国内大多数气藏都属于水驱气藏，边底水比较活跃。水驱气藏与周围水体相连，随着物质的采出，压力亏空后地层水开始侵入气藏。同时由于地层压力不断降低，导致生产压差下降而影响气井产量，当产量小于最小携液流量后，气井因失去携液能力而在井底形成积液，在气井大修关停时井筒积液在毛管力作用下进入储层，造成地层水水侵。同时气井为维持正常生产，通常需要进行一些必要的修井作业，在作业过程中由于压差的影响，工作液易漏入地层，给储层带来外在水侵伤害风险。低压气层水侵后，气流不能有效地将水排出，使近井地带储层含水饱和度增加，导致气相渗透率下降，从而产生水锁伤害。同时水相导致储层黏土矿物水化膨胀，脱落运移，一方面造成孔隙喉道半径缩小，加剧水锁伤害，另一方面脱落的黏土颗粒运移导致堵塞，产生水敏伤害。低压气井的水锁伤害和水敏伤害统称为水侵伤害，目前针对气井的水侵伤害研究主要集中在其伤害机理方面，而对于解除手段则大多是借用油水井解堵技术，并且现场实际应用较少。

南海D气田属于典型的低压气田，大部分气井的压力系数均小于0.6，部分气井的压力系数甚至达到了0.4左右，修井作业过程中极易发生漏失，从而对气井储层造成严重的污染，影响修井后气井的产量。因此，在分析了目标低压气田储层基本特征及生产现状的基础上，通过储层水侵伤害评价实验，明确了储层水侵伤害程度，并研制了一套适合海上低压气井水侵伤害治理的解堵液体系，在A9hSa井进行了成功应用，为低压气井的高效修井及增产提效提供一定的技术支持。

目标气田基本概况

南海D气田浅层开发莺歌海组二段Ⅰ、Ⅱ上、Ⅱ下、Ⅲ上等气组，储层物性为中孔中低渗，平均孔隙度为23.4%，平均渗透率为27.4 mD；D气田储层岩石矿物以石英为主，其次为黏土矿物、斜长石、钾长石、白云石、方解石和石膏。其中储层段黏土矿物的含量较高（17.6%～21.5%），平均为20%左右，黏土矿物中伊利石和伊/蒙混层的含量较高，其次为绿泥石和高岭石。储层地温梯度偏高，为4.6℃/100 m，储层温度为80℃～85℃；目前压力系数在0.40～0.58之间，属于典型的低压气田。

随着气田进入开发后期，部分井进入见水生产期，随着储层压力持续下降，致使见水气井出现储层伤害特征，即低压力系数下的生产压差不足以突破毛细管阻力而造成储层水侵伤害，尤其大修关停复产后的气井无阻流量下降，致使气井水淹停喷时间提前。

解堵液体系研究

研究思路

由目标气田储层水侵伤害实验评价结果可以看出，储层水侵后导致含水饱和度增加，占据了储层孔道，气相渗透率降低；同时水侵后造成储层黏土矿物水化膨胀运移堵塞孔喉，进一步降低了储层的渗流能力；从而导致气井产能下降，或者修井后难以复产。基于此，针对D气田的解堵液体系必须具备以下功能：①优良的“带”水功能。能够将近井地带储层的水和解堵液中的水有效带出，解除和防止水侵伤害；②较低的表面张力。降低近井地带水相和修井过程中进入储层的水相表面张力，降低毛细管阻力和排水压力；③适度溶蚀能力。解堵液必须具有一定的溶蚀储层矿物能力，解除储层膨胀脱落运移的黏土矿物颗粒，疏通孔喉。

水侵防治剂

水侵防治剂的主要作用为防止和解除地层水侵伤害，将近井地带水相带出。笔者团队研制了一种水侵防治剂（其主要成分为小分子有机醇、助溶剂和分散剂等），其具有与水混溶、有效降低水的沸点和低表面张力等特点。在气井解堵施工过程中作为前置液注入地层，能够将地层中的水携带出来，降低储层的含水饱和度，提高地层的气相渗透率，达到解除和预防水侵伤害的目的。

降低表面张力能力

参照石油天然气行业标准SY/T 5370—2018《表面及界面张力测定方法》中“圆环法”的要求，测定水侵防治剂与地层水按不同比例（体积比）混合后的表面张力值，结果见表1。可以看出，随着水侵防治剂溶液比例的逐渐增大，溶液的表面张力值逐渐减小，当水侵防治剂与地层水按5∶5混合时，表面张力即可以降低至30 mN/m以下，说明水侵防治剂具有良好的降低表面张力的能力，从而有助于气井解堵措施后的返排，提高施工效率。

表1水侵防治剂与地层水混合后的表面张力值

与地层水的配伍性

将水侵防治剂与地层水按不同比例（体积比）混合，测定其浊度值，并将其在80℃下放置4 h后，继续测定其浊度值变化情况，以此考察水侵防治剂与地层水的配伍性，结果见表2。可以看出，水侵防治剂的自身浊度较低（仅为4.1NTU），并且其与地层水按不同比例混合后的浊度值均未明显增大，在80℃下老化4 h后浊度值也仍小于10NTU，说明水侵防治剂与地层水具有良好的配伍性。

表2水侵防治剂与地层水的配伍性

新型复合有机酸

新型复合有机酸HWCP是笔者团队在前期研究成果的基础之上经过改进以及优化研制而成的，研制的复合有机酸HCW-2的基础上引入新型缓速剂（主要成分为双子表面活性剂），使新型复合有机酸HWCP不仅具备良好的溶蚀能力和螯合能力，还具有较强的缓速性能，有助于延长酸化解堵的有效期。新型复合有机酸HWCP的主要作用为解除地层膨胀脱落运移的黏土矿物颗粒堵塞，疏通孔喉，改善储层渗流能力，从而有效减弱或者预防水侵伤害的再次发生。其具有以下特点：①适度溶蚀能力。由于储层泥质胶结，黏土矿物含量较高，应防止酸液溶蚀过度出现泥砂。经过实验测定体积分数为20%的新型复合有机酸HWCP对目标储层岩屑的4 h溶蚀率可以达到17.94%，不会对储层岩石骨架造成过度溶蚀。②良好的螯合能力。储层绿泥石含量高，存在一定的酸敏（盐酸/土酸）现象，新型复合有机酸HWCP可以与Ca2+和Fe3+形成螯合物，防止解堵液长时间接触地层的二次沉淀伤害。实验测定结果显示新型复合有机酸HWCP对铁离子的螯合值可以达到990 mg/g以上，对钙离子的螯合值可以达到660 mg/g以上。③良好的缓速性能。新型复合有机酸HWCP在注入地层后分多步电离，缓慢释放出H+，缓速效果较好。

解堵液体系配方

通过对水侵防治剂和新型复合有机酸HWCP的性能评价及优化实验，结合缓蚀剂、防水锁剂和黏土稳定剂等处理剂，构建了一套适合海上低压气井水侵伤害治理的解堵液体系，具体配方为：

前置液100%水侵防治剂

解堵液过滤海水+20%新型复合有机酸HWCP＋3%黏土稳定剂HTW＋5%缓蚀剂HWCI＋4%防水锁剂HAR-G

顶替液过滤海水＋3%黏土稳定剂HTW＋4%防水锁剂HAR-G

解堵液体系性能评价

基本性能

表3为解堵液体系的基本性能评价结果，可以看出，解堵液体系的黏度值和pH值较低，并且具有较低的表面张力，有利于注入和返排。另外，体系具有良好的防膨效果，能够防止黏土矿物的水化膨胀。

表3解堵液体系基本性能

结论

1.目标低压气田储层物性较差，储层段黏土矿物含量较高，地层压力系数低（0.4～0.58之间），存在储层水侵伤害的风险。

2.凝析水对目标低压气田储层段水敏伤害较为严重，对低渗岩心的水敏伤害程度较强；不同单井的水锁损害程度预测结果为弱～中等偏弱；凝析水对储层天然岩心的水侵伤害程度大于地层水，并且驱替压力越小，驱替时间越短，水侵伤害率相对就越大。

3.以水侵防治剂和新型复合有机酸HWCP为主要处理剂，并结合缓蚀剂、防水锁剂和黏土稳定剂，研制出了一套适合海上低压气井水侵伤害治理的解堵液体系。该体系具有较低的表面张力、较低的黏度、良好的防膨效果和缓蚀性能；体系还具有良好的水侵伤害解除性能，天然岩心注入水侵防治剂和解堵液后，驱替180 min后岩心的渗透率恢复值均能达到100%以上。

4.解堵液体系在南海D气田A9hSa井进行了成功应用，解堵措施后产气量从3.3×104 m3/d上升到9.0×104 m3/d以上，取得了较好的工艺效果和经济效益。