蘇東地區氣藏水鎖機理分析及水鎖判識

陳存良，梁 艷，劉向前，南學龍，顧 聰

（1.西安石油大學，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田分公司氣田開發事業部，陜西西安 710018；3.中國石油長慶油田分公司第五采氣廠，陜西西安 710018）

水鎖損害廣泛存在于低滲透致密砂巖油氣藏，是低滲透致密砂巖油氣藏的主要損害類型之一，嚴重地影響著油氣藏的勘探開發效果。盡管目前關于水鎖傷害的室內評價尚無統一的評價標準和規范流程，針對具體作用過程，不同學者采取了不同實驗方法進行評價，但水鎖效應對滲透率造成傷害已經形成共識[1-4]，研究表明滲透率越小的巖心，水鎖傷害越嚴重，低滲致密儲層水鎖傷害率平均可達到76.49%，水鎖傷害對產能的影響顯著，水鎖發生后使氣體的產能下降的幅度超過了60%[4]。目前關于水鎖效應（特別是針對低滲致密氣藏的水鎖效應）有大量公開文獻的發表，研究內容主要集中在水鎖效應的影響因素、水鎖傷害程度評價及各種化學藥劑的解水鎖效果分析等方面[1-8]，對于水鎖效應的判識方面鮮有提及，且常規研究方法需使用大量巖心進行測試，時間較長，無法快速應用于生產中，如何快速、準確地診斷與預測氣藏水鎖問題是氣藏開發中的技術難點。

蘇里格氣田東區（簡稱蘇東地區）屬于典型的低滲致密氣藏[5]，氣田開發面臨的突出問題是積液氣井的比例不斷上升，截止到2016年底，積液氣井比例高達79.6%，高液氣比條件下水鎖傷害更為嚴重，造成大量的氣井產量明顯下降甚至停產，目前常規成熟的排水采氣工藝措施，無法有效恢復氣井產能。導致蘇東地區水鎖的原因是什么，怎么準確判斷氣井是否發生水鎖，如何有效針對水鎖氣井制定相應的解除水鎖傷害？這些問題的解決，對于有效指導蘇里格氣田東區氣井水鎖傷害的治理及有效恢復氣井產能，具有非常重要的理論價值和實際意義。本文在充分調研前人研究的基礎之上，分析蘇東地區水鎖產生的機理，以蘇東地區儲層特征和采氣曲線特征為出發點研究總結氣井水鎖判識方法，為相似區塊制定快速的水鎖診斷技術及相應的水鎖防治方案提供基礎依據和經驗借鑒。

1 蘇東地區氣藏基本特征

蘇東地區是蘇里格氣田向東部方向的延續，為典型的“蘇里格型”氣藏，資源豐富，開發潛力大，開發難度高，勘探面積為6 000 km2，氣藏勘探目的層主要為盒8、山1，兼探盒4、山2、本溪組、馬家溝組，具有多層系含氣的特點。

圖1 蘇里格氣田東區不同物性巖心孔徑分布

蘇東氣藏儲層巖石孔隙結構復雜，孔隙類型多，分選中等，小孔喉占比例大，孔徑小于0.1 μm的頻率在50%以上（見圖1），儲層滲透率受孔徑大小與分布控制，以低孔低滲為主，原始儲層條件下滲透率非常低，有效滲透率大多在0.1 mD以下，屬于低滲、特低滲的儲層，存在潛在的水鎖傷害因素。在不同的滲透率區間，密閉取心含水飽和度均小于常規含水飽和度，表明蘇東地區致密儲層中普遍存在吸水現象，鉆井過程中就已普遍存在著水鎖傷害。實驗表明，退汞壓力遠大于進汞壓力，說明毛管壓力滯后使外來流體排出較侵入困難，儲層水鎖傷害嚴重。

蘇東地區儲層含水飽和度高，主要集中在50%～80%（見圖2），含水飽和度越高，巖心的氣體有效滲透率越低，相關實驗證明，當巖心含水飽和度達到60%～80%時，滲透率就基本降為零。氣井在生產過程中儲層一旦見水，水相的流動立即會影響儲層氣水兩相的滲流規律，改變儲層巖石、孔隙的滲流潤濕性，致使儲層氣相滲透率急劇下降，產生水鎖效應。

2 蘇東地區儲層水鎖機理

2.1 水相圈閉與水鎖效應

傳統的水鎖概念認為：氣層開發過程中，油、氣流不能有效地排除外來水，使氣層含水飽和度增加，氣相滲透率下降的現象叫“水鎖效應”（液鎖效應）。液相流體在巖石孔喉中流動時，由于液-氣或液-油表面張力誘發形成的彎曲界面與孔喉通道形成毛細管壓力，它等于毛細管彎液面兩側非潤濕相壓力與潤濕相壓力之差，毛細管力的大小與多孔介質孔喉的尺寸密切相關。蘇東氣藏是典型的低滲透致密水濕氣藏，氣水界面張力往往大于油水界面張力，毛管力是氣驅水的主要阻力。由于儲層孔喉半徑非常狹小，形成的毛細管壓力往往很大，當液體通過比較狹小的孔隙喉道時，會發生嚴重的變形，產生賈敏效應，在高的毛細管壓力和賈敏效應的影響下，儲層中的液相流體很難排出儲層喉道，容易在孔喉發生堵塞，造成水鎖傷害。早期研究認為開發前的地層中儲層流體驅替已達到平衡，原生水處于束縛狀態，即初始含水飽和度（Swi）等于束縛水飽和度（Swirr），所以傳統的水鎖損害是指儲層含水飽和度（Sw）從Swirr增加到100%之間的變化過程，沒有考慮含水飽和度從Swi到Swirr的變化階段。

圖2 蘇里格氣田東區含水飽和度統計分布

近年來的研究發現原始含水飽和度（Swi）和束縛水飽和度（Swirr）可能相等，也可能不相等[9，10]，兩種情況儲層的水鎖效應不盡相同。致密低滲氣藏通常原始含水飽和度（Swi）低于束縛水飽和度（Swirr），當外來工作液進入儲層時，儲層含水飽和度先從Swi變為Swirr，再繼續升高，油、氣驅替外來水時最多只能將儲層含水飽和度降至束縛水飽和度（Swirr），Swi和Swirr之間的差異不能夠通過工作液的返排解除，必然出現水鎖效應，這部分含水飽和度引起的滲透率降低稱為永久性水鎖[8]。

水相圈閉是指油氣井作業過程中，井筒附近儲層含水飽和度Sw從初始含水飽和度Swi到束縛水飽和度Swirr再到100%之間變化，導致氣相滲透率降低的全部作用過程。包括以下幾個特點：（1）作業過程包括從鉆井完井、射孔、壓井、增產改造、修井及開發作業；（2）井筒附近儲層，滲流通道可以是孔喉、天然裂縫或者人工裂縫；（3）水可以是工作液濾液，也可以是油氣藏的凝析水、邊水、底水、夾層水；（4）儲層損害過程可分為兩個階段，儲層含水飽和度差從Swi到Swirr和從Swirr再到100%兩個階段的變化，自然返排時，井筒附近的儲層含水飽和度僅能降至束縛水飽和度Swirr，無法恢復到初始含水飽和度Swi。

筆者認為，水相圈閉和水鎖效應的主要區別在于兩個概念強調的是作用過程不同，水相圈閉指的是外來水侵入后由于儲層親水性、毛細管自吸作用等引起的儲層含水飽和度的增加，強調的是正向的作用過程；水鎖效應指的是由于氣水界面高的毛細管力和致密儲層明顯的賈敏效應的存在，導致氣驅水存在很大的阻力，不能很好的消除儲層吼道中的液相流體，和水相圈閉強調的作用過程剛好相反。

任何一個儲層的水鎖傷害都不可能是單一作用過程導致的，都是兩個作用過程相互疊加的結果。在致密氣藏中，當初始含水飽和度低于束縛水飽和度時，儲層有過剩的毛細管力存在，當外來流體進入時，就很容易被吸入到孔隙空間中，首先在近井筒附近形成水相圈閉損害。致密氣藏中儲層毛細管半徑細小，排液時間長，隨著排液過程的進行，液體逐漸由大到小的毛管排出，排液速度隨之減小，因此，返排過程中常易發生侵入液體在儲層中滯留形成水鎖損害，降低氣藏產能和最終采收率。

2.2 蘇東地區水鎖傷害的原因

綜合前人對水鎖機理的認識與研究，結合蘇東地區氣藏的實際情況，認為蘇東地區氣井水鎖的主要原因有3個：（1）鉆井、完井過程中的水相圈閉損害和水鎖效應。在鉆井完井過程中，特別是儲層改造過程中，壓裂工作液會侵入氣藏，近平衡或欠平衡條件下，致密砂巖的水濕性、高毛管壓力及超低含水飽和度等因素，會使工作液逆流自吸侵入，導致近井帶含水飽和度上升，氣相滲透率下降，發生水相圈閉損害。以蘇東氣藏上古生界儲層為例，壓裂過程中的水基工作液沿裂縫及孔隙侵入，使近井帶含水飽和度上升，特別是在狹窄裂縫及喉道處形成的水相滯留，由于致密儲層中的高的毛細管壓力和賈敏效應，導致壓裂液返排不徹底，造成嚴重的水鎖損害。（2）生產壓差增大，導致地層中的束縛水形成可動水流入近井地帶引起水鎖傷害。（3）井筒積液造成的水鎖損害。蘇東地區積液氣井的比例高達80%，在氣井開采過程中又普遍采用頻繁開關井措施，導致積液倒灌（積液倒灌的主要原因是由于井筒內氣液兩相分離帶來的附加壓力引起的，很多情況下井底壓力的恢復和氣液分離的過程同時進行，以至于在壓力曲線上看不到明顯的駝峰，不好預測其倒灌程度），或者在井筒回壓、微毛細管壓力和巖石潤濕性等作用下，儲層巖石向微毛細管孔道產生反向滲吸，導致近井地帶含水飽和度的增加，造成水鎖傷害。通常情況下，井底積液引起的水鎖傷害通常發生在井筒附近近井儲層，傷害深度不大，污染半徑較小，但引起的滲透率傷害不容忽視。第一個屬于作業過程中的水鎖傷害，后兩個屬于開發過程中的水鎖傷害。

2.3 蘇東地區水鎖機理及模式

蘇東地區氣藏儲層以上古生界儲層石盒子組和山西組為主，兼含下古生界馬家溝組儲層，上古儲層和下古儲層差別巨大，水鎖傷害模式亦存在差別。上古生界儲層主要為致密砂巖，巖性以石英砂巖、巖屑石英砂巖為主，填隙物以黏土類、硅質為主，易受黏土礦物膨脹和運移堵塞孔隙喉道。儲集空間以次生孔隙為主，發育一些微裂縫，孔隙中顆粒溶孔占總孔隙的55%，孔徑一般為0.2 mm～0.6 mm，喉道以微細、縱橫交錯的管束狀喉道為主，0.01 μm～0.1 μm 的喉道占 76.4%，主要屬于低孔、低滲孔隙型儲層，儲層中流體的滲流能力主要受喉道大小及分布的控制。下古生界儲層以鈣質白云巖、石灰巖為主，裂縫比較發育，物性相對上古儲層物性較好，裂縫是其主要的滲流通道，主要屬于裂縫型儲層。氣藏開發過程中，針對兩種不同儲層的特點，采取不同的改造措施，上古儲層以壓裂改造為主，下古儲層以酸化改造為主。根據蘇東區塊儲層的存在情況，結合儲層改造技術的不同，蘇東氣井水鎖也存在兩種不同的模式，即“上古儲層水鎖模式”與“下古儲層水鎖模式”。

“上古儲層水鎖模式”：以近井筒水相圈閉和邊緣水鎖為主要形式，近井筒水相圈閉的范圍相對較小，而遠井筒的水鎖和水相圈閉的體積空間較大（見圖3）。外來液體侵入前，儲層孔喉中有一定量的束縛水以水膜形式存在，氣體在孔喉中央流動，當外來液體侵入后，儲層的親水性使孔隙和喉道表面水膜增厚，使水膜以連續相沿孔喉表面擴展，導致氣相滲流通道減小，流動阻力增大，首先在井筒附近或近井筒地帶形成水相圈閉損害。當侵入壓差較小時，毛細管壓力為侵入水流動的主要動力，當侵入水進入2條大小不同的喉道后，在毛細管壓力作用下水以較快的速度進入較小的喉道[11]，當侵入水在縱橫交織的立體網絡中滲流交匯時，便將大喉道中的氣圈閉起來，形成水相圈閉；當水侵壓差較大時，慣性力起主要作用，水在大喉道中突進而將小喉道中的氣圈閉起來形成水相圈閉。水相圈閉的形成導致本來就很致密的砂巖儲層變的更加致密，對外圍或遠端儲層形成一個封堵，阻礙外圍儲層中的流體流向井筒，導致邊緣儲層的水鎖傷害更加嚴重。

“下古儲層水鎖模式”：以近井筒水相圈閉與水鎖為主要形式（見圖4）。下古儲層的特點是孔隙通道大、裂縫以及酸蝕縫發育，外來水侵入儲層后，以錐進式侵入為主，裂縫的高導流能力及水濕性使侵入水以較快的速度竄流，占據大裂縫的主要滲流通道[11，12]，僅在裂縫彎曲和縮頸部位滯留少量氣體，形成近井筒水相圈閉；在中小裂縫、微裂縫中，水仍然分布在裂縫表面，氣體卡斷以不連續的珠泡形式孤立存在，形成水鎖效應。遠離井筒區域受改造范圍有限可能存在致密區域，是潛在的水鎖區域。由于普通酸化、酸化壓裂的改造程度、改造范圍、有無支撐劑等方面的差別，儲層可能發生水相圈閉和水鎖效應的范圍與改造半徑密切相關。

圖3 蘇東地區上古儲層水鎖損害模式示意圖

大量研究表明，通過往儲層中注入化學藥劑可一定程度上預防和解除水鎖傷害[13，14]，蘇東地區水鎖模式的建立，為如何加入化學藥劑達到最好的解水鎖效果提供了依據和指導。近井筒水相圈閉，采用化學法所用的藥劑量相對較少作用時間應該較短；遠井筒的水鎖和水相圈閉，采用化學法所用藥劑量會相對較多，因此應用化學法解除上古儲層水鎖傷害時應注意兩者的區別，近井筒水相圈閉，以少量快注快排、反復注排、逐次加量的措施方法；遠井筒水鎖和水相圈閉，以大量快注慢排、反復注排為主的加注措施。解除下古儲層水鎖傷害的主要措施為：近井筒以排水為主要措施，通過控壓生產輔助化學法注入的方式；遠端水鎖區域受供氣半徑影響，化學法未必能波及到遠井筒范圍，遠井筒儲層水鎖，亦在氣井投產早期采取化學法改變巖石氣潤濕特性。

3 蘇東地區氣井水鎖判識

3.1 儲層水鎖難易程度的判識

圖4 蘇東地區下古儲層水鎖損害模式示意圖

儲層一旦發生水鎖，解除水鎖需要花費很大的代價，并且不能完全使其恢復到最初狀態，因此，在儲層未發生水鎖傷害之前采取措施預防，尤其是針對容易發生水鎖傷害的儲層采取水鎖預防，是一項非常重要的任務。

儲層是否容易發生水鎖，目前常用的方法主要有滲透率損害率預估法、水相圈閉系數APTi、總水體積法BVW、多元回歸處理、灰色靜態模型及基于神經網絡信息融合技術等[15-20]，其中液相捕集系數APTi模型和BVW總水體積系數法是公認的對預測低孔低滲致密氣藏是否容易產生水鎖損害準確度比較高的兩種方法。APTi模型是一個基于氣藏儲層絕對滲透率和原始含水飽和度構建的方程[15]，根據APTi值的大小，定量的將儲層分為3個級別，APTi＞1.0時，表示儲層水鎖效應不明顯，一般不會發生水鎖損害；0.8＜APTi＜1.0時，表示儲層有潛在的水鎖效應，一般不會產生嚴重的永久性水鎖損害；當APTi＜0.8，表示儲層很容易發生水鎖傷害，應該及時采取水鎖防護措施，使儲層水鎖傷害程度降低到最小。總水體積法BVW中，φ和Swi是小數，是通過測井資料獲得的平均孔隙度和初始含水飽和度[16]，根據計算結果也可將儲層發生水鎖效應的難易程度分成3個級別（見表1）。

本文通過收集整理蘇東區塊924口的測井資料，分別求取每口井每個獨立小層的水相圈閉指數APTi和總水體積系數BVW，并根據是否容易發生水鎖的判斷標準，對所有層位進行統計分析。研究結果表明，兩種判別方法對下古儲層發生水鎖的概率判斷性較為一致，而水相圈閉指數APTi僅對判別上古儲層發生水鎖的難易程度有較高的準確性。綜合分析認為蘇東區塊不易發生水鎖的儲層主要有盒3、盒4、盒7、馬五1，容易發生水鎖的上古儲層主要包括盒8下、山21、盒5、山23、山 12、太原組、山 13和山 11，易發生水鎖的下古儲層主要包括馬五42、馬五2、馬五3，如果氣井儲層包含有這些小層時，應格外注重水鎖預防。

表1 水相圈閉指數法和總水體積法判定準則

3.2 氣井水鎖效應的判識

氣井一旦發生儲層水鎖或者近井筒水相圈閉，氣井的壓力和產量都會出現不同程度的變化特征，建議開采現場實時觀察綜合采氣曲線特征，及時判識氣井是否發生水鎖。通過對蘇東區塊近1 000口井的生產曲線分析，發現不同水鎖傷害類型的氣井，表現為不同的采氣曲線特征。根據蘇東儲層壓裂改造及生產特征，總結梳理了4種類型的水鎖特征曲線，具體包括：

3.2.1 近井筒水相圈閉型 生產曲線主要表現為氣量突降。由于外來流體侵入地層，以及氣井配產過高導致生產壓差增大，地層中的束縛水形成可動水，造成儲層近井地帶含水飽和度增加，孔道堵塞以及氣相相對滲透率的下降，此時氣井產量突然下降，套壓無變化，氣井出現水鎖現象。水鎖前平均產氣量1×104m3/d，水鎖后采取常規措施無效，產量下降至0.1×104m3/d。

3.2.2 儲層遠端水鎖型 生產曲線主要表現為高壓低產。隨著氣井生產時間的延長，井底出現積液現象，在回壓、微毛細管壓力和巖石潤濕性等作用下，向微毛細管孔道產生反向滲吸，出現水鎖現象，造成氣井壓力持續上漲，形成高壓低產井，氣井產能無法正常發揮，水鎖前產氣量0.3×104m3/d，水鎖后套壓持續上升，泡排、氣舉、間歇多種措施無效，產量下降為0.1×104m3/d，氣井產能不能正常發揮。

3.2.3 近井筒水相圈閉+儲層遠端水鎖型（可恢復）對于低滲致密儲層而言，鉆井作業過程中的水相侵入所占的比例較小，儲層改造過程中外來流體的侵入對儲層造成的水鎖傷害往往比較嚴重。蘇東氣藏儲層往往都經過壓裂改造，壓裂液侵入近井筒地層形成水相圈閉，返排殘留的水基壓裂液通過滲吸方式沿人工裂縫兩側的基巖面侵入地層，增加含水飽和度，堵塞儲層孔隙通道，產生水鎖效應。綜合生產曲線特征表現為套壓下降，氣量不變，新井投產后，幾乎無產能，儲層水鎖，壓裂液未排徹底，重新排液后，正常生產。

3.2.4 近井筒水相圈閉+儲層遠端水鎖型（不可恢復）主要表現為：開井后，套壓、產量大幅下降，采取常規增產措施無效，在后期很長的時間內，很難恢復到之前的水平。

需要強調的是，當氣井生產層位如果只存在易水鎖的儲層序列時，各層水鎖的速率和概率基本上是一致的，氣井在發生水鎖后，生產動態特征上具有明顯的變化。當氣井儲層為不易水鎖層與易水鎖層組合時，氣井水鎖后，在生產動態特征上不易觀察和及時發現。在實際生產應用時，應將儲層水鎖難易程度的判識和氣井水鎖效應判識（生產曲線特征）密切結合，才能保證氣井水鎖不漏判，才能為制定最優化的水鎖預防及解除措施提供最科學的依據。

4 結論

（1）蘇東地區氣井水鎖的主要原因有3個：①壓裂液的侵入和返排不徹底導致的水相圈閉損害和水鎖效應；②生產壓差增大，導致地層中的束縛水形成可動水流入近井地帶；③井筒積液在井筒回壓、微毛細管壓力和巖石潤濕性等作用下，儲層巖石向微毛細管孔道產生反向滲吸。

（2）蘇東氣井水鎖存在兩種不同的模式，“上古儲層水鎖模式”以近井筒水相圈閉和邊緣水鎖為主要形式，近井筒水相圈閉的范圍相對較小，而遠井筒的水鎖和水相圈閉的體積空間較大；“下古儲層水鎖模式”：以近井筒水相圈閉與水鎖為主要形式，儲層可能發生水相圈閉和水鎖效應的范圍與改造半徑密切相關。

（3）總結梳理出蘇東地區4種類型的水鎖特征曲線（近井筒水相圈閉型、儲層遠端水鎖型、可恢復的近井筒水相圈閉+儲層遠端水鎖型和不可恢復的近井筒水相圈閉+儲層遠端水鎖型），提出儲層水鎖難易程度的判識和氣井水鎖效應判識（生產曲線特征）密切結合，才能保證氣井水鎖不漏判，才能為制定最優化的水鎖預防及解除措施提供最科學的依據。