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苏里格C区气藏水锁伤害机理及解水锁效果评价

杨智凯;汪婷;史跃凯;杨洋;任晓建;封莉

【摘要】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.

【期刊名称】《石油化工应用》

【年(卷),期】2017(036)012

【总页数】4页(P41-43,57)

【关键词】低渗透气藏;水锁伤害;水锁判识;解水锁

【作者】杨智凯;汪婷;史跃凯;杨洋;任晓建;封莉

【作者单位】中国石油长庆油田分公司第五采气厂,陕西西安710018;中国石油长

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

陕西西安710021;中国石油长庆油田分公司第五采气厂,陕西西安710018;中国石

油长庆油田分公司第五采气厂,陕西西安710018;中国石油长庆油田分公司第五采

气厂,陕西西安710018

【正文语种】中文

【中图分类】TE258

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

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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。

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）。

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

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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