靖边气田储层水锁对气井产能影响分析

杨琼警（中石油长庆油田分公司气田开发处，陕西 西安 710018）

王亚兰（中国石油测井有限公司长庆事业部，陕西 西安 710201）

卢蜀秀，唐铁柱（中石油长庆油田分公司气田开发处，陕西 西安 710018）

王军杰，何亚宁，王旭（中石油长庆油田分公司第一采气厂，陕西 靖边 718500）

1 靖边气田储层水锁伤害分析

靖边气田井筒及近井地带中的水主要有3个来源：一是钻井、试气、修井时的水基工作液；二是生产过程中产出的地层水；三是天然气中析出的凝析液。无论是哪种原因产生的水，如果不能及时排出而聚积于井筒，都会使得近井筒储层的含水饱和度上升而引起储层气相渗透率的降低，造成水锁。

图1是一个水锁过程示意图。从图1中可看出：初始含水饱和度Swi低于束缚水饱和度Swirr，当含水饱和度Sw从Swi增加到Swirr时，气相渗透率Krg显著降低。而当含水饱和度Sw继续增加，超过Swirr以后，气相渗透率Krg降低速度减小。有学者将含水饱和度在达到束缚水饱和度Swirr之前形成的水锁称之为永久性水锁，含水饱和度在达到束缚水饱和度Swirr之后形成的水锁称之为暂时性水锁。只要地层能量足，暂时性水锁靠天然气返排可以解除，能够将含水饱和度最大降至束缚水饱和度，但不能降至初始含水饱和度（假设初始饱和度小于含水饱和度的情况）。由图1也可以看出，储层水锁伤害主要由永久性水锁造成［1］。引起水锁的原因主要有两点：液相滞留作用和毛细管力自吸作用。气井作业过程产生液相的滞留和聚集，是造成水锁伤害的一个重要因素。当初始含水饱和度Swi低于束缚水含水饱和度Swirr时，储层处于亚束缚水状态，有过剩的毛细管压力存在，当外来流体进入时，被吸入到孔隙空间中，这是形成水锁的另一重要因素。

图2和图3为靖边气田下古生界马家沟组五段的3块岩样毛细管自吸试验曲线图。编号为60、52、16的3块岩样的渗透率：K60＜K52＜K16。从图2中可以看出，随着时间的延长自吸率明显降低，同时岩石渗透率越低自吸率降低越快，说明储层越致密越容易发生水锁伤害。图3显示，自吸量随时间的延长而增加，说明井筒积液时间越长，自吸量越大，水锁程度越严重，所以应尽量减少井筒积液时间，及时采取措施排液。

图1 水锁伤害示意图

图2 岩样毛细管自吸速率曲线图

图3 岩样毛细管自吸量曲线图

低渗透致密气藏开发中，水锁效应对渗透率造成伤害已经形成共识，但定量评价方法没有统一标准规程。靖边气田按照Q／CNPC－CY567—2004 《碳酸盐岩储层敏感性流动实验评价方法》对中奥陶统马家沟组五段第1层的第3亚层（用符号表示为）的碳酸盐岩储层和二叠系石盒子组八段（用符号表示为Psh8）砂岩储层进行了水锁伤害测试，通过水锁伤害率对储层水锁伤害程度进行评价分析。水锁伤害率按下式计算：

式中：Dkl为水锁伤害率，%；Ka1、Ka2分别为水锁伤害前和伤害后的岩样气测克氏渗透率，mD。

试验方法：采取先测定干岩样渗透率，用模拟地层水抽空饱和后在恒定的进口压力下进行气驱水，直至岩心夹持器出口端无水流出为止，然后测定岩心水堵损害后的气测克氏渗透率。

试验条件：模拟地层水矿化度为50000mg／L，试验温度为16℃。

试验测试结果见表1。从表1可以看出，低渗透储层水锁伤害比较严重。

表1 水锁伤害性测试数据表

2 水锁对气井产能的影响

2.1 水锁对气井产能影响的理论公式推导

水锁效应产生后，水相渗透率上升、气相渗透率降低，必然导致气井产能下降。如何定量分析水锁对产能的影响程度，首先从分析气井产能方程开始。

气井拟稳定状态流动时的产能公式如下：

式中：pR为地层压力，MPa；pwf为井底流压，MPa；qg为日产气量，104m3；μ为流体黏度，mPa·s；Z为天然气偏差因数，1；K为渗透率，mD；h为储层有效厚度，m；γg为天然气相对密度，1；β为描述孔隙介质紊流影响的系数，称为速度系数，m－3；re为泄油半径，m；rw为井底半径，m；S为表皮因数，1；T为气层温度，K。

在拟稳定状态流动时的产能公式中，A被称作层流项系数，B被称作紊流项系数。式（2）表明天然气流动时的地层能耗主要由达西流产生的能耗（式（2）等号右边第1项）和非达西流产生的能耗（式（2）等号右边第2项）组成。在天然气由地层流向井筒的过程中，越近井筒，垂直于流动方向的流通断面越来越小，渗流速度越来越大，井筒周围的高速渗流相当于紊流流动，非达西流产生的附加压降主要发生在井壁附近。储层发生水锁后，主要集中在井筒附近，井筒周围储层渗透率降低，而外围储层不受伤害，储层的气相渗透率没有变化。这样内、外渗透率有别，可以当作复合模型来处理，内区为R1，外区为R2（图4所示），内区渗透率K1，外区渗透率K2＝K［1］。气井中的流体流动达到拟稳态时，外区R2的渗流可以忽略表皮因数和非达西流的影响，其产能方程为：

图4 储层水锁后的平面径向渗流模型

式中：pr为水锁地层压力，MPa；pd为内区地层压力，MPa。

内区R1近似为非达西稳定渗流，产能方程为：

式（6）、（7）相加，即为水锁后全井产能方程：

式中：rd为内区R1的半径，m；β1为内区的非达西流动系数，m－3。

由式（9）、（10）和式（3）可得：

由式（11）、（12）、（4）、（5）可得：

当pwf为1个标准大气压时，由式（8）求得水锁后的无阻流量公式为：

由式（14）、（16）得知，水锁后影响气井产能的两个主要因素：一是水锁区气相渗透率，二是水锁区（内区）半径大小。

2.2 实例分析

以靖边气田的X井为例。该井原始地层压力pi为30.484MPa，井底半径为0.08m，修正等时试井建立的稳定二项式产能方程为：

求得qAOF＝9.92×104m3／d。试井解释：表皮因数S＝－1.65，影响半径re＝840m。

水锁产生后，估算水锁范围100m，水锁区渗透率由岩心试验数据得知渗透率降低了50%（即K1＝0.5 K ）。根据式（14）、（16）分别计算出：A1＋A2＝91.798，B1＝12.182。水锁后的产能方程为：

为了分析水锁区气相渗透率和水锁区半径单因素变化对产能的影响程度，仍以X井为例作两个假设：一是假设水锁半径不变（即rd＝100m），而气相渗透率下降到原来的80%、60%、40%时，气井产能的变化；二是假设水锁区渗透率不变（K1＝0.5 K），而水锁半径在10、50、100m时气井产能的变化。试验结果见图5和图6。

图5 水锁区渗透率对气井产量影响曲线图

图6 水锁区半径对气井产量影响曲线图

由图5可以明显看出，气井产能随水锁区储层渗透率降低而变小，且降低幅度较大。图6显示，水锁一旦形成气井产能急剧下降，但水锁半径变化对气井产能影响较小。所以水锁产生后，主导气井产能降低的主要因素为气相渗透率的变化。

3 结论及认识

1）井筒积液的长期存在会造成气井不同程度的储层水锁，对于低渗储层水锁效应越严重。

2）储层水锁会大大降低气井的产气能力。

3）水锁区渗透率的降低是影响气井产能减小的主要因素。

［1］李士伦 .天然气工程 ［M］.北京：石油工业出版社，2008.

［2］郝玉鸿，李治平 .地层产水影响气井产能的定量分析 ［J］.油气井测试，1998，7（4）：11～13.