CN116591649B - 气井用储层解堵解水锁剂、设计方法、制备方法及应用 - Google Patents

气井用储层解堵解水锁剂、设计方法、制备方法及应用 Download PDF

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Abstract

本发明提供有一种气井用储层解堵解水锁剂、设计方法、制备方法及应用。本发明所述的设计方法，包括以下步骤：获取井口基础数据、气井储层污染分析，以及根据井口基础数据和气井储层污染分析结果进行储层解堵解水锁剂体系设计。本发明通过设计针对性的功能段，再对各功能段进行本土化的化工料选型，最后根据选定的化工料进行制备。所述气井用储层解堵解水锁剂体系设计、化工料选型及制备更具有针对性和准确性，使用本发明得到的气井储层解堵解水锁剂只需要进行一次措施，渗透率恢复率最高达到90.47%，措施后套管压力最高升至9.42MPa，日产气量最高可上升到3254Nm3以上，连续稳定产气最高已超过117~188天。

Description

气井用储层解堵解水锁剂、设计方法、制备方法及应用
技术领域
本发明属于油田采气助剂技术领域，具体涉及一种气井用储层解堵解水锁剂、设计方法、制备方法及应用。
背景技术
低渗透油气田是指油气层孔隙度低、喉道小、流体渗透能力差、产能低，通常需要进行油藏改造才能维持正常生产的油气田。我国油气藏储量70%以上都是低渗透油气藏，低渗特低渗油气藏的开发越来越成为未来油气开采行业开发的重点。为了提高开采效率，开采这些低渗透油藏要进行钻井、完井、修井、注水开采等措施来提高生产能力。在钻井、完井、修井、注水开采的过程中，都需要向油气储层加入大量措施液。但是各种措施极易形成储层污染，一是产水地层容易形成水锁；二是随着气井生产时间的延长，缓蚀剂裂解残留物、管柱腐蚀产物、气井产出液及其它入井剂的共同作用，造成气井井筒形成有机或者无机堵塞；导致气井无法正常生产，甚至被迫关井，这将严重影响单井产能的有效发挥，同时也影响到气井开井时率、利用率及最终采收率。
现有的解决方法一般是直接将成品解堵剂或解水锁剂灌入井中、闷井一段时间后查看解堵或解水锁效果，大多情况下针对不同的井口时，由于不同井口的地质条件、底层损害程度和损害原因等差别较大，解堵和解水锁效果差别很大，同一解堵剂或解水锁剂对某个井口的使用效果好，但对其他井口的使用效果就会很差。而且同一解堵剂或解水锁剂与地层水配伍性效果也不稳定，容易对储层带来新的损害，增加了后续处理成本。
目前，还没有一套针对井口的气井储层水锁和堵塞的化工体系设计、选型及制备的方法，以实现对各个井口储层较好的解堵解水锁效果。
发明内容
鉴于现有技术中的上述缺陷或不足，本发明旨在提供一种气井用储层解堵解水锁剂、设计方法、制备方法及应用
本发明的目的之一在于提供一种气井用储层解堵解水锁剂的设计方法，包括以下步骤：
A 获取井口基础数据，所述井口基础数据包括储层敏感性和储层温度；
B 气井储层污染分析，包括：
水锁分析：通过入井液和产出液总量的差值对井口进行水锁分析以确定储层水锁程度；
储层堵塞物分析：采集井口过滤器堵塞物，进行储层堵塞物成分分析以确定储层堵塞物成分；
地层水离子分析：采集井壁结垢进行地层水离子分析以获得地层水结垢趋势和结晶水合物堵塞趋势；
C 根据井口基础数据和气井储层污染分析结果进行储层解堵解水锁剂体系设计。
所述体系设计包括：
根据储层温度和储层敏感性进行溶剂功能段、表面活性功能段和缓蚀功能段的设计；
根据储层堵塞物成分、地层水结垢趋势和结晶水合物堵塞趋势进行解堵功能段设计；
根据储层水锁程度进行解水锁功能段设计。
所述溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段、解堵功能段和解水锁功能段的设计包括化工料选型和添加量设计。
优选地，若所述储层敏感性为水敏，所述解堵解水锁剂不包括水。
若所述储层敏感性为速敏，控制解堵解水锁工艺中的加药泵注速率为8~12m3/h，所述加药泵注速率优选为8~10m3/h；若储层敏感性为盐敏，所述解堵解水锁剂的浓度小于原始地层水含盐量，所述解堵解水锁剂的浓度优选为小于50000mg/L；若储层敏感性为酸敏，解堵解水锁剂不包括无机酸。
优选地，所述溶剂功能段选择闪点和沸点超过储层温度的溶剂。
所述水锁分析具体为根据入井液总量及产出液总量的差值计算出滞留在储层中的液量，从而判断水锁程度。
优选地，所述水锁程度为一般水锁，所述解堵解水锁剂包括溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段和解堵功能段，不包括解水锁功能段；所述水锁程度为强水锁，所述解堵解水锁剂包括溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段、解堵功能段和解水锁功能段；所述水锁程度为严重水锁，则解堵作业和解水锁作业可以同时进行，即所述解堵解水锁剂包括溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段、解堵功能段和解水锁功能段，也可以解堵作业和解水锁作业分步进行，即先对储层解水锁作业后，再进行储层解堵作业。
本发明的目的之二在于提供一种气井用储层解堵解水锁剂，包括：溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段、任选的解堵功能段和任选的解水锁功能段。
优选地，所述溶剂功能段包括有机溶剂，所述有机溶剂优选包括其闪点和沸点超过储层温度的醇，进一步优选包括乙二醇、PEG200、PEG400、PEG600、丙三醇或正丁醇中的一种或几种。
优选地，所述表面活性功能段包括阳离子表面活性剂、任选的两性离子表面活性剂和任选的非离子表面活性剂。
优选地，所述阳离子表面活性剂包括十六烷基三甲基氯化铵1631。
优选地，所述两性离子表面活性剂包括十二烷基二甲基甜菜碱BS-12、月桂酰胺丙基甜菜碱LAB-35、椰油酰胺丙基甜菜碱CAB-35或氨基酸钠中的一种或几种。
优选地，所述非离子表面活性剂包括脂肪醇聚氧乙烯醚。
所述缓蚀功能段包括吸附膜型缓蚀剂，优选包括咪唑琳类缓蚀剂、固体酸洗缓蚀剂或多用酸洗缓蚀剂中的一种或几种，进一步优选包括油酸咪唑啉、CM-911或LAN-826中的一种或几种。
所述解堵功能段包括无机堵塞物渗透功能段和/或有机堵塞物分散功能段。
优选地，所述无机堵塞物渗透功能段包括溶蚀剂和络合剂，所述溶蚀剂为乙酸，所述络合剂包括柠檬酸、乙二胺四乙酸二钠EDTA-2Na、二乙基三胺五乙酸DTPA或过氧化氢叔丁基中的一种或几种，所述络合剂优选为柠檬酸。
优选地，所述有机堵塞物分散功能段包括C4~C6的醇醚，优选包括乙二醇乙醚、乙二醇丙醚、乙二醇丁醚或二甘醇乙醚中的一种或几种。
所述解水锁功能段包括解水锁剂，优选包括聚醚改性有机硅和/或2,4-二氟苄基季铵盐。
所述气井用储层解堵解水锁剂，包括以下重量份的原料：有机溶剂35~45份、阳离子表面活性剂10~15份、任选的两性离子表面活性剂3~7份、任选的非离子表面活性剂3~7份、任选的解水锁剂1~3份、任选的溶蚀剂10~20份、任选的络合剂5~10份、缓蚀剂0.2~1份和C4~C6的醇醚5~15份。
本发明的目的之三在于提供一种气井用储层解堵解水锁剂的制备方法，包括以下步骤：
将溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段、任选的解堵功能段和任选的解水锁功能段混匀。
优选地，首先将阳离子表面活性剂溶解于有机溶剂中，然后加入任选的两性离子表面活性剂、任选的非离子表面活性剂、解水锁剂、溶蚀剂、络合剂、缓蚀剂和C4~C6的醇醚，溶解。
优选地，所述阳离子表面活性剂和其他药剂的溶解温度均40~50℃。
本发明的目的之四在于提供一种气井用储层解堵解水锁剂的应用，应用工艺包括：
在排出井筒积液并完成井筒解堵作业后，分多次加注储层解堵解水锁剂进行储层解堵解水锁作业。
优选地，所述储层解堵解水锁作业包括：
S1从速度管柱第一次加注储层解堵解水锁剂，从套管和油管一起注氮至压力升高2.5-3MPa，第一次闷井。
S2从速度管柱第二次加注储层解堵解水锁剂，从套管和油管一起注氮增压至14MPa，从套管和油管一起以泵注压力≤18~20MPa低排量注氮气驱，第二次焖井，井口放喷排液，注氮强排。
S3如果氮气强排后仍未形成连续气流，则从速度管柱第三次加注储层解堵解水锁剂从套管和油管一起注氮增压至14MPa，从套管和油管一起以泵注压力≤18MPa低排量注氮气驱，第三次闷井，井口放喷排液，注氮强排。
优选地，所述储层解堵解水锁作业还包括：
S4试生产，并持续跟踪观察2天。
本发明的有益效果包括：本发明提供了一种针对性更强的气井用储层解堵解水锁剂的设计方法，所述设计方法首先对井口具体情况进行分析，根据井口基础数据和具体污染情况设计针对性的功能段，再对各功能段进行本土化的化工料选型，最后根据选定的化工料进行制备。本发明所述设计方法针对性更强，更能准确地对井口储层进行解堵和解水锁。本发明所述气井用储层解堵解水锁剂体系的设计、化工料选型及制备更具有针对性，更容易制备、更能准确地对地层进行解堵和解水锁，使用本发明所述设计方法得到的气井储层解堵解水锁剂只需要进行一次措施，即可将渗透率恢复率达到81%以上，渗透率恢复率最高达到90.47%，措施后套管压力升至3.5~9.42MPa，日产气量上升到1500~3254Nm3以上，连续稳定产气最高已超过117~188天。
具体实施方式
在以下的说明中，包括某些具体的细节以对各个公开的实施方案提供全面的理解。然而，相关领域的技术人员会认识到，不采用一个或多个这些具体的细节，而采用其它方法、部件、材料等的情况下可实现实施方案。
除非本发明中另外要求，在整个说明书中，词语“包括”和“包含”应解释为开放式的、含括式的意义，即“包括但不限于”。
在整个本说明书中提到的“一实施方案”或“实施方案”或“一种优选地实施方式案”或“某些实施方案”意指在至少一实施方案中包括与该实施方案所述的相关的具体参考要素、结构或特征。具体要素、结构或特征可以任何适当的方式在一个或多个实施方案中结合。
根据本发明的第一个方面，提供了一种气井用储层解堵解水锁剂的设计方法，包括以下步骤：
A 获取井口基础数据，所述井口基础数据包括储层敏感性和储层温度。
在本发明中，所述储层敏感性包括水敏、速敏、盐敏和酸敏中的至少一种。
水敏是指与地层不配伍的外部流体引起地层损害，使地层中蒙皂石等水敏性矿物、粘土矿物发生膨胀、分散而导致孔隙和喉道。如果储层敏感性为水敏，则不可选择水作为溶剂，可以选择有机溶剂作为溶剂功能段。
速敏是指由于流速增加而引起的渗透率下降，粘结不牢固的速敏矿物在高流速下造成地层的损害从而分散、运移而堵塞孔隙和喉道。如果储层敏感性为速敏，则需要控制解堵解水锁工艺中的加药泵注速率。
盐敏是指储层在盐液作用下渗透率下降，盐液进入地层引起盐敏性粘土矿物的膨胀造成地层损伤而堵塞孔隙和喉道。如果储层敏感性为盐敏，则需要控制解堵解水锁剂的浓度不宜过高。
酸敏是指酸液与地层酸敏矿物反应，如盐酸或氢氟酸与含铁高或含钙高的矿物产生沉淀而堵塞孔隙引起渗透率降低。如果储层敏感性为酸敏，解堵解水锁剂则尽量不选择无机酸，可以选择有机酸。
B 气井储层污染分析，包括：
水锁分析：通过入井液和产出液总量的差值对井口进行水锁分析以确定储层水锁程度。
储层堵塞物分析：采集井口过滤器堵塞物，进行储层堵塞物成分分析以确定储层堵塞物成分。
地层水离子分析：采集井壁结垢进行地层水离子分析以获得地层水结垢趋势和结晶水合物堵塞趋势。
C 根据井口基础数据和气井储层污染分析结果进行储层解堵解水锁剂体系设计，所述体系设计包括化工料选型和添加量设计。
所述化工料选型是指对储层解堵解水锁剂的溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段、解堵功能段和解水锁功能段进行化工原料的选择。化工料选型要考虑以下三个方面的因素：一是当地易于采购，二是价格适中，三是，比较常见。
在本发明中，具体为，如果水锁程度较高，则需要增加解堵解水锁剂中解水锁功能段的含量；如果储层堵塞物分析和地层水离子分析得出钙、镁含量较高，则需要增加解堵解水锁剂中酸的含量。
所述解堵解水锁剂体系设计包括：
根据储层温度和储层敏感性进行溶剂功能段、表面活性功能段和缓蚀功能段的设计；
根据储层堵塞物成分、地层水结垢趋势和结晶水合物堵塞趋势进行解堵功能段设计；
根据储层水锁程度进行解水锁功能段设计。
在本发明的优选实施方案中，若所述储层敏感性为水敏，则所述解堵解水锁剂不包括水；若所述储层敏感性为速敏，则控制解堵解水锁工艺中的加药泵注速率为为8~12m3/h，所述加药泵注速率优选为8~10m3/h；若所述储层敏感性为盐敏，则所述解堵解水锁剂的浓度为小于50000mg/L；若所述储层敏感性为酸敏，则解堵解水锁剂不包括无机酸。
优选地，所述储层温度主要影响解堵解水锁剂溶剂功能段的设计，常规气井储层温在80-110℃，选择闪点和沸点超过储层温度的溶剂。
在本发明的一些实施方案中，所述水锁分析具体为根据入井液总量及产出液总量的差值计算出滞留在储层中的液量，从而判断水锁程度。
具体计算方法为：V = V入-V产；
其中：V为储层滞留液量；V入为入井液总量，包括压力液、泡排剂、缓蚀剂等各种入井措施液的总量；V产为产出液总量，包括返排液量及所有产出水总量。
然后计算滞留液量占入井液的比例V/V入。
水锁程度的判断还受井口所属区块地质条件影响，例如：对于自身不产水区块的干水井，V/V入<10%为一般水锁，10%≤V/V入≤18%为强水锁，V/V入>18%为严重水锁。对于产水的区块，如长庆鄂尔多斯、榆林及靖定区块来说，其拥有完整的系统的监测手段，可以从具体井口的措施前最后一次的水锁监测报告进行分析，根据一般标准，V/V入＜65%为一般水锁，65%≤V/V入≤75%为强水锁，V/V入>75%为严重水锁。
优选地，所述水锁程度为一般水锁，所述解堵解水锁剂包括溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段和解堵功能段，不包括解水锁功能段；所述水锁程度为强水锁，所述解堵解水锁剂包括溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段、解堵功能段和解水锁功能段；所述水锁程度为严重水锁，解堵作业和解水锁作业可以同时进行，即所述解堵解水锁剂包括溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段、解堵功能段和解水锁功能段，也可以解堵作业和解水锁作业分步进行，即先对储层解水锁作业后，再进行储层解堵作业。所述水锁程度为严重水锁，则需要加强解水锁功能段设计。一方面需提高溶剂功能段有机溶剂的量，另一方面由于严重水锁会造成储层孔隙中的含水量增加，则需在表面活性功能段加入具有耐盐性能的非离子表面活性剂。
在本发明中，所述储层堵塞物分析，包括无机堵塞物分析和有机堵塞物分析。无机堵塞物，通常包括未返出的压裂砂、钙垢、亚铁垢、硅垢、地层填充物。有机堵塞物，通常包括泡排剂、缓蚀剂等各种措施液的残留物，以及地层凝析液芳香烃残留物。通过对储层堵塞物的精准分析，得到储层堵塞物的具体成分，确认有机堵塞的成因，从而确认有机堵塞解除工艺段的配伍，进而根据堵塞物的具体组成有针对性地进行解堵功能段设计。
有机堵塞物填充在有机堵塞物的孔隙中时，还会形成无机和有机复合堵塞物，因此解堵功能段的设计为既能同时消除有机堵塞物和无机堵塞物。
在本发明中，所述地层水离子分析，一方面，可以通过对地层水的总矿化度及钙、镁、锶、钡、铁等容易结构的离子含量分析出该井结垢趋势，钙镁锶钡离子的含量越高，则结垢的趋势就越高。另一方面，可以通过对地层水的易形成结晶水合物的离子及含量进行分析，以得到该井口形成结晶水合物造成堵塞的趋势。例如，在地层水入近井地带后，因为压力和温度下降的原因，地层水中完全溶解的CaSO4，在近井地带容易形成结晶水合物CaSO4·2H2O，随着压力和温度继续下降，结晶水合物会继续失去结晶水，形成CaSO4的无机垢。该趋势的获得是通过实际检测堵塞物中无机物的成分，再参照地层水中的易结垢离子而得。
在本发明中，所述解堵解水锁剂体系的设计还包括，首先，对各功能段分别进行堵塞物的溶解实验选定各功能段成分，并确定各功能段含量；然后，将各功能段混合，进行配伍性检测，无沉淀生成，则配伍性检测通过。
D 将所述解堵解水锁剂与地层水混合，进行配伍性检测，无沉淀生成，则配伍性检测通过。
根据本发明的第二个方面，提供了一种气井用储层解堵解水锁剂，包括：溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段、任选的解堵功能段和任选的解水锁功能段。
在本发明中，所述气井用储层解堵解水锁剂例如为包括溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段、解堵功能段和解水锁功能段，或包括溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段和解堵功能段，或包括溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段和解水锁功能段。
在本发明一种优选的实施方案中，所述溶剂功能段包括有机溶剂，所述有机溶剂优选包括其闪点和沸点超过储层温度的醇，进一步优选包括乙二醇、PEG200、PEG400、PEG600、丙三醇或正丁醇中的一种或几种。
在本发明中，所述有机溶剂例如为乙二醇，PEG200，PEG400，PEG600，丙三醇，正丁醇，乙二醇和PEG200，乙二醇和PEG400，乙二醇和，乙二醇和PEG600，乙二醇和丙三醇，乙二醇和正丁醇，PEG200和PEG400，丙三醇和正丁醇，乙二醇、PEG200和PEG400，乙二醇、PEG400和PEG600或乙二醇、丙三醇和正丁醇的组合。
在本发明一种优选的实施方案中，所述表面活性功能段包括阳离子表面活性剂、任选的两性离子表面活性剂和任选的非离子表面活性剂。
在本发明中，所述表面活性功能段例如为阳离子表面活性剂，两性离子表面活性剂，非离子表面活性剂，阳离子表面活性剂和两性离子表面活性剂，阳离子表面活性剂和非离子表面活性剂，或阳离子表面活性剂、双性离子表面活性剂和非离子表面活性剂的组合。
优选地，所述阳离子表面活性剂为十六烷基三甲基氯化铵1631。
优选地，所述两性离子表面活性剂为十二烷基二甲基甜菜碱BS-12、月桂酰胺丙基甜菜碱LAB-35、椰油酰胺丙基甜菜碱CAB-35或氨基酸钠中的一种或几种。
在本发明中，所述两性离子表面活性剂例如为BS-12，LAB-35，CAB-35，氨基酸钠，BS-12和LAB-35，BS-12和CAB-35，BS-12和氨基酸钠，LAB-35和CAB-35，LAB-35和氨基酸钠，CAB-35和氨基酸钠，BS-12、LAB-35和CAB-35，LAB-35、CAB-35和氨基酸钠的组合。
优选地，所述非离子表面活性剂为脂肪醇聚氧乙烯醚。
在本发明一种优选的实施方案中，所述缓蚀功能段包括缓蚀剂，优选包括吸附膜型缓蚀剂，进一步优选为咪唑琳类缓蚀剂、固体酸洗缓蚀剂或多用酸洗缓蚀剂中的一种或几种，更进一步优选为油酸咪唑啉、CM-911或LAN-826中的一种或几种。
吸附膜型缓蚀剂在金属表面吸附成膜，可以有效地抑制措施过程和气井生产过程中引起的金属腐蚀。
在本发明中，所述缓蚀剂例如为油酸咪唑啉，CM-911，LAN-826，油酸咪唑啉和CM-911，油酸咪唑啉和LAN-826，CM-911和LAN-826，或油酸咪唑啉、CM-911和LAN-826的组合。
在本发明一种优选的实施方案中，所述解堵功能段包括无机堵塞物渗透功能段和有机堵塞物分散功能段。
在本发明中，无机堵塞物渗透功能段包括无机物解堵剂，无机物解堵剂具有较强的渗透、络合和分散作用，可增强颗粒间相互排斥从而使滤饼状堵塞物变成细小、松散颗粒，随气流带出井筒，从而达到疏通渗流通道，使气井恢复正常生产的目的。
优选地，所述无机堵塞物渗透功能段包括溶蚀剂和络合剂，所述溶蚀剂为乙酸，所述络合剂包括柠檬酸、乙二胺四乙酸二钠EDTA-2Na、二乙基三胺五乙酸DTPA或过氧化氢叔丁基中的一种或几种。
在本发明中，所述络合剂例如为柠檬酸，EDTA-2Na，DTPA，过氧化氢叔丁基，柠檬酸和EDTA-2Na，柠檬酸和DTPA，柠檬酸和过氧化氢叔丁基，EDTA-2Na和DTPA，EDTA-2Na、DTPA和过氧化氢叔丁基，柠檬酸、EDTA-2Na和DTPA，或柠檬酸、EDTA-2Na、DTPA和过氧化氢叔丁基的组合。
所述络合剂优选为柠檬酸。
在本发明中，有机堵塞物分散功能段包括有机物解堵剂，有机物解堵剂可快速将有机垢乳化和分散，使其变成亲水性，易溶于水，经乳化、分散后的堵塞物不再聚集和粘附于油套管和产层裂缝通道。
优选地，所述有机堵塞物分散功能段包括C4~C6的醇醚，优选为乙二醇乙醚、乙二醇丙醚、乙二醇丁醚或二甘醇乙醚中的一种或几种。
在本发明中，所述C4~C6的醇醚例如为乙二醇乙醚，乙二醇丙醚，乙二醇丁醚，二甘醇乙醚，乙二醇乙醚和乙二醇丙醚，乙二醇乙醚和乙二醇丁醚，乙二醇乙醚和二甘醇乙醚，乙二醇丙醚和乙二醇丁醚，乙二醇丙醚和二甘醇乙醚，乙二醇丁醚和二甘醇乙醚，乙二醇乙醚、乙二醇丙醚和乙二醇丁醚，乙二醇乙醚、乙二醇丁醚和二甘醇乙醚，乙二醇丙醚、乙二醇丁醚和二甘醇乙醚，或乙二醇乙醚、乙二醇丙醚、乙二醇丁醚和二甘醇乙醚的组合。
在本发明一种优选的实施方案中，所述解水锁功能段包括解水锁剂，所述解水锁剂优选包括聚醚改性有机硅和/或2,4-二氟苄基季铵盐，例如为聚醚改性有机硅，2,4-二氟苄基季铵盐，或聚醚改性有机硅和2,4-二氟苄基季铵盐的组合。
所述解水锁剂，一方面可降低溶液的表面张力，改变体系界面状态，使表面呈活化状态，产生润湿性反转，减小毛管压力，降低滞留液体排出阻力；第二，还可溶蚀污垢，解水锁剂进入地层后，对无机及有机垢物都具有一定的溶蚀能力，增大了流体渗流通道，有利于增强解堵功能段的解堵效果；第三，有利于促进地层水气化，聚醚改性有机硅和/或2,4-二氟苄基季铵盐与地层水混合后可形成低沸点共沸物，在高温地层条件下，共沸物不仅可以通过气化排出，而且，由于共沸物气化后增大了地层压力，通过憋压，将之前并不连通的孔隙打开，从而进一步增大渗流通道。
在本发明一种优选的实施方案中，所述气井用储层解堵解水锁剂包括以下重量份的原料：有机溶剂35~45份、阳离子表面活性剂10~15份、任选的两性离子表面活性剂3~7份、任选的非离子表面活性剂3~7份、任选的解水锁剂1~3份、任选的溶蚀剂10~20份、任选的络合剂5~10份、缓蚀剂0.2~1份和C4~C6的醇醚5~15份。
在本发明中，所述有机溶剂例如为35份、36份、37份、38份、39份、40份、41份、42份、43份、44份或45份。
所述阳离子表面活性剂例如为10份、10.5份、11份、12份、12.5份、13份、13.5份、14份、14.5份或15份。
所述两性离子表面活性剂例如为3份、3.5份、4份、4.5份、5份、5.5份、6份、6.5份或7份。
所述非离子表面活性剂例如为3份、3.5份、4份、4.5份、5份、5.5份、6份、6.5份或7份。
所述解水锁剂例如为1份、1.2份、1.5份、1.7份、2份、2.2份、2.5份、2.7份或3份。
所述溶蚀剂例如为10份、11份、12份、13份、14份、15份、16份、17份、18份、19份或20份。
所述络合剂例如为5份、6份、7份、8份、9份或10份。
所述缓蚀剂例如为0.2份、0.3份、0.4份、0.5份、0.6份、0.7份、0.8份、0.9份或1份。
所述C4~C6的醇醚例如为5份、6份、7份、8份、9份、10份、11份、12份、13份、14份或15份。
根据本发明的第三个方面，提供了一种气井用储层解堵解水锁剂的制备方法，包括：
将溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段、任选的解堵功能段和任选的解水锁功能段混匀。
优选地，首先将阳离子表面活性剂溶解于有机溶剂中，然后加入任选的两性离子表面活性剂、任选的非离子表面活性剂、解水锁剂、溶蚀剂、络合剂、缓蚀剂和C4~C6的醇醚，溶解。
优选地，所述溶解温度为40~50℃。
例如为40℃、41℃、42℃、43℃、44℃、45℃、46℃、47℃、48℃、49℃或50℃。
在本发明中，所述制备方法优选为：
首先，溶解难溶阳离子表面活性剂，将有机溶剂加入反应釜，搅拌，加热到45℃，边搅拌边缓慢加入阳离子表面活性剂，搅拌10~15min，直至全部溶解。
然后，溶解其他药剂，在45℃下，边搅拌边加入两性离子表面活性剂、非离子表面活性剂、解水锁剂、溶蚀剂、络合剂、缓蚀剂和C4~C6的醇醚，全部溶解后，持续搅拌10～15min。
根据本发明的第四个方面，提供了一种气井用储层解堵解水锁剂的应用，应用工艺包括：
在排出积液并完成井筒解堵作业后，分多次加注储层解堵解水锁剂进行储层解堵解水锁作业；
优选地，所述储层解堵解水锁作业包括：
S1从速度管柱第一次加注储层解堵解水锁剂，从套管和油管一起注氮至注入压力升高2.5~3MPa，第一次闷井。
S2从速度管柱第二次加注储层解堵解水锁剂，从套管和油管一起注氮增压至泵注压力达到14MPa，从套管和油管一起以泵注压力≤18~20MPa低排量注氮气驱，第二次焖井，井口放喷排液，注氮强排，如强排后仍未形成连续气流，则进入步骤S3。
S3如果S2中氮气强排后仍未形成连续气流，则从速度管柱第三次加注储层解堵解水锁剂从套管和油管一起注氮增压至14MPa，从套管和油管一起以泵注压力≤18MPa低排量注氮气驱，第三次闷井，井口放喷排液，注氮强排。
优选地，所述储层解堵解水锁作业还包括：
S4试生产，并持续跟踪观察2天。
在本发明中，所述储层解堵解水锁作业具体包括：
S1从速度管柱第一次加注储层解堵解水锁剂2m3，以8~12m3/h的速度注入；从套管和油管一起注氮增压至，注入压力提升2.5~3.0MPa停泵；第一次焖井1h。
S2从速度管柱第二次加注储层解堵解水锁剂8m3，以8~12m3/h的速度注入；从套管和油管一起注氮，目的是使注入压力暂时提升到产层压力，当泵注压力达到14MPa时降低排量转入注氮气驱工艺；注氮气驱的目的是通过氮气将储层内的解堵解水锁剂驱替到储层深部或未动用产层，从套管和油管一起以低排量注氮，泵注速度＜100L/min，液氮注入量大于17m3，泵注压力≤18~20MPa；第二次焖井，关井反应66~72小时；井口放喷排液4~6h，待产气产液量稳定：放喷液体大于两倍注入液体时或油套压正常后，通过控制排液阀和生产阀逐渐进入试生产流程；如不能正常排液，进行氮气强排，强排时间1.5h，氮气排量100L/min。如强排后仍未形成连续气流，则进入步骤S3。
S3从速度管柱第三次加注储层解堵解水锁剂5m3，以8~12m3/h的速度注入；从套管和油管一起注氮增压，使注入压力提升到产层压力，泵注压力达到14MPa；注氮气驱，从套管和油管一起注氮，使注入压力驱动解堵解水锁药剂进入深部产层，泵注速度＜100L/h，总注20m3液氮，泵注压力≤18MPa；第三次焖井，关井反应66~72小时；井口放喷排液，待产气产液量稳定，放喷液体大于两倍注入液体时或油套压正常后，通过控制排液阀和生产阀逐渐进入试生产流程；如气相仍不连续则进行氮气强排，注氮强排的注氮排量100L/min，排放至油套压稳定后，通过控制生产阀门和放喷阀门，逐渐转入试生产阶段。
S4措施井投入生产后，持续跟踪观察2天；期间根据实际情况从套管加入起泡剂助排。
S5施工过程中记录气井油套压、瞬时产量、药剂加注类型、加注量、加注位置等数据。
S6每口气井施工作业结束后，持续辅助泡排、间歇等维护性措施，确保气井生产平稳。
实施例
实施例1
井口编号：1号井口。
基础数据：储层温度为92.5℃，地层敏感性为水敏。
水锁分析：
通过入井液和产出液总量的差值对井口进行水锁分析以确定储层水锁程度。1号井口总入井液量：968.3m3；总返出液量851.8m3，驻留储层总液量：116.2m3，本井驻留液量为入井液量的12%，本井驻留液量超过入井液量的10%，判断为强水锁井口，所述解堵解水锁剂设计解水锁功能段。
储层堵塞物分析：
无机堵塞物分析：通过气相色谱质谱联用仪器进行分析；通过特征离子，确认无机堵塞物主要为：碳酸钙、硫酸钙等无机结垢物及硫化亚铁（地层腐蚀产物）等；
有机物分析：通过用傅里叶红外光谱仪进行分析，得到的特征基团为壬烷基基团及芳香烃基团，判断有机堵塞物主要为泡排剂、缓蚀剂等各种措施液体的残留物（代表基团为壬烷基）和地层大分子有机物（代表基团为芳香环）。
地层水离子分析：
对1号井口地层水的钙、镁、锶、钡和铁等容易结垢的离子进行离子浓度分析，结合地层水的总矿化度，判断结垢趋势，进一步验证无机堵塞物主要成分为无机钙、镁垢和铁垢。
另外，由于在开采过程中，当地层水由气储层进入近井地带后，因为压力和温度的下降，一些在气储层完全溶解的成分会形成结晶水合物，通过结晶水合物离子分析，可得到该井口形成结晶水合物造成堵塞的趋势，可进一步验无机堵塞物成分和来源。在1号井口地层水中完全溶解的CaSO4，在近井地带形成结晶水合物CaSO4·2H2O，判断无机堵塞物中的硫酸钙垢主要来自地层水中完全溶解的硫酸钙。
表一为1号井地层水水质分析表。
表一1号井地层水水质分析表
根据井口基础数据和气井储层污染分析结果进行储层解堵解水锁剂体系设计，设计气井用储层解堵解水锁剂，包括：溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段、解堵功能段和解水锁功能段。
对各功能段分别进行堵塞物的溶解实验选定各功能段成分，并确定各功能段含量；然后，将各功能段混合，进行配伍性检测，无沉淀生成，则配伍性检测通过。
各功能段进行化工料选型；
所述溶剂功能段使用有机溶剂乙二醇，所述表面活性功能段使用阳离子表面活性剂1631和两性离子表面活性剂氨基酸钠，所述解水锁功能段使用聚醚改性有机硅，所述无机堵塞物渗透功能段选用络合剂柠檬酸和溶蚀剂乙酸，所述有机堵塞物分散功能段选用乙二醇乙醚，所述缓蚀能段选用缓蚀剂油酸咪唑啉。
具体配方为：39.15重量份的乙二醇、12.5重量份的阳离子表面活性剂1631、5重量份的氨基酸钠、1.67重量份的聚醚改性有机硅、8重量份的柠檬酸、15重量份的乙酸、0.3重量份的油酸咪唑啉和10重量份的乙二醇乙醚。
具体制备方法为：
首先，使用有机溶剂溶解难溶的阳离子表面活性剂。将乙二醇置入反应釜中，加热到45℃，边搅拌边缓慢加入阳离子表面活性剂1631，保持温度搅拌10-15min，直至全部溶解；
然后，溶解其他药剂。继续维持45℃，持续搅拌的状态下，加入氨基酸钠、聚醚改性有机硅、柠檬酸、乙酸、油酸咪唑啉和乙二醇乙醚，搅拌，溶解后，继续搅拌10~15分钟。
将制备好的气井用储层解堵解水锁剂与储层地层水及入井流体性质开展配伍性检测，肉眼观测无沉淀则配伍性检测通过。
取1号井口岩芯进行渗透率恢复实验，实验结果如表二所示：
表二1号井口岩芯渗透率恢复实验数据
对1号井口的气储层进行解堵解水锁作业，在排出井筒积液并完成井筒解堵作业后，工艺为：
S1第一次加注解堵解水锁剂。
从速度管柱加注解堵解水锁剂2m3，采用自吸或泵注的方式，泵车注入的排量控制在1档，速度为8~10m3/h注入。
注氮增压，从套管和油管一起注氮，泵注速度100L/min，当注入压力提升2.5~3.0MPa时停泵。
然后，焖井1h。
S2第二次加注解堵解水锁剂。
从速度管柱加注解堵解水锁剂8m3，采用自吸或泵注的方式，泵车注入的排量控制在1档，速度为8~10m3/h注入。
注氮增压，从套管和油管一起注氮，目的是使注入压力暂时提升到产层压力，泵注速度100L/min，估计泵注时间大约为1.5h。当泵注压力达到14MPa时，降低排量转入注氮气驱工艺。
注氮气驱，目的是通过氮气将储层内的解堵解水锁剂驱替到储层深部或未动用产层。从套管和油管一起以低排量注氮，泵注速度＜100L/min，液氮注入量大于17m3至第二车内剩余全部液氮均打入储层，泵注压力≤18MPa。
焖井，关井反应66~72小时。
井口放喷排液4~6h，待产气产液量稳定，且放喷液体大于两倍注入液体（如产液稍差也可以倒入气举排液提高配液量至入井液量的2倍后）或油套压正常后，通过控制排液阀和生产阀逐渐进入试生产流程。
如不能正常排液，进行氮气强排，强排时间1.5h，氮气排量100L/min，如强排后仍未形成连续气流，则进行第三次加药。
S3第三次加注解堵解水锁剂。
从速度管柱加注解堵解水锁剂5m3，采用自吸或泵注方式，泵车注入的排量控制在1档，速度8~10m3/h注入。
注氮增压，从套管和油管一起注氮，使注入压力提升到产层压力，泵注压力达到14MPa，泵注速度100L/min,泵注时间估计为1.5h，转入注氮气驱工艺。
注氮气驱，从套管和油管一起注氮，使注入压力驱动解堵解水锁药剂进入深部产层，控制泵注速度＜100L/h，总注20m3液氮，泵注压力≤18MPa。
焖井：关井反应66~72小时。
井口放喷排液：待产气产液量稳定，放喷液体大于两倍注入液体时（如产液稍差也可以倒入气举排液提高配液量至入井液量的2倍后）或油套压正常后，通过控制排液阀和生产阀逐渐进入试生产流程。如气相仍不连续则进行氮气强排。
注氮强排，注氮排量100L/min，排放至油套压稳定后，通过控制生产阀门和放喷阀门，逐渐转入试生产阶段。
S4措施井投入生产后，持续跟踪观察2天。期间根据实际情况从套管加入起泡剂助排。
S5施工过程中记录气井油套压、瞬时产量、药剂加注类型、加注量、加注位置等数据。
S6每口气井施工作业结束后，持续辅助泡排、间歇等维护性措施，确保气井生产平稳。
措施后套管压力稳定在3.5MPa，日产气量由原来的0恢复到1500~2200Nm3，连续稳定产气超过152天。
实施例2
井口编号：2号井口。
基础数据：储层温度为90.5℃，地层敏感性为水敏。
水锁分析：
通过入井液和产出液总量的差值对井口进行水锁分析以确定储层水锁程度。2号井口总入井液量：317m3；总返出液量278m3，驻留储层总液量：39m3，本井驻留液量为入井液量的12.3%，本井驻留液量超过入井液量的10%，判断为强水锁井口，所述解堵解水锁剂设计解水锁功能段。
储层堵塞物分析：
无机堵塞物分析：通过气相色谱质谱联用仪器进行分析；通过特征离子，确认无机堵塞物主要为：碳酸钙、硫酸钙等无机结垢物及硫化亚铁（地层腐蚀产物）等；
有机物分析：通过用傅里叶红外光谱仪进行分析，得到的特征基团为壬烷基基团及芳香烃基团，判断有机堵塞物主要为泡排剂、缓蚀剂等各种措施液体的残留物（代表基团为壬烷基）和地层大分子有机物（代表基团为芳香环）。
地层水离子分析：
对2号井口地层水的钙、镁、锶、钡和铁等容易结垢的离子进行离子浓度分析，结合地层水的总矿化度，判断结垢趋势，进一步验证无机堵塞物主要成分为无机钙、镁垢和铁垢。
另外，由于在开采过程中，当地层水由气储层进入近井地带后，因为压力和温度的下降，一些在气储层完全溶解的成分会形成结晶水合物，通过结晶水合物离子分析，可得到该井口形成结晶水合物造成堵塞的趋势，可进一步验无机堵塞物成分和来源。在2号井口地层水中完全溶解的CaSO4，在近井地带形成结晶水合物CaSO4·2H2O，判断无机堵塞物中的硫酸钙垢主要来自地层水中完全溶解的硫酸钙。
表三为2号井地层水水质分析表。
表三2号井地层水水质分析表
根据井口基础数据和气井储层污染分析结果进行储层解堵解水锁剂体系设计，设计气井用储层解堵解水锁剂，包括：溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段、解堵功能段和解水锁功能段。
对各功能段分别进行堵塞物的溶解实验选定各功能段成分，并确定各功能段含量；然后，将各功能段混合，进行配伍性检测，无沉淀生成，则配伍性检测通过。
各功能段进行化工料选型；
所述溶剂功能段使用有机溶剂PEG200，所述表面活性功能段使用阳离子表面活性剂1631和两性离子表面活性剂LAB-35，所述解水锁功能段使用2,4-二氟苄基季铵盐，所述无机堵塞物渗透功能段选用络合剂柠檬酸和溶蚀剂乙酸，所述有机堵塞物分散功能段选用乙二醇丁醚，所述缓蚀能段选用缓蚀剂油酸咪唑啉。
具体配方为：45重量份的PEG200、15重量份的阳离子表面活性剂1631、7重量份的LAB-35、3重量份的2,4-二氟苄基季铵盐、10重量份的柠檬酸、5重量份的乙酸、0.2重量份的油酸咪唑啉和14.8重量份的乙二醇丁醚。
具体制备方法为：
首先，使用有机溶剂溶解难溶的阳离子表面活性剂。将PEG200置入反应釜中，加热到45℃，边搅拌边缓慢加入阳离子表面活性剂1631，保持温度搅拌10~15min，直至全部溶解；
然后，溶解其他药剂。继续维持45℃，持续搅拌的状态下，加入LAB-35、2,4-二氟苄基季铵盐、柠檬酸、乙酸、油酸咪唑啉和乙二醇丁醚，搅拌，溶解后，继续搅拌10~15分钟。
将制备好的气井用储层解堵解水锁剂与储层地层水及入井流体性质开展配伍性检测，肉眼观测无沉淀则配伍性检测通过。
取2号井口岩芯进行渗透率恢复实验，实验结果如表四所示：
表四2号井口岩芯渗透率恢复实验数据
对2号井口的气储层进行解堵解水锁作业，在排出井筒积液并完成井筒解堵作业后，工艺为：
S1第一次加注解堵解水锁剂。
从速度管柱加注解堵解水锁剂2m3，采用自吸或泵注的方式，泵车注入的排量控制在1档，速度为12m3/h注入。
注氮增压，从套管和油管一起注氮，泵注速度100L/min，当注入压力提升2.5~3MPa时停泵。
然后，焖井1h。
S2第二次加注解堵解水锁剂。
从速度管柱加注解堵解水锁剂8m3，采用自吸或泵注的方式，泵车注入的排量控制在1档，速度为12m3/h注入。
注氮增压，从套管和油管一起注氮，目的是使注入压力暂时提升到产层压力，泵注速度100L/min，估计泵注时间大约为1.5h。当泵注压力达到14MPa时，降低排量转入注氮气驱工艺。
注氮气驱，目的是通过氮气将储层内的解堵解水锁剂驱替到储层深部或未动用产层。从套管和油管一起以低排量注氮，泵注速度＜100L/min，液氮注入量大于17m3至第二车内剩余全部液氮均打入储层，泵注压力≤20MPa。
焖井，关井反应66~72小时。
井口放喷排液4~6h，待产气产液量稳定，且放喷液体大于两倍注入液体（如产液稍差也可以倒入气举排液提高配液量至入井液量的2倍后）或油套压正常后，通过控制排液阀和生产阀逐渐进入试生产流程。
如不能正常排液，进行氮气强排，强排时间1.5h，氮气排量100L/min，如强排后仍未形成连续气流，则进行第三次加药。
S3第三次加注解堵解水锁剂。
从速度管柱加注解堵解水锁剂5m3，采用自吸或泵注方式，泵车注入的排量控制在1档，速度12m3/h注入。
注氮增压，从套管和油管一起注氮，使注入压力提升到产层压力，泵注压力达到14MPa，泵注速度100L/min,泵注时间估计为1.5h，转入注氮气驱工艺。
注氮气驱，从套管和油管一起注氮，使注入压力驱动解堵解水锁药剂进入深部产层，控制泵注速度＜100L/h，总注18m3液氮，泵注压力≤18MPa。
焖井：关井反应66~72小时。
井口放喷排液：待产气产液量稳定，放喷液体大于两倍注入液体时（如产液稍差也可以倒入气举排液提高配液量至入井液量的2倍后）或油套压正常后，通过控制排液阀和生产阀逐渐进入试生产流程。如气相仍不连续则进行氮气强排。
注氮强排，注氮排量100L/min，排放至油套压稳定后，通过控制生产阀门和放喷阀门，逐渐转入试生产阶段。
S4措施井投入生产后，持续跟踪观察2天。期间根据实际情况从套管加入起泡剂助排。
S5施工过程中记录气井油套压、瞬时产量、药剂加注类型、加注量、加注位置等数据。
S6每口气井施工作业结束后，持续辅助泡排、间歇等维护性措施，确保气井生产平稳。
措施后套管压力稳定在4.1MPa，日产气量由原来的0恢复到1500-2000Nm3，连续稳定产气超过117天。
实施例3
井口编号：3号井口。
基础数据：储层温度为89.3℃，地层敏感性为水敏。
水锁分析：
通过入井液和产出液总量的差值对井口进行水锁分析以确定储层水锁程度。3号井口总入井液量：425m3；总返出液量345m3，驻留储层总液量：57.4m3，本井驻留液量为入井液量的18.82%，本井驻留液量超过入井液量的18%，判断为严重水锁井口，所述解堵解水锁剂设计解水锁功能段，并加强解水锁功能段设计。因此，一方面提高有机溶剂的量，另一方面由于严重水锁会造成储层孔隙中的含水量增加，所以在表面活性功能段加入具有耐盐性能的非离子表面活性剂脂肪醇聚氧乙烯醚。
储层堵塞物分析：
无机堵塞物分析：通过气相色谱质谱联用仪器进行分析；通过特征离子，确认无机堵塞物主要为：碳酸钙、硫酸钙等无机结垢物及硫化亚铁（地层腐蚀产物）等；
有机物分析：通过用傅里叶红外光谱仪进行分析，得到的特征基团为壬烷基基团及芳香烃基团，判断有机堵塞物主要为泡排剂、缓蚀剂等各种措施液体的残留物（代表基团为壬烷基）和地层大分子有机物（代表基团为芳香环）。
地层水离子分析：
对3号井口地层水的钙、镁、锶、钡和铁等容易结垢的离子进行离子浓度分析，结合地层水的总矿化度，判断结垢趋势，进一步验证无机堵塞物主要成分为无机钙、镁垢和铁垢。
另外，由于在开采过程中，当地层水由气储层进入近井地带后，因为压力和温度的下降，一些在气储层完全溶解的成分会形成结晶水合物，通过结晶水合物离子分析，可得到该井口形成结晶水合物造成堵塞的趋势，可进一步验无机堵塞物成分和来源。在3号井口地层水中完全溶解的CaSO4，在近井地带形成结晶水合物CaSO4·2H2O，判断无机堵塞物中的硫酸钙垢主要来自地层水中完全溶解的硫酸钙。
表五为3号井地层水水质分析表
表五3号井地层水水质分析表
根据井口基础数据和气井储层污染分析结果进行储层解堵解水锁剂体系设计，设计气井用储层解堵解水锁剂，包括：溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段、解堵功能段和解水锁功能段。
对各功能段分别进行堵塞物的溶解实验选定各功能段成分，并确定各功能段含量；然后，将各功能段混合，进行配伍性检测，无沉淀生成，则配伍性检测通过。
各功能段进行化工料选型：
所述溶剂功能段使用有机溶剂丙三醇，所述表面活性功能段使用阳离子表面活性剂1631和非离子表面活性剂脂肪醇聚氧乙烯醚，所述解水锁功能段使用聚醚改性有机硅，所述无机堵塞物渗透功能段选用络合剂柠檬酸和溶蚀剂乙酸，所述有机堵塞物分散功能段选用乙二醇乙醚，所述缓蚀能段选用缓蚀剂CM-911。
具体配方为：35重量份的丙三醇、10重量份的阳离子表面活性剂1631、7重量份的脂肪醇聚氧乙烯醚、3重量份的聚醚改性有机硅、20重量份的柠檬酸、10重量份的乙酸、0.2重量份的CM-911和14.8重量份的乙二醇乙醚。
具体制备方法为：
首先，使用有机溶剂溶解难溶的阳离子表面活性剂。将丙三醇置入反应釜中，加热到45℃，边搅拌边缓慢加入阳离子表面活性剂1631，保持温度搅拌10-15min，直至全部溶解；
然后，溶解其他药剂。继续维持45℃，持续搅拌的状态下，加入脂肪醇聚氧乙烯醚、聚醚改性有机硅、柠檬酸、乙酸、CM-911和乙二醇乙醚，搅拌，溶解后，继续搅拌10~15分钟。
将制备好的气井用储层解堵解水锁剂与储层地层水及入井流体性质开展配伍性检测，肉眼观测无沉淀则配伍性检测通过。
取3号井口岩芯进行渗透率恢复实验，实验结果如表六所示：
表六3号井口岩芯渗透率恢复实验数据
对3号井口的气储层进行解堵解水锁作业，在排出井筒积液并完成井筒解堵作业后，工艺为：
S1第一次加注解堵解水锁剂。
从速度管柱加注解堵解水锁剂2m3，采用自吸或泵注的方式，泵车注入的排量控制在1档，速度为10m3/h注入。
注氮增压，从套管和油管一起注氮，泵注速度100L/min，当注入压力提升2.5~3MPa时停泵。
然后，焖井1h。
S2第二次加注解堵解水锁剂。
从速度管柱加注解堵解水锁剂8m3，采用自吸或泵注的方式，泵车注入的排量控制在1档，速度为10m3/h注入。
注氮增压，从套管和油管一起注氮，目的是使注入压力暂时提升到产层压力，泵注速度100L/min，估计泵注时间大约为1.5h。当泵注压力达到14MPa时，降低排量转入注氮气驱工艺。
注氮气驱，目的是通过氮气将储层内的解堵解水锁剂驱替到储层深部或未动用产层。从套管和油管一起以低排量注氮，泵注速度＜100L/min，液氮注入量大于17m3至第二车内剩余全部液氮均打入储层，泵注压力≤18MPa。
焖井，关井反应66~72小时。
井口放喷排液4~6h，待产气产液量稳定，且放喷液体大于两倍注入液体（如产液稍差也可以倒入气举排液提高配液量至入井液量的2倍后）或油套压正常后，通过控制排液阀和生产阀逐渐进入试生产流程。
如不能正常排液，进行氮气强排，强排时间1.5h，氮气排量100L/min，如强排后仍未形成连续气流，则进行第三次加药。
S3第三次加注解堵解水锁剂。
从速度管柱加注解堵解水锁剂10m3，采用自吸或泵注方式，泵车注入的排量控制在1档，速度10m3/h注入。
注氮增压，从套管和油管一起注氮，使注入压力提升到产层压力，泵注压力达到14MPa，泵注速度100L/min,泵注时间估计为1.5h，转入注氮气驱工艺。
注氮气驱，从套管和油管一起注氮，使注入压力驱动解堵解水锁药剂进入深部产层，控制泵注速度＜100L/h，总注20m3液氮，泵注压力≤18MPa。
焖井：关井反应66-72小时。
井口放喷排液：待产气产液量稳定，放喷液体大于两倍注入液体时（如产液稍差也可以倒入气举排液提高配液量至入井液量的2倍后）或油套压正常后，通过控制排液阀和生产阀逐渐进入试生产流程。如气相仍不连续则进行氮气强排。
注氮强排，注氮排量100L/min，排放至油套压稳定后，通过控制生产阀门和放喷阀门，逐渐转入试生产阶段。
S4措施井投入生产后，持续跟踪观察2天。期间根据实际情况从套管加入起泡剂助排。
S5施工过程中记录气井油套压、瞬时产量、药剂加注类型、加注量、加注位置等数据。
S6每口气井施工作业结束后，持续辅助泡排、间歇等维护性措施，确保气井生产平稳。
措施后套管压力稳定从4.6MPa一直缓慢上升，截至目前套压升至9.42MPa，日产气量由原来的500Nm3恢复到3254~4000Nm3，日产气连续增加已经超过188天。
以上描述仅为本发明的较佳实施例以及对所运用技术原理的说明。本领域技术人员应当理解，本发明中所涉及的发明范围，并不限于上述技术特征的特定组合而成的技术方案，同时也应涵盖在不脱离所述发明构思的情况下，由上述技术特征或其等同特征进行任意组合而形成的其他技术方案。例如上述特征与本发明中公开的(但不限于)具有类似功能的技术特征进行互相替换而形成的技术方案。

Claims (10)

1.气井用储层解堵解水锁剂的设计方法，其特征在于，包括以下步骤：
A 获取井口基础数据，所述井口基础数据包括储层敏感性和储层温度；
B 气井储层污染分析，包括：
水锁分析：通过入井液和产出液总量的差值对井口进行水锁分析以确定储层水锁程度；
储层堵塞物分析：采集井口过滤器堵塞物，进行储层堵塞物成分分析以确定储层堵塞物成分；
地层水离子分析：采集井壁结垢进行地层水离子分析以获得地层水结垢趋势和结晶水合物堵塞趋势；
C 根据井口基础数据和气井储层污染分析结果进行储层解堵解水锁剂体系设计；
所述体系设计包括：
根据储层温度和储层敏感性进行溶剂功能段、表面活性功能段和缓蚀功能段的设计；
根据储层堵塞物成分、地层水结垢趋势和结晶水合物堵塞趋势进行解堵功能段设计；
根据储层水锁程度进行解水锁功能段设计；
所述溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段、解堵功能段和解水锁功能段的设计包括化工料选型和添加量设计。
2.如权利要求1所述的设计方法，其特征在于，若所述储层敏感性为水敏，所述解堵解水锁剂不包括水；若所述储层敏感性为速敏，控制解堵解水锁工艺中的加药泵注速率为8~12m3/h；若储层敏感性为盐敏，所述解堵解水锁剂的浓度小于原始地层水含盐量；若储层敏感性为酸敏，解堵解水锁剂不包括无机酸。
3.如权利要求1或2所述的设计方法，其特征在于，所述水锁分析具体为根据入井液总量及产出液总量的差值计算出滞留在储层中的液量，从而判断水锁程度；
所述水锁程度为一般水锁，所述解堵解水锁剂包括溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段和解堵功能段，不包括解水锁功能段；所述水锁程度为强水锁，所述解堵解水锁剂包括溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段、解堵功能段和解水锁功能段；所述水锁程度为严重水锁，则所述解堵解水锁剂包括溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段、解堵功能段和解水锁功能段，或解堵作业和解水锁作业分步进行，即先对储层解水锁作业后，再进行储层解堵作业。
4.一种如权利要求1所述的设计方法，其特征在于，由所述设计方法得到的气井用储层解堵解水锁剂包括：溶剂功能段、表面活性功能段、缓蚀功能段、任选的解堵功能段和任选的解水锁功能段；
所述溶剂功能段包括有机溶剂，所述表面活性功能段包括表面活性剂，所述解堵功能段包括无机堵塞物渗透功能段和/或有机堵塞物分散功能段，所述缓蚀功能段包括缓蚀剂，所述解水锁功能段包括解水锁剂。
5.如权利要求4所述的设计方法，其特征在于，所述有机溶剂包括闪点和沸点超过储层温度的醇。
6.如权利要求4所述的设计方法，其特征在于，所述表面活性功能段包括阳离子表面活性剂、任选的两性离子表面活性剂和任选的非离子表面活性剂。
7.如权利要求4所述的设计方法，其特征在于，所述无机堵塞物渗透功能段包括溶蚀剂和络合剂，所述有机堵塞物分散功能段为C4~C6的醇醚。
8.如权利要求4所述的设计方法，其特征在于，包括以下重量份的原料：有机溶剂35~45份、阳离子表面活性剂10~15份、任选的两性离子表面活性剂3~7份、任选的非离子表面活性剂3~7份、任选的解水锁剂1~3份、任选的溶蚀剂10~20份、任选的络合剂5~10份、缓蚀剂0.2~1份和C4~C6的醇醚5~15份。
9.如权利要求4所述的设计方法，其特征在于，所述气井用储层解堵解水锁剂的制备方法包括：
首先将阳离子表面活性剂溶解于有机溶剂中，然后加入任选的两性离子表面活性剂、任选的非离子表面活性剂、解水锁剂、溶蚀剂、络合剂、缓蚀剂和C4~C6的醇醚，溶解。
10.如权利要求4所述的设计方法，其特征在于，所述气井用储层解堵解水锁剂的应用包括：
在排出井筒积液并完成井筒解堵作业后，分多次加注储层解堵解水锁剂进行储层解堵解水锁作业；
所述储层解堵解水锁作业包括：
S1从速度管柱第一次加注储层解堵解水锁剂，从套管和油管一起注氮至压力升高2.5~3MPa，第一次闷井；
S2从速度管柱第二次加注储层解堵解水锁剂，从套管和油管一起注氮增压至14MPa，从套管和油管一起以泵注压力≤18~20MPa低排量注氮气驱，第二次焖井，井口放喷排液，注氮强排；
S3如果氮气强排后仍未形成连续气流，则从速度管柱第三次加注储层解堵解水锁剂从套管和油管一起注氮增压至14MPa，从套管和油管一起以泵注压力≤18MPa低排量注氮气驱，第三次闷井，井口放喷排液，注氮强排。
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