。因此，如果在发生水锁后反向注入表面活性剂，则可以有效地降低或者解除油井周围近井地带的水锁现象。实验采用饱和油后反向注入水(模拟油井)，正向驱至一定程度，再反向注入表面活性剂进行实验，将实验结果作图，如图6.3 至图6.5 所示。图6.3 水锁程度与渗透率关系图6.4 解水锁效果与渗透率关系图从图6.3 可以看出：渗透率越低，水锁程度越严重，渗透率在10×10-3μm2以下的岩心压力升高值基本在25%左右，而渗透率在大于10×10-3μm2的岩心压力升高值在15%左右。这符合理论常识，即水锁现象一般发生在特低渗储层中。从图6.4 可以看出：注入表面活性剂后，解除水锁效果非常明显，特别是渗透率越低，效果越明显。比如 5-7/56 样品的渗透率为4.1×10-3μm2，其压力下降了近50%，；说明这种表面活性剂的解水锁效果较好。图6.5 水锁及解水锁前后压力变化从图6.5 可以看出：最后一个样品的渗透率很高，为56×10-3μm2，虽然其水锁后压力升高了 17%左右，但其绝对值是很小的，即从0.35MPa 升高到0.42MPa，只升高了0.07MPa。而渗透率很低的样品不仅相对升高值大，而且绝对升高值也大，。
毛细管效应造成的水锁伤害 对于水湿性地层，当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细管阻力(图6.1)。毛细管阻力的大小可用下式计算：低渗透油藏渗流机理及应用式中：pc—油水间的毛细管力，mN；σ—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。图6.1 毛细管阻力示意图θ—油水间的接触角；pc—油水间的毛细管力；r—毛细管半径由于低渗透储层喉道半径很小，在连续油流通过岩石孔隙喉道时，毛细管力急剧增大，当驱动压力不足以抵消毛细管力时，油流将被卡断，连续的油流变为分散的油滴，这种流动形态的变化将导致渗流阻力的进一步增大和驱油效率的降低。
储层水锁伤害后水井降压增注效果评价 除了油井在钻井、完井、措施作业、生产等过程中会在近井地带产生水锁现象外，注水井由于长期注水，也会在储层深部造成水锁现象，这就造成了注水井的注水压力越来越高，最后无法实现有效注水。因此，在注入水里适当加入表面活性剂，可以适当降低注入压力，达到降压增注的目的。当然注水压力高，并不完全是由水锁造成的，水质情况、井距等都可能造成高注入压力。图6.6 油驱、水驱、注剂后压力变化与渗透率关系实验采用饱和油后水驱(模拟水井)，驱至一定程度，再正向注入表面活性剂进行实验，将实验结果作图，如图6.6 所示。从图6.6 可以看出：渗透率越低，注剂后压力下降越大，说明表面活性剂对低渗储层降压增注效果明显。这主要是由于表面活性剂能乳化并聚并形成油带，减小油水两相渗流的阻力，且由于低界面张力的缘故，乳状液能顺利通过较小喉道，从而达到降压的目的。为对比表面活性剂的作用，选择2块岩性、物性极其相似的样品，其中，一块样品正常水驱(不加表面活性剂)，另一块样品在水驱过程中加注表面活性剂，对其实验结果进行对比，再次检验低渗油藏应用表面活性剂解除水锁的效果(表6.2)。表6.2 对比实验样品基础数据及对比结果实验结果表明，注剂岩心的渗透。
