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致密砂岩气藏水锁损害及解水锁实验研究
致密砂岩气藏是一种新型的非常重要的气藏类型。由于其砂岩孔隙度极低、孔隙喉径较小，因此气藏渗透率低，自然气无法通过孔隙系开采。因此，为了实现气藏采油，采用了水平压裂等多种技术手段来提高其渗透率，在实际应用中取得了不俗的成果。然而，在实践操作中，会出现致密砂岩气藏水锁现象，从而导致产气量下降，严重影响到致密砂岩气藏的开采效果。本文将针对致密砂岩气藏水锁损害及解水锁进行探讨，并进行实验研究，以期为气藏开采提供科学依据。
一、致密砂岩气藏水锁损害原因
在致密砂岩气藏采出程度较大时，因水最低点大小，气/水相界面就停留在孔隙道道口，沿储层不断移动形成一个所谓的“水锁”，导致气相无法顺畅地流动，产生“水锁现象”。而此现象的爆发和过程只有在一定的提高水平过程中才表现出来。究其原因，主要有以下三个方面：
（1）气体相对水而言具有的惯性作用的差异。气体的惯性作用相对于液体而言相当小，甚至可以忽略不计，而水的惯性作用则相当大，尤其是流速较大时，其惯性作用更为明显。
（2）以及砂岩孔隙度极低、孔隙喉径较小的特点，从而使得气体流动阻力较大，气体无法克服水的阻力，才导致了水锁的产生。此外，孔喉口不规则，孔道不连通，导致水分布不均，气体无法立即占领空隙，形成“孔道角落现象”也是水锁的原因之一。
（3）石英沥青的形成，一般来说，致密岩石的沥青通常是由孟山都烃（主要是生长型C24-C30）和三环倍半萜合成而成，少部分为Li-richorNa-rich吸附-质子化-膨胀型沥青。对于待采致密气藏中的石英沥青，其通常具有石英颗粒的独特空间分布，堆积状体形成的微观孔隙度小，出现水锁时逆流容易形成封堵趋势，因而产生了致密砂岩气藏水锁现象。
二、解决致密砂岩气藏水锁的方法
致密砂岩气藏水锁的形成会直接影响气藏的产气率，在实际生产中，我们需要采取必要的措施解决油藏水锁问题，以提高产气能力。
1.减小水平过程，降低水锁现象
采用合理的水平井布局，减小水平过程的长度和高程等，降低水锁现象的产生。这样既可以降低管柱液头，又可以减小流体的惯性作用，缩短气/液相界面的长度，减少因惯性力和重力作用形成的交界面扰动，有效减缓油藏水锁现象的发生。
2.高粘度的提高水平过程中的测井液
测井液的黏度对致密砂岩气藏的产气率有一定的影响。采用高粘度的测井液可以防止水沿地层漂移，减小水锁因水流速过大而导致的涡流产生情况，缓解水锁现象。
3.使用储层压裂技术
采用储层压裂技术解决致密砂岩气藏水锁问题，通过人工改变气藏构造，提高渗透率，使气体顺畅流动，有效地解决了气藏水锁问题，提高了气藏的产气能力。
三、实验研究
在此基础上，我们进行了实验研究，用不同水平过程长度的致密砂岩模拟体验，用压差法测试水锁现象。实验分为两个阶段，第一阶段实验测定不同水平过程长度({50}m、{70}m、{100}m)的气藏中水锁碰撞的时间、温度、压力和水锁大小；第二阶段通过泵送单井储层压裂技术对水锁进行破除，并连续观测压差，确定水锁破裂的效果。
实验结果表明，水平井长度越大，水锁的大小就越容易形成;随着水平井长度的增加，水锁碰撞的瞬间，产生峰值气压下降，且峰值气压下降时间越长。泵送单井储层压裂技术对有效消除了致密砂岩气藏的水锁，领先效果优越。
四、结论
致密砂岩气藏是一种非常重要的气藏类型，在实际采油过程中，水锁损害会严重影响气藏的产气能力，因此需要采取科学措施处理。通过分析水锁损害的原因以及采用储层压裂技术等方法，可以有效消除致密砂岩气藏的水锁现象，提高气藏采气能力。实验结果表明，单井储层压裂技术对解决致密砂岩气藏水锁问题的效果优越。