摘 要：胜利油田鲁明天然气公司担负着盐家、单家寺、林樊家、八里泊、邵家、义东等6个油气田的气层气开发管理。这6个油气田气层气主要以浅层岩性气藏为主。据统计，胜利油气区出水气藏储量约占已开发气藏的62.7%左右，鲁明天然气公司为77.4%。根据生产开发实际和统计结果分析，鲁明天然气公司目前和将来面临的主要开发难题就是出水气藏的综合治理工作。这项工作开展得好与坏，将直接关系到天然气的开发效果。
　　关键词：浅层气；堵水；应用
　　在天然气公司目前已投产的3个区块共有生产气井24口，出水井14口，所占比例为58.33%，生产管理难度较大。在开发过程中，一旦气井见水后，导致产量、压力快速下降，严重的甚至造成水淹气藏，对储层造成不可逆的伤害。其一，水侵时，由于高渗大孔道及裂缝导流能力强，相同井底压力下，气藏储层内部压力下降不均衡，高渗区压降过快，导致边水推进速度加快。地层水很难进入低渗高压孔隙，而是绕过低渗孔隙带，沿裂缝或大孔隙渗流入井，气藏可能会形成水侵封隔区，也就是“水锁效应”形成气藏内的低渗透带高压死气区。即使周围压力已经低于圈闭气压力，由于水的界面张力以及水与岩石表面的作用力，圈闭气可能仍然无法流动，使得圈闭的气体能量无法释放，即使气井只产少量的水，由于储层水侵后形成的圈闭气也很严重，可使最终采收率降低10%-30%。其二，气层岩石都是亲水的，岩石对水有吸附作用，水侵入地层后，岩石表面水膜就会变厚，对天然气的渗流阻力增大，降低储层气相渗透率。多数情况气藏储层水侵后，随着储层含水饱和度的增加，气相相对渗透率严重下降，气井产量迅速下降，提前进入递减期。wWw.11665.COm其三，气井产水后，油管柱内形成气水两相流动，管柱内的阻力损失显著增大，不仅气井过早停喷，自喷期缩短，而且由于气层中和管柱中压力损失增大，将造成气藏废弃压力增高，使采收率下降。浅层气井本身产气量较小，一般在0.5-1.0×104m3/d，携液能力较小，一旦产液影响气井产量，形成恶性循环，很容易就在很小的出砂量的情况下形成严重的井筒积液。针对胜利气井的73mm生产管柱，假设每天有0.1m3的积液滞留井筒，积液的高度可达20m，在30天后积液高度达到600m，附加的井底回压高达6mpa。这样很少的井筒积液形成的回压很大，这其中还不包括气体带来的压力，井筒中的摩擦阻力，滑脱损失带来的压力损耗等。因此，需要对井底积液有足够的重视，及时排液措施。
　　这些伤害，在气田的开发过程中，已经有了具体体现。盐气1-斜1、盐气1-斜5由于工作制度选择不合理，造成气井过早见水，虽然调整了工作制度和实施了化学排水措施，但是效果不是很理想，也仅仅维持了一个多月，最终出水严重而停产。目前这两口气井的套压较高，油压为零。
　　在气水气藏开发中，边底水有利的一面是为气藏的开发提供了能量，不利的则是水侵形成的气液两相流会增加的气相的渗流阻力，还可能因水锁效应形成局部水封气，使得气藏的废弃压力增高，采收率下降。因此在气水气藏开发中，通过合理的开发模式，降低或者减少水驱在储层出现的负面影响，有效利用边底水的水驱能量，是常见的开发模式中的出发点。水驱气藏开发模式分析如下：
　　1 控水
　　根据气田储层性质变化、裂缝分布及连通情况进行分区，选择合理布井控制水驱的不均匀侵入，在避免水侵影响的同时充分利用水体的弹性能量，在大的边底水气藏开发中常见。
　　对于浅层岩性气藏，如何能够有效控水，主要体现在两个方面：一是尽量减少气层的射开程度，增加底水锥进的缓冲；二是确定合理的工作制度，降低生产压差，确保气井在合理产能下的平稳运行。
　　2 堵水
　　在气藏开发早期，部分气井见水时实施堵水较为有利。对于开发早期的气井（藏），若采用排水采气，会促使水侵活动加剧，使气和水的相渗透率发生变化，造成水封闭气；而且处理大量排水也是一个大问题。
　　堵水是利用聚合物的胶联技术和聚合物桥键吸附技术，通过注入聚合物化学剂，在裂缝发育和水侵危险地带，建立阻水屏障，阻止边、底水进入气藏，拖住边、底水的推进。针对气藏不同出水情况，其堵水施工工艺也不尽相同，对于气水层压差大、气层厚应选用凝胶强度大，选择性好的地下聚合生成凝胶的堵剂。对于同层底水，从含水量和出水时间分析，水锥形成快，范围

小，仅在井筒周围有一漏斗型水锥，可利用选择性堵剂在井筒周围打一较高强度的隔板，控制底水锥进，然后采取有针对性的防砂措施，达到既控水又防砂的目的。
　　3 排水
　　通过控水、堵水措施，可以有效延长气井的无水采气期，但是到了开发中后期，气水气藏不可避免的会面临出水的问题，早期见水时，由于气水接触面间尚未形成压力差或未发生严重水侵之前，就作出主动排水的选择。使水驱气藏的驱动类型发生较大改变，使水驱变弱水驱或者纯气驱的开采方法，从而避免或消除水侵危害。随着水量的不断增大，不断选择合适的排水工艺措施。
　　为了延长气井的无水采气期，对于存在底水的气藏，开展了堵水试验。盐气1-斜5为已出水气井，实施堵水后累计生产140多天，累计产气40万方，后因再次出水而水淹关井。根据盐气1-斜5的试验经验，对于存在底水的新投气井进行了堵水试验措施，单家寺区块中有三口井进行了堵水作业，单气1-斜1、单气1-斜6、单气1-斜9，林樊家有两口井进行了堵水，林气1-斜4和林气1-斜5井。从现场生产数据看，效果较好，生产情况稳定。林樊家区块中，对实施堵水作业的林气1-斜5井和没有堵水措施的林气1-2井的开发效果进行对比分析后可以看出，林气1-斜5井从投产以来一直生产比较稳定，产量一直维持在2000方/天左右，油套压也比较稳定，目前油套压维持在5.2/5.4mpa左右，林气1-斜5井到目前为止还没出水；林气1-2井投产之前没有进行堵水，该井从2010年五月份见水后，产能下降较快，从5000方/天下降到2500方/天，目前该井主要依靠投棒排液以维持生产，每次投棒后产能就会上升，之后随着井筒积液增加，产能和油压会逐步下降。
　　天然气公司投产的三个区块中已有58.3%的气井出水或水淹，由此可以看出前期堵水措施有很大的实施空间。由前面的开发效果分析也可以看出，虽然前期堵水有较高投入，投入大概在17-20万左右，但确实可以延长气井的无水采气期，稳定气井生产，提高采收率，减少气井后期措施维护费用。
　　在气水气藏开发中，由于水侵形成的气液两相流会增加气相的渗流阻力，同时因为水锁效应形成局部水封气，使得气藏采收率下降。所以对气井进行前期堵水防砂作业至关重要，这样才能保证气井较长时期稳产，而且可以使气藏能在合理的采气速度下获得较高的采收率，从而获得较好的经济效益。