蘇里格C區氣藏水鎖傷害機理及解水鎖效果評價

楊智凱 ，汪 婷 ，史躍凱 ，楊 洋 ，任曉建 ，封 莉

（1.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西西安 710021）

蘇里格C區氣藏水鎖傷害機理及解水鎖效果評價

楊智凱1，汪 婷1，史躍凱2，楊 洋1，任曉建1，封 莉1

（1.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安 710018；2.中國石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西西安 710021）

蘇里格C區氣藏在勘探和開發過程中存在著很嚴重的儲層傷害問題，其中水鎖傷害就是最主要的傷害類型之一，這也是影響蘇里格氣田高效開發的因素之一。本文介紹了蘇里格C區地層水鎖傷害機理，同時對水鎖井的判識方法進行了系統的介紹，對于水鎖防治措施的效果進行了評價。

低滲透氣藏；水鎖傷害；水鎖判識；解水鎖

蘇里格氣田普遍存在高壓低產氣井，其試氣無阻流量顯示氣井產能較好，但是由于水鎖情況的存在，東區大部分的氣井產量較低以至于不能滿足攜液生產的要求，井底及井筒產生大量積液，導致氣井出現低產或無產能的現象，無法進行正常生產。此類氣井在蘇里格C區氣井所占比例達到16.5%，嚴重影響了正常生產。

1 儲層水鎖機理

蘇里格氣田屬于典型的“低孔、低滲、低壓、低豐度”氣藏，氣相的流動通道窄，滲流阻力大，液、固界面及液、氣界面的相互作用力大，這使得水鎖效應尤為突出，張敏諭、周小平等[1-3]學者的研究結果表明，影響水鎖的主要因素為儲層滲透率，含水飽和度以及巖石潤濕性等。壓力與含水飽和度呈良好的指數關系，而壓力與氣相相對滲透率呈明顯對數關系。隨著生產壓差的增大，會導致含水飽和度的升高，而含水飽和度的升高使得氣相滲流能力降低，最終造成了水鎖傷害程度的加重（見圖1）。

圖1 近井帶儲層水鎖示意圖

2 水鎖井判識方法

在前人研究的理論基礎上，結合蘇里格地區特有的地質條件，將氣井在生產過程中出現水鎖傷害的主要原因歸納為以下幾點：

（1）在氣藏開發過程中，高壓低產井隨著生產時間增長生產壓差逐漸增大，儲層外圍地層中的束縛水逐漸形成可動水流入近井地帶，出現水鎖反應，造成氣井產氣量下降。

（2）氣井產量低于臨界攜液量后，會在氣井井底形成積液。井底積液則在井筒回壓、微孔隙毛細管壓力和儲層巖石潤濕性等作用下，向儲層中的微毛細管孔道產生反向滲吸，造成水鎖傷害，當積液量過多并無法及時排出井筒時，近井地層的水鎖程度會愈發嚴重直至積液停噴現象出現。

（3）在油氣藏壓裂作業過程中一般都會出現水基流體的濾失，特別在低滲透非均質儲層中，壓降常常與毛管力在數量級上大小相當。此時，氣藏產量出現下降，這是由于液體持續滯留導致產生水鎖傷害以及注入液體沒有完全返排導致的。

因此結合理論分析，在氣井實際生產中，通過以下三種情況來進行判識：

（1）氣量突降氣井：由于外來流體侵入地層，造成儲層喉道的堵塞以及氣相相對滲透率的下降，出現水鎖反應。此時產氣量明顯出現下降趨勢，若沒有及時進行處理，氣井產氣量會不斷下降以至低于氣井的臨界攜液流量，從而產生井底積液現象，井底儲層無法向上產出氣流，因此套壓在短時間內就會出現幅度較大的下降趨勢（見圖2）。

圖2 統x1井生產曲線圖

（2）積液嚴重停噴氣井：在氣井生產過程中，由于井底壓力不足，井壁結垢等因素，井底會逐漸出現積液，井底積液則在井筒回壓、微孔隙毛細管壓力和儲層巖石潤濕性作用下，向儲層中的微毛細管孔道產生反向滲吸，造成地層出現水鎖傷害，后采取間歇泡排等措施，井內積液日益增多無法及時排出井筒，此時氣井出現積液停噴現象（見圖3）。

圖3 蘇x2井生產曲線圖

（3）返排液殘留氣井：通過壓裂可以減小近井地層的流動壓力，明顯擴大有效的流入范圍，提高近井儲層的滲透率。但一般使用的水基壓裂液也會通過滲析方式沿人工裂縫兩側的基巖面侵入地層，增加水相飽和度，堵塞基巖面上的孔隙通道，產生水鎖效應，從而降低壓裂效果，這一現象在低滲儲層尤為明顯。后期氣井投產前壓裂液返排不夠徹底，就會進一步導致水鎖程度加重（見圖4）。

3 解水鎖效果評價

國內外油氣田采用的減輕或消除水鎖損害的主要方法主要有物理方法和化學方法兩大類。其中物理法包括水力壓裂、預熱地層、增大生產壓差和注干氣；化學法包括低級醇、添加表面活性劑、酸化處理。根據蘇里格二區氣井普遍特征及成本考慮，此次解水鎖工作選用化學方法進行實施。

統x1于2010年9月投產，初期核實產量0.3×104m3/d，生產至2015年11月套壓突降，產量下降，出現水鎖現象，2016年1月至2月關井，后生產至4月，生產套壓下降過快，后期反彈，積液現象，采取間開生產關井油套壓恢復過快，井口產量低于0.2×104m3/d，嚴重水鎖（見圖2）。

該井于2016年7月27日開始實施CEGR復合型采氣措施，實施前日產氣量0.15×104m3，實施后14 d見效，該井復產后實施間開生產，日產氣量恢復0.7×104m3，解水鎖期間先后使用解堵劑1 050 kg，解水鎖藥劑3 000 kg，起泡劑1 075 kg，生產制度為開1 d關1 d，后期通過優化生產制度，頻繁間開攜液，關井油套壓差縮小，生產套壓下降，產氣量上升（見圖5）。2016年研究區實施井數10口，加注解堵劑19 510 kg，解水鎖劑8 450 kg，起泡劑4 930 kg，泡排棒5支，強排 24井次產液13.9 m3。

施工有效井6口，平均套壓由8.29 MPa降至6.26 MPa，下降 2.03 MPa；平均產量由 0.035×104m3/d上升至 0.54×104m3/d，單井平均增產 0.5×104m3/d；累計產氣 167.34×104m3/d；累計增產 167.11×104m3/d。平均單井有效井日產氣0.34×104m3。

4 結論認識

（1）低滲透氣藏一旦發生水鎖，滲透率損害率可以達到70%以上，氣井產量會降至原來的1/3以下，嚴重影響了氣藏的開發效果，因此解除儲層水鎖傷害具有很大的必要性。

（2）通過分析研究區23口無產能或極低產氣井解水鎖實驗結果得出，有效井達到86.96%，無效井13.04%，其中效果較好的井達到65.22%。單井日產氣量同實施前相比上升0.355 2×104m3/d，生產套壓平均下降1.83 MPa，效果可觀，具有一定的可實施性。

圖5 統x1井措施后生產曲線圖

（3）水鎖井的判識工作是解除地層水鎖的關鍵點，因此細化判識標準，精細氣井管理制度依然是重中之重。

（4）從經濟方面考慮，單井壓裂成本在80～90萬元不等，而化學解水鎖方法單井的成本則在8～9萬元，因此選擇該化學方法符合降本增效原則，符合可持續發展的方向。

［1］周小平，等.低滲透氣藏水鎖效應研究［J］.特種油氣藏，2005，12（5）：52－54.

［2］鐘新榮，等.低滲透氣藏水鎖效應研究進展［J］.特種油氣藏，2008，15（6）：12-15.

［3］張敏諭.長慶低滲氣藏水鎖效應與抑制對策［J］.低滲透油氣田，1999，（2）：65-68.

TE258

A

1673-5285（2017）12-0041-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.12.010

2017－11-25