裂缝性气藏水封气严重影响气井产能发挥，通过降低井底压力来降低裂缝中压力以形成较大的基质—裂缝压差是实现解封的重要手段，但影响解封过程的众多因素尚不明确。为此，开展了裂缝性水封气藏解封压差测试实验和微观排水孔隙尺度模拟，明确了不同因素对解封压差和解封效率的影响规律，建立了裂缝性水封气藏解封压差预测模型，揭示了水封气解封过程中气体微观排水特征、流体微观分布演化规律以及不同因素对气驱排水解封的作用机制。研究结果表明：①解封压差是评价裂缝性水封气藏解封难易程度的重要指标，储层渗透率、润湿性、气水界面张力、水封程度和裂缝压力是影响解封特征的关键因素。随着基质渗透率降低，水封段塞对气体流动的阻碍作用增强，解封压差大幅增加；同时，解封压差会随着水封程度和裂缝压力的增加而增大。②利用润湿反转剂可改善孔隙壁面润湿性，降低气水界面张力，且随着基质渗透率增加，润湿反转剂更容易进入基质孔隙并改善其润湿性，解封压差的降低幅度更显著；但随着润湿反转剂浓度的增加，由于表面润湿性和气水界面张力的共同作用，解封压差呈现先增加后降低的趋势。③解封效率是评价解封效果的重要指标，且不同因素对解封压差和解封效率的影响机理存在差异。当裂缝内压力增加时，气体微观波及效率提高，解封效率增加；随着润湿反转剂浓度的增加，解封效率呈现先降低后上升的趋势；孔隙壁面润湿性由亲水性转化为疏水性，对指进现象有明显的抑制作用，能够大幅提高解封效率；同时气水界面张力降低，对指进现象产生一定的促进作用，解封效率略微降低。结论认为，裂缝性水封气藏可通过降低井底压力和注入润湿反转剂的方法实现解封，对该类气藏的高效开发具有重要的指导意义。

1裂缝性水封气藏解封实验

为了研究气藏储层渗透率、水封程度、裂缝内压力和润湿性等因素对解封压差的影响，设计了不同岩心渗透率、水封段塞长度、出口端裂缝回压、润湿性的水封气解封实验，研究解封压差变化规律。

1.1材料与仪器

实验材料：长度为70 mm、直径为25 mm的人造砂岩岩心（表1）、纯度为99.9%的氮气、矿化度浓度为5%的模拟地层水、蒸馏水、润湿反转剂（上海福田化工科技有限公司生产的TF282型氟碳表面活性剂），实验装置如图1所示，实验温度设定为储层温度50℃。

表1岩心参数表

1.2裂缝性水封气藏解封压差测试

实验流程包括以下3个阶段：

1）实验前的体积标定。计算连接实验装置的管线与接头处存在的固定体积，包括岩心出口端三通阀与采出液计量器间的固定体积（V1）以及三通阀与岩心夹持器岩心间的固定体积（V2）。

2）水封段塞制备及裂缝内压力控制。将岩心夹持器垂直放置（图1），使用驱替泵从岩心夹持器下端（出口端）低速注入不同长度的水段塞来模拟不同的水封程度，此时岩心出口端面与岩心夹持器堵头间形成的裂缝中也充满水。通过控制出口端压力（回压）可直接控制裂缝的压力，从而研究基质—裂缝间压差变化对解封过程的影响。水封段塞长度计算公式如下：

式中Lw表示水封段塞长度，cm；Q表示注入速度，cm3/s；t表示注入时间，s；V1表示岩心出口端三通阀与采出液计量器间的固定体积，cm3；V2表示三通阀与岩心夹持器岩心间的固定体积，cm3；V0表示岩心体积，cm3；ϕ表示岩心孔隙度。

3）气体增压注入。将岩心夹持器水平放置，利用注入泵以恒定速度向入口端注入气体，以增加岩心中水封段塞两端压差，直至出口端气体突破则停止加压，此时岩心两端压差为解封压差。另外，可通过改变出口端回压来模拟不同裂缝压力，通过改变岩心渗透率、水封段塞长度和岩心出口端回压，研究不同因素对解封压差的影响规律。

具体实验方案如下：①渗透率，分别选取5.0 mD、1.0 mD、0.5 mD、0.2 mD、0.03 mD和0.012 mD的岩心进行实验；②水封程度，根据式（1）设计水封段塞长度为0.1～4.0 cm；③裂缝内压力，通过改变出口端压力来模拟裂缝中压力，岩心出口端回压分别设置为5.0 MPa、3.0 MPa、1.0 MPa和0.1 MPa，围压设定为15 MPa；④润湿性，首先开展岩石表面润湿性测试实验，弄清不同润湿反转剂浓度时的润湿特性，然后利用润湿反转剂浓度分别为0.001 5%、0.003 0%、0.010 0%的溶液改变岩心润湿性。

1.3润湿反转剂作用下的界面性质测试

氟碳表面活性剂具有独特的化学结构和物理性质，能够降低气水界面张力，同时将岩石表面的水润湿性转变为气润湿性，达到降低解封压差的作用。通过不同浓度的润湿反转剂对岩样薄片进行表面润湿处理，采用全自动界面张力仪和光学接触角仪测量气水界面张力和接触角，进而确定不同润湿反转剂浓度下的润湿特性。具体实验步骤为：①选用氟碳表面活性剂TF282，配制质量浓度0.001 5%、0.003 0%、0.005 0%、0.010 0%、0.020 0%的表面活性剂溶液；②对不同浓度的表面活性剂进行气水界面张力测试；③将岩心切成2～3 mm厚的薄片，抛光打磨后放入不同的表面活性剂溶液中老化48 h；④将老化后的岩心薄片放置在鼓风干燥箱中进行干燥，干燥后取出冷却备用；⑤将岩心薄片放置在光学接触角测量仪上，采用悬滴法测定不同浓度条件下表面活性剂处理后岩心薄片的接触角。