微压法解除气井水锁原理及其现场应用

2022-06-21李文杰张秀青高秀丽鲍作帆贾红战杨金玲于永新

石油化工应用 2022年5期

李文杰，张秀青，杨彬，高秀丽，鲍作帆，贾红战，杨金玲，于永新

（1.渤海钻探工程技术研究院，天津 300280；2.渤海钻探工程公司油气合作开发分公司，天津 300280）

1 水锁效应及其解除方式

随着开发的深入，低渗透致密砂岩储层的开发占据越来越重要的位置。但是由于其自身低孔低渗的特征，极易引起水锁。人们从机理至现场实验进行了众多研究，对于水锁的认识达到一定的高度。如影响水锁效应的因素有储层物性、相渗曲线、水相物理侵入深度、生产压差、岩石的润湿性及温度等，尤其是储层物性中渗透率、孔隙度、润湿性等对于水锁的影响更为巨大[1-3]。解除水锁的方法很多，但是最为简便、经济效益明显的是加入水锁剂解除水锁。其作用机理主要是通过加入水锁剂可以改变储层润湿性、降低表界面张力、降低贾敏效应等，从而达到改善岩心渗透率，降低最低流动压差及激动压差的效果，该方法应用最为广泛，且效果明显[4-6]。本研究在常规应用基础上根据施工后水锁剂是否进行顶替进行分析，以达到更好的解水锁效果。

2 水锁剂施工方式

水锁剂通常的施工方式是：水锁剂通过油（套）管加注到井底直至施工层位，水锁剂在重力或外来压力作用下被挤入储层，之后，水锁剂可有效降低毛细管力、在储层表面形成低的表界面张力膜、降低最低流动压差及激动压差，达到解水锁的目的。

根据水锁剂加注后对水锁剂的处理是否加压，将施工方式分为两种情况：加压加注法和微压置换法。

2.1 加压加注法

该方法是：解水锁剂用注剂泵注入井筒，用氮气顶入地层，关井反应，水锁起效后开井生产或排液。该方法是常规施工方法，常规的解水锁方法为注入水锁剂，然后通过氮气将水锁剂挤入地层，以发挥水锁剂的效果。施工过程中设定P 为油管内施工压力，P1 为储层压力，此时通过氮气顶替时油管内施工压力P 远大于储层压力P1（见图1）。

图1 施工压力与储层压力关系示意图（P＞＞P1）

当P＞＞P1 时，含有水锁剂的液体发生指进，主要在大孔喉处进入地层。但是，该工艺仅仅考虑了水锁剂深入的效果，没有考虑储层岩心特性、液体流动的突进现象，通常容易发生在某一容易流动的大的裂缝进行。

2.2 微压置换法

解水锁剂通过注剂泵注入井筒，在液柱重力及部分气体产生的微压下进入储层，施工结束后直接关井，待水锁剂与储层反应，水锁剂起效后开井生产或排液。施工过程中油管内施工压力P 近似或稍大于储层压力P1（见图2）。

图2 施工压力与储层压力关系示意图（P≈P1）

当P≈P1 时，水锁剂与储层充分进行接触，水锁剂可以均匀进入储层中大中小的缝隙中，使得水锁剂的效果得到充分发挥，从而起到好的解水锁效果，尤其是对于近井地带可充分处理。但是该方法由于压力较小，使得水锁剂进入储层缝隙比较缓慢，因此需要一定的时间进行反应。

3 水锁剂的性能评价

3.1 实验仪器及材料

主要仪器：BZY-1 表界面张力仪（上海衡平仪器仪表厂），毛细管（一次性使用微量采血吸管，山东奥赛特医疗器械有限公司）。

主要实验药品：气井用水锁解堵剂，表面活性剂BH-JD（渤海钻探工程公司生产）。

3.2 实验方法

用表界面张力仪测定水锁剂的表面张力。

毛细管高度是毛细管力最为直观的体现，通过与水的毛细管高度的对比可以直观测试毛细管降低能力。实验方法是取80 mL 气井用水锁剂放入100 mL烧杯中，将毛细管垂直插入气井用水锁解堵剂中，用直尺测量毛细管内外液面的高度差并记录该数值，用不同毛细管重复该实验三次，取其平均值记为h2。毛细管力降低率按照公式计算：

式中：K-毛细管力降低率，%；h1-毛细管中水柱高度，cm；h2-毛细管中水锁剂液柱高度，cm。

3.3 实验结果与讨论

按照实验要求，测定不同浓度的水锁剂的表面张力，毛细管高度，结果（见表1）。

表1 水锁剂性能评价表

通过实验可以看出：

（1）生产的水锁剂具有较低的表面张力以及较好的降低毛细管力的能力；

（2）水锁剂具有较好的耐稀释性能，水锁剂稀释后，表面张力、降低毛细管力的能力变化不大。

4 微压法解水锁现场应用

气井井况分析：苏X井为直井，完钻井深3 625 m，生产层位位于3 524～3 535 m，4.7 m/2 层。2008 年10月进行压裂施工，施工压力为46.6～61.7 MPa，施工排量为2.8 m3/min，砂量为33 m3，平均砂比为21.5%，液氮总量为13 m3。压裂效果比较明显，获得了工业气流。试气期间使用5 mm 油嘴求产，气产量为69 458 m3/d，计算无阻流量为112 279 m3。该井目前间歇生产，作业测液面，测前油压7.6 MPa，套压7.6 MPa，作业深度3 500 m 无液面。

通过分析，后期间开关井一段时间后，油套压力恢复很快，开井后有一定产量，说明储层仍然具有一定的产能，因此应进行解水锁施工，解除停喷气井储层水锁伤害等问题，恢复气井产能，提高单井产量及最终采收率。根据施工设计，水锁解除半径为1 m，使用注剂泵一次加注解水锁剂设计量，通过油管加注，之后关井72 h。

该井于2018 年9 月16 日开始进行解水锁液顶替（见表2）。

表2 水锁剂施工前后压力表

施工完毕后关井3 d，开井后油压4.8 MPa，套压6.14 MPa，稳定，经过排液，瞬时气量5 500 m3/h，气井恢复正常生产。

目前该工艺针对XX 气田进行解水锁施工，共进行2 口井施工。其中苏XX-1X-1 井初始油压8.27 MPa，套压8.19 MPa，说明地层能量仍具有较高能量，但产气量较之前较差，侧面说明地层存在一定的堵塞现象，适合水锁解堵技术实施。2021 年7月4 日进行解堵施工，采用置换法工艺，注入解堵剂，措施后关井恢复。该井2021 年8 月7 日进行干管放空排液，稳定瞬流达到2 030 m3/h 左右，说明解堵剂在近井地带形成有效保护，积液未能产生二次水锁伤害。苏XX-2X-12X 井油压12.68 MPa，套压12.73 MPa。2021年8 月23 日进行解堵施工，采用置换法工艺，注入解堵剂，措施后关井恢复。2021 年9 月3 日进行分离器排液，共排出液体3.2 m3。该井措施后经过分离器排液，排液后地层压力恢复明显加快，说明该井近井地带堵塞解除明显，地层沟通有效。