韩金虎

（中国石油长庆油田分公司第六采气厂， 陕西 延安 716009）

引言

气井开井后，毛细管力的滞留作用使得地层驱动压力不能将钻井液和完井液等外来流体排出地层，逐渐增加的含水饱和度使近井壁处气相渗透率降低，从而产生水锁伤害。尤其对于低渗储层，孔喉具有尺寸较小、非均质性强、毛细管力较大等优点，形成的水锁伤害比较严重。储层损害一旦产生，很难通过改造或者保护的措施使气藏恢复到最初产能。

关于水锁效应的研究得到了许多学者的关注。张敏谕和毛美利（1999）[1]认为气藏生产过程中气相不能有效排出外来水而导致储层含水饱和度上升、气相渗透率下降是引起水锁效应的原因。周小平等（2005）[2]认为流体粘度、流体的粘附张力和孔隙度越小，水锁侵人深度越深。聂法健等（2016）[3]认为对于致密砂岩储层来说，存在水相侵入半径越大、对产能影响越大、水锁伤害也越严重的规律。Lai 等（2017）[4]研究表明，降低界面张力可以提高负荷回收率，减少地层伤害，进一步提高产气量。冯旭菲等（2019）[5]研究认为水锁的伤害程度与渗透率之间的关系呈明显的负相关，与束缚水饱和度呈正相关关系，而与孔隙度的相关性较差，但总趋势是孔隙度越大伤害越小。柯从玉等（2021）[6]认为影响水锁伤害的主要因素包括地层的驱动压力、毛管半径、外来流体的侵入深度、粘附张力及黏度等。官伟等（2021）[7]认为储层水锁主要是由毛管自吸效应和液相滞留效应作用形成。

目前开采开发的主要焦点在低渗、超低渗气藏上，其水锁伤害比中高渗储层更严重。根据统计数据表明，受到水锁损害的低渗透储层达到70%以上。有学者研究发现鄂尔多斯盆地的致密砂岩储层普遍存在异常低含水饱和度的现象；且研制出的防水锁剂可使表面张力达到超低，有效预防水锁伤害的产生[8-9]。加大对研究区储层水锁的研究，对于气井能否正常长时间生产，达到预计产能，实现气田良好的经济效果有重要的作用。

1 区域地质概况

1.1 地质背景

鄂尔多斯盆地是一个多构造体系、多旋回坳陷、多沉积类型的大型克拉通沉积盆地[10]。研究区位于鄂尔多斯盆地中部，构造上处于天环坳陷和伊陕斜坡过渡带。盆地呈现东翼相较宽且缓、西翼相较陡而窄的不对称向斜构造形态特征。根据基底性质、地质演化历史和构造特征，划分为西缘冲断构造带、天环坳陷、伊陕斜坡、晋西挠褶带、伊盟隆起和渭北隆起六个构造单元[11]。不同沉积层系及层系间各小层具有一定的继承性。地层由下至上由马家沟组（O1m）、本溪组（C2b）、太原组（P1t）、山西组（P1s）和石盒子组（P2h）构成。石盒子组盒8 段、山西组山1 段为主要的产气层。

1.2 气藏特征

研究区天然气组分及物理性质相对稳定，天然气相对密度为0.541～0.707，平均0.614；甲烷体积含量36.473%～96.094%，平均85.741%；二氧化碳体积含量1.301%～14.650%，平均5.135%；临界温度180.302 ～207.743 K，平均192.235 K；临界压力43.492～47.069 MPa，平均45.928 MPa。

2 储层伤害因素

2.1 岩性特征

储层岩性特征以石英砂岩、岩屑砂岩为主；填隙物主要有高岭石、硅质、水云母，另有少量绿泥石、铁方解石和铁白云石充填。分选性中等- 好，磨圆度以次棱为主，胶结类型以孔隙为主。

2.2 孔隙结构

储层压汞曲线形态为斜坡形，孔隙结构主要分为4 类，以Ⅰ、Ⅱ型为主（如下页图1），主要表现为“孔喉小、分选差、排驱压力高、主贡献喉道小”的特点。研究区孔隙特征结构统计表明，盒8 段与山1 段孔隙结构特征均是以Ⅰ、Ⅱ型为主，占比80%以上。

2.3 孔隙类型

孔隙类型以粒内溶孔、晶间孔为主，其次为粒间孔、粒间溶孔、微裂缝及微孔。晶间微孔隙和微裂缝发育程度较低，对储集空间的贡献有限。溶解孔隙储层分布在蒸发潮坪白云岩中，在大气淡水淋滤作用下形成有效储层。晶间孔主要由重结晶作用形成，在溶蚀作用下晶间孔扩大形成晶间溶孔。

2.4 物性特征

该区储层孔隙度为0.93%～14.16%，平均值为4.55%，主要分布范围为2%～6%；渗透率为0.003～12.85 mD，平均值为0.42 mD，主要分布范围为0.01～1.0 mD。且下古生界马家沟组孔渗相对上古生界盒8、山1 较小，储层更为致密。储层气藏均属于低孔低渗气藏。

在相同条件下，物性较好的储层将优先富集天然气[12]。结果表明，研究区气藏的含气饱和度与岩心孔隙度、渗透率呈一定的正相关关系（见图2），表明研究区气藏受储层物性控制，且在同一物性储层中含气饱和度差异较小。

3 水锁效应对气井动态的影响

地层水表面张力是影响储层水锁效应的主要因素之一。减小流体的表面张力，储层毛细管压力就会降低，从而地层中的滞留水就会容易排出。前人研究表明表面活性剂可有效降低流体表面张力[13-14]。将表面活性剂注入地层来解除水锁，药剂进入岩石孔道和缝隙后，一方面药剂在井底温度下产生蒸气蒸发掉岩石毛细管中的液体；另一方面药剂吸附在岩石表面，形成一层分子膜，低于水的表面张力，使得其毛细管力降低。通过对气井产层进行解堵，可以改善产层的渗流特征，采用表面活性剂和低毛细管力酸液复配而成的气井解堵剂在解除气井储层水锁效应、提高气相渗透率效果相对有效。

4 G1 井解水锁后产量对比分析

该井构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，完钻层位为马家沟组，试气层位为山1、山2、马五41，无阻流量为8.5 万m3。山1 孔隙度为7.50%，渗透率为0.28 mD；山2 孔隙度为8.96%，渗透率为0.52 mD；马五41 孔隙度为5.66%，渗透率为0.26 mD。2014 年4月对该井马五41 进行酸压改造、试气工作；6 月对该井山1、山2 进行压裂改造、试气工作。

投产初期日产气为1.1 万m3，历年产气量518 万方，历年产水255 m3。该井解水锁作业后开井油套压12.75/12.75 MPa。2020 年7 月解水锁开井后该井日产气量有较明显的上涨，气井初期日产气量在0.7 万m3左右（图3），气井间歇出液情况正常。后期及时进行间开操作、放空带液、关井复压等匹配措施，较大发挥气井最优产能。

5 结论

1）该区气藏储层岩性以石英砂岩、岩屑砂岩为主。储层平均孔隙度为4.55%，平均渗透率为0.42 mD，属于典型的低孔低渗气藏，非均质性强。孔隙类型以粒内溶孔、晶间孔为主。

2）该区储层压汞曲线形态为斜坡形，主要表现为“孔喉小、分选差、排驱压力高、主贡献喉道小”的特点。

3）水锁严重影响气井正常生产。加注解水锁剂对气井产量有较好地提升，后期配合间歇生产、及时调整制度以发挥气井最大产能。