油井水锁伤害预防管理模式的建立与应用

前言

水锁效应是油田开发中普遍存在的问题，在钻井、完井、修井、增产措施及热洗清蜡等作业过程中都不同程度地存在水锁效应，导致油井减产甚至停产。由于低渗透油田孔隙喉道尺寸很小，毛细管阻力大，水锁效应更为突出，如河口采油厂采油四矿大王北油田因油井水锁导致减产的问题就较突出。因此，分析、研究水锁效应产生的机理和影响因素，寻找防止水锁损害的方法，建立大王北油田油井水锁伤害预防管理模式，对改善低渗透油藏的开发效果和提高采收率具有重要意义。

一．大王北油田油井水锁伤害预防管理模式的产生背景

大王北油田属深层低渗透多薄层油藏，平均空气渗透率27.8×10-3um2，孔隙度16.6%。在采油热洗清蜡、井下作业过程中，时常发生水锁效应。根据水锁效应持续的时间，可以将水锁效应分为二类：

第一类：轻微水锁井，这类井热洗或作业后含水大幅上升，日油下降，有的含水甚至达到100%，生产一段时间后（一般3-20天，平均6天），含水、产量才逐渐恢复到正常水平的井。不产生水锁应的井，热洗后一般不超过3天含水、产量就恢复正常。这类井由于有效生产时率降低，导致产量下降。

第二类：严重水锁井，这类井热洗或作业后含水大幅上升，长期居高不下，产量明显下降，只有采取增产措施，含水、产量才能恢复到正常水平。这类井主要是作业后产生的，水锁效应不易消除。

从2007年和2008年大王北油田相继有29口油井作业后产生水锁效应，日减产50吨，共减产近万吨,并且产生水锁效应的井数和影响的产量均呈逐年上升的趋势。wwW.11665.COm因此，分析、研究水锁效应产生的机理和影响因素，寻找预防水锁损害的方法，对改善低渗透油藏的开发效果和提高采收率具有重要意义。

二．大王北油田油井水锁伤害预防管理模式的基本内涵

油井水锁伤害预防管理模式就是通过低渗透砂岩储层水锁伤害理论分析和矿场井下作业分析，找出产生水锁效应的主要因素；分析、 总结 油井产生水锁后的产状变化特征，为判断油井是否产生水锁效应提供标准；通过渗流机理分析，建立储层水锁敏感性评价公式，对各油井主动层进行水锁敏感性评价，对敏感井层制定相应的对策；对油井进行地层压力分级，并制定一个合理的洗井压力上限，防止水锁的产生，逐步建立一套适合于大王北油田油井水锁伤害预防的管理模式。

油井水锁伤害预防管理模式主要特点: 一是系统性非常强，从水锁评价标准、诊断标准、水锁预测到预防措施，从热洗水温、热洗方式、热洗压力到热洗水量，一环扣一环；二是经矿场检验，该管理模式适应性好；三是该管理模式的建立过程紧密结合矿场实践，所以可操作性强。

三．大王北油田油井水锁伤害预防管理模式的主要内容

（一）油井产生水锁伤害的机理分析

1、低孔、低渗、强亲水是油井产生水锁的内因

由于储层岩石表面性质属强亲水型，毛管力（pc=(2σcosθ)/r）的方向正好与原油流动方向相反，因而造成毛管力成为原油流动的阻力（见附图2）。

外来水进入储层后，会产生大量的乳化液滴，乳化液滴在通过岩心孔隙的喉道处时，会因为贾敏效应而产生一个附加阻力（p乳滴＝2σ（1/r″-1/r′）），这是导致水锁的主要阻力（见附图3）。

2、油井产生水锁的外因

（1）束缚水饱和度高，平均38%。根据加拿大学者d.b.bennion以及西南石油学院杨建军等人的研究，束缚水饱和度越高越容易产生水锁效应。

（2）地层压力低，地层压力25mpa，压降6.0mpa，平均动液面1658m。地层压力越低，水相侵入地层的深度越深，水锁伤害越严重。

（3）多孔介质中油水微观分布影响

根据我国著名的油层物理专家何更生教授的研究，一般下，油水系统在储层中多是以“渠道流态”的形式沿各自的一套相互连通的渠道网流动。这些渠道往往被液-液界面或液-固界面所包围，盘绕迂回。当流体饱和度变化时，流动渠道 网络 的几何形状也随之以改变。 我们可以将此理论称为“渠道流”理论。

根据“渠道流理论”，入井液被泵车压力和静水柱压力挤入地层。一部分进入水流渠道，地层含水饱和度升高，水相渗透率上升，水流渠道增加，产水量增加。一部分进入油流渠道，含油饱和度下降，油流渠道减少，油相渗透率下降，产油量下降。

3、油井产生水锁的诱因：洗井压差高，泵车压力与静水柱压力之和高于地层压力。因为只有泵车压力与静水柱压力之和高于地层压力，大量的入井液才有可能进入地层，如果开井后油层又无足够的压力将水从毛细管中驱出地层，水锁就产生了。大王北油田平均油层中深3150米，尾管深度2000米，洗井时从井口到尾管处的静水柱压力就达20mpa，尾管以下混合液的液柱压力为10.81 mpa，整个液柱压力为30.81，再加上泵压（一般情况下为8 mpa），达到38.81mpa，而目前平均地层压力为25 mpa，所以入井液很容易进入地层。

（二）油井产生水锁后的产状变化特征分析

1、一般情况下，油井产生水锁前的综合含水满足条件：10%≤含水≤40%。

2、油井产生水锁后：产水量上升，平均单井日产水上升2.5吨；含水大幅度上升，平均单井上升20％；产油量明显下降，平均单井日油下降2.5吨；绝大部份井液量不降而且还略有上升，平均单井日液上升0.3吨。

（三）建立水锁敏感性评价数学模型和和评价标准

1、借鉴有关学者的研究成果, 并统计分析已产生严重水锁效应井\轻微水锁井\未产生水锁井的渗透率和初始含水饱和度的关系,建立了储层水锁敏感性评价公式。经验证，该公式适应性好。

apti=2.5-(0.25lgka+2.2swi)

apti—水锁指数；

ka —气测渗透率，10-3um2；

swi—初始含水饱和度，%；

apti

0.3≤apti

apti≥0.4一般表示如果水基流体被驱替或自吸入地层，会出现明显的水锁问题。

2、大王北油田油井水锁敏感性评价

对各油井关键是主动层进行水锁敏感性评价，发现有58口井对水锁效应有潜在的敏感性，有39口井属于水锁敏感井。油井水锁敏感性评价为水锁预防指明了方向

（四）预防水锁效应的技术对策

1、控制压差，避免入井液进入地层

（1）制定热油或热水不压井清蜡技术操作规范（不用水泥车），并在85口油井上进行推广，取得了很好的社会和 经济 效益。

（2）优化作业工序和相关参数，重点控制洗井压力，并设计大王北油田作业洗井压力控制流程图。

2、在敏感井作业热洗清洁井筒时，根据各油井的压力，制定一个合理的洗井压力上限，如果压力高于上限值，则停止洗井或者减小排量，避免作业时产生水锁伤害。日常热洗清蜡时采取热油或热水低压热洗，减少或避免了进入地层的入井液量，缩短了排水时间，减轻或避免第一类水锁效应产生。

3、提高返排速度，对个别敏感井使用调速电机等技术，作业或热洗清蜡后初期，通过调高冲次提高理论排量尽快排出入井液，减少入井液在地层的滞留时间，含水正常后再将冲次调整到正常水平。

4、延长油井免修期，减少作业次数。考察严重水锁井，有的井由于频繁作业导致水锁效应产生或者加重，所以延长油井免修期，能有效避免或减轻作业时产生的水锁效应。