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[摘要]低渗气藏孔喉半径较小，渗流阻力较大，这使得气井在实际的生产过程中，由于地层水和外来流体未排干净，致使气井储层的渗透率下降，从而造成水锁现象，严重影响气井的正常生产。通过了解水锁效应的原理，从而判断气井发生水锁的状况，寻求解除水锁的有效途径，提高气井的产能。
[关键词]气井 水锁 处理 建议
[中图分类号] TE934 [文献码] B [文章编号] 1000-405X（2014）-4-44-2
1水锁效应
在油气开发过程中，钻井液、固井液及压裂液等外来流体侵入储层后，由于毛细管力的滞留作用，地层驱动力不能将外来流体完全排出地层，储层的含水饱和度将增加，油气相渗透率将降低，这种现象称之为水锁效应。
水锁伤害：当外来的水相流体渗入油气层孔道后，会将储层中的油气推向储层深部，并在油气—水界面形成一个凹向油相的弯液面，由于表面张力的作用，产生毛管阻力，欲使油气相驱动水相而流向井筒，就必须克服这一毛管阻力和流体流动的摩擦阻力。如果产层能量不足以克服上述阻力，就不能把水段塞驱开而造成伤害 。
内因：毛细管力的自吸作用；毛细管力的滞留效应。
外因：侵入流体表面张力；侵入流体的润湿角；侵入流体的流粘度、驱动压差；外来流体的侵入深度等。
水锁伤害，宏观上表现为油气井产量的下降。
2气井水锁的判断
水锁效应会对气井产生伤害，而如何判断气井是发生了水锁效应呢？
下面以户部寨气田部1-2井为例：
部1-2井位于户部寨气田卫79-9块，1993年1月投产。投产初期：油压26.7Mpa，套压26.8Mpa，日产气4.53×104m3。目前该井一直处于关井状态，油压12.7Mpa，套压12.7Mpa。截止到目前，累计生产气量3.17×108m3。
部1-2井投产以来，经历了稳产阶段，自2005年开始产能逐年递减，到2009年底，日产量只有3000 m3左右，为了增加产能，2010年1月进行作业，上返补孔压裂ES41 。作业后，2月3日气举进站生产，初期产状：油压11.2Mpa，套压11.4Mpa，日产气2.6424×104m3。
2011年9月16日，由于部1-2井井下有落物（钢丝、压力计、加重杆），影响了气井正常维护，对该井进行检管作业。9月17日打泡沫压井液45.0m3正压井，压井深度3189.09m。检管作业完，经过气举排液和放喷，10月7日进站生产，日产气4000 m3左右。
通过检管前后的生产数据对比，检管后生产压差增大，产气量反而减小，说明了该井表皮系数增大，而作业后气井产液量也较低，判断气井因水锁所致。
3如何有效解除水锁
目前国内外油气田采用的减轻或消除水锁损害的方法主要有两大类：
物理方法：水力压裂、加热地层、增大生产压差、注干气或氮气、间歇性开关井。
化学方法：注混相溶剂、添加表面活性剂、酸化处理
下面通过实例具体介绍水锁的解除：
部6井水锁的解除：部6井在2008年4月由于四级气举凡尔漏失不能正常气举，进行检管作业。4月23日进站生产，初期稳产产能：油压0.8Mpa，套压2.6Mpa，日产气0.31×104m3，日产油0.3m3，日产水1.85m3。
对比检管前后日产气量，产能明显降低；为提高产能，采取连续气举和间歇气举等措施，没有明显效果。部6井经过高压连续气举、间歇气举、开关井激动等几项措施之后，气量上升到5000方左右；之后又进行打泡剂，结合气井的日常维护，该井日产量达到7000方左右。
文23-29井水锁的解除：文23-29井是文23气田主块北部的一口开发井。在2004年投产后采取了很多作业措施。2006年1月重复压裂；2006年6月补孔压裂；2008年11月上返补孔；2009年4月检管复产。该井在2008年11月上返补孔前气量稳定，维持在1.5万/天左右，后由于在2008年11月和2009年4月两次作业中有大量压井液（共110方）入井造成储层水锁，该井无产能，然后在实施了泡沫酸解堵实验后气量逐渐恢复正常。
文23-29井于2009年6月11日实施泡沫酸解堵实验，实验过程中共加入酸液量40m3，氮气7800m3， 首先看文23-29井在实施了泡沫酸解堵实验后的一个生产数据表，如下表所示：
该井在6月份酸化后，经过一个多月的维护，产能明显上升。
7月初，文23-29井经过酸化解堵后效果明显，地层开始吐液、套压明显上升；根据这一现象及时安排气举排液，这一时期根据套压变化情况来排液。
8月初，文23-29井自身产能得到部分恢复，继续加强该井的维护力度；
8月中下旬，该井气量稳定在1.6万/日生产，日产油0.31方，日产水0.92方，气量稳定生产。
在常规酸化过程中，对于多层非均质地层而言，由于渗透率的差异，酸液主要是进入其中的高渗透层，低渗透层或堵塞严重的地层就不能进酸或进酸太少，这影响酸化效果。
此次应用的泡沫酸酸化可以增加中低渗透层的酸液注入量，减少高渗层的吸酸量，提高酸化效果。
部1-2井水锁问题的处理：针对部1-2井的水锁问题，我们采取了一系列措施和处理办法。10月8日至11月4日，我们利用中压放空和开关井激动，累计中压放空10次，开关井激动6次。其中10月19日还对井口注液氮30方，氮气吞吐效果很明显。
经过实施增大生产压差（井口放喷、中压放空）、注干气和氮气、间歇性开关井等措施，部1-2井自产气量已经恢复到1万方左右。
经过这一系列的措施，解堵效果很明显，但是与检管前的产量相比，还没有完全恢复，证明水锁还没有彻底解除。
开关井激动和中压放空对部1-2井具有明显的效果，建议开井生产后，继续对该井采取相应措施，以达到继续解除水锁的目的。
4几点认识及建议
（1）以后工作中尽量采取不压井检管作业，减少对储层的伤害。
（2）对于渗透率较低的气井，可采用注入表面活性剂（如甲醇、乙醇）的方法来解除水锁问题。
（3）低渗透特低渗透油气藏普遍存在着水锁伤害，而且渗透率越低，水锁伤害越严重，水锁伤害一旦发生，解除相对比较困难，建议在油气井生产过程中， 使用合适的工作液，尽量避免或减少使用水基工作液，并优化作业工艺。
[关键词]气井 水锁 处理 建议
[中图分类号] TE934 [文献码] B [文章编号] 1000-405X（2014）-4-44-2
1水锁效应
在油气开发过程中，钻井液、固井液及压裂液等外来流体侵入储层后，由于毛细管力的滞留作用，地层驱动力不能将外来流体完全排出地层，储层的含水饱和度将增加，油气相渗透率将降低，这种现象称之为水锁效应。
水锁伤害：当外来的水相流体渗入油气层孔道后，会将储层中的油气推向储层深部，并在油气—水界面形成一个凹向油相的弯液面，由于表面张力的作用，产生毛管阻力，欲使油气相驱动水相而流向井筒，就必须克服这一毛管阻力和流体流动的摩擦阻力。如果产层能量不足以克服上述阻力，就不能把水段塞驱开而造成伤害 。
内因：毛细管力的自吸作用；毛细管力的滞留效应。
外因：侵入流体表面张力；侵入流体的润湿角；侵入流体的流粘度、驱动压差；外来流体的侵入深度等。
水锁伤害，宏观上表现为油气井产量的下降。
2气井水锁的判断
水锁效应会对气井产生伤害，而如何判断气井是发生了水锁效应呢？
下面以户部寨气田部1-2井为例：
部1-2井位于户部寨气田卫79-9块，1993年1月投产。投产初期：油压26.7Mpa，套压26.8Mpa，日产气4.53×104m3。目前该井一直处于关井状态，油压12.7Mpa，套压12.7Mpa。截止到目前，累计生产气量3.17×108m3。
部1-2井投产以来，经历了稳产阶段，自2005年开始产能逐年递减，到2009年底，日产量只有3000 m3左右，为了增加产能，2010年1月进行作业，上返补孔压裂ES41 。作业后，2月3日气举进站生产，初期产状：油压11.2Mpa，套压11.4Mpa，日产气2.6424×104m3。
2011年9月16日，由于部1-2井井下有落物（钢丝、压力计、加重杆），影响了气井正常维护，对该井进行检管作业。9月17日打泡沫压井液45.0m3正压井，压井深度3189.09m。检管作业完，经过气举排液和放喷，10月7日进站生产，日产气4000 m3左右。
通过检管前后的生产数据对比，检管后生产压差增大，产气量反而减小，说明了该井表皮系数增大，而作业后气井产液量也较低，判断气井因水锁所致。
3如何有效解除水锁
目前国内外油气田采用的减轻或消除水锁损害的方法主要有两大类：
物理方法：水力压裂、加热地层、增大生产压差、注干气或氮气、间歇性开关井。
化学方法：注混相溶剂、添加表面活性剂、酸化处理
下面通过实例具体介绍水锁的解除：
部6井水锁的解除：部6井在2008年4月由于四级气举凡尔漏失不能正常气举，进行检管作业。4月23日进站生产，初期稳产产能：油压0.8Mpa，套压2.6Mpa，日产气0.31×104m3，日产油0.3m3，日产水1.85m3。
对比检管前后日产气量，产能明显降低；为提高产能，采取连续气举和间歇气举等措施，没有明显效果。部6井经过高压连续气举、间歇气举、开关井激动等几项措施之后，气量上升到5000方左右；之后又进行打泡剂，结合气井的日常维护，该井日产量达到7000方左右。
文23-29井水锁的解除：文23-29井是文23气田主块北部的一口开发井。在2004年投产后采取了很多作业措施。2006年1月重复压裂；2006年6月补孔压裂；2008年11月上返补孔；2009年4月检管复产。该井在2008年11月上返补孔前气量稳定，维持在1.5万/天左右，后由于在2008年11月和2009年4月两次作业中有大量压井液（共110方）入井造成储层水锁，该井无产能，然后在实施了泡沫酸解堵实验后气量逐渐恢复正常。
文23-29井于2009年6月11日实施泡沫酸解堵实验，实验过程中共加入酸液量40m3，氮气7800m3， 首先看文23-29井在实施了泡沫酸解堵实验后的一个生产数据表，如下表所示：
该井在6月份酸化后，经过一个多月的维护，产能明显上升。
7月初，文23-29井经过酸化解堵后效果明显，地层开始吐液、套压明显上升；根据这一现象及时安排气举排液，这一时期根据套压变化情况来排液。
8月初，文23-29井自身产能得到部分恢复，继续加强该井的维护力度；
8月中下旬，该井气量稳定在1.6万/日生产，日产油0.31方，日产水0.92方，气量稳定生产。
在常规酸化过程中，对于多层非均质地层而言，由于渗透率的差异，酸液主要是进入其中的高渗透层，低渗透层或堵塞严重的地层就不能进酸或进酸太少，这影响酸化效果。
此次应用的泡沫酸酸化可以增加中低渗透层的酸液注入量，减少高渗层的吸酸量，提高酸化效果。
部1-2井水锁问题的处理：针对部1-2井的水锁问题，我们采取了一系列措施和处理办法。10月8日至11月4日，我们利用中压放空和开关井激动，累计中压放空10次，开关井激动6次。其中10月19日还对井口注液氮30方，氮气吞吐效果很明显。
经过实施增大生产压差（井口放喷、中压放空）、注干气和氮气、间歇性开关井等措施，部1-2井自产气量已经恢复到1万方左右。
经过这一系列的措施，解堵效果很明显，但是与检管前的产量相比，还没有完全恢复，证明水锁还没有彻底解除。
开关井激动和中压放空对部1-2井具有明显的效果，建议开井生产后，继续对该井采取相应措施，以达到继续解除水锁的目的。
4几点认识及建议
（1）以后工作中尽量采取不压井检管作业，减少对储层的伤害。
（2）对于渗透率较低的气井，可采用注入表面活性剂（如甲醇、乙醇）的方法来解除水锁问题。
（3）低渗透特低渗透油气藏普遍存在着水锁伤害，而且渗透率越低，水锁伤害越严重，水锁伤害一旦发生，解除相对比较困难，建议在油气井生产过程中， 使用合适的工作液，尽量避免或减少使用水基工作液，并优化作业工艺。