第五章气藏的开发及集输工艺ver20

第五章气藏的开发及集输工艺ver202025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第一节气藏的勘探开发程序第一节气藏勘探开发程序一、气藏勘探开发程序概述气藏勘探开发的全过程从发现气藏开始，至气藏失去开采价值结束。一般情况下气藏勘探开发周期约为30～50年，其中用于开发开采的时间占主要部分，约为30年左右。气藏勘探开发程序多具有时间上的先后次序和继承性，依次为预探一详探一试采及产能建设一开发一开发调整一开采结束这样一个过程。

2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第一节气藏的勘探开发程序“预探”是指通过地面地质勘测、地震和钻预探井等手段查明构造形态和主要断层，查明油、气、水层位及其工业价值，估算预测储量和控制储量，为详探提供依据。“详探”是对含油（气）构造取得必要的资料并进行综合研究，弄清主要地质情况和含气（油）范围，并计算出探明储量，为编制开发方案作准备。“开发”就是依据详探成果和必要的生产性开发试验，按照国家对天然气生产的要求和气田实际生产规律，编制合理的开发方案并实施，对气田（气藏）进行建设和投产，使气田（气藏）按预定的开发规模和经济效果长期生产直至开发结束。实质上，一个气田的正规开发包括试采及产能建设、开发与开采和开发调整几个部分。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第一节气藏的勘探开发程序二、气藏的开发阶段开发阶段包括产能建设阶段、稳产阶段、递减阶段、低压小产阶段。1．产能建设阶段该阶段是保证气藏开发方案得以实施的关键阶段，目的是使气藏开采能达到设计要求的规模和速度。如果探井获取的产能已能满足开发方案要求，那么可以直接投入开发而省去产能建设阶段。

如果详探结束后所获气井的产能不能满足开发方案的要求，那么必须布署和钻开发井以获取足够的产能，同时增建扩建地面设备。原苏联气田产能建设阶段的时间一般需l～5年；中国气田开发的产能建设期相对较短为2～3年。阶段内平均采气速度约2％～4％，采出程度约2％～15％左右，显然与井位布置的水平和钻井成功率有关。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第一节气藏的勘探开发程序2．稳产阶段气藏和气田的开采必须具有稳产期，以便保证向用户平稳供气因为与石油、煤资源不同，天然气不易储存。稳产期的长短主要取决于气藏储量的大小、后备资源的补充、采气速度的大小和地质条件的好坏。稳产阶段的实质是定产降压，所以气藏原始地层压力和输气压力的大小对稳产期的长短有直接影响。稳产阶段是气藏工业性正规开采的主要阶段，按合理程序开发的气藏，稳产阶段内采气规模大，采气速度高，阶段采出程度也高。据四川气藏开发情况统计结果，无水气藏稳产阶段内采气速度约6％～8％，阶段采出程度约40％～50％，稳产期多为5～8年，有水气藏的技术指标低于无水气藏。

2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第一节气藏的勘探开发程序3．递减阶段在稳产阶段定产降压生产方式下气井油套压会不断降低，当降至井口输气压力后，气井只能转入定压降产的生产方式，保持井口压力接近于输压生产。当气藏靠自然能量再也不能继续稳定生产时就进入了递减阶段，气藏产能、产量和采气速度都自然衰减下降。气藏开发递减阶段的持续时间最长，一般长达10～20年，阶段内采出程度一般，仅30％左右。该阶段的主要任务是采取各种积极有效的措施减缓气藏产量递减，最大限度地提高气藏的工业采收率。

2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第一节气藏的勘探开发程序4．低压小产量阶段气藏失去工业性开采价值后仍有一定生产能力，虽然压力很低无法远输，产能很小不足以供大型用户工业性使用，但为了提高自然资源的利用率，尚可以采取就近利用的办法继续小产量生产，供气田附近的地方性小型工厂和民用。

2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第一节气藏的勘探开发程序三、气田(气藏)开发特点油田开采特点：油田采油易于储集运输，可以据自身条件按照最佳开采方式和最佳地层能量消耗方式进行开采，很少受地域和用户的影响。气田(气藏)开采的特点：

（1）依赖天然气自身弹性能量把地层中的天然气从地下驱动到井口，在地面进行集输、净化和处理，然后通过管线直接输向用户，产销之间关系十分密切，气田(气藏)开发在很大程度上受制于用户和市场。

2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第一节气藏的勘探开发程序

（2）天然气销售合同：在合同签订之前气田是不可能投产开发的，决定气田最佳开发方式所需的基本参数应该在气田开采之前取得，但在缺乏气田动态资料的情况下完整地获取这些参数又是不可能的，因此，与天然气销售合同相关的气田(气藏)最佳开发方案设计总是具有许多不确定性。也就是说，气田开发方案设计与油田相比具有更大的风险性，特别是非均质的碳酸盐岩裂缝性气田(气藏)。因此，四川气田在正式开发前均进行试采，在此基础上编制的开发方案设计更能符合气田(气藏)开采实际。

2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第一节气藏的勘探开发程序四、气藏开发实例——相国寺石炭系气藏地点：相国寺气田位于川东地区。开发情况：1977年相18井钻至石炭系获大气发现了石炭系气藏，之后的两年内集中力量开展详探工作，所获5口气井皆为百万级的高产气井。由于当时气田地面集输条件较为成熟，因此在气藏详探的同时进行了气井的试生产，至1979年完成了产能建设和试采工作，并编制出气藏开发设计。因此该气藏的详探、试采和产能建设三个阶段几乎在三年内同时开展和完成，使气藏于1980年正式投入开发，气藏几乎经历了勘探开发的全过程，目前已进入开发后期。根据气藏动态特征和开发指标，可将气藏开发过程划分为稳产、递减和低压小产三个阶段，如图5-1所示。

2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20图5-1相国寺石炭系气藏开发阶段划分图

2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第一节气藏的勘探开发程序1．稳产阶段(1980年1月～1987年12月)相国寺石炭系气藏于1980年5月正式按开发设计方案实施，以日产气90×104m3的规模和8％的采气速度生产，期间生产井数为5口，稳产8年，到1987年底，因井底流压已降低至输压而结束稳产阶段。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第一节气藏的勘探开发程序2．产量递减阶段(1988年～目前)为满足天然气外输需要，气藏从1987年底转入定压减产的采气方式并按开发调整方案实施，采取了在递减期内两次降输压和二次再稳产的开发调整措施，以延缓气藏产量递减；提高工业采收率。动态预测表明在此调整措施下气藏到2000年将降至3×104m3的日产气量和1.6MPa的地层压力，此时结束工业开采，采收率可达90％。稳产阶段(1980年1月—1987年12月)2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第一节气藏的勘探开发程序3．低压小产量阶段该阶段尚未出现，但根据气藏综合研究及数值模拟动态预测结果，参考其它气藏的经验，这一阶段的出现是必然的。因为气藏结束工业性开采后并非完全丧失了生产能力和经济价值，至少还可以供气田附近的小用户用气。

2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式第二节气藏的开发方式一、气藏的驱动方式油藏驱动方式：水压驱动、气压驱动、溶解气驱等。气藏主要是弹性气驱和弹性水驱两种。1.弹性气驱气藏

在气藏开发过程中，没有边、底水或边、底水不运动，或者水的运动速度大大落后于气体运动的速度，驱气的主要动力为被压缩气体自身的弹性膨胀能量，气藏的储气体积保持不变，地层压力表现为自然衰竭的过程。由于是单相流动，而且作为能量来源的气体又是开采对象，因而开采效率较高。

2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式2.弹性水驱气藏水驱又可分为弹性水驱和刚性水驱两种，指以边水或底水压头为能量的渗流驱动方式。弹性水驱：如果水体和岩石弹性膨胀占据了一部分天然气储集空间，存在封闭的边水或底水，在开发过程中由于含水层的岩石和流体的弹性膨胀，储气空隙体积缩小，地层压力下降缓慢。刚性水驱：若水体很大，十分活跃，或者水头很高，水侵量与采气量保持平衡时地层压力得以充分保持而不致下降。实际上刚性水驱气藏极少，我国有少量的弹性水驱气藏，气驱气藏占绝大多数。由于气水物性差别较大，气藏储层非均质性使得水在气藏中难以推进，往往沿裂缝或高渗区突进，将大量的天然气封存在水中。同时，尚有气体溶入水中和毛细管的俘留作用等，造成气藏的开采效率大大低于气驱气藏。

2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式

与气驱气藏相比较，水驱气藏有采气速度小、产能递减快、采收率低、投资大和成本高等特点。（1）采气速度低为了控制水驱气藏特别是非均质水驱气藏的选择性水侵或边底水的突进，水驱气藏开发中采气速度低于气驱气藏。（2）产能递减快边、底水较活跃的水驱气藏，开发过程中气井出水是迟早要发生的，边、底水侵入气井的主要产气阶段，使气体相对渗透率降低，且气井出水后，井筒内流体密度加大，增加井底回压，使气井产量大幅度递减，甚至水淹。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式（3）采收率低在非均质水驱气藏中，水窜形成多种方式的水封气，同时气井的水淹也使气藏废弃压力高于气驱气藏，因而降低了水驱气藏的采收率。气藏非均质性越强，水侵强度越大，气藏一次采收率越低。（4）建设投资大，采气成本高由于水驱气藏建设中，增加了卤水转输、处理、泵站、管网、回注井等配套建设和二次采气中排水采气井下工艺，地面配套设备以及补充开发井增多，因而投入资金多，操作费用高，使水驱气藏采气成本大大高于气驱气藏。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式水驱气藏开发阶段的划分和特征根据气藏，气井产水情况及生产方式，水驱气藏开发阶段可划分为：无水采气阶段、气水同产阶段及二次采气人工助排阶段（排水采气阶段）。有时为了分析气藏水侵对产量的影响，也同时使用根据气藏稳产情况划分产量上升、稳定和递减三个阶段。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式1.无水开采阶段无水采气阶段是水驱气藏开发初期，生产气井尚未出地层水的开采阶段（不包括已钻穿气水界面的气水同产井）。此阶段气井所产的水全部是凝析水。一旦气井出水或气藏的主产气井出地层水，即进入气水同产阶段。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式

无水采气阶段有时包括气藏的试采期、产能建设期甚至部分稳产期。由于水驱气藏边、底水水侵的滞后性，该阶段气藏的动态特征与气驱气藏相近似，气井产气量稳定，自然递减率小，地层压力，井口压力下降缓慢与累积采气量相适应，气藏单位压降采气量是一常数，因此，该阶段也是应用动态法复核容积法储量的最好时机。尽量延长气藏、气井的无水采气期，是水驱气藏减少水封气的形成、提高采收率的重要措施。无水采气期越长，气藏稳产期也越长，稳产期末采出程度也越高，因此，加强无水采水期的动态基础工作，对提高气藏的开发效果具有重要意义2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式2.气水同产阶段

对于水活跃和水次活跃的边、底水气藏来说，气水同产是气藏主要的生产阶段。该阶段可能跨越产量上升期、稳产期及递减期，也可能只包括稳产期及递减期。

当气藏（或裂缝系统）第一口气井或主产气井出地层水时，气藏便进入气水同产阶段，它标志着气藏水侵已经在气井生产中直接表露出来。气井出水后，最主要的动态特征是产能递减增快，产水量明显增加，水气比上升，井口流动压力下降，套管压力、油管压力差增大，甚至水淹停产。气井产量的下降，必然破坏了气藏的稳产条件，气藏的稳产主要靠增加开发补充井及接替井来弥补产量递减，当补充井的接替产能不足以弥补气藏产能的递减时，气藏进入递减期。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式

非均质水驱气藏，气水同产阶段也是气藏选择性水侵形成水封气的主要阶段，对于整装气藏要合理配产，出水气井要控制合理产量（压差）来控制选择性水侵的波及范围、减缓气井的递减及水封气的形成。对于多裂缝系统气藏不能控水采气，要优化气井的水气比，实施早期排水，来减轻后期排水采气的难度，并达到提高采收率的目的。从第一口气井出水开始，就要开展排水采气工艺技术的论证和试验，做好人工助排工艺技术选型及接替的准备工作。在气水同产阶段，人工助排的排水采气工作，开展得早一点为好，它不仅可以减缓气井的递减，少打补充井，而且增大排水量可减少气藏净水侵量，消耗水体能量，有益于提高最终采收率。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式3.二次采气人工助排阶段（排水采气阶段）无水采气及气水同产两个阶段是依靠气藏自然能量驱动，统称为“一次采气”；人工助排阶段是出于气井的自然能量已不足以克服井筒内流体的回压，需要用物理和机械的外力来降低井筒内回压使气井恢复生产，故称为“二次采气”。也有的封闭性边、底水气藏同时采用水体排水来降低水体压力，以减小水侵强度，延长生产气井的自喷生产期。这种“内排”、“外截”的排水采气方式都属于二次采气范畴。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式该阶段主要的动态特征是气藏产水量明显增加，气藏气产量递减减缓，也可能出现一段时期的上升和稳产，初期产水量增加幅度大于产气量的增加幅度，故水气比明显上升。气藏或气井排水采气效果的好坏，决定于“排侵比”，即单位时间排水量与水侵量之比，当排侵比大于1时即为“强排水”，气井才能恢复生产，气藏净水侵量下降，水封气才能解封而逐渐产出，相对稳产条件便能得到改善。水活跃的气藏人工助排阶段还可以分为两个阶段，即气井排水采气阶段和气藏排水采气阶段。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式

气井排水采气阶段:气藏仅部分气井出水或水淹，以提高气井产量和复活水淹井为目的阶段，对气藏整体来说，排侵比仍小于1.气藏可能出现短期的产量回升，但仍属递减期。

气藏排水采气阶段:气藏已全面水侵，根据气藏排水采气方案，以提高气藏采收率为主要目标，实施气藏整体有计划超水侵量排水（排侵比大于1），使净水侵量逐渐减小，从根本上改善气藏内的气水关系，以提高气藏开发后期的采气速度，并保持较长时期稳产或减缓产量的逐减幅度。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式实例:威远气田震旦系灯影组气藏开发阶段划分。

该气藏是一个受现今背斜控制、含硫、非均质、碳酸盐岩、裂缝—孔洞型底水、弹性水驱气藏，含气面积227.6km2，含气高度241m，原始地层压力29.533MPa，复核储量为387×108m3（1997年）。该气藏自1965年10月1日投入试采，至2000年底共分为四个阶段（见图2）。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20图5-2威远气田震旦系灯影组气藏采气曲线2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式第一、试采阶段（1965.10—1968.9）1965年10月威2井首先投入试采，后威3、5、9、10、23井相继投产，气藏日产气量约30×104m3/d。主要是气田内部供气，同时开展了产能及地面集输、脱硫及至成都长输管道的建设。由于对气藏气水关系认识不清，试采目的主要是进行气田的气井、设备防腐及天然气脱硫试验，阶段采气3.2×108m3,新钻评价井、开发井14口，为气藏正式投入开发创造了条件。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式第二、无水采气阶段（1968.10—1972.11）。

投产井数由前阶段的6口，渐增至16口，除威基井为气水同产井基威5井于1970年12月出水外，其余14口均为纯气井，年产气量由1969年的3.83×108m3增至6.63×108m3。从1969年开始开展了局（研究院）矿（研究所）及队（采气队）三级现场科研攻关工作，通过生产井、观察井动态监测，系统试井和干扰试井等对气藏地质、气藏动态、裂缝系统划分、气水关系等进行了研究，三次给你绕试验证明灯影组气藏为同意的水动力系统，特别是威5井出水后初步证明该气藏为底水气藏。本阶段采气21.79×108m3，累积产水11.2×104m3，新完钻开发井12口。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式第三、气水同产阶段（1972.12—1985.4）。1972年12月至1973年9月威34、威35、威39、威41井四口生产气井相继出水，标志着气藏气水同产阶段开始，本阶段内新投产气井49口，至1976年气藏产量达到11.6×108m3，以后由于水侵影响，气井产量逐渐增快，新井补充的产能弥补不了老井递减，气藏产气量逐年下降，而没有稳产期，出水气井数不断增加，并有部分气井水淹停产，至1984年气藏产气量下降至3.16×108m3，年产水量28.6×104m3（阶段内最高产水量为1979年的41.1×104m3），水气比9.05m3/104m3.2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式

通过现场研究及攻关，基本搞清了气藏静、动态特征，以及气水关系、水侵方式、气井出水规律及控制气井临界产量延长气井无水采气期的方法，并在威2、威23井受到了明显效果。但高指标的不均衡强化采气，造成气藏沿裂缝不规则水窜形成多种形式的水封使气藏“未老先衰”，产能和采收率大幅度下降。1978年年底开始进行人工助排排水采气工艺攻关试验，先后开展了机抽、气举、泡排等八项工艺试验23井次，取得了初步成果，至1984年年底共增产天然气1.16×108m3，为大规模排水采气奠定了基础。本阶段产气88.17×108m3，阶段产水318.6×104m3，新完钻补充井67口。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式第四、二次采气人工助排阶段（1985.10—2000年）。

气井排水采气阶段（1985.5—1995.4）。1985年5月气举排水采气工艺试验在高产井威28井获得重大突破后，以气井增产为目标相继在一批主产气井开展排水采气，见到良好效果，气藏日产气量由1985年4月的68×104m3/d，至1986年5月回升至100×104m3/d以上，1986年气田工艺措施增产气量达2.047×108m3，占气田年产气量3.47×108m3的59％。但由于资金不足，发展受阻，气藏总排水量仍小于水侵量且逐年下降，递减较快，到1995年气田产气量降至0.99×108m3，工艺措施增产起来降至0.86×108m3，气藏全面水侵。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式气藏排水采气阶段（1995.5—2000年）。1995年5月开展“威2井顶部区强排试验”导向技术项目，在此基础上，1998年开始实施“四川威远气田灯影组气藏提高采收率项目”，使气藏排水量及产气量逐年上升，产气量由1994年年底的19×104m3/d上升至1998年年底的40×104m3/d，采出程度为35.38％，阶段产水量为1044.1×104m3，历年累计采气量为141.5×108m3。阶段工艺措施增产气量21.57×108m3，占阶段采气量的76.11％，历年工艺措施增产气量22.74×108m3，占探明储量400×108m3的5.69％。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式二、水体对气藏开发的影响据四川气田统计，约有70％的气藏有含水域相伴随并处于同一水动力系统内，气藏投产后水体膨胀并向气藏内部侵入，这类气藏称为有水气藏。

2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式三、水体对气藏开发的影响有水气藏:按气水界面的高低不同可分为两类，那么当含气高度大于或等于产层厚度时为边水气藏，当含气高度小于层厚时为底水气藏，分别如图5-3中A和B所示。

图5-3有水气藏纵剖面示意图2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式水侵的原因:（1）多孔介质内的毛管压力；（2）气藏投产后形成的压力差是产生水侵的主要动力。水侵的活跃程度与水侵方式也具有多样性，一方面受到地质条件和储层特征的控制，另一方面也受到气藏开采和气井生产动态的强烈影响。

2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式就总体而言，水侵特征主要和下列因素有关：（1）水体能量大小，包括水体中的溶解气和剩余气的能量。（2）储集层渗透率的分布。水侵主要沿高渗透层段推进，在裂缝性气藏中裂缝是水侵的主要通道。（3）气藏压力分布。压降大的部位是水侵活跃的地区。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式水侵对气藏开发带来的影响和危害主要有以下几点：（1）水侵使得产层内由单相气体流动变为气水两相流动，各相渗透率都明显降低，特别是如果水体为润湿相，会吸附在孔隙和裂缝壁上，减小了气体的流动通道，将导致气井和气藏的产能和产量迅速降低。（2）根据等值渗流阻力原理和微观渗流机理，在相同压差下流体流动将优先选择在高渗介质内发生，因此在裂缝型储集层内的水侵方式为沿裂缝窜人，在不均匀水窜的水侵方式下将出现“水锁”、“水封”等现象，改变了气藏连通关系，出现了水封死气区，因此不可避免地降低了气藏最终采收率。

2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式（3）地层水矿化度高，具腐蚀性。一旦流入井内将对井下管串和地面集输管网带来破坏性腐蚀，产出地面则不易处理，对环境保护带来影响，因此水侵还将直接危害地面地下集输工艺，进一步增加气藏开采的工作量和开采成本。有水气藏的开发：必须尽可能地控制气藏过早出水，特别是要避免出现不均匀的水窜、水侵方式，以防止水侵给气藏开发带来恶性危害。

2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式水浸气藏的开发：对于已经遭受水侵并有气井出水(或水淹)的气藏采用强排水采气的开采方式可以减轻水侵向邻井区的漫延，延长未出水气井的无水采气期，从而达到提高采收率的目的。

例如威远震旦系气藏和中坝须二气藏在水侵、水窜已经进入气藏后开展排水采气工艺措施，都收到了十分明显的效果。

2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式出水井的类型:1、裂缝型出水气井。这类气井大多出现在碳酸盐岩水驱气藏之中，地层水主要沿裂缝进入井底而出水的气井。这种气井的出水难以控制，开采不当会造成水淹。2、水锥型出水气井。这类气井大多出现在砂岩和碳酸盐岩底水气藏之中，地层水主要沿孔隙或微细裂缝进入井底而出水的气井。这类气井在开采中，由于井底压差的存在，使底水沿微细裂缝或孔隙逐渐向井底锥起，形成气水混流，增加渗流阻力，在出水显示阶段产水量虽然不大，但对气产量下降影响明显。当地层水锥突破井底进入井筒，带出水的氯根含量将达到地层水的氯根含量，并稳定不变，在以后开采中，若井底回压和带水开采不当，则可能造成气井水淹。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式3、异层型出水气井。这类气井主要出现在多层组气藏之中，其中有一层是水层或水侵层，地层水主要产自这些层段。由于气水产自不同层段，这类出水气井在开采过程中，地层水对气层的污染相对要小一些，而且有异层气源作为动力，能把地层水正常气举至地面，一般带水生产周期较长。带水生产周期长短，主要取决于气、水层各自能量衰减程度，若气层段能量大于水层段，则带水生产周期就常，反之则短。4、高含水饱和度气层中出水的气井。这类气井主要出现在高含水饱和度的砂岩或碳酸盐岩气藏之中，由于气藏开发，气层压力下降，饱和在岩石孔隙中的束缚水或少量自由水，因岩石和水本身的弹性膨胀而被挤出，被气流带到井底，形成气水同产。

2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式不同类型出水气井的治水措施1.裂缝型出水气井，由于气水主要产自裂缝，气水出水难以控制，如果采取堵的办法，可能会把气水都堵死，最好的办法是人工强化排水。2.水锥型出水气井可分两步进行，即先控制压差，确定合理生产制度，如压差控制得当，气井的出水显示阶段和带水生产阶段可能延长，能提高带水期的采出程度。当气产量下降较快，水产量增大的情况下，应适时采取人工排水措施，以提高气井的采出程度。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式3.异层型出水气井,一般采取水层封堵的措施，虽然这类气井出水后产水量较为稳定，但由于井筒两相流动，使井口压力下降较快，气井能量利用不尽合理，因此，堵水层是最有效的措施。4.对高含水饱和度气层的出水气井，要加强对地层水性质的监测，应注意井底积液的排放，气井就能保持正常的生产。

2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式提高水驱气藏采收率的途径1、水驱气藏开发早期尽量延长无水采气期（1）控制气井在临界产量（压差）以下生产

底水气藏的气井及边水气藏边缘井在控制气井临界产量（压差）以下生产，主要目的就是控制水侵，延长气井的无水采气期。（2）控制气井的钻开程度

国外有的水驱气藏把控制气井的钻开程度作为延长无水采气期的一项措施，并提出一般底水气藏钻开程度小于30％，边水气藏钻开程度以50％～60％为宜，并提出建立“人工挡板”，以及气井出水后打水泥塞以减少钻开程度等措施。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式

上述措施的地质基础是建立在水侵方式为“水锥”基础上的，储层特征是均质或似均质的，井底距原始气水界面越远，所需出水压差越大，越不易出水，有利于延长无水采气期；如果能在井底附近建立一个人工横向挡板，对水锥锥进可能起到遮挡作用，从理论上无疑也是正确的。但对于非均质特别是裂缝性水驱气藏来说，出水压差的大小主要决定于裂缝的发育程度、产状(是垂直缝还是水平缝发育；是大缝还是网状细缝发育)及水侵方式（纵窜型、横侵型或小缝型），除网状小裂缝发育的似均质储集层的气井外，生产实践表明，钻开程度与出水压差的关系不明显。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式（3）堵水

堵水工艺在水驱气藏的应用是有条件的，对于气水不同层或薄高渗透夹层水侵，进行非选择性堵水效果较好。而对于气水同层、气水同缝的气井，选择性堵水效果不好，即使能降低水产量也是短期的，因为堵水剂达到的范围有限，并且逐渐被气水带出来，所以所谓选择性堵水，目前国内外已很少采用。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式2、排水采气是水驱气藏提高采收率的主要措施排水采气是指水驱气藏在开发中，水侵波及到某些气井、区块，甚至全气藏时，采用人工举升、助排工艺，结合自喷井的带水采气、排出侵入储气空间的水及井筒积液，使部分水封气“解封”变为可动气而被采出的生产技术。2025/6/8第五章气藏的开发及集输工艺ver20第二节气藏的开发方式三、利用自然能量开发气藏气藏开发和气井生产与油藏(油井)的差别之一是天然气相对密度比石油低得多，井筒内的压柱也小得多，因此一般不须提供外加能量就可使天然气