天然气井化学堵水新方法探讨

许寒冰李宜坤魏发林才 程杨立民

（1.中国石油天然气集团公司采油采气重点实验室，北京 100083；2. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

天然气井化学堵水新方法探讨

许寒冰1，2李宜坤1，2魏发林1，2才 程1，2杨立民1，2

（1.中国石油天然气集团公司采油采气重点实验室，北京 100083；2. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

气井出水影响气井生产，尽管气井堵水是治理气井出水的有效方法，然而该技术的研究因其操作难度大、风险大而进展缓慢，仍处于实验室研究阶段。文中首先分析了气井堵水难度大、风险大的原因在于选择性堵水的需求，进而在吸收、借鉴国内外已有研究成果的基础上研究形成气井化学堵水新方法，认为遵从三类选择性堵水原理可有效堵水，第一类是堵剂材料本身在注入地层后具有气水选择性；第二类是堵剂进入产水气层后使岩石表面润湿性向憎水方向改变，提高气相相渗，降低水相相渗；第三类是堵剂遇水发生物理、化学反应发生膨胀、聚集、或沉淀，起到堵水作用，遇气则无封堵作用。从全气藏的角度提出了气藏整体治水方法，该研究对气井化学堵水方法研究提供了借鉴。

气井；选择性化学堵水；堵水难度；堵水原理；堵水方式；治水模式

天然气藏勘探与开发迅速发展，随着开发阶段的不断深入，气井产能逐渐递减，产水是其中的关键原因。国内的涩北、西南、克拉2等气田普遍出水且不断加剧，影响气井产量。其中涩北气田储层为第四系粉砂岩和泥质粉砂岩，属于弱边水驱动气藏，具有层多、气水层间互通、气井普遍产水、出水水源多样的特征。截止到2009年该气田有133口生产气井，65%的气井出现产量递减，由于出水而导致产量递减的井占到了递减井总数的48%［1］。可见气井产水问题已经凸显，亟待治理。气井排水是目前气井治水的重要措施，然而，排水措施只能缓解出水对气藏的进一步污染，保证一定时间内气井正常生产，而出水并未得到有效抑制，气井堵水措施则能够在井点甚至水源处对出水实施抑制。气井化学堵水采用注入化学剂的办法实现对产水的抑制，从而恢复气井产能。然而，目前国内外气田开发中对产水问题的治理尽量不采用堵水措施，普遍认为气井堵水的风险巨大，远大于油井堵水，如果简单地将应用于油井的堵水方式应用于气井，则堵水剂很容易既堵水又堵气。笔者分析了气井化学堵水难度与风险大的根本原因，在此基础上，通过室内实验研究，并结合目前国内外学者对气井化学堵水技术的研究，形成一套气井化学堵水新思路与新方法。作为一种超前技术，室内实验仍处于初级阶段，文章旨在应用新思路与新方法指导现场施工，为气田高效开发提供保障。

1 气井堵水难度与风险分析

气井堵水相比油井堵水难度大、风险大的原因可从3个方面分析，此三方面呈递进之势导致气井堵水难度大。

首先，从气藏与油藏的开发方式入手，油井堵水的油藏多为注水开发或边底水驱动开发，而且油藏润湿性多为水湿，这种情况下，注入的水或者边底水对原油的驱动属“积极”作用， 而且毛管力对水驱油是动力，所以油井堵水在措施上的目的是扩大水的波及体积，将来水转向物性较差的未波及区域；而气藏多为衰竭式开发，气藏中的水体在毛管力等作用力的作用下侵入气藏，根据气水两相渗流理论，气藏水侵后气相渗透率大幅降低，甚至造成水锁而无法生产，而且一般情况下气水毛管力比油水毛管力大，加剧了水对气藏开发的“消极”作用，所以气井堵水在措施上的目的是减少水的波及体积，将来水堵住，尽量减少水对气藏的污染。因此，气井堵水的难度与风险远大于油井堵水。

其次，气井找水的准确性极大影响着气井堵水的成功率。目前气井找水技术不成熟，对出水层位的判断缺乏准确性，给定点堵水带来困难。所以，需要选择性堵水技术来克服找水技术的不成熟，即注入堵水剂后堵水剂既可能进入产水层，也可能进入气层，但堵水剂能够有选择性地多堵水，少堵气，甚至不堵气，因此，气井堵水难度加大。

再次，气井选择性堵水过程中，堵水剂可能进入气层，而目前堵水剂多为水基，携带堵水剂的水进入气层，可能造成近井地带气藏污染甚至水锁等伤害。因此，气井堵水难度与风险更大。

2 天然气井出水特征

利用气井堵水的办法治理气井产水，首先要分辨出气井产水的类型，对不同的产水类型采用不同的堵水方法。结合涩北气田气井出水水源及其特征［1］，归纳出目前气井出水的几种类型及各自出水特征。（1）凝析水。按照恒定的凝析水气比，随着产气量的变化而变化，在气藏的整个开采周期，凝析水出水量只与凝析水气比有关，换句话说，只与气藏的温度压力条件有关；（2）工作液。气井一投产就见水，初期水量较大，随后产出水量逐渐减少，直至消失，进一步确认还需要结合水质分析；（3）层内可动水。气井逐渐见水，但水量不大，出水量往往带有一定的波动，随着生产的继续，出水量下降；（4）层间水。气井突然见水，水量急剧增加，并伴随着出水量的大幅度波动，开采后期出水量往往会下降，表明层间水被采完或压差不足以继续维持出水；（5）边水。往往发生在气藏生产的中、后期，气井突然见水，且出水往往带有区域性，通常伴随有邻井的大量出水，由于水源充足，边水的出水波动不明显，水量稳定持续上升，并且由于供给充足，气井的压力也能够得到一定程度的维持；（6）底水。先决条件是储层具有底水，往往发生在气藏生产的中、后期，气井突然见水，但区域性不强，水量供给充足。产水的治理要紧密结合出水特征有针对性地进行才会取得成效。

3 天然气井化学堵水剂研究分析

国内外天然气井化学堵水剂的研究相比油井堵水剂开始较晚，从20世纪80年代开始，主要堵剂类型包括聚合物、微乳液、润湿反转剂、无机盐类等，其中聚合物堵剂的应用又根据交联与否分为聚合物交联技术和聚合物桥键吸附技术。

3.1 聚合物交联技术

油井堵水多采用聚合物交联技术，但常规的聚合物交联技术在气井堵水方面,存在一定的困难。主要原因在于两点，一是在油井中，聚合物对油水的选择性较明显，而在气井中聚合物选择性不明显；二是残余气饱和度比残余油饱和度低，一旦聚合物选择性不好，进入产气层，则堵水作业过后近井地带更多的空间被聚合物占据，天然气难以产出。

Unocal生产开发技术公司［2］研究了用有机凝胶进行气井堵水的技术。采用聚丙烯酰胺+交联剂的方式，交联剂分无机和有机两种：无机交联剂为重铬酸盐、金属螯合物等；有机交联剂为苯酚、甲醛等。体系适宜储层温度很高，从55 ℃到150 ℃，对交联时间来讲，室温下达几周，150 ℃条件下超过24 h。1996年应用于加拿大气田3口井，气藏条件是白云岩储层，孔隙度9%，渗透率200 mD，气藏温度113℃，为高温气藏。凝胶溶液用清水配制，3口井捆绑计量，气产量增加315%，水产量降低65%。

哈里伯顿公司［3］研制了一种低分子量聚合物PAtBA，并采用有机交联剂（PEI）进行高温气藏水平井堵水。对于高温气藏，成胶时间较短是普遍存在的问题，需要用缓凝剂，而碳酸钠和氯化钠与凝胶溶液的配伍性都不强，该公司开发了一种缓凝剂。并结合溶液在连续油管中约55 min才进入地层的现场注入条件进行性能评价，结果满足要求。2010年应用于高温气藏水平井，储层温度300 °F（149 ℃），矿化度22×104mg/L。工艺过程是首先注前置液，驱替近井地带储层流体，并冷却近井地带，使得其温度降至240 °F（116 ℃），注入的凝胶溶液中聚合物浓度为25%，交联剂浓度为1%，再关井3 d。应用效果显著，气产量增加7.7倍，含水率降低42%。

Dawson等发明了一项美国专利［4］，利用聚合物微球的吸水能力和在油、气中不膨胀的特性，并考虑到聚合物微球交联后不溶于水的特点，将聚合物微球交联后分散在有机溶剂中并用有机溶剂携带交联聚合物微球注入储层进行气井堵水。聚合物微球的交联分外交联（表面交联）和内交联。外交联（表面交联）聚合物微球黏性低、形变能力强，由于低渗储层需要堵剂良好的孔喉穿透的能力，故其适合低渗储层堵水，一般适合渗透率低于10 mD的低渗储层，聚合物微球粒径较小，在携带液中的质量分数低，约为0.25%～0.5%；而内交联聚合物微球黏性高，所以在高渗大孔道和裂缝性储层裂缝面的附着力较强，因此适合高渗大孔道和裂缝性储层，在携带液中的质量分数较高，约为0.5%～5%，另外，阴、阳离子型聚合物微球的混合能增强体系黏性。

中国石油大学［5］结合国内涩北气田储层条件，采用淀粉接枝弱凝胶堵水剂，通过物理模拟试验对堵水剂在涩北气田的注入特性和封堵效果进行了评价，结果表明，优选出的堵水剂配方成胶时间为8.2 h，成胶后静态屈服强度达到3.8 kPa，另外该配方堵水剂对出水层具有选择性，具有高于20 MPa/m的封堵强度，并且不会封堵气层。

3.2 聚合物桥键吸附技术

聚合物交联技术对气井堵水来说风险性较大，聚合物桥键吸附技术不加交联剂，能克服交联作用降低气井产能的弊端，主要是利用了聚合物吸附层的就地舒展特性，能提高堵水效果。法国石油研究院的Zaitoun 博士［6-7］研究了此项技术，所用聚合物主要是聚丙烯酰胺。

作用原理主要是通过聚合物在地层孔喉中的桥键吸附来选择性地大幅度降低水相相对渗透率而较小幅度降低（甚至升高） 气相相对渗透率，达到选择性堵水不堵气的目的。

在注入工艺上又分为A法和B法2种［7］。A法原理：由于部分水解聚丙烯酰胺HPAM卷曲分子具有在高矿化度水中收缩，低矿化度水中舒展的特性，没有盐时，因丙烯酸根离子带负电荷而相互排斥，使卷曲的分子舒展开来；有盐时，小的正离子钻到高分子之间，中和高分子的负电性，使高分子收缩。利用这一特性，先把HPAM溶入高矿化度的盐水中，再注入低矿化度地层中，在生产过程中，低矿化度地层水逐渐取代了高矿化度的注入盐水，使得聚合物分子舒展开来。B法原理：所用堵剂为非离子型的聚丙烯酰胺（PAM），由于其对盐水的成份几乎不敏感，是靠舒展剂如K2CO3对聚合物进行化学处理使之舒展的，而不是靠矿化度变化来实现。由于PAM吸附量比HPAM高得多，经舒展剂作用后，其阻力系数几乎为100%，而且其黏度更低，因此，非离子型聚丙烯酰胺PAM比HPAM应用更广泛。

现场应用于位于法国东部的VA48气井，储层渗透率为100 mD，采用浓度为0.3%的HPAM溶液堵水，取得效果：使水/气比降低，比同区块最好的未处理井的水/气比降低了一半，总产气量升高2倍以上。此外，在德国北部一个砂岩气田也进行了应用，井深3 440 m，井温130 ℃，平均渗透率10 mD，平均孔隙度12.7%，开采6年后，产水由2 m3/d升到90 m3/d，最终导致水淹弃井。1993年使用聚合物Hostamer处理后，产水由90 m3/d降至不到1 m3/d，恢复产气到1×105m3/d。

3.3 微乳液

匈牙利应用化学研究院的I. Lakatos［8］研究了硅氧烷微乳液堵水。堵水作用机理有两方面，一是硅氧烷微乳胶中的硅氧烷能使储层润湿性向憎水方向转移，从而抑制水产出；二是封堵孔喉作用，浓度较低的硅氧烷微乳液在前置段塞水的稀释下由于稳定剂受到稀释而破乳，破乳后硅氧烷析出并聚集，使微乳液体系向乳液转变，较大的乳液液滴被孔隙捕集，从而产生封堵孔喉的作用，实现剖面调整。同时，由于硅氧烷是油溶性的，在气层中破乳后不易聚集，从而对气层封堵能力不强，实现堵水不堵气的目的。此微乳液的特征为：无色，透明度高，黏度与水相近，耐温20～90 ℃，耐盐10 000 mg/L。

通过润湿角判断，经硅氧烷微乳液处理过的岩石表面并非向憎水方向转变，而是向亲水方向转变，原因可能为：微乳液中的表活剂首先被吸附在岩石表面，起到将润湿性向水湿转变的作用，而该表活剂层阻止了硅氧烷与岩石表面的接触，从而失去了硅氧烷对岩石润湿性向憎水方向改变的作用。尽管如此，硅氧烷微乳液封堵孔喉的作用足以使其具有较好的堵水效果，如表1所示，实验比较了较低浓度微乳液、较高浓度微乳液、硅氧烷的异丙醇溶液3种化学剂对岩石物性的改变，结果显示较低浓度的微乳液对岩心水相渗透率的降低程度比高浓度的微乳液大。

表1 硅氧烷对岩石物性的影响

通过实验测得前置水段塞，微乳液段塞和后置水段塞（均为20 PV）的流度，变化曲线如图1所示，注入微乳液段塞期间注入流体的流度大幅降低，注入微乳液后注水过程中流度仍然很低。解释原因为：微乳液注入过程中前缘被前置水段塞稀释而破乳，破乳后硅氧烷析出并聚集，较大的液滴被孔隙捕集，从而封堵孔喉，流度大幅降低；后置水段塞注入过程中，由于孔喉被液体封堵，流度保持低下。

图1 硅氧烷微乳液对流度的改变（浓度为0.2 g/L）

2001年，在匈牙利的Algyo气田进行了试验，处理层位1 803～1 807 m，尽管水产量无明显降低，但气产量和气水比都增加为原产量的3倍，并维持至少半年时间。

3.4 润湿反转剂

中国地质大学李克文等［9］通过物模实验研究了将气层的岩石润湿性由亲水改变成憎水来降低底水气藏气井产水的可行性，所用化学剂为氟碳活性剂。基本原理是：水若想侵入气层，需要突破毛管力，然而大多数情况下，由于岩石水湿，毛管力是水侵入气层的动力，水能够自然地吸入气层；如果将润湿性反转，变成憎水，那么在压差小于毛管力的条件下水不能进入气层，即使压差大于毛管力，产水也会大大降低。

图2 润湿反转封堵底水物理模拟装置图

实验所用岩心为人造胶结双层岩心，并由环氧树脂密封，如图2所示。岩心模型大小为30 cm×4.5 cm×9 cm。上层为气层，下层为底水层。气层的孔隙度和渗透率都相对较小，约为25%和1 000 mD。底水层则相对较大，约为30%和10 000 mD。5个阀门用来模拟气井。

岩心润湿反转处理是关键的一步，步骤是用真空泵排空8 h后，用给定浓度的润湿反转剂溶液饱和岩心，本实验包括2个浓度，2%和5%。在岩心熟化3 d并干燥后，待用。实验结果表明，未经化学剂处理的岩心水侵量大约为0.15 PV，经2%和5%浓度化学剂处理过的岩心水侵量分别降至0.08 PV和0.05 PV。通过改变气层的润湿性，见水得到延缓而且气层水侵量也大幅降低。

3.5 无机盐

道达尔公司利用部分水解氯化铝溶液作为主剂进行气井堵水［10］。采用部分水解氯化铝溶液作为主剂的原因：流动性与水相近，在低渗储层中具有较好的注入性；当溶液pH值达到5以上时，溶液中铝离子与氢氧根离子反应产生沉淀，形成网状结构，达到堵水目的。选用一种尿素衍生物作为引发剂，随着向地层深部运移，它随温度升高而分解，增大溶液pH值，引起溶液产生沉淀。后置体系为丙烯酰胺聚合物，凝胶溶液中的铝离子作为交联剂使后置体系的聚合物交联。2007年在印尼的Tunu气田应用，产水量降低了70%，稳定了产气量。

西南石油大学［11］提出了一种盐析控水方法，即通过盐沉析堵塞高渗透区域。方法主要利用了氯化钠在水中溶解度基本上不受温度和压力的影响，且在醇中溶解度甚微的特性，选择氯化钠水溶液（盐水）和乙醇（非电解质）作为盐沉析体系的注入剂，而且所用乙醇为无水乙醇。注入高浓度氯化钠水溶液后，注入乙醇段塞，在其与氯化钠水溶液的接触和混合过程中降低氯化钠在水中的溶解度，在高含水渗流通道内形成固体盐沉淀，产生局部堵塞使水相渗透率降低，从而控制产水量，提高产气量。在常温下试验了乙醇加量、氯化钠质量浓度及诱导剂、添加剂对盐沉析性质的影响。通过物理模拟实验可知，当产水率分别为47.0%和84.0%时，填砂管被注入盐沉析体系后，降水率分别为6.0%和4.0%，产气率分别增加6.0%和4.0%。试验表明，盐沉析体系在一定条件下可以有效地封堵出水区域，达到控水稳气的目的。

4 天然气井堵水剂放置工艺研究分析

与油井堵水不同［12］，气井堵水如果用凝胶作堵剂，虽然聚合物类凝胶具有亲水性，但产水气井储层对凝胶的选择性不强，而且凝胶溶液黏度远比天然气黏度大，因此注入的凝胶会大幅度驱替近井地带的气体，直至达到残余气饱和度水平［13］，而且残余气饱和度远比残余油饱和度低。这样，驱替过后储层的流动通道几乎全部被流动能力很低的凝胶占据，造成近井地带的气相相对渗透率极低。注入凝胶过程中如何减少气井产能损失成为解决问题的关键，目前有两种方式，一是在凝胶中建立气相渗流通道；二是用某种流体顶替凝胶进入储层，从而减小凝胶对气井产能的伤害。

4.1 凝胶中建立气相渗流通道

Dovan等人首先总结了气体渗流通道产生方式的演变过程［14］如下：

（1）酸液注入。在凝胶溶液中加入碳酸氢盐，在注入凝胶溶液后注入酸，酸与碳酸氢盐反应生成二氧化碳，从而形成流动通道。1986年，在北加州应用，效果不好，原因是酸量过大，将凝胶破坏，因此此法的缺点是难以控制酸液用量。

（2）就地产生。随着凝胶溶液一同注入一种酯，凝胶溶液中含有碳酸氢盐，在油藏温度下，酯会水解产生酸，这样，就地产生的酸与碳酸氢盐反应生成二氧化碳气体，从而就地生成了气体通道。1988年，在北加州成功应用。

（3）外部引入。交替注入凝胶溶液与气体（氮气），后注入的气体穿过凝胶形成渗流通道。该技术由Dovan和Hutchins于1990年发明。

Dovan等人同时研究了凝胶/气体交替注入堵水工艺［14］，目的是在凝胶溶液之后注入气体使其在凝胶中穿过，从而重新建立气相相渗。配方设计上，最优化学剂凝胶体系取决于出水通道系统的类型、注入水质量和油藏温度。Dovan和Hutchins比较了几种凝胶溶液与氮气交替注入的堵水效果，分别是：①铬交联或铝交联阴离子聚丙烯酰胺；②铬交联或醛交联阳离子聚丙烯酰胺；③钛交联羟丙基胍胶；④硅酸盐凝胶；⑤铬交联木质素磺酸盐。通过岩心物模实验，最终选择了阴离子聚丙烯酰胺—重铬酸盐体系。

工艺设计上，凝胶注入量设计可以根据气井产水能力进行，因为产水能力在某种程度上可以代表气井对凝胶的接纳能力［13］，最终设计为比生产井预测最大累积产水量多30%，气体段塞的体积设计为50%～80%凝胶段塞体积。凝胶溶液浓度分成几段，并且前端低浓度，末尾高浓度。浓度分段的目的是：第一，低浓度的化学剂被推向储层深部，而储层深部压降较小，凝胶强度要求较低；第二，开始阶段注低浓度化学剂可了解气井吸收化学剂的能力。凝胶段塞注完后继续注入阳离子聚合物段塞、水段塞、气体段塞。阳离子聚合物段塞作用是作为化学剂屏障以最小化潜在的阴离子聚合物的回流；水段塞作用是驱替阳离子聚合物段塞进入储层；气体段塞作用是建立近井地带气相相渗。

1990年，采用常规酸化设备注入，应用于3个气田，均见效，其中，应用于墨西哥湾的East High Island 285区块的一口气井，通过连续油管完成堵剂注入，气井产量维持3年1.9 MMCFD的水平，产水量从最高600 BPD降至50 BPD以下。后期该技术在加拿大西部的不列颠哥伦比亚省气田试验区得到进一步应用，所用凝胶体系为乙酸铬聚合物体系，注入的气体为氮气，WGR降低约75%，产气率从20%提高至70%。

4.2 顶替凝胶以保障气井产能

用某种流体顶替凝胶进入储层，让开近井地带气体渗流通道，以减少气井产能损失。针对有效顶替凝胶的流体，阿尔伯塔研究会的Wassmuth等人通过物理模拟和数值模拟研究发现泡沫是一种有效顶替液［15］，并形成一项专利［16］。

泡沫在多孔介质中只会影响气相相渗，不会影响水相相渗。如图3所示，储层含水饱和度超过Sw*的情况下发泡剂与气、水作用生成泡沫，泡沫的存在大大降低了原气相相渗，使得泡沫相流动性很低，黏度很大，能与凝胶溶液黏度匹配，如图4。

图3 水/泡沫相渗曲线

图4 贝尔岩心中聚合物和泡沫的有效粘度

图5 不同顶替体对岩心阻力系数的影响实验

从气体和泡沫对凝胶的顶替能力比较实验（图5）可见泡沫驱替过后的岩心残余阻力系数最小，说明泡沫顶替能力最强。

而且泡沫中表活剂的浓度可设计非常低（0.01%～0.05%），从而在泡沫完成顶替凝胶的任务后可消泡，由于凝胶和泡沫驱替过后储层的含水饱和度非常低，消泡后储层的气相渗透率比措施前大幅提高。

同时，用油藏数值模拟手段，针对均质气藏和裂缝性气藏，研究了堵剂优选和放置工艺。数值模拟采用CMG公司开发的STARS模拟器，充分利用其在化学反应以及气、水、泡沫驱替等方面的功能优势。

聚合物分子与水反应生成凝胶遵守质量平衡关系式，如式（1）

成胶后渗透率变化符合Carman-Kozeny公式，如式（2）

下标o表示注堵剂前状态。

图6 泡沫顶替后凝胶分布

通过数值模拟（图6）得出，泡沫作为顶替段塞能够将凝胶推离井筒附近，并且相对低密度的泡沫会在气层上部突破凝胶，保证了泡沫消泡后气体渗流通道。

5 气井化学堵水技术新思路与新方法

根据对国内外天然气井堵水技术的研究分析，总体来看，目前国内外对气井堵水技术［17］的研究不成熟，存在一些问题与难题，主要表现在：

（1）气藏地质认识不够，找水技术不完善，无法为气井“定点”堵水提供保障。（2）气井堵水难度大的关键原因认识不清，气藏开发中出水的危害与控制理论认识应加强，与油藏中扩大水的波及体积不同，气藏堵水应减少水的波及体积，从而减少水对气藏的伤害范围。（3）气井堵水大多是针对单井、单层的堵水措施，并未从气藏的角度考虑水的“来源”和“出路”。（4）气井堵水剂作用效果不理想，选择性不强。（5）气井堵水堵剂类型、用量等参数优化系统缺乏。

文章对天然气井化学堵水技术的研究提出一些思路，供研究人员探讨与参考。

（1）从气藏治水模式上看，气藏与油藏堵水不同。油藏开发中水对油的驱替是积极作用，控制机理为扩大水的波及体积，措施上往往采用调整剖面以使来水转向去驱替物性较差的油层中的剩余油；而气藏则不然，出水对气藏的伤害很大，因此与油藏中扩大水的波及体积不同，气藏中应减少水的波及体积，从而减少水对气藏的伤害范围，这样，气井堵水不能仅是单井、单层的堵水，应放大到全气藏，要紧密结合“水源封堵”和“来水疏导”两方面才能解决，如不考虑这2个因素则被堵住的水必然会转向而污染其他气藏区域。对“水源封堵”，如边水类型，可结合地质认识将水源附近的高渗带（缝）进行物性干预，使气水界面均匀变化；如为底水类型，则可根据压降漏斗非均匀干预井底附近的垂向渗流能力。

（2）从气藏堵水方式上看，要充分考虑气藏的压力分布特征，不同部位压差不同，压差不同堵剂强度的要求也不同，考虑压差的分布能够优化堵剂用量和分布，从而实现低成本、长效堵水。例如，对于底水气藏水体在井筒锥进上升的情况，这是典型的由生产压降漏斗形态决定的储层垂向压差分布引起的不均匀水侵，这种情况下，垂向压差分布呈现与压降漏斗类似形态，即近井地带垂向压差大，远井地带垂向压差小，因此在凝胶量和强度的分布上要考虑到这一点，近井地带的封堵强度较大。

（3）从气藏堵水原理上看，随着气藏的深入勘探，气藏的复杂程度越来越高，有的气层与水层难以分开，有的气水同层，这些情况的堵水大多要笼统注入堵剂。这样，堵剂既可能进入高含水层，也可能进入高产气层。从保护气藏的角度，气井堵水剂的研究要遵循选择性堵水原理，即堵水不堵气原理。有两点要考虑：

一是堵剂对气、水的选择性，即研制的堵剂可以有选择性的多进入水层或高含水区带，少进入气层或非高含水区带；

二是堵剂对气、水选择性不强，但对储层中水相渗流能力的抑制能力远大于对气相渗流能力的抑制，分为三类，

第一类，堵剂材料本身在注入地层后具有气水选择性，

第二类，堵剂进入产水气层后使岩石表面润湿性向憎水方向改变，提高气相相渗，降低水相相渗，

第三类，堵剂遇水发生物理、化学反应发生膨胀、聚集、或沉淀，起到堵水作用，遇气则无封堵作用。

（4）深部放置的实现。储层中堵剂的放置位置对堵水效果影响很大。一般来讲，放置在储层深部比近井地带效果要好。那么，实现堵剂的深部放置成为天然气井堵水的另一个关键问题。笔者提出两条思路：一是研制注入能力强且长时间延迟生效的堵剂；二是研究新的注入方式，使得堵剂被直接注入地层深部，而不经过地层渗流过程。

6 结束语

分析了气井堵水难度大、风险大的原因在于选择性堵水的需求。在研究分析国内外已有气井化学堵水技术研究成果的基础上提出3类气井化学堵水新思路。建议国内外学者应在气藏整体治水、气井出水机理、堵水化学剂和堵剂放置工艺方面加强研究，解决气井出水问题，为气田高效开发提供保障。

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（修改稿收到日期 2013-08-21）

〔编辑 薛改珍〕

Novel technical method discussion on chemical water shut-off for gas wells

XU Hanbing1,2, LI Yikun1,2, WEI Falin1,2, CAI Cheng1,2, YANG Limin1,2

（1.Key Laboratory of Oil & Gas Production, China National Petroleum Corporation, Beijing 100083, China; 2. Research Institute of Pertoleum Exploration & Development, PetroChina, Beijing 100083, China）

Water production from gas wells affects gas production. Though water shut-off is an effective method to cure water production on gas wells, the research and development on water shut-off technique has little progress, because of difficulty and risk of the treating operation, and it still locates at indoor research stage. The paper firstly analyzed the reason of high difficulty and high risk of gas well water shut-off, which is the demand of selective water shut-off treatment. Furthermore, based on the absorbing and referencing of the current research progress at home and abroad, from the view point of water shut-off principles, three novel types of water shut-off methods are formed. The first principle is that the water shut-off agent itself has gas-water selection capacity after injected into reservoirs; the second one is that the agent changes wettability of rock surface into more hydrophobic after getting into water beard gas formations, resulting in gas relative permeability increase and water relative permeability decrease; the third one is that the agent has some physical or chemical reactions when contacting water, such as expansion, assembling, or precipitation, to plug water flow, but no reaction when contacting gas. Furthermore, the paper proposed an integrated water treatment method from the whole gas reservoir point of view.

gas well; selective chemical water shut-off; water shut-off difficulty; water shut-off principle; water shut-off method; water treatment method

TE358

A

1000-7393（ 2013 ） 05-0111-07

国家科技重大专项项目“阿姆河右岸中区天然气开发示范工程（编号：2011ZX05059）”的部分内容。

许寒冰，1980年生。2009年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程专业，现从事油气藏化学堵水调剖研究工作。E-mail：xuhanbing@petrochina.com.cn。

许寒冰，李宜坤，魏发林，等.天然气井化学堵水新方法探讨［J］. 石油钻采工艺，2013，35（5）：111-117.