天然氣井化學堵水新方法探討

許寒冰李宜坤魏發林才 程楊立民

（1.中國石油天然氣集團公司采油采氣重點實驗室，北京 100083；2. 中國石油勘探開發研究院，北京 100083）

天然氣井化學堵水新方法探討

許寒冰1，2李宜坤1，2魏發林1，2才 程1，2楊立民1，2

（1.中國石油天然氣集團公司采油采氣重點實驗室，北京 100083；2. 中國石油勘探開發研究院，北京 100083）

氣井出水影響氣井生產，盡管氣井堵水是治理氣井出水的有效方法，然而該技術的研究因其操作難度大、風險大而進展緩慢，仍處于實驗室研究階段。文中首先分析了氣井堵水難度大、風險大的原因在于選擇性堵水的需求，進而在吸收、借鑒國內外已有研究成果的基礎上研究形成氣井化學堵水新方法，認為遵從三類選擇性堵水原理可有效堵水，第一類是堵劑材料本身在注入地層后具有氣水選擇性；第二類是堵劑進入產水氣層后使巖石表面潤濕性向憎水方向改變，提高氣相相滲，降低水相相滲；第三類是堵劑遇水發生物理、化學反應發生膨脹、聚集、或沉淀，起到堵水作用，遇氣則無封堵作用。從全氣藏的角度提出了氣藏整體治水方法，該研究對氣井化學堵水方法研究提供了借鑒。

氣井；選擇性化學堵水；堵水難度；堵水原理；堵水方式；治水模式

天然氣藏勘探與開發迅速發展，隨著開發階段的不斷深入，氣井產能逐漸遞減，產水是其中的關鍵原因。國內的澀北、西南、克拉2等氣田普遍出水且不斷加劇，影響氣井產量。其中澀北氣田儲層為第四系粉砂巖和泥質粉砂巖，屬于弱邊水驅動氣藏，具有層多、氣水層間互通、氣井普遍產水、出水水源多樣的特征。截止到2009年該氣田有133口生產氣井，65%的氣井出現產量遞減，由于出水而導致產量遞減的井占到了遞減井總數的48%［1］?？梢姎饩a水問題已經凸顯，亟待治理。氣井排水是目前氣井治水的重要措施，然而，排水措施只能緩解出水對氣藏的進一步污染，保證一定時間內氣井正常生產，而出水并未得到有效抑制，氣井堵水措施則能夠在井點甚至水源處對出水實施抑制。氣井化學堵水采用注入化學劑的辦法實現對產水的抑制，從而恢復氣井產能。然而，目前國內外氣田開發中對產水問題的治理盡量不采用堵水措施，普遍認為氣井堵水的風險巨大，遠大于油井堵水，如果簡單地將應用于油井的堵水方式應用于氣井，則堵水劑很容易既堵水又堵氣。筆者分析了氣井化學堵水難度與風險大的根本原因，在此基礎上，通過室內實驗研究，并結合目前國內外學者對氣井化學堵水技術的研究，形成一套氣井化學堵水新思路與新方法。作為一種超前技術，室內實驗仍處于初級階段，文章旨在應用新思路與新方法指導現場施工，為氣田高效開發提供保障。

1 氣井堵水難度與風險分析

氣井堵水相比油井堵水難度大、風險大的原因可從3個方面分析，此三方面呈遞進之勢導致氣井堵水難度大。

首先，從氣藏與油藏的開發方式入手，油井堵水的油藏多為注水開發或邊底水驅動開發，而且油藏潤濕性多為水濕，這種情況下，注入的水或者邊底水對原油的驅動屬“積極”作用， 而且毛管力對水驅油是動力，所以油井堵水在措施上的目的是擴大水的波及體積，將來水轉向物性較差的未波及區域；而氣藏多為衰竭式開發，氣藏中的水體在毛管力等作用力的作用下侵入氣藏，根據氣水兩相滲流理論，氣藏水侵后氣相滲透率大幅降低，甚至造成水鎖而無法生產，而且一般情況下氣水毛管力比油水毛管力大，加劇了水對氣藏開發的“消極”作用，所以氣井堵水在措施上的目的是減少水的波及體積，將來水堵住，盡量減少水對氣藏的污染。因此，氣井堵水的難度與風險遠大于油井堵水。

其次，氣井找水的準確性極大影響著氣井堵水的成功率。目前氣井找水技術不成熟，對出水層位的判斷缺乏準確性，給定點堵水帶來困難。所以，需要選擇性堵水技術來克服找水技術的不成熟，即注入堵水劑后堵水劑既可能進入產水層，也可能進入氣層，但堵水劑能夠有選擇性地多堵水，少堵氣，甚至不堵氣，因此，氣井堵水難度加大。

再次，氣井選擇性堵水過程中，堵水劑可能進入氣層，而目前堵水劑多為水基，攜帶堵水劑的水進入氣層，可能造成近井地帶氣藏污染甚至水鎖等傷害。因此，氣井堵水難度與風險更大。

2 天然氣井出水特征

利用氣井堵水的辦法治理氣井產水，首先要分辨出氣井產水的類型，對不同的產水類型采用不同的堵水方法。結合澀北氣田氣井出水水源及其特征［1］，歸納出目前氣井出水的幾種類型及各自出水特征。（1）凝析水。按照恒定的凝析水氣比，隨著產氣量的變化而變化，在氣藏的整個開采周期，凝析水出水量只與凝析水氣比有關，換句話說，只與氣藏的溫度壓力條件有關；（2）工作液。氣井一投產就見水，初期水量較大，隨后產出水量逐漸減少，直至消失，進一步確認還需要結合水質分析；（3）層內可動水。氣井逐漸見水，但水量不大，出水量往往帶有一定的波動，隨著生產的繼續，出水量下降；（4）層間水。氣井突然見水，水量急劇增加，并伴隨著出水量的大幅度波動，開采后期出水量往往會下降，表明層間水被采完或壓差不足以繼續維持出水；（5）邊水。往往發生在氣藏生產的中、后期，氣井突然見水，且出水往往帶有區域性，通常伴隨有鄰井的大量出水，由于水源充足，邊水的出水波動不明顯，水量穩定持續上升，并且由于供給充足，氣井的壓力也能夠得到一定程度的維持；（6）底水。先決條件是儲層具有底水，往往發生在氣藏生產的中、后期，氣井突然見水，但區域性不強，水量供給充足。產水的治理要緊密結合出水特征有針對性地進行才會取得成效。

3 天然氣井化學堵水劑研究分析

國內外天然氣井化學堵水劑的研究相比油井堵水劑開始較晚，從20世紀80年代開始，主要堵劑類型包括聚合物、微乳液、潤濕反轉劑、無機鹽類等，其中聚合物堵劑的應用又根據交聯與否分為聚合物交聯技術和聚合物橋鍵吸附技術。

3.1 聚合物交聯技術

油井堵水多采用聚合物交聯技術，但常規的聚合物交聯技術在氣井堵水方面,存在一定的困難。主要原因在于兩點，一是在油井中，聚合物對油水的選擇性較明顯，而在氣井中聚合物選擇性不明顯；二是殘余氣飽和度比殘余油飽和度低，一旦聚合物選擇性不好，進入產氣層，則堵水作業過后近井地帶更多的空間被聚合物占據，天然氣難以產出。

Unocal生產開發技術公司［2］研究了用有機凝膠進行氣井堵水的技術。采用聚丙烯酰胺+交聯劑的方式，交聯劑分無機和有機兩種：無機交聯劑為重鉻酸鹽、金屬螯合物等；有機交聯劑為苯酚、甲醛等。體系適宜儲層溫度很高，從55 ℃到150 ℃，對交聯時間來講，室溫下達幾周，150 ℃條件下超過24 h。1996年應用于加拿大氣田3口井，氣藏條件是白云巖儲層，孔隙度9%，滲透率200 mD，氣藏溫度113℃，為高溫氣藏。凝膠溶液用清水配制，3口井捆綁計量，氣產量增加315%，水產量降低65%。

哈里伯頓公司［3］研制了一種低分子量聚合物PAtBA，并采用有機交聯劑（PEI）進行高溫氣藏水平井堵水。對于高溫氣藏，成膠時間較短是普遍存在的問題，需要用緩凝劑，而碳酸鈉和氯化鈉與凝膠溶液的配伍性都不強，該公司開發了一種緩凝劑。并結合溶液在連續油管中約55 min才進入地層的現場注入條件進行性能評價，結果滿足要求。2010年應用于高溫氣藏水平井，儲層溫度300 °F（149 ℃），礦化度22×104mg/L。工藝過程是首先注前置液，驅替近井地帶儲層流體，并冷卻近井地帶，使得其溫度降至240 °F（116 ℃），注入的凝膠溶液中聚合物濃度為25%，交聯劑濃度為1%，再關井3 d。應用效果顯著，氣產量增加7.7倍，含水率降低42%。

Dawson等發明了一項美國專利［4］，利用聚合物微球的吸水能力和在油、氣中不膨脹的特性，并考慮到聚合物微球交聯后不溶于水的特點，將聚合物微球交聯后分散在有機溶劑中并用有機溶劑攜帶交聯聚合物微球注入儲層進行氣井堵水。聚合物微球的交聯分外交聯（表面交聯）和內交聯。外交聯（表面交聯）聚合物微球黏性低、形變能力強，由于低滲儲層需要堵劑良好的孔喉穿透的能力，故其適合低滲儲層堵水，一般適合滲透率低于10 mD的低滲儲層，聚合物微球粒徑較小，在攜帶液中的質量分數低，約為0.25%～0.5%；而內交聯聚合物微球黏性高，所以在高滲大孔道和裂縫性儲層裂縫面的附著力較強，因此適合高滲大孔道和裂縫性儲層，在攜帶液中的質量分數較高，約為0.5%～5%，另外，陰、陽離子型聚合物微球的混合能增強體系黏性。

中國石油大學［5］結合國內澀北氣田儲層條件，采用淀粉接枝弱凝膠堵水劑，通過物理模擬試驗對堵水劑在澀北氣田的注入特性和封堵效果進行了評價，結果表明，優選出的堵水劑配方成膠時間為8.2 h，成膠后靜態屈服強度達到3.8 kPa，另外該配方堵水劑對出水層具有選擇性，具有高于20 MPa/m的封堵強度，并且不會封堵氣層。

3.2 聚合物橋鍵吸附技術

聚合物交聯技術對氣井堵水來說風險性較大，聚合物橋鍵吸附技術不加交聯劑，能克服交聯作用降低氣井產能的弊端，主要是利用了聚合物吸附層的就地舒展特性，能提高堵水效果。法國石油研究院的Zaitoun 博士［6-7］研究了此項技術，所用聚合物主要是聚丙烯酰胺。

作用原理主要是通過聚合物在地層孔喉中的橋鍵吸附來選擇性地大幅度降低水相相對滲透率而較小幅度降低（甚至升高） 氣相相對滲透率，達到選擇性堵水不堵氣的目的。

在注入工藝上又分為A法和B法2種［7］。A法原理：由于部分水解聚丙烯酰胺HPAM卷曲分子具有在高礦化度水中收縮，低礦化度水中舒展的特性，沒有鹽時，因丙烯酸根離子帶負電荷而相互排斥，使卷曲的分子舒展開來；有鹽時，小的正離子鉆到高分子之間，中和高分子的負電性，使高分子收縮。利用這一特性，先把HPAM溶入高礦化度的鹽水中，再注入低礦化度地層中，在生產過程中，低礦化度地層水逐漸取代了高礦化度的注入鹽水，使得聚合物分子舒展開來。B法原理：所用堵劑為非離子型的聚丙烯酰胺（PAM），由于其對鹽水的成份幾乎不敏感，是靠舒展劑如K2CO3對聚合物進行化學處理使之舒展的，而不是靠礦化度變化來實現。由于PAM吸附量比HPAM高得多，經舒展劑作用后，其阻力系數幾乎為100%，而且其黏度更低，因此，非離子型聚丙烯酰胺PAM比HPAM應用更廣泛。

現場應用于位于法國東部的VA48氣井，儲層滲透率為100 mD，采用濃度為0.3%的HPAM溶液堵水，取得效果：使水/氣比降低，比同區塊最好的未處理井的水/氣比降低了一半，總產氣量升高2倍以上。此外，在德國北部一個砂巖氣田也進行了應用，井深3 440 m，井溫130 ℃，平均滲透率10 mD，平均孔隙度12.7%，開采6年后，產水由2 m3/d升到90 m3/d，最終導致水淹棄井。1993年使用聚合物Hostamer處理后，產水由90 m3/d降至不到1 m3/d，恢復產氣到1×105m3/d。

3.3 微乳液

匈牙利應用化學研究院的I. Lakatos［8］研究了硅氧烷微乳液堵水。堵水作用機理有兩方面，一是硅氧烷微乳膠中的硅氧烷能使儲層潤濕性向憎水方向轉移，從而抑制水產出；二是封堵孔喉作用，濃度較低的硅氧烷微乳液在前置段塞水的稀釋下由于穩定劑受到稀釋而破乳，破乳后硅氧烷析出并聚集，使微乳液體系向乳液轉變，較大的乳液液滴被孔隙捕集，從而產生封堵孔喉的作用，實現剖面調整。同時，由于硅氧烷是油溶性的，在氣層中破乳后不易聚集，從而對氣層封堵能力不強，實現堵水不堵氣的目的。此微乳液的特征為：無色，透明度高，黏度與水相近，耐溫20～90 ℃，耐鹽10 000 mg/L。

通過潤濕角判斷，經硅氧烷微乳液處理過的巖石表面并非向憎水方向轉變，而是向親水方向轉變，原因可能為：微乳液中的表活劑首先被吸附在巖石表面，起到將潤濕性向水濕轉變的作用，而該表活劑層阻止了硅氧烷與巖石表面的接觸，從而失去了硅氧烷對巖石潤濕性向憎水方向改變的作用。盡管如此，硅氧烷微乳液封堵孔喉的作用足以使其具有較好的堵水效果，如表1所示，實驗比較了較低濃度微乳液、較高濃度微乳液、硅氧烷的異丙醇溶液3種化學劑對巖石物性的改變，結果顯示較低濃度的微乳液對巖心水相滲透率的降低程度比高濃度的微乳液大。

表1 硅氧烷對巖石物性的影響

通過實驗測得前置水段塞，微乳液段塞和后置水段塞（均為20 PV）的流度，變化曲線如圖1所示，注入微乳液段塞期間注入流體的流度大幅降低，注入微乳液后注水過程中流度仍然很低。解釋原因為：微乳液注入過程中前緣被前置水段塞稀釋而破乳，破乳后硅氧烷析出并聚集，較大的液滴被孔隙捕集，從而封堵孔喉，流度大幅降低；后置水段塞注入過程中，由于孔喉被液體封堵，流度保持低下。

圖1 硅氧烷微乳液對流度的改變（濃度為0.2 g/L）

2001年，在匈牙利的Algyo氣田進行了試驗，處理層位1 803～1 807 m，盡管水產量無明顯降低，但氣產量和氣水比都增加為原產量的3倍，并維持至少半年時間。

3.4 潤濕反轉劑

中國地質大學李克文等［9］通過物模實驗研究了將氣層的巖石潤濕性由親水改變成憎水來降低底水氣藏氣井產水的可行性，所用化學劑為氟碳活性劑。基本原理是：水若想侵入氣層，需要突破毛管力，然而大多數情況下，由于巖石水濕，毛管力是水侵入氣層的動力，水能夠自然地吸入氣層；如果將潤濕性反轉，變成憎水，那么在壓差小于毛管力的條件下水不能進入氣層，即使壓差大于毛管力，產水也會大大降低。

圖2 潤濕反轉封堵底水物理模擬裝置圖

實驗所用巖心為人造膠結雙層巖心，并由環氧樹脂密封，如圖2所示。巖心模型大小為30 cm×4.5 cm×9 cm。上層為氣層，下層為底水層。氣層的孔隙度和滲透率都相對較小，約為25%和1 000 mD。底水層則相對較大，約為30%和10 000 mD。5個閥門用來模擬氣井。

巖心潤濕反轉處理是關鍵的一步，步驟是用真空泵排空8 h后，用給定濃度的潤濕反轉劑溶液飽和巖心，本實驗包括2個濃度，2%和5%。在巖心熟化3 d并干燥后，待用。實驗結果表明，未經化學劑處理的巖心水侵量大約為0.15 PV，經2%和5%濃度化學劑處理過的巖心水侵量分別降至0.08 PV和0.05 PV。通過改變氣層的潤濕性，見水得到延緩而且氣層水侵量也大幅降低。

3.5 無機鹽

道達爾公司利用部分水解氯化鋁溶液作為主劑進行氣井堵水［10］。采用部分水解氯化鋁溶液作為主劑的原因：流動性與水相近，在低滲儲層中具有較好的注入性；當溶液pH值達到5以上時，溶液中鋁離子與氫氧根離子反應產生沉淀，形成網狀結構，達到堵水目的。選用一種尿素衍生物作為引發劑，隨著向地層深部運移，它隨溫度升高而分解，增大溶液pH值，引起溶液產生沉淀。后置體系為丙烯酰胺聚合物，凝膠溶液中的鋁離子作為交聯劑使后置體系的聚合物交聯。2007年在印尼的Tunu氣田應用，產水量降低了70%，穩定了產氣量。

西南石油大學［11］提出了一種鹽析控水方法，即通過鹽沉析堵塞高滲透區域。方法主要利用了氯化鈉在水中溶解度基本上不受溫度和壓力的影響，且在醇中溶解度甚微的特性，選擇氯化鈉水溶液（鹽水）和乙醇（非電解質）作為鹽沉析體系的注入劑，而且所用乙醇為無水乙醇。注入高濃度氯化鈉水溶液后，注入乙醇段塞，在其與氯化鈉水溶液的接觸和混合過程中降低氯化鈉在水中的溶解度，在高含水滲流通道內形成固體鹽沉淀，產生局部堵塞使水相滲透率降低，從而控制產水量，提高產氣量。在常溫下試驗了乙醇加量、氯化鈉質量濃度及誘導劑、添加劑對鹽沉析性質的影響。通過物理模擬實驗可知，當產水率分別為47.0%和84.0%時，填砂管被注入鹽沉析體系后，降水率分別為6.0%和4.0%，產氣率分別增加6.0%和4.0%。試驗表明，鹽沉析體系在一定條件下可以有效地封堵出水區域，達到控水穩氣的目的。

4 天然氣井堵水劑放置工藝研究分析

與油井堵水不同［12］，氣井堵水如果用凝膠作堵劑，雖然聚合物類凝膠具有親水性，但產水氣井儲層對凝膠的選擇性不強，而且凝膠溶液黏度遠比天然氣黏度大，因此注入的凝膠會大幅度驅替近井地帶的氣體，直至達到殘余氣飽和度水平［13］，而且殘余氣飽和度遠比殘余油飽和度低。這樣，驅替過后儲層的流動通道幾乎全部被流動能力很低的凝膠占據，造成近井地帶的氣相相對滲透率極低。注入凝膠過程中如何減少氣井產能損失成為解決問題的關鍵，目前有兩種方式，一是在凝膠中建立氣相滲流通道；二是用某種流體頂替凝膠進入儲層，從而減小凝膠對氣井產能的傷害。

4.1 凝膠中建立氣相滲流通道

Dovan等人首先總結了氣體滲流通道產生方式的演變過程［14］如下：

（1）酸液注入。在凝膠溶液中加入碳酸氫鹽，在注入凝膠溶液后注入酸，酸與碳酸氫鹽反應生成二氧化碳，從而形成流動通道。1986年，在北加州應用，效果不好，原因是酸量過大，將凝膠破壞，因此此法的缺點是難以控制酸液用量。

（2）就地產生。隨著凝膠溶液一同注入一種酯，凝膠溶液中含有碳酸氫鹽，在油藏溫度下，酯會水解產生酸，這樣，就地產生的酸與碳酸氫鹽反應生成二氧化碳氣體，從而就地生成了氣體通道。1988年，在北加州成功應用。

（3）外部引入。交替注入凝膠溶液與氣體（氮氣），后注入的氣體穿過凝膠形成滲流通道。該技術由Dovan和Hutchins于1990年發明。

Dovan等人同時研究了凝膠/氣體交替注入堵水工藝［14］，目的是在凝膠溶液之后注入氣體使其在凝膠中穿過，從而重新建立氣相相滲。配方設計上，最優化學劑凝膠體系取決于出水通道系統的類型、注入水質量和油藏溫度。Dovan和Hutchins比較了幾種凝膠溶液與氮氣交替注入的堵水效果，分別是：①鉻交聯或鋁交聯陰離子聚丙烯酰胺；②鉻交聯或醛交聯陽離子聚丙烯酰胺；③鈦交聯羥丙基胍膠；④硅酸鹽凝膠；⑤鉻交聯木質素磺酸鹽。通過巖心物模實驗，最終選擇了陰離子聚丙烯酰胺—重鉻酸鹽體系。

工藝設計上，凝膠注入量設計可以根據氣井產水能力進行，因為產水能力在某種程度上可以代表氣井對凝膠的接納能力［13］，最終設計為比生產井預測最大累積產水量多30%，氣體段塞的體積設計為50%～80%凝膠段塞體積。凝膠溶液濃度分成幾段，并且前端低濃度，末尾高濃度。濃度分段的目的是：第一，低濃度的化學劑被推向儲層深部，而儲層深部壓降較小，凝膠強度要求較低；第二，開始階段注低濃度化學劑可了解氣井吸收化學劑的能力。凝膠段塞注完后繼續注入陽離子聚合物段塞、水段塞、氣體段塞。陽離子聚合物段塞作用是作為化學劑屏障以最小化潛在的陰離子聚合物的回流；水段塞作用是驅替陽離子聚合物段塞進入儲層；氣體段塞作用是建立近井地帶氣相相滲。

1990年，采用常規酸化設備注入，應用于3個氣田，均見效，其中，應用于墨西哥灣的East High Island 285區塊的一口氣井，通過連續油管完成堵劑注入，氣井產量維持3年1.9 MMCFD的水平，產水量從最高600 BPD降至50 BPD以下。后期該技術在加拿大西部的不列顛哥倫比亞省氣田試驗區得到進一步應用，所用凝膠體系為乙酸鉻聚合物體系，注入的氣體為氮氣，WGR降低約75%，產氣率從20%提高至70%。

4.2 頂替凝膠以保障氣井產能

用某種流體頂替凝膠進入儲層，讓開近井地帶氣體滲流通道，以減少氣井產能損失。針對有效頂替凝膠的流體，阿爾伯塔研究會的Wassmuth等人通過物理模擬和數值模擬研究發現泡沫是一種有效頂替液［15］，并形成一項專利［16］。

泡沫在多孔介質中只會影響氣相相滲，不會影響水相相滲。如圖3所示，儲層含水飽和度超過Sw*的情況下發泡劑與氣、水作用生成泡沫，泡沫的存在大大降低了原氣相相滲，使得泡沫相流動性很低，黏度很大，能與凝膠溶液黏度匹配，如圖4。

圖3 水/泡沫相滲曲線

圖4 貝爾巖心中聚合物和泡沫的有效粘度

圖5 不同頂替體對巖心阻力系數的影響實驗

從氣體和泡沫對凝膠的頂替能力比較實驗（圖5）可見泡沫驅替過后的巖心殘余阻力系數最小，說明泡沫頂替能力最強。

而且泡沫中表活劑的濃度可設計非常低（0.01%～0.05%），從而在泡沫完成頂替凝膠的任務后可消泡，由于凝膠和泡沫驅替過后儲層的含水飽和度非常低，消泡后儲層的氣相滲透率比措施前大幅提高。

同時，用油藏數值模擬手段，針對均質氣藏和裂縫性氣藏，研究了堵劑優選和放置工藝。數值模擬采用CMG公司開發的STARS模擬器，充分利用其在化學反應以及氣、水、泡沫驅替等方面的功能優勢。

聚合物分子與水反應生成凝膠遵守質量平衡關系式，如式（1）

成膠后滲透率變化符合Carman-Kozeny公式，如式（2）

下標o表示注堵劑前狀態。

圖6 泡沫頂替后凝膠分布

通過數值模擬（圖6）得出，泡沫作為頂替段塞能夠將凝膠推離井筒附近，并且相對低密度的泡沫會在氣層上部突破凝膠，保證了泡沫消泡后氣體滲流通道。

5 氣井化學堵水技術新思路與新方法

根據對國內外天然氣井堵水技術的研究分析，總體來看，目前國內外對氣井堵水技術［17］的研究不成熟，存在一些問題與難題，主要表現在：

（1）氣藏地質認識不夠，找水技術不完善，無法為氣井“定點”堵水提供保障。（2）氣井堵水難度大的關鍵原因認識不清，氣藏開發中出水的危害與控制理論認識應加強，與油藏中擴大水的波及體積不同，氣藏堵水應減少水的波及體積，從而減少水對氣藏的傷害范圍。（3）氣井堵水大多是針對單井、單層的堵水措施，并未從氣藏的角度考慮水的“來源”和“出路”。（4）氣井堵水劑作用效果不理想，選擇性不強。（5）氣井堵水堵劑類型、用量等參數優化系統缺乏。

文章對天然氣井化學堵水技術的研究提出一些思路，供研究人員探討與參考。

（1）從氣藏治水模式上看，氣藏與油藏堵水不同。油藏開發中水對油的驅替是積極作用，控制機理為擴大水的波及體積，措施上往往采用調整剖面以使來水轉向去驅替物性較差的油層中的剩余油；而氣藏則不然，出水對氣藏的傷害很大，因此與油藏中擴大水的波及體積不同，氣藏中應減少水的波及體積，從而減少水對氣藏的傷害范圍，這樣，氣井堵水不能僅是單井、單層的堵水，應放大到全氣藏，要緊密結合“水源封堵”和“來水疏導”兩方面才能解決，如不考慮這2個因素則被堵住的水必然會轉向而污染其他氣藏區域。對“水源封堵”，如邊水類型，可結合地質認識將水源附近的高滲帶（縫）進行物性干預，使氣水界面均勻變化；如為底水類型，則可根據壓降漏斗非均勻干預井底附近的垂向滲流能力。

（2）從氣藏堵水方式上看，要充分考慮氣藏的壓力分布特征，不同部位壓差不同，壓差不同堵劑強度的要求也不同，考慮壓差的分布能夠優化堵劑用量和分布，從而實現低成本、長效堵水。例如，對于底水氣藏水體在井筒錐進上升的情況，這是典型的由生產壓降漏斗形態決定的儲層垂向壓差分布引起的不均勻水侵，這種情況下，垂向壓差分布呈現與壓降漏斗類似形態，即近井地帶垂向壓差大，遠井地帶垂向壓差小，因此在凝膠量和強度的分布上要考慮到這一點，近井地帶的封堵強度較大。

（3）從氣藏堵水原理上看，隨著氣藏的深入勘探，氣藏的復雜程度越來越高，有的氣層與水層難以分開，有的氣水同層，這些情況的堵水大多要籠統注入堵劑。這樣，堵劑既可能進入高含水層，也可能進入高產氣層。從保護氣藏的角度，氣井堵水劑的研究要遵循選擇性堵水原理，即堵水不堵氣原理。有兩點要考慮：

一是堵劑對氣、水的選擇性，即研制的堵劑可以有選擇性的多進入水層或高含水區帶，少進入氣層或非高含水區帶；

二是堵劑對氣、水選擇性不強，但對儲層中水相滲流能力的抑制能力遠大于對氣相滲流能力的抑制，分為三類，

第一類，堵劑材料本身在注入地層后具有氣水選擇性，

第二類，堵劑進入產水氣層后使巖石表面潤濕性向憎水方向改變，提高氣相相滲，降低水相相滲，

第三類，堵劑遇水發生物理、化學反應發生膨脹、聚集、或沉淀，起到堵水作用，遇氣則無封堵作用。

（4）深部放置的實現。儲層中堵劑的放置位置對堵水效果影響很大。一般來講，放置在儲層深部比近井地帶效果要好。那么，實現堵劑的深部放置成為天然氣井堵水的另一個關鍵問題。筆者提出兩條思路：一是研制注入能力強且長時間延遲生效的堵劑；二是研究新的注入方式，使得堵劑被直接注入地層深部，而不經過地層滲流過程。

6 結束語

分析了氣井堵水難度大、風險大的原因在于選擇性堵水的需求。在研究分析國內外已有氣井化學堵水技術研究成果的基礎上提出3類氣井化學堵水新思路。建議國內外學者應在氣藏整體治水、氣井出水機理、堵水化學劑和堵劑放置工藝方面加強研究，解決氣井出水問題，為氣田高效開發提供保障。

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（修改稿收到日期 2013-08-21）

〔編輯 薛改珍〕

Novel technical method discussion on chemical water shut-off for gas wells

XU Hanbing1,2, LI Yikun1,2, WEI Falin1,2, CAI Cheng1,2, YANG Limin1,2

（1.Key Laboratory of Oil & Gas Production, China National Petroleum Corporation, Beijing 100083, China; 2. Research Institute of Pertoleum Exploration & Development, PetroChina, Beijing 100083, China）

Water production from gas wells affects gas production. Though water shut-off is an effective method to cure water production on gas wells, the research and development on water shut-off technique has little progress, because of difficulty and risk of the treating operation, and it still locates at indoor research stage. The paper firstly analyzed the reason of high difficulty and high risk of gas well water shut-off, which is the demand of selective water shut-off treatment. Furthermore, based on the absorbing and referencing of the current research progress at home and abroad, from the view point of water shut-off principles, three novel types of water shut-off methods are formed. The first principle is that the water shut-off agent itself has gas-water selection capacity after injected into reservoirs; the second one is that the agent changes wettability of rock surface into more hydrophobic after getting into water beard gas formations, resulting in gas relative permeability increase and water relative permeability decrease; the third one is that the agent has some physical or chemical reactions when contacting water, such as expansion, assembling, or precipitation, to plug water flow, but no reaction when contacting gas. Furthermore, the paper proposed an integrated water treatment method from the whole gas reservoir point of view.

gas well; selective chemical water shut-off; water shut-off difficulty; water shut-off principle; water shut-off method; water treatment method

TE358

A

1000-7393（ 2013 ） 05-0111-07

國家科技重大專項項目“阿姆河右岸中區天然氣開發示范工程（編號：2011ZX05059）”的部分內容。

許寒冰，1980年生。2009年畢業于中國石油大學（北京）油氣田開發工程專業，現從事油氣藏化學堵水調剖研究工作。E-mail：xuhanbing@petrochina.com.cn。

許寒冰，李宜坤，魏發林，等.天然氣井化學堵水新方法探討［J］. 石油鉆采工藝，2013，35（5）：111-117.