楊瓊警（中石油長慶油田分公司氣田開發(fā)處，陜西 西安 710018）

王亞蘭（中國石油測井有限公司長慶事業(yè)部，陜西 西安 710201）

盧蜀秀，唐鐵柱（中石油長慶油田分公司氣田開發(fā)處，陜西 西安 710018）

王軍杰，何亞寧，王旭（中石油長慶油田分公司第一采氣廠，陜西 靖邊 718500）

1 靖邊氣田儲層水鎖傷害分析

靖邊氣田井筒及近井地帶中的水主要有3個來源：一是鉆井、試氣、修井時的水基工作液；二是生產(chǎn)過程中產(chǎn)出的地層水；三是天然氣中析出的凝析液。無論是哪種原因產(chǎn)生的水，如果不能及時排出而聚積于井筒，都會使得近井筒儲層的含水飽和度上升而引起儲層氣相滲透率的降低，造成水鎖。

圖1是一個水鎖過程示意圖。從圖1中可看出：初始含水飽和度Swi低于束縛水飽和度Swirr，當(dāng)含水飽和度Sw從Swi增加到Swirr時，氣相滲透率Krg顯著降低。而當(dāng)含水飽和度Sw繼續(xù)增加，超過Swirr以后，氣相滲透率Krg降低速度減小。有學(xué)者將含水飽和度在達(dá)到束縛水飽和度Swirr之前形成的水鎖稱之為永久性水鎖，含水飽和度在達(dá)到束縛水飽和度Swirr之后形成的水鎖稱之為暫時性水鎖。只要地層能量足，暫時性水鎖靠天然氣返排可以解除，能夠?qū)⒑柡投茸畲蠼抵潦`水飽和度，但不能降至初始含水飽和度（假設(shè)初始飽和度小于含水飽和度的情況）。由圖1也可以看出，儲層水鎖傷害主要由永久性水鎖造成［1］。引起水鎖的原因主要有兩點：液相滯留作用和毛細(xì)管力自吸作用。氣井作業(yè)過程產(chǎn)生液相的滯留和聚集，是造成水鎖傷害的一個重要因素。當(dāng)初始含水飽和度Swi低于束縛水含水飽和度Swirr時，儲層處于亞束縛水狀態(tài)，有過剩的毛細(xì)管壓力存在，當(dāng)外來流體進(jìn)入時，被吸入到孔隙空間中，這是形成水鎖的另一重要因素。

圖2和圖3為靖邊氣田下古生界馬家溝組五段的3塊巖樣毛細(xì)管自吸試驗曲線圖。編號為60、52、16的3塊巖樣的滲透率：K60＜K52＜K16。從圖2中可以看出，隨著時間的延長自吸率明顯降低，同時巖石滲透率越低自吸率降低越快，說明儲層越致密越容易發(fā)生水鎖傷害。圖3顯示，自吸量隨時間的延長而增加，說明井筒積液時間越長，自吸量越大，水鎖程度越嚴(yán)重，所以應(yīng)盡量減少井筒積液時間，及時采取措施排液。

圖1 水鎖傷害示意圖

圖2 巖樣毛細(xì)管自吸速率曲線圖

圖3 巖樣毛細(xì)管自吸量曲線圖

低滲透致密氣藏開發(fā)中，水鎖效應(yīng)對滲透率造成傷害已經(jīng)形成共識，但定量評價方法沒有統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)規(guī)程。靖邊氣田按照Q／CNPC－CY567—2004 《碳酸鹽巖儲層敏感性流動實驗評價方法》對中奧陶統(tǒng)馬家溝組五段第1層的第3亞層（用符號表示為）的碳酸鹽巖儲層和二疊系石盒子組八段（用符號表示為Psh8）砂巖儲層進(jìn)行了水鎖傷害測試，通過水鎖傷害率對儲層水鎖傷害程度進(jìn)行評價分析。水鎖傷害率按下式計算：

式中：Dkl為水鎖傷害率，%；Ka1、Ka2分別為水鎖傷害前和傷害后的巖樣氣測克氏滲透率，mD。

試驗方法：采取先測定干巖樣滲透率，用模擬地層水抽空飽和后在恒定的進(jìn)口壓力下進(jìn)行氣驅(qū)水，直至巖心夾持器出口端無水流出為止，然后測定巖心水堵?lián)p害后的氣測克氏滲透率。

試驗條件：模擬地層水礦化度為50000mg／L，試驗溫度為16℃。

試驗測試結(jié)果見表1。從表1可以看出，低滲透儲層水鎖傷害比較嚴(yán)重。

表1 水鎖傷害性測試數(shù)據(jù)表

2 水鎖對氣井產(chǎn)能的影響

2.1 水鎖對氣井產(chǎn)能影響的理論公式推導(dǎo)

水鎖效應(yīng)產(chǎn)生后，水相滲透率上升、氣相滲透率降低，必然導(dǎo)致氣井產(chǎn)能下降。如何定量分析水鎖對產(chǎn)能的影響程度，首先從分析氣井產(chǎn)能方程開始。

氣井?dāng)M穩(wěn)定狀態(tài)流動時的產(chǎn)能公式如下：

式中：pR為地層壓力，MPa；pwf為井底流壓，MPa；qg為日產(chǎn)氣量，104m3；μ為流體黏度，mPa·s；Z為天然氣偏差因數(shù)，1；K為滲透率，mD；h為儲層有效厚度，m；γg為天然氣相對密度，1；β為描述孔隙介質(zhì)紊流影響的系數(shù)，稱為速度系數(shù)，m－3；re為泄油半徑，m；rw為井底半徑，m；S為表皮因數(shù)，1；T為氣層溫度，K。

在擬穩(wěn)定狀態(tài)流動時的產(chǎn)能公式中，A被稱作層流項系數(shù)，B被稱作紊流項系數(shù)。式（2）表明天然氣流動時的地層能耗主要由達(dá)西流產(chǎn)生的能耗（式（2）等號右邊第1項）和非達(dá)西流產(chǎn)生的能耗（式（2）等號右邊第2項）組成。在天然氣由地層流向井筒的過程中，越近井筒，垂直于流動方向的流通斷面越來越小，滲流速度越來越大，井筒周圍的高速滲流相當(dāng)于紊流流動，非達(dá)西流產(chǎn)生的附加壓降主要發(fā)生在井壁附近。儲層發(fā)生水鎖后，主要集中在井筒附近，井筒周圍儲層滲透率降低，而外圍儲層不受傷害，儲層的氣相滲透率沒有變化。這樣內(nèi)、外滲透率有別，可以當(dāng)作復(fù)合模型來處理，內(nèi)區(qū)為R1，外區(qū)為R2（圖4所示），內(nèi)區(qū)滲透率K1，外區(qū)滲透率K2＝K［1］。氣井中的流體流動達(dá)到擬穩(wěn)態(tài)時，外區(qū)R2的滲流可以忽略表皮因數(shù)和非達(dá)西流的影響，其產(chǎn)能方程為：

圖4 儲層水鎖后的平面徑向滲流模型

式中：pr為水鎖地層壓力，MPa；pd為內(nèi)區(qū)地層壓力，MPa。

內(nèi)區(qū)R1近似為非達(dá)西穩(wěn)定滲流，產(chǎn)能方程為：

式（6）、（7）相加，即為水鎖后全井產(chǎn)能方程：

式中：rd為內(nèi)區(qū)R1的半徑，m；β1為內(nèi)區(qū)的非達(dá)西流動系數(shù)，m－3。

由式（9）、（10）和式（3）可得：

由式（11）、（12）、（4）、（5）可得：

當(dāng)pwf為1個標(biāo)準(zhǔn)大氣壓時，由式（8）求得水鎖后的無阻流量公式為：

由式（14）、（16）得知，水鎖后影響氣井產(chǎn)能的兩個主要因素：一是水鎖區(qū)氣相滲透率，二是水鎖區(qū)（內(nèi)區(qū)）半徑大小。

2.2 實例分析

以靖邊氣田的X井為例。該井原始地層壓力pi為30.484MPa，井底半徑為0.08m，修正等時試井建立的穩(wěn)定二項式產(chǎn)能方程為：

求得qAOF＝9.92×104m3／d。試井解釋：表皮因數(shù)S＝－1.65，影響半徑re＝840m。

水鎖產(chǎn)生后，估算水鎖范圍100m，水鎖區(qū)滲透率由巖心試驗數(shù)據(jù)得知滲透率降低了50%（即K1＝0.5 K ）。根據(jù)式（14）、（16）分別計算出：A1＋A2＝91.798，B1＝12.182。水鎖后的產(chǎn)能方程為：

為了分析水鎖區(qū)氣相滲透率和水鎖區(qū)半徑單因素變化對產(chǎn)能的影響程度，仍以X井為例作兩個假設(shè)：一是假設(shè)水鎖半徑不變（即rd＝100m），而氣相滲透率下降到原來的80%、60%、40%時，氣井產(chǎn)能的變化；二是假設(shè)水鎖區(qū)滲透率不變（K1＝0.5 K），而水鎖半徑在10、50、100m時氣井產(chǎn)能的變化。試驗結(jié)果見圖5和圖6。

圖5 水鎖區(qū)滲透率對氣井產(chǎn)量影響曲線圖

圖6 水鎖區(qū)半徑對氣井產(chǎn)量影響曲線圖

由圖5可以明顯看出，氣井產(chǎn)能隨水鎖區(qū)儲層滲透率降低而變小，且降低幅度較大。圖6顯示，水鎖一旦形成氣井產(chǎn)能急劇下降，但水鎖半徑變化對氣井產(chǎn)能影響較小。所以水鎖產(chǎn)生后，主導(dǎo)氣井產(chǎn)能降低的主要因素為氣相滲透率的變化。

3 結(jié)論及認(rèn)識

1）井筒積液的長期存在會造成氣井不同程度的儲層水鎖，對于低滲儲層水鎖效應(yīng)越嚴(yán)重。

2）儲層水鎖會大大降低氣井的產(chǎn)氣能力。

3）水鎖區(qū)滲透率的降低是影響氣井產(chǎn)能減小的主要因素。

［1］李士倫 .天然氣工程 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2008.

［2］郝玉鴻，李治平 .地層產(chǎn)水影響氣井產(chǎn)能的定量分析 ［J］.油氣井測試，1998，7（4）：11～13.