苏里格C区气藏水锁伤害机理及解水锁效果评价

2018-01-02杨智凯史跃凯任晓建

石油化工应用 2017年12期

关键词：水锁套压里格

杨智凯，汪婷，史跃凯，杨洋，任晓建，封莉

（1.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西西安 710021）

苏里格C区气藏水锁伤害机理及解水锁效果评价

杨智凯1，汪婷1，史跃凯2，杨洋1，任晓建1，封莉1

（1.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安 710018；2.中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西西安 710021）

苏里格C区气藏在勘探和开发过程中存在着很严重的储层伤害问题，其中水锁伤害就是最主要的伤害类型之一，这也是影响苏里格气田高效开发的因素之一。本文介绍了苏里格C区地层水锁伤害机理，同时对水锁井的判识方法进行了系统的介绍，对于水锁防治措施的效果进行了评价。

低渗透气藏；水锁伤害；水锁判识；解水锁

苏里格气田普遍存在高压低产气井，其试气无阻流量显示气井产能较好，但是由于水锁情况的存在，东区大部分的气井产量较低以至于不能满足携液生产的要求，井底及井筒产生大量积液，导致气井出现低产或无产能的现象，无法进行正常生产。此类气井在苏里格C区气井所占比例达到16.5%，严重影响了正常生产。

1 储层水锁机理

苏里格气田属于典型的“低孔、低渗、低压、低丰度”气藏，气相的流动通道窄，渗流阻力大，液、固界面及液、气界面的相互作用力大，这使得水锁效应尤为突出，张敏谕、周小平等[1-3]学者的研究结果表明，影响水锁的主要因素为储层渗透率，含水饱和度以及岩石润湿性等。压力与含水饱和度呈良好的指数关系，而压力与气相相对渗透率呈明显对数关系。随着生产压差的增大，会导致含水饱和度的升高，而含水饱和度的升高使得气相渗流能力降低，最终造成了水锁伤害程度的加重（见图1）。

图1 近井带储层水锁示意图

2 水锁井判识方法

在前人研究的理论基础上，结合苏里格地区特有的地质条件，将气井在生产过程中出现水锁伤害的主要原因归纳为以下几点：

（1）在气藏开发过程中，高压低产井随着生产时间增长生产压差逐渐增大，储层外围地层中的束缚水逐渐形成可动水流入近井地带，出现水锁反应，造成气井产气量下降。

（2）气井产量低于临界携液量后，会在气井井底形成积液。井底积液则在井筒回压、微孔隙毛细管压力和储层岩石润湿性等作用下，向储层中的微毛细管孔道产生反向渗吸，造成水锁伤害，当积液量过多并无法及时排出井筒时，近井地层的水锁程度会愈发严重直至积液停喷现象出现。

（3）在油气藏压裂作业过程中一般都会出现水基流体的滤失，特别在低渗透非均质储层中，压降常常与毛管力在数量级上大小相当。此时，气藏产量出现下降，这是由于液体持续滞留导致产生水锁伤害以及注入液体没有完全返排导致的。

因此结合理论分析，在气井实际生产中，通过以下三种情况来进行判识：

（1）气量突降气井：由于外来流体侵入地层，造成储层喉道的堵塞以及气相相对渗透率的下降，出现水锁反应。此时产气量明显出现下降趋势，若没有及时进行处理，气井产气量会不断下降以至低于气井的临界携液流量，从而产生井底积液现象，井底储层无法向上产出气流，因此套压在短时间内就会出现幅度较大的下降趋势（见图2）。

图2 统x1井生产曲线图

（2）积液严重停喷气井：在气井生产过程中，由于井底压力不足，井壁结垢等因素，井底会逐渐出现积液，井底积液则在井筒回压、微孔隙毛细管压力和储层岩石润湿性作用下，向储层中的微毛细管孔道产生反向渗吸，造成地层出现水锁伤害，后采取间歇泡排等措施，井内积液日益增多无法及时排出井筒，此时气井出现积液停喷现象（见图3）。

图3 苏x2井生产曲线图

（3）返排液残留气井：通过压裂可以减小近井地层的流动压力，明显扩大有效的流入范围，提高近井储层的渗透率。但一般使用的水基压裂液也会通过渗析方式沿人工裂缝两侧的基岩面侵入地层，增加水相饱和度，堵塞基岩面上的孔隙通道，产生水锁效应，从而降低压裂效果，这一现象在低渗储层尤为明显。后期气井投产前压裂液返排不够彻底，就会进一步导致水锁程度加重（见图4）。

3 解水锁效果评价

国内外油气田采用的减轻或消除水锁损害的主要方法主要有物理方法和化学方法两大类。其中物理法包括水力压裂、预热地层、增大生产压差和注干气；化学法包括低级醇、添加表面活性剂、酸化处理。根据苏里格二区气井普遍特征及成本考虑，此次解水锁工作选用化学方法进行实施。

统x1于2010年9月投产，初期核实产量0.3×104m3/d，生产至2015年11月套压突降，产量下降，出现水锁现象，2016年1月至2月关井，后生产至4月，生产套压下降过快，后期反弹，积液现象，采取间开生产关井油套压恢复过快，井口产量低于0.2×104m3/d，严重水锁（见图2）。

该井于2016年7月27日开始实施CEGR复合型采气措施，实施前日产气量0.15×104m3，实施后14 d见效，该井复产后实施间开生产，日产气量恢复0.7×104m3，解水锁期间先后使用解堵剂1 050 kg，解水锁药剂3 000 kg，起泡剂1 075 kg，生产制度为开1 d关1 d，后期通过优化生产制度，频繁间开携液，关井油套压差缩小，生产套压下降，产气量上升（见图5）。2016年研究区实施井数10口，加注解堵剂19 510 kg，解水锁剂8 450 kg，起泡剂4 930 kg，泡排棒5支，强排 24井次产液13.9 m3。

施工有效井6口，平均套压由8.29 MPa降至6.26 MPa，下降 2.03 MPa；平均产量由 0.035×104m3/d上升至 0.54×104m3/d，单井平均增产 0.5×104m3/d；累计产气 167.34×104m3/d；累计增产 167.11×104m3/d。平均单井有效井日产气0.34×104m3。