氣井儲層水鎖效應分析——以G1 井為例

韓金虎

（中國石油長慶油田分公司第六采氣廠， 陜西 延安 716009）

引言

氣井開井后，毛細管力的滯留作用使得地層驅動壓力不能將鉆井液和完井液等外來流體排出地層，逐漸增加的含水飽和度使近井壁處氣相滲透率降低，從而產(chǎn)生水鎖傷害。尤其對于低滲儲層，孔喉具有尺寸較小、非均質(zhì)性強、毛細管力較大等優(yōu)點，形成的水鎖傷害比較嚴重。儲層損害一旦產(chǎn)生，很難通過改造或者保護的措施使氣藏恢復到最初產(chǎn)能。

關于水鎖效應的研究得到了許多學者的關注。張敏諭和毛美利（1999）[1]認為氣藏生產(chǎn)過程中氣相不能有效排出外來水而導致儲層含水飽和度上升、氣相滲透率下降是引起水鎖效應的原因。周小平等（2005）[2]認為流體粘度、流體的粘附張力和孔隙度越小，水鎖侵人深度越深。聶法健等（2016）[3]認為對于致密砂巖儲層來說，存在水相侵入半徑越大、對產(chǎn)能影響越大、水鎖傷害也越嚴重的規(guī)律。Lai 等（2017）[4]研究表明，降低界面張力可以提高負荷回收率，減少地層傷害，進一步提高產(chǎn)氣量。馮旭菲等（2019）[5]研究認為水鎖的傷害程度與滲透率之間的關系呈明顯的負相關，與束縛水飽和度呈正相關關系，而與孔隙度的相關性較差，但總趨勢是孔隙度越大傷害越小?？聫挠竦龋?021）[6]認為影響水鎖傷害的主要因素包括地層的驅動壓力、毛管半徑、外來流體的侵入深度、粘附張力及黏度等。官偉等（2021）[7]認為儲層水鎖主要是由毛管自吸效應和液相滯留效應作用形成。

目前開采開發(fā)的主要焦點在低滲、超低滲氣藏上，其水鎖傷害比中高滲儲層更嚴重。根據(jù)統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明，受到水鎖損害的低滲透儲層達到70%以上。有學者研究發(fā)現(xiàn)鄂爾多斯盆地的致密砂巖儲層普遍存在異常低含水飽和度的現(xiàn)象；且研制出的防水鎖劑可使表面張力達到超低，有效預防水鎖傷害的產(chǎn)生[8-9]。加大對研究區(qū)儲層水鎖的研究，對于氣井能否正常長時間生產(chǎn)，達到預計產(chǎn)能，實現(xiàn)氣田良好的經(jīng)濟效果有重要的作用。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

1.1 地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地是一個多構造體系、多旋回坳陷、多沉積類型的大型克拉通沉積盆地[10]。研究區(qū)位于鄂爾多斯盆地中部，構造上處于天環(huán)坳陷和伊陜斜坡過渡帶。盆地呈現(xiàn)東翼相較寬且緩、西翼相較陡而窄的不對稱向斜構造形態(tài)特征。根據(jù)基底性質(zhì)、地質(zhì)演化歷史和構造特征，劃分為西緣沖斷構造帶、天環(huán)坳陷、伊陜斜坡、晉西撓褶帶、伊盟隆起和渭北隆起六個構造單元[11]。不同沉積層系及層系間各小層具有一定的繼承性。地層由下至上由馬家溝組（O1m）、本溪組（C2b）、太原組（P1t）、山西組（P1s）和石盒子組（P2h）構成。石盒子組盒8 段、山西組山1 段為主要的產(chǎn)氣層。

1.2 氣藏特征

研究區(qū)天然氣組分及物理性質(zhì)相對穩(wěn)定，天然氣相對密度為0.541～0.707，平均0.614；甲烷體積含量36.473%～96.094%，平均85.741%；二氧化碳體積含量1.301%～14.650%，平均5.135%；臨界溫度180.302 ～207.743 K，平均192.235 K；臨界壓力43.492～47.069 MPa，平均45.928 MPa。

2 儲層傷害因素

2.1 巖性特征

儲層巖性特征以石英砂巖、巖屑砂巖為主；填隙物主要有高嶺石、硅質(zhì)、水云母，另有少量綠泥石、鐵方解石和鐵白云石充填。分選性中等- 好，磨圓度以次棱為主，膠結類型以孔隙為主。

2.2 孔隙結構

儲層壓汞曲線形態(tài)為斜坡形，孔隙結構主要分為4 類，以Ⅰ、Ⅱ型為主（如下頁圖1），主要表現(xiàn)為“孔喉小、分選差、排驅壓力高、主貢獻喉道小”的特點。研究區(qū)孔隙特征結構統(tǒng)計表明，盒8 段與山1 段孔隙結構特征均是以Ⅰ、Ⅱ型為主，占比80%以上。

2.3 孔隙類型

孔隙類型以粒內(nèi)溶孔、晶間孔為主，其次為粒間孔、粒間溶孔、微裂縫及微孔。晶間微孔隙和微裂縫發(fā)育程度較低，對儲集空間的貢獻有限。溶解孔隙儲層分布在蒸發(fā)潮坪白云巖中，在大氣淡水淋濾作用下形成有效儲層。晶間孔主要由重結晶作用形成，在溶蝕作用下晶間孔擴大形成晶間溶孔。

2.4 物性特征

該區(qū)儲層孔隙度為0.93%～14.16%，平均值為4.55%，主要分布范圍為2%～6%；滲透率為0.003～12.85 mD，平均值為0.42 mD，主要分布范圍為0.01～1.0 mD。且下古生界馬家溝組孔滲相對上古生界盒8、山1 較小，儲層更為致密。儲層氣藏均屬于低孔低滲氣藏。

在相同條件下，物性較好的儲層將優(yōu)先富集天然氣[12]。結果表明，研究區(qū)氣藏的含氣飽和度與巖心孔隙度、滲透率呈一定的正相關關系（見圖2），表明研究區(qū)氣藏受儲層物性控制，且在同一物性儲層中含氣飽和度差異較小。

3 水鎖效應對氣井動態(tài)的影響

地層水表面張力是影響儲層水鎖效應的主要因素之一。減小流體的表面張力，儲層毛細管壓力就會降低，從而地層中的滯留水就會容易排出。前人研究表明表面活性劑可有效降低流體表面張力[13-14]。將表面活性劑注入地層來解除水鎖，藥劑進入巖石孔道和縫隙后，一方面藥劑在井底溫度下產(chǎn)生蒸氣蒸發(fā)掉巖石毛細管中的液體；另一方面藥劑吸附在巖石表面，形成一層分子膜，低于水的表面張力，使得其毛細管力降低。通過對氣井產(chǎn)層進行解堵，可以改善產(chǎn)層的滲流特征，采用表面活性劑和低毛細管力酸液復配而成的氣井解堵劑在解除氣井儲層水鎖效應、提高氣相滲透率效果相對有效。

4 G1 井解水鎖后產(chǎn)量對比分析

該井構造位置位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，完鉆層位為馬家溝組，試氣層位為山1、山2、馬五41，無阻流量為8.5 萬m3。山1 孔隙度為7.50%，滲透率為0.28 mD；山2 孔隙度為8.96%，滲透率為0.52 mD；馬五41 孔隙度為5.66%，滲透率為0.26 mD。2014 年4月對該井馬五41 進行酸壓改造、試氣工作；6 月對該井山1、山2 進行壓裂改造、試氣工作。

投產(chǎn)初期日產(chǎn)氣為1.1 萬m3，歷年產(chǎn)氣量518 萬方，歷年產(chǎn)水255 m3。該井解水鎖作業(yè)后開井油套壓12.75/12.75 MPa。2020 年7 月解水鎖開井后該井日產(chǎn)氣量有較明顯的上漲，氣井初期日產(chǎn)氣量在0.7 萬m3左右（圖3），氣井間歇出液情況正常。后期及時進行間開操作、放空帶液、關井復壓等匹配措施，較大發(fā)揮氣井最優(yōu)產(chǎn)能。

5 結論

1）該區(qū)氣藏儲層巖性以石英砂巖、巖屑砂巖為主。儲層平均孔隙度為4.55%，平均滲透率為0.42 mD，屬于典型的低孔低滲氣藏，非均質(zhì)性強?？紫额愋鸵粤?nèi)溶孔、晶間孔為主。

2）該區(qū)儲層壓汞曲線形態(tài)為斜坡形，主要表現(xiàn)為“孔喉小、分選差、排驅壓力高、主貢獻喉道小”的特點。

3）水鎖嚴重影響氣井正常生產(chǎn)。加注解水鎖劑對氣井產(chǎn)量有較好地提升，后期配合間歇生產(chǎn)、及時調(diào)整制度以發(fā)揮氣井最大產(chǎn)能。