苏东地区气藏水锁机理分析及水锁判识

陈存良，梁 艳，刘向前，南学龙，顾 聪

（1.西安石油大学，陕西西安 710065；2.中国石油长庆油田分公司气田开发事业部，陕西西安 710018；3.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，陕西西安 710018）

水锁损害广泛存在于低渗透致密砂岩油气藏，是低渗透致密砂岩油气藏的主要损害类型之一，严重地影响着油气藏的勘探开发效果。尽管目前关于水锁伤害的室内评价尚无统一的评价标准和规范流程，针对具体作用过程，不同学者采取了不同实验方法进行评价，但水锁效应对渗透率造成伤害已经形成共识[1-4]，研究表明渗透率越小的岩心，水锁伤害越严重，低渗致密储层水锁伤害率平均可达到76.49%，水锁伤害对产能的影响显著，水锁发生后使气体的产能下降的幅度超过了60%[4]。目前关于水锁效应（特别是针对低渗致密气藏的水锁效应）有大量公开文献的发表，研究内容主要集中在水锁效应的影响因素、水锁伤害程度评价及各种化学药剂的解水锁效果分析等方面[1-8]，对于水锁效应的判识方面鲜有提及，且常规研究方法需使用大量岩心进行测试，时间较长，无法快速应用于生产中，如何快速、准确地诊断与预测气藏水锁问题是气藏开发中的技术难点。

苏里格气田东区（简称苏东地区）属于典型的低渗致密气藏[5]，气田开发面临的突出问题是积液气井的比例不断上升，截止到2016年底，积液气井比例高达79.6%，高液气比条件下水锁伤害更为严重，造成大量的气井产量明显下降甚至停产，目前常规成熟的排水采气工艺措施，无法有效恢复气井产能。导致苏东地区水锁的原因是什么，怎么准确判断气井是否发生水锁，如何有效针对水锁气井制定相应的解除水锁伤害？这些问题的解决，对于有效指导苏里格气田东区气井水锁伤害的治理及有效恢复气井产能，具有非常重要的理论价值和实际意义。本文在充分调研前人研究的基础之上，分析苏东地区水锁产生的机理，以苏东地区储层特征和采气曲线特征为出发点研究总结气井水锁判识方法，为相似区块制定快速的水锁诊断技术及相应的水锁防治方案提供基础依据和经验借鉴。

1 苏东地区气藏基本特征

苏东地区是苏里格气田向东部方向的延续，为典型的“苏里格型”气藏，资源丰富，开发潜力大，开发难度高，勘探面积为6 000 km2，气藏勘探目的层主要为盒8、山1，兼探盒4、山2、本溪组、马家沟组，具有多层系含气的特点。

图1 苏里格气田东区不同物性岩心孔径分布

苏东气藏储层岩石孔隙结构复杂，孔隙类型多，分选中等，小孔喉占比例大，孔径小于0.1 μm的频率在50%以上（见图1），储层渗透率受孔径大小与分布控制，以低孔低渗为主，原始储层条件下渗透率非常低，有效渗透率大多在0.1 mD以下，属于低渗、特低渗的储层，存在潜在的水锁伤害因素。在不同的渗透率区间，密闭取心含水饱和度均小于常规含水饱和度，表明苏东地区致密储层中普遍存在吸水现象，钻井过程中就已普遍存在着水锁伤害。实验表明，退汞压力远大于进汞压力，说明毛管压力滞后使外来流体排出较侵入困难，储层水锁伤害严重。

苏东地区储层含水饱和度高，主要集中在50%～80%（见图2），含水饱和度越高，岩心的气体有效渗透率越低，相关实验证明，当岩心含水饱和度达到60%～80%时，渗透率就基本降为零。气井在生产过程中储层一旦见水，水相的流动立即会影响储层气水两相的渗流规律，改变储层岩石、孔隙的渗流润湿性，致使储层气相渗透率急剧下降，产生水锁效应。

2 苏东地区储层水锁机理

2.1 水相圈闭与水锁效应

传统的水锁概念认为：气层开发过程中，油、气流不能有效地排除外来水，使气层含水饱和度增加，气相渗透率下降的现象叫“水锁效应”（液锁效应）。液相流体在岩石孔喉中流动时，由于液-气或液-油表面张力诱发形成的弯曲界面与孔喉通道形成毛细管压力，它等于毛细管弯液面两侧非润湿相压力与润湿相压力之差，毛细管力的大小与多孔介质孔喉的尺寸密切相关。苏东气藏是典型的低渗透致密水湿气藏，气水界面张力往往大于油水界面张力，毛管力是气驱水的主要阻力。由于储层孔喉半径非常狭小，形成的毛细管压力往往很大，当液体通过比较狭小的孔隙喉道时，会发生严重的变形，产生贾敏效应，在高的毛细管压力和贾敏效应的影响下，储层中的液相流体很难排出储层喉道，容易在孔喉发生堵塞，造成水锁伤害。早期研究认为开发前的地层中储层流体驱替已达到平衡，原生水处于束缚状态，即初始含水饱和度（Swi）等于束缚水饱和度（Swirr），所以传统的水锁损害是指储层含水饱和度（Sw）从Swirr增加到100%之间的变化过程，没有考虑含水饱和度从Swi到Swirr的变化阶段。

图2 苏里格气田东区含水饱和度统计分布

近年来的研究发现原始含水饱和度（Swi）和束缚水饱和度（Swirr）可能相等，也可能不相等[9，10]，两种情况储层的水锁效应不尽相同。致密低渗气藏通常原始含水饱和度（Swi）低于束缚水饱和度（Swirr），当外来工作液进入储层时，储层含水饱和度先从Swi变为Swirr，再继续升高，油、气驱替外来水时最多只能将储层含水饱和度降至束缚水饱和度（Swirr），Swi和Swirr之间的差异不能够通过工作液的返排解除，必然出现水锁效应，这部分含水饱和度引起的渗透率降低称为永久性水锁[8]。

水相圈闭是指油气井作业过程中，井筒附近储层含水饱和度Sw从初始含水饱和度Swi到束缚水饱和度Swirr再到100%之间变化，导致气相渗透率降低的全部作用过程。包括以下几个特点：（1）作业过程包括从钻井完井、射孔、压井、增产改造、修井及开发作业；（2）井筒附近储层，渗流通道可以是孔喉、天然裂缝或者人工裂缝；（3）水可以是工作液滤液，也可以是油气藏的凝析水、边水、底水、夹层水；（4）储层损害过程可分为两个阶段，储层含水饱和度差从Swi到Swirr和从Swirr再到100%两个阶段的变化，自然返排时，井筒附近的储层含水饱和度仅能降至束缚水饱和度Swirr，无法恢复到初始含水饱和度Swi。

笔者认为，水相圈闭和水锁效应的主要区别在于两个概念强调的是作用过程不同，水相圈闭指的是外来水侵入后由于储层亲水性、毛细管自吸作用等引起的储层含水饱和度的增加，强调的是正向的作用过程；水锁效应指的是由于气水界面高的毛细管力和致密储层明显的贾敏效应的存在，导致气驱水存在很大的阻力，不能很好的消除储层吼道中的液相流体，和水相圈闭强调的作用过程刚好相反。

任何一个储层的水锁伤害都不可能是单一作用过程导致的，都是两个作用过程相互叠加的结果。在致密气藏中，当初始含水饱和度低于束缚水饱和度时，储层有过剩的毛细管力存在，当外来流体进入时，就很容易被吸入到孔隙空间中，首先在近井筒附近形成水相圈闭损害。致密气藏中储层毛细管半径细小，排液时间长，随着排液过程的进行，液体逐渐由大到小的毛管排出，排液速度随之减小，因此，返排过程中常易发生侵入液体在储层中滞留形成水锁损害，降低气藏产能和最终采收率。

2.2 苏东地区水锁伤害的原因

综合前人对水锁机理的认识与研究，结合苏东地区气藏的实际情况，认为苏东地区气井水锁的主要原因有3个：（1）钻井、完井过程中的水相圈闭损害和水锁效应。在钻井完井过程中，特别是储层改造过程中，压裂工作液会侵入气藏，近平衡或欠平衡条件下，致密砂岩的水湿性、高毛管压力及超低含水饱和度等因素，会使工作液逆流自吸侵入，导致近井带含水饱和度上升，气相渗透率下降，发生水相圈闭损害。以苏东气藏上古生界储层为例，压裂过程中的水基工作液沿裂缝及孔隙侵入，使近井带含水饱和度上升，特别是在狭窄裂缝及喉道处形成的水相滞留，由于致密储层中的高的毛细管压力和贾敏效应，导致压裂液返排不彻底，造成严重的水锁损害。（2）生产压差增大，导致地层中的束缚水形成可动水流入近井地带引起水锁伤害。（3）井筒积液造成的水锁损害。苏东地区积液气井的比例高达80%，在气井开采过程中又普遍采用频繁开关井措施，导致积液倒灌（积液倒灌的主要原因是由于井筒内气液两相分离带来的附加压力引起的，很多情况下井底压力的恢复和气液分离的过程同时进行，以至于在压力曲线上看不到明显的驼峰，不好预测其倒灌程度），或者在井筒回压、微毛细管压力和岩石润湿性等作用下，储层岩石向微毛细管孔道产生反向渗吸，导致近井地带含水饱和度的增加，造成水锁伤害。通常情况下，井底积液引起的水锁伤害通常发生在井筒附近近井储层，伤害深度不大，污染半径较小，但引起的渗透率伤害不容忽视。第一个属于作业过程中的水锁伤害，后两个属于开发过程中的水锁伤害。

2.3 苏东地区水锁机理及模式

苏东地区气藏储层以上古生界储层石盒子组和山西组为主，兼含下古生界马家沟组储层，上古储层和下古储层差别巨大，水锁伤害模式亦存在差别。上古生界储层主要为致密砂岩，岩性以石英砂岩、岩屑石英砂岩为主，填隙物以黏土类、硅质为主，易受黏土矿物膨胀和运移堵塞孔隙喉道。储集空间以次生孔隙为主，发育一些微裂缝，孔隙中颗粒溶孔占总孔隙的55%，孔径一般为0.2 mm～0.6 mm，喉道以微细、纵横交错的管束状喉道为主，0.01 μm～0.1 μm 的喉道占 76.4%，主要属于低孔、低渗孔隙型储层，储层中流体的渗流能力主要受喉道大小及分布的控制。下古生界储层以钙质白云岩、石灰岩为主，裂缝比较发育，物性相对上古储层物性较好，裂缝是其主要的渗流通道，主要属于裂缝型储层。气藏开发过程中，针对两种不同储层的特点，采取不同的改造措施，上古储层以压裂改造为主，下古储层以酸化改造为主。根据苏东区块储层的存在情况，结合储层改造技术的不同，苏东气井水锁也存在两种不同的模式，即“上古储层水锁模式”与“下古储层水锁模式”。

“上古储层水锁模式”：以近井筒水相圈闭和边缘水锁为主要形式，近井筒水相圈闭的范围相对较小，而远井筒的水锁和水相圈闭的体积空间较大（见图3）。外来液体侵入前，储层孔喉中有一定量的束缚水以水膜形式存在，气体在孔喉中央流动，当外来液体侵入后，储层的亲水性使孔隙和喉道表面水膜增厚，使水膜以连续相沿孔喉表面扩展，导致气相渗流通道减小，流动阻力增大，首先在井筒附近或近井筒地带形成水相圈闭损害。当侵入压差较小时，毛细管压力为侵入水流动的主要动力，当侵入水进入2条大小不同的喉道后，在毛细管压力作用下水以较快的速度进入较小的喉道[11]，当侵入水在纵横交织的立体网络中渗流交汇时，便将大喉道中的气圈闭起来，形成水相圈闭；当水侵压差较大时，惯性力起主要作用，水在大喉道中突进而将小喉道中的气圈闭起来形成水相圈闭。水相圈闭的形成导致本来就很致密的砂岩储层变的更加致密，对外围或远端储层形成一个封堵，阻碍外围储层中的流体流向井筒，导致边缘储层的水锁伤害更加严重。

“下古储层水锁模式”：以近井筒水相圈闭与水锁为主要形式（见图4）。下古储层的特点是孔隙通道大、裂缝以及酸蚀缝发育，外来水侵入储层后，以锥进式侵入为主，裂缝的高导流能力及水湿性使侵入水以较快的速度窜流，占据大裂缝的主要渗流通道[11，12]，仅在裂缝弯曲和缩颈部位滞留少量气体，形成近井筒水相圈闭；在中小裂缝、微裂缝中，水仍然分布在裂缝表面，气体卡断以不连续的珠泡形式孤立存在，形成水锁效应。远离井筒区域受改造范围有限可能存在致密区域，是潜在的水锁区域。由于普通酸化、酸化压裂的改造程度、改造范围、有无支撑剂等方面的差别，储层可能发生水相圈闭和水锁效应的范围与改造半径密切相关。

图3 苏东地区上古储层水锁损害模式示意图

大量研究表明，通过往储层中注入化学药剂可一定程度上预防和解除水锁伤害[13，14]，苏东地区水锁模式的建立，为如何加入化学药剂达到最好的解水锁效果提供了依据和指导。近井筒水相圈闭，采用化学法所用的药剂量相对较少作用时间应该较短；远井筒的水锁和水相圈闭，采用化学法所用药剂量会相对较多，因此应用化学法解除上古储层水锁伤害时应注意两者的区别，近井筒水相圈闭，以少量快注快排、反复注排、逐次加量的措施方法；远井筒水锁和水相圈闭，以大量快注慢排、反复注排为主的加注措施。解除下古储层水锁伤害的主要措施为：近井筒以排水为主要措施，通过控压生产辅助化学法注入的方式；远端水锁区域受供气半径影响，化学法未必能波及到远井筒范围，远井筒储层水锁，亦在气井投产早期采取化学法改变岩石气润湿特性。

3 苏东地区气井水锁判识

3.1 储层水锁难易程度的判识

图4 苏东地区下古储层水锁损害模式示意图

储层一旦发生水锁，解除水锁需要花费很大的代价，并且不能完全使其恢复到最初状态，因此，在储层未发生水锁伤害之前采取措施预防，尤其是针对容易发生水锁伤害的储层采取水锁预防，是一项非常重要的任务。

储层是否容易发生水锁，目前常用的方法主要有渗透率损害率预估法、水相圈闭系数APTi、总水体积法BVW、多元回归处理、灰色静态模型及基于神经网络信息融合技术等[15-20]，其中液相捕集系数APTi模型和BVW总水体积系数法是公认的对预测低孔低渗致密气藏是否容易产生水锁损害准确度比较高的两种方法。APTi模型是一个基于气藏储层绝对渗透率和原始含水饱和度构建的方程[15]，根据APTi值的大小，定量的将储层分为3个级别，APTi＞1.0时，表示储层水锁效应不明显，一般不会发生水锁损害；0.8＜APTi＜1.0时，表示储层有潜在的水锁效应，一般不会产生严重的永久性水锁损害；当APTi＜0.8，表示储层很容易发生水锁伤害，应该及时采取水锁防护措施，使储层水锁伤害程度降低到最小。总水体积法BVW中，φ和Swi是小数，是通过测井资料获得的平均孔隙度和初始含水饱和度[16]，根据计算结果也可将储层发生水锁效应的难易程度分成3个级别（见表1）。

本文通过收集整理苏东区块924口的测井资料，分别求取每口井每个独立小层的水相圈闭指数APTi和总水体积系数BVW，并根据是否容易发生水锁的判断标准，对所有层位进行统计分析。研究结果表明，两种判别方法对下古储层发生水锁的概率判断性较为一致，而水相圈闭指数APTi仅对判别上古储层发生水锁的难易程度有较高的准确性。综合分析认为苏东区块不易发生水锁的储层主要有盒3、盒4、盒7、马五1，容易发生水锁的上古储层主要包括盒8下、山21、盒5、山23、山 12、太原组、山 13和山 11，易发生水锁的下古储层主要包括马五42、马五2、马五3，如果气井储层包含有这些小层时，应格外注重水锁预防。

表1 水相圈闭指数法和总水体积法判定准则

3.2 气井水锁效应的判识

气井一旦发生储层水锁或者近井筒水相圈闭，气井的压力和产量都会出现不同程度的变化特征，建议开采现场实时观察综合采气曲线特征，及时判识气井是否发生水锁。通过对苏东区块近1 000口井的生产曲线分析，发现不同水锁伤害类型的气井，表现为不同的采气曲线特征。根据苏东储层压裂改造及生产特征，总结梳理了4种类型的水锁特征曲线，具体包括：

3.2.1 近井筒水相圈闭型 生产曲线主要表现为气量突降。由于外来流体侵入地层，以及气井配产过高导致生产压差增大，地层中的束缚水形成可动水，造成储层近井地带含水饱和度增加，孔道堵塞以及气相相对渗透率的下降，此时气井产量突然下降，套压无变化，气井出现水锁现象。水锁前平均产气量1×104m3/d，水锁后采取常规措施无效，产量下降至0.1×104m3/d。

3.2.2 储层远端水锁型 生产曲线主要表现为高压低产。随着气井生产时间的延长，井底出现积液现象，在回压、微毛细管压力和岩石润湿性等作用下，向微毛细管孔道产生反向渗吸，出现水锁现象，造成气井压力持续上涨，形成高压低产井，气井产能无法正常发挥，水锁前产气量0.3×104m3/d，水锁后套压持续上升，泡排、气举、间歇多种措施无效，产量下降为0.1×104m3/d，气井产能不能正常发挥。

3.2.3 近井筒水相圈闭+储层远端水锁型（可恢复）对于低渗致密储层而言，钻井作业过程中的水相侵入所占的比例较小，储层改造过程中外来流体的侵入对储层造成的水锁伤害往往比较严重。苏东气藏储层往往都经过压裂改造，压裂液侵入近井筒地层形成水相圈闭，返排残留的水基压裂液通过渗吸方式沿人工裂缝两侧的基岩面侵入地层，增加含水饱和度，堵塞储层孔隙通道，产生水锁效应。综合生产曲线特征表现为套压下降，气量不变，新井投产后，几乎无产能，储层水锁，压裂液未排彻底，重新排液后，正常生产。

3.2.4 近井筒水相圈闭+储层远端水锁型（不可恢复）主要表现为：开井后，套压、产量大幅下降，采取常规增产措施无效，在后期很长的时间内，很难恢复到之前的水平。

需要强调的是，当气井生产层位如果只存在易水锁的储层序列时，各层水锁的速率和概率基本上是一致的，气井在发生水锁后，生产动态特征上具有明显的变化。当气井储层为不易水锁层与易水锁层组合时，气井水锁后，在生产动态特征上不易观察和及时发现。在实际生产应用时，应将储层水锁难易程度的判识和气井水锁效应判识（生产曲线特征）密切结合，才能保证气井水锁不漏判，才能为制定最优化的水锁预防及解除措施提供最科学的依据。

4 结论

（1）苏东地区气井水锁的主要原因有3个：①压裂液的侵入和返排不彻底导致的水相圈闭损害和水锁效应；②生产压差增大，导致地层中的束缚水形成可动水流入近井地带；③井筒积液在井筒回压、微毛细管压力和岩石润湿性等作用下，储层岩石向微毛细管孔道产生反向渗吸。

（2）苏东气井水锁存在两种不同的模式，“上古储层水锁模式”以近井筒水相圈闭和边缘水锁为主要形式，近井筒水相圈闭的范围相对较小，而远井筒的水锁和水相圈闭的体积空间较大；“下古储层水锁模式”：以近井筒水相圈闭与水锁为主要形式，储层可能发生水相圈闭和水锁效应的范围与改造半径密切相关。

（3）总结梳理出苏东地区4种类型的水锁特征曲线（近井筒水相圈闭型、储层远端水锁型、可恢复的近井筒水相圈闭+储层远端水锁型和不可恢复的近井筒水相圈闭+储层远端水锁型），提出储层水锁难易程度的判识和气井水锁效应判识（生产曲线特征）密切结合，才能保证气井水锁不漏判，才能为制定最优化的水锁预防及解除措施提供最科学的依据。