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摘 要：在作业过程中，水基压井液、洗井液、作业液进入地层后会造成水锁伤害，特别是地层压力较低、油井含水较低的油田，很容易发生水锁伤害。在油田生产现场经常发生因压井或洗井造成油井产量下降甚至不出油的情况。水锁处理剂是一种新开发的油田化学剂，它不但能防止入井液对油井的水锁伤害，而且能解除油井已产生的水锁伤害，使油井恢复原来的产能。
关键词：水锁 洗井液 处理剂
一、油井造成水锁和油层伤害的原因
月海油田海南24井，油藏相对孔隙度较小，渗透率低，且泥岩含量高，油层薄，容易引起泥岩膨胀，界面水锁等问题。在海南24井作业中，压井液的漏失严重，造成近井地带污染。作业完成后，因污染造成的地层供液不足致使排液缓慢，未能将漏失的压井液及时排出，造成粘土膨胀、机垢沉积、水锁伤害、水敏，进一步加重了近井地带的污染。
综合以上几方面的因素，海南24井出现近井地带堵塞，渗流能力不足的情况，决定采取水伤害处理剂+复合缓速酸解堵工艺，解除水锁伤害，清除堵塞，保护油藏，诱导恢复油气生产能力。
二、水锁伤害机理
储层经水侵入造成的伤害有多方面的因素，但主要原因是由于毛细现象造成的毛细管效应和贾敏效应。在这两种效应的作用下，使得水锁伤害成为低压油藏特别是低渗透油藏主要的伤害因素。
1.毛细管效应。外来水相流体渗入水润湿的油层孔道后，会把儲层中原有的油推向储层深部，并在油水界面形成一个凹向油相的弯液面而产生一毛细管压力。
2.贾敏效应。贾敏效应是指毛细管中非润湿相流体液滴对润湿相液体运动产生附加阻力的现象。对于低压低渗透油气藏而言，由于孔隙喉道直径小，水锁的伤害更容易发生，对油水井产能的影响程度甚至比固相颗粒堵塞造成的地层伤害更为严重。
总之，储层致密、孔隙喉道小，岩石颗粒表面覆盖绿泥石等易水化的薄膜，且油藏压力低、生产压差小是造成储层产生水锁的内在因素。驱动压差小，外来流体与岩石的湿润角小、表面张力大和粘度大是造成储层产生水锁效应的外在因素。
三、解锁方案设计
1.反替前置液：开套管及生产闸门，开泵反替前置液20m3，注意观察记录好泵车压力，刚开始排量不高于200L/min，根据情况逐级提高泵排量（最大400L/min），压力不超过10MPa；
2.反替解堵剂：反替解堵剂10m3，泵压<10MPa。注意观察返出液情况，若一直没有油气返出则需调整施工步骤。
3.反挤解堵剂：关生产闸门，反挤解堵剂20m3，泵压<10MPa。
4.顶替：顶替液大排量顶替37m3，泵压<10MPa。
5.关井反应：4小时；
6.返排酸液：开井返排，反排液进油轮，反排液量不少于150m3。并用PH试纸进行检测，PH值达到与施工前相同时，方可停止反排。
其中施工配方如下：
前置液：20%油水井活化剂+8%水伤害处理剂+清水，加热到70℃，清洗管柱内及近井地带蜡质或胶质等油垢；
解堵剂：25%复合缓速酸+8%水伤害处理剂+清水，解除近井地带的水锁及无机堵塞；
顶替液：4%活性剂+5%NH4CL+清水。
四、实施效果
由图1能看出海南24井由作业前不产液的情况，经过解水锁施工之后恢复了油井的正常生产能力。
到目前为止，累计增油3509吨，増气25×104m3，此次施工有效消除水锁伤害，解除地层堵塞，达到了恢复油井产能的施工目的。
五、设计特点
1.突出解堵作用
前置液油水井活化剂清洗管柱内及近井地带蜡质和胶质等油垢，防止二次污染。水伤害处理剂的加热利用解除水伤害等因素造成的油水井污染，改善油藏，提高油层渗透率。
复合缓速酸因自身所具有穿透深度大，解堵能力强、缓冲、低伤害等特点，主要作用有保持低PH值，避免了二次沉淀生成，解除了有机、无机物质双重堵塞，有效恢复和提高地层的渗透率并能降低了对管柱的腐蚀作用。
顶替液活性剂的使用一是改变了油水间的表面张力，降低了毛管阻力，改变油层中流体的渗流特性，减少了原油“卡断”现象。二是改变岩石表面润湿性，降低了水相的吸附能力，从而降低了水边厚度，提高了解锁的效率。
2.强化助排作用
降压返替。解水锁需要合理的降压范围，并要防止油层出砂，该设计中，压力变化设计比较合理，有效的达到了预订目的。
活性剂因本身易挥发的特性，加速了侵入液的蒸发，增强了入井液的返排。
顶替液中加入了5%NH4CL目的是产生有效的致孔作用，也能达到助排的作用。
关井是为了产生“闷蒸”作用，束缚水得以解除，产生良好的解堵、助排、驱替和气举等作用。
六、结论
1.通过对该井产层进行解堵，改善了该井产层的渗流特征，表明采用表面活性剂和复合缓速酸液复配而成的解堵剂可以解除储层水锁效应，提高了渗透率，成功恢复了油气生产能力。
2.在井下作业过程中，应优选钻井液、完井液和井下作业压井液，并提高其返排率，减小各种外来流体的侵入深度和侵入量，防止和减小对储层的水锁损害。
3.由于海南24井是电泵生产，在此次施工过程中，严格执行方案，注入压力准确控制在10MPa以内，施工前电泵电缆绝缘低于10兆欧，施工后仍可正常启泵生产。
图1 海南24井生产数据统计表
参考文献
[1] 刘金海，陈贵均，曹玉波.解水锁工艺在跃进二号油田的应用[J].油气田地面工程，2000，10：75-76.
[2] 聂斌，吴学勇，李志伟.解水锁工艺在花土沟油田的应用[J].青海石油.2011， 29（1）：86-89 .
[3] 赵春鹏，岳湘安，侯吉瑞. 低渗透砂岩气藏水锁伤害研究进展[J]. 西安石油大学学报. 2007，5（22）：82-84.
作者简介：刘长新，男，出生于1979-06-01，2007年5月毕业于加拿大阿卡迪亚大学计算机科学专业，助理工程师，辽河油田浅海石油开发公司海南作业区。
关键词：水锁 洗井液 处理剂
一、油井造成水锁和油层伤害的原因
月海油田海南24井，油藏相对孔隙度较小，渗透率低，且泥岩含量高，油层薄，容易引起泥岩膨胀，界面水锁等问题。在海南24井作业中，压井液的漏失严重，造成近井地带污染。作业完成后，因污染造成的地层供液不足致使排液缓慢，未能将漏失的压井液及时排出，造成粘土膨胀、机垢沉积、水锁伤害、水敏，进一步加重了近井地带的污染。
综合以上几方面的因素，海南24井出现近井地带堵塞，渗流能力不足的情况，决定采取水伤害处理剂+复合缓速酸解堵工艺，解除水锁伤害，清除堵塞，保护油藏，诱导恢复油气生产能力。
二、水锁伤害机理
储层经水侵入造成的伤害有多方面的因素，但主要原因是由于毛细现象造成的毛细管效应和贾敏效应。在这两种效应的作用下，使得水锁伤害成为低压油藏特别是低渗透油藏主要的伤害因素。
1.毛细管效应。外来水相流体渗入水润湿的油层孔道后，会把儲层中原有的油推向储层深部，并在油水界面形成一个凹向油相的弯液面而产生一毛细管压力。
2.贾敏效应。贾敏效应是指毛细管中非润湿相流体液滴对润湿相液体运动产生附加阻力的现象。对于低压低渗透油气藏而言，由于孔隙喉道直径小，水锁的伤害更容易发生，对油水井产能的影响程度甚至比固相颗粒堵塞造成的地层伤害更为严重。
总之，储层致密、孔隙喉道小，岩石颗粒表面覆盖绿泥石等易水化的薄膜，且油藏压力低、生产压差小是造成储层产生水锁的内在因素。驱动压差小，外来流体与岩石的湿润角小、表面张力大和粘度大是造成储层产生水锁效应的外在因素。
三、解锁方案设计
1.反替前置液：开套管及生产闸门，开泵反替前置液20m3，注意观察记录好泵车压力，刚开始排量不高于200L/min，根据情况逐级提高泵排量（最大400L/min），压力不超过10MPa；
2.反替解堵剂：反替解堵剂10m3，泵压<10MPa。注意观察返出液情况，若一直没有油气返出则需调整施工步骤。
3.反挤解堵剂：关生产闸门，反挤解堵剂20m3，泵压<10MPa。
4.顶替：顶替液大排量顶替37m3，泵压<10MPa。
5.关井反应：4小时；
6.返排酸液：开井返排，反排液进油轮，反排液量不少于150m3。并用PH试纸进行检测，PH值达到与施工前相同时，方可停止反排。
其中施工配方如下：
前置液：20%油水井活化剂+8%水伤害处理剂+清水，加热到70℃，清洗管柱内及近井地带蜡质或胶质等油垢；
解堵剂：25%复合缓速酸+8%水伤害处理剂+清水，解除近井地带的水锁及无机堵塞；
顶替液：4%活性剂+5%NH4CL+清水。
四、实施效果
由图1能看出海南24井由作业前不产液的情况，经过解水锁施工之后恢复了油井的正常生产能力。
到目前为止，累计增油3509吨，増气25×104m3，此次施工有效消除水锁伤害，解除地层堵塞，达到了恢复油井产能的施工目的。
五、设计特点
1.突出解堵作用
前置液油水井活化剂清洗管柱内及近井地带蜡质和胶质等油垢，防止二次污染。水伤害处理剂的加热利用解除水伤害等因素造成的油水井污染，改善油藏，提高油层渗透率。
复合缓速酸因自身所具有穿透深度大，解堵能力强、缓冲、低伤害等特点，主要作用有保持低PH值，避免了二次沉淀生成，解除了有机、无机物质双重堵塞，有效恢复和提高地层的渗透率并能降低了对管柱的腐蚀作用。
顶替液活性剂的使用一是改变了油水间的表面张力，降低了毛管阻力，改变油层中流体的渗流特性，减少了原油“卡断”现象。二是改变岩石表面润湿性，降低了水相的吸附能力，从而降低了水边厚度，提高了解锁的效率。
2.强化助排作用
降压返替。解水锁需要合理的降压范围，并要防止油层出砂，该设计中，压力变化设计比较合理，有效的达到了预订目的。
活性剂因本身易挥发的特性，加速了侵入液的蒸发，增强了入井液的返排。
顶替液中加入了5%NH4CL目的是产生有效的致孔作用，也能达到助排的作用。
关井是为了产生“闷蒸”作用，束缚水得以解除，产生良好的解堵、助排、驱替和气举等作用。
六、结论
1.通过对该井产层进行解堵，改善了该井产层的渗流特征，表明采用表面活性剂和复合缓速酸液复配而成的解堵剂可以解除储层水锁效应，提高了渗透率，成功恢复了油气生产能力。
2.在井下作业过程中，应优选钻井液、完井液和井下作业压井液，并提高其返排率，减小各种外来流体的侵入深度和侵入量，防止和减小对储层的水锁损害。
3.由于海南24井是电泵生产，在此次施工过程中，严格执行方案，注入压力准确控制在10MPa以内，施工前电泵电缆绝缘低于10兆欧，施工后仍可正常启泵生产。
图1 海南24井生产数据统计表
参考文献
[1] 刘金海，陈贵均，曹玉波.解水锁工艺在跃进二号油田的应用[J].油气田地面工程，2000，10：75-76.
[2] 聂斌，吴学勇，李志伟.解水锁工艺在花土沟油田的应用[J].青海石油.2011， 29（1）：86-89 .
[3] 赵春鹏，岳湘安，侯吉瑞. 低渗透砂岩气藏水锁伤害研究进展[J]. 西安石油大学学报. 2007，5（22）：82-84.
作者简介：刘长新，男，出生于1979-06-01，2007年5月毕业于加拿大阿卡迪亚大学计算机科学专业，助理工程师，辽河油田浅海石油开发公司海南作业区。