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(qū)氣藏水鎖傷害機(jī)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(qū)氣藏在勘探和開發(fā)過程中存在著很嚴(yán)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(fā)的因素之一。本文介紹了蘇里格C區(qū)地層水鎖傷害機(jī)理，同時對水鎖井的判識方法進(jìn)行了系統(tǒng)的介紹，對于水鎖防治措施的效果進(jìn)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(chǎn)氣井，其試氣無阻流量顯示氣井產(chǎn)能較好，但是由于水鎖情況的存在，東區(qū)大部分的氣井產(chǎn)量較低以至于不能滿足攜液生產(chǎn)的要求，井底及井筒產(chǎn)生大量積液，導(dǎo)致氣井出現(xiàn)低產(chǎn)或無產(chǎn)能的現(xiàn)象，無法進(jìn)行正常生產(chǎn)。此類氣井在蘇里格C區(qū)氣井所占比例達(dá)到16.5%，嚴(yán)重影響了正常生產(chǎn)。

1 儲層水鎖機(jī)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(yīng)尤為突出，張敏諭、周小平等[1-3]學(xué)者的研究結(jié)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(shù)關(guān)系，而壓力與氣相相對滲透率呈明顯對數(shù)關(guān)系。隨著生產(chǎn)壓差的增大，會導(dǎo)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(chǔ)上，結(jié)合蘇里格地區(qū)特有的地質(zhì)條件，將氣井在生產(chǎn)過程中出現(xiàn)水鎖傷害的主要原因歸納為以下幾點：

（1）在氣藏開發(fā)過程中，高壓低產(chǎn)井隨著生產(chǎn)時間增長生產(chǎn)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(xiàn)水鎖反應(yīng)，造成氣井產(chǎn)氣量下降。

（2）氣井產(chǎn)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(xì)管壓力和儲層巖石潤濕性等作用下，向儲層中的微毛細(xì)管孔道產(chǎn)生反向滲吸，造成水鎖傷害，當(dāng)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(fā)嚴(yán)重直至積液停噴現(xiàn)象出現(xiàn)。

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

因此結(jié)合理論分析，在氣井實際生產(chǎn)中，通過以下三種情況來進(jìn)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(xiàn)水鎖反應(yīng)。此時產(chǎn)氣量明顯出現(xiàn)下降趨勢，若沒有及時進(jìn)行處理，氣井產(chǎn)氣量會不斷下降以至低于氣井的臨界攜液流量，從而產(chǎn)生井底積液現(xiàn)象，井底儲層無法向上產(chǎn)出氣流，因此套壓在短時間內(nèi)就會出現(xiàn)幅度較大的下降趨勢（見圖2）。

圖2 統(tǒng)x1井生產(chǎn)曲線圖

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

圖3 蘇x2井生產(chǎn)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(kuò)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(cè)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(chǎn)生水鎖效應(yīng)，從而降低壓裂效果，這一現(xiàn)象在低滲儲層尤為明顯。后期氣井投產(chǎn)前壓裂液返排不夠徹底，就會進(jìn)一步導(dǎo)致水鎖程度加重（見圖4）。

3 解水鎖效果評價

國內(nèi)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(xué)方法兩大類。其中物理法包括水力壓裂、預(yù)熱地層、增大生產(chǎn)壓差和注干氣；化學(xué)法包括低級醇、添加表面活性劑、酸化處理。根據(jù)蘇里格二區(qū)氣井普遍特征及成本考慮，此次解水鎖工作選用化學(xué)方法進(jìn)行實施。

統(tǒng)x1于2010年9月投產(chǎn)，初期核實產(chǎn)量0.3×104m3/d，生產(chǎn)至2015年11月套壓突降，產(chǎn)量下降，出現(xiàn)水鎖現(xiàn)象，2016年1月至2月關(guān)井，后生產(chǎn)至4月，生產(chǎn)套壓下降過快，后期反彈，積液現(xiàn)象，采取間開生產(chǎn)關(guān)井油套壓恢復(fù)過快，井口產(chǎn)量低于0.2×104m3/d，嚴(yán)重水鎖（見圖2）。

該井于2016年7月27日開始實施CEGR復(fù)合型采氣措施，實施前日產(chǎn)氣量0.15×104m3，實施后14 d見效，該井復(fù)產(chǎn)后實施間開生產(chǎn)，日產(chǎn)氣量恢復(fù)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(chǎn)制度為開1 d關(guān)1 d，后期通過優(yōu)化生產(chǎn)制度，頻繁間開攜液，關(guān)井油套壓差縮小，生產(chǎn)套壓下降，產(chǎn)氣量上升（見圖5）。2016年研究區(qū)實施井?dāng)?shù)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(qiáng)排 24井次產(chǎn)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(chǎn)量由 0.035×104m3/d上升至 0.54×104m3/d，單井平均增產(chǎn) 0.5×104m3/d；累計產(chǎn)氣 167.34×104m3/d；累計增產(chǎn) 167.11×104m3/d。平均單井有效井日產(chǎn)氣0.34×104m3。

4 結(jié)論認(rèn)識

（1）低滲透氣藏一旦發(fā)生水鎖，滲透率損害率可以達(dá)到70%以上，氣井產(chǎn)量會降至原來的1/3以下，嚴(yán)重影響了氣藏的開發(fā)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(qū)23口無產(chǎn)能或極低產(chǎn)氣井解水鎖實驗結(jié)果得出，有效井達(dá)到86.96%，無效井13.04%，其中效果較好的井達(dá)到65.22%。單井日產(chǎn)氣量同實施前相比上升0.355 2×104m3/d，生產(chǎn)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(tǒng)x1井措施后生產(chǎn)曲線圖

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

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

［1］周小平，等.低滲透氣藏水鎖效應(yīng)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(yīng)研究進(jìn)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(yīng)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