0 引言
基于此，本文首次以川东石炭系典型气藏为例建立了裂缝性边水气藏水侵及治水全周期物理模拟实验方法并开展实验。采用多个测压探头的长岩心夹持器，开展不同水体条件下，裂缝性边水气藏采气物理模拟，模拟控气排水和排水采气等不同治水措施。实验揭示了此类气藏水侵动态、水封气机理和储量动用机理，对于气藏后期部署加密井、制定排水采气方案等增产措施意义重大。
1 现场主要治水对策及实例
自20世纪70年代威远震旦系气藏表现出严重水侵影响以来，我国油气开发工作者针对气藏水侵及治水开展了大量的攻关研究[16]。目前治水对策归纳起来有三大类：控气排水、排水采气和堵水。
控气排水是通过控制气井产量，即抬高井底回压来减小水侵压差，从而减缓水侵。其实质是控气控水或控压控水，现场有时也称为“控水采气”。
排水采气则是利用水井主动采水来消耗水体能量，减小气区和水区的压差控制水侵。排水采气既可以是气井自身的排水采气，也可以是多口水井、气井联合进行的协同排水采气。
堵水则是通过注水泥桥塞或高分子堵水剂堵塞水侵通道，以达到控制水侵的目的。大量的生产实践证实，在裂缝性储层中，裂缝既是气流的主要通道，也是水侵的唯一通道，堵水的同时往往会造成产气量也大幅减少。因此，堵水的方法不适用于裂缝水窜型出水气井[17]。
基于此，本文主要针对裂缝性气藏主要的2种治水对策，控气排水（或控制井口压力）和排水采气展开研究和讨论。
1.1 控气排水实例——胡家坝气藏七里24井[18]
川东石炭系气田胡家坝构造是七里峡构造带南段的一个潜伏构造，裂缝发育，以构造裂缝为主，中型、小型裂缝居多。该气藏于1994年投入试采，方案执行前期，气藏只有七里7井一口井生产，该井于1994年9月投产，投产时的产气量为38.39×104m3/d，此后两年多中，产气量均在（30~40）×104m3/d。1997年5月，七里7井开始产出地层水，产水后，该井采取了控气（控压）开采的治水措施：于1998年6月降低配产至25.0×104m3/d生产，但产水量仍然逐渐增加,产水量由初期的2.2m3/d，上升到2004年6月的10.5m3/d。因此，在2002年9月再次主动降低配产到20.0×104m3/d生产，产水量在上升到12.69m3/d后开始下降，并稳定在11m3/d左右，此阶段不仅产水量得到有效控制，同时其生产压差明显下降，从调产前的5MPa左右下降到3.5MPa左右。七里7井治水实践表明该井控气排水的治水措施达到预期，实现了产量、压差、水量“三稳定”。
1.2 排水采气实例——龙吊气藏池27井和池39井协同排水采气[19]
池39井位于川东石炭系气田吊钟坝高点北端，单井控制储量为26.5×108m3，于1992年3月投产，初期日产气量为35.0×104m3/d，1994年3月突然产出地层水，日产水3m3/d，日产气降到7.3×104m3/d（图1）。
研究表明池39井属于典型的大裂缝导通型水侵，针对这种情况，气藏的水侵治理方案是：于1998年5月对裂缝上游位于水层的水井池27井大规模排水泄压，同时气井池39井进行气举排水，两口气井协同整体治水。采气动态监测曲线表明机抽排水后，池27井水区压力得到明显消耗，池39井日产水增幅明显减小；1999年10月停抽后，池27井水区压力迅速恢复，池39井地层渗滤条件迅速恶化，生产套压下降加快，产水量由停抽时的18m3/d上升到40m3/d左右。正、反两方面的生产变化表明机抽排水泄压对抑制水侵进一步恶化、降低水侵危害作用明显。虽然排水初期曾出现了有利的变化趋势，但经过近4年多的试验，池27井区治水效果总体未达到预期目的，分析主要原因为池27井的排水量未达到设计的要求，同时可动水体能量比预测的要强。由此可见，水体能量预测和排水量是否充分是排水采气是否成功的重要影响因素。
由于地质条件和气水渗流规律的复杂性，加之现场治水见效缓慢，影响因素众多，给治水策略制定带来极大困难，实际工作中难以简单套用固定的治水模式，需开展治水机理研究。
2 气藏水侵与控气排水物理模拟
2.1 实验方法设计
实验装置如图2所示，主要包括高压水体、储层模型、围压控制系统、出口回压控制装置、出口计量与采出系统等组成。
水体大小设计：水体是影响气藏生产的重要因素，通常采用物质平衡法进行计算。国内气藏开发经验表明，由于气藏水体和储量差异，气藏水体倍数变化显著，从不足1.0倍到数十倍均有实例[20]。而对于裂缝性气藏，一旦单口气井直接经裂缝与水体连通，整个水体能量主要作用于单井，此时单井相对水体倍数将大幅增加，极端情况甚至相当于无限大恒压水体。综合以上分析，为不失一般性，实验设计了30倍有限水体和恒压无限大水体。
储层模型：由基质储层和裂缝性储层两部分组成。近井部分为裂缝区，直接连通气井和水体，用来模拟贯通缝水侵；远端为基质区，模拟气藏水侵后被水侵段切割、封闭的外围基质气区。近井部分裂缝区为长度21.2cm，直径3.8cm的裂缝岩心段，采用基质岩心人工压裂形成贯通缝，压裂前基质渗透率为0.28×10-3μm2，压裂造缝后平均渗透率为34.8×10-3μm2，孔隙度为12.2%。外围基质区为长度5.3cm、直径3.8cm的基质岩心，渗透率为0.28×10-3μm2，孔隙度为9.5%。
采气速度：按气体渗流动力相似原理，将实验配产和裂缝气井产量进行折算。具体方法为，考虑实验室和井底气体状态差异，根据气体运动方程，将井底气层平均供气速度转化为岩心端面气体渗流速度。经计算典型气井配产10×104m3/d（10万方/天），约对应于实验室产气速度400mL/min。
模拟模型夹持器采用中国石油勘探开发研究院研制的新型多测压点长岩心夹持器，布设多个测压探头可实时监测生产过程中气藏压力剖面，直观反映不同采气方式下气藏内部储量动用情况和剩余气位置。
设计5组实验，分别模拟：无限大水体和有限水体（30倍）条件下无回压定产生产和控气排水开采，作为对比，开展一组无水体条件的控气开采。无限大水体采用高压气瓶连接水体，由于气体压缩系数大，可在实验期间保持水体压力恒定不变，从而模拟无限大水体；关闭高压气瓶，中间容器中一定体积的水体即为有限水体（图2）。
2.2 实验流程及步骤
第一步：根据实验方案准备岩心模型，将全部岩心装入岩心夹持器并加围压至35MPa。
第二步：对岩心模型从两端缓慢饱和气至30MPa。
第三步：将模拟地层水装入耐高压中间容器，加压至30MPa，根据需要设置水体，若为恒压水体则通过中间容器连接恒压气源持续提供压力。
第四步：将中间容器水体与饱和气后的岩心模型连通；按配产400mL/min生产，模拟气藏衰竭开采。出口压力根据实验设计分别采用无回压定产开采和控气排水开采两种方式。控气排水实验通过出口端回压阀设置不同压力，控制出口压差，出口压力分别设置为20MPa、15MPa、10MPa、5MPa和0.1MPa。开始生产后，当出口压力降至20MPa时气井产气至衰竭，此时降低出口压力至15MPa，重新产气，至气井再次停产后将出口压力降低到下一个点，继续开采，如此重复至0.1MPa。
第五步：开采过程中，通过夹持器上设置的测压探头实时记录岩心沿程压力剖面，出口流量计和气水分离器记录瞬时气、水产量、累积气、水产量、见水时间等参数。当出口端检测不到气流量时，继续观察10min以上，看是否复产气或复产水，否则停止实验。
第六步：实验结束后，取出岩心分别称重，获得不同位置处岩心平均含水饱和度。
2.3 不同水体及采气方式实验结果分析
2.3.1 有限水体气藏生产动态与储量动用机理
（1） 有限水体气藏生产动态
图3 30倍水体2种开采方式生产曲线Fig.3 Production curve of two gas production methods for 30-fold water body |
表1 不同采气方式实验生产参数Table 1 Production parameters of different gas production modes |
| 水体 能量 | 生产 方式 | 稳产时间/min | 稳产期产气量/L | 无水采气期/min | 无水期采出程度/% | 水侵速度/（cm/min） | 平均产水速度/（mL/min） | 累产时间/h | 累积产水量/mL | 累积产气量/L | 采收率/% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 有限 水体 | 无回压定产 | 20 | 8.16 | 217 | 69.8 | 0.10 | 0.02 | 6.1 | 6.0 | 9.4 | 72.3 |
| 控气排水 | 8 | 3.45 | 184 | 71.5 | 0.12 | 0.01 | 17.9 | 7.1 | 10.81 | 83.1 | |
| 无限 水体 | 无回压定产 | 19 | 7.69 | 45 | 60.9 | 0.60 | 0.16 | 1.3 | 10.2 | 7.81 | 60.9 |
| 控气排水 | 8.2 | 3.29 | 35 | 39.8 | 0.47 | 0.11 | 1.4 | 9.5 | 5.8 | 45.3 |
不同采气方式气、水产出特征及采收率存在明显差异：
无回压定产生产[图3(a)]，气体以400mL/min稳产20min，稳产期产量高达8.16L；稳产结束后产量在20min内迅速由400mL/min递减到约5mL/min，此后一直以较低的产量生产。无水采气期217min，产气量为9.04L，采出程度为69.8%；水侵前缘推进速度为0.10cm/min，初期产水较快，达到0.07mL/min，此后缓慢下降到0.01~0.03mL/min，平均为0.02mL/min；气水同产期约3h，阶段产气量仅为0.36L；最终累产6.1h，累产气为9.4L，采收率为72.3%。
控气排水生产，出口初始压力为20MPa ，此阶段仅稳产8min。快速衰竭后根据实验设计将出口压力依次降至15MPa、10MPa、5MPa和0.1MPa，生产曲线如图3(b)所示。气井无水产气期184min，产气量为9.3L，与无回压生产接近；水侵前缘推进速度变化不大，为0.12cm/min，初期瞬时产水速度为0.03mL/min，此后快速下降到0.01mL/min以下；平均为0.01mL/min，约为无回压生产的50%；气水同产期大幅延长至15h，阶段产气量大幅增加至1.51L；最终累产17.9h，累产气10.81L，采收率为83.1%，较无回压生产增加了10.8%。
总体而言，对于有限水体，采用控气排水生产虽大幅缩短了稳产期，但有效抑制了水侵量，延长了气井生产时间，使得平均日产水量减小50%，采收率增加10%以上，治水效果明显。
(2) 有限水体气藏储量动用机理
实验过程中实时监测了供气路径上不同位置的动态压力。通过动态压降剖面则能够实时、直观反映气藏内部剩余气位置和储量动用情况，为研究气藏水侵规律、水封气机理及储量动用机理提供重要分析手段和依据。
图4(a)无水体条件下，气藏供气路径上各测点压力均匀下降，显示生产过程中整个气藏储量动用均衡，生产结束后，几乎没有剩余压力，表明储量均得到有效动用。图4(b)和4(c)则显示了水侵对裂缝性气藏储量动用的显著影响，压力剖面均显示了储量动用的非均衡性：近井裂缝区（0~21cm）由于水的侵入，形成了气水两相渗流，使得沿程阻力逐渐增大，压降漏斗也随之增大；裂缝区水侵同时也导致外围基质区（21~26cm）储量难以有效动用，形成了所谓的“水封气”；直至生产结束，整个气藏仍有大量剩余气难以动用。相对无回压采气，控气排水生产时整个气藏压力梯度和压降漏斗更小，表明由于控制了生产压差，水侵速度和规模放缓（平均产水速度为0.01mL/min，仅为无回压采气的50%），水体得以缓慢、均衡的沿裂缝性储层侵入气井，在生产上则表现为控气排水使气藏采收率提高10.8%。
压降剖面动态变化还反映出水沿裂缝侵入距离由近及远，侵入规模由小到大的发展历程：开始生产后，水体沿裂缝（距井口21cm处）开始向气井侵入，初期仅裂缝区近水段（21~10cm）受影响明显，压力梯度逐渐增大，此时远水段（10~0cm）压力剖面平缓，表明水侵前缘尚未波及近井段。随生产进行，侵入规模变大，影响加剧：无回压生产[图4(b)]，30min后裂缝区近水段（21~10cm）压力梯度大幅增至2MPa/cm，导致外围基质区（21~26.5cm）储量难以有效动用，形成“水封气”，这部分“水封气”直至生产结束也难以动用。裂缝区远水段（10~0cm），压力梯度也增加至0.2MPa/cm左右，显示水侵已影响到近井段，但影响程度较近水段大幅减小。控气排水生产过程[图4(c)]，当出口压力降至5MPa后，整个裂缝区（21~0cm）压力梯度基本达到一致，约为1MPa/cm。
2.3.2 无限大水体气藏生产动态与储量动用机理
(1)无限大水体气藏生产动态
无限大水体条件下，相对于无回压采气，控气排水生产并没有使生产得到明显改善，反而较大幅度降低了稳产期产量和采收率：稳产期采气量从7.69L下降到3.29L；无水采气期采出程度由60.9%大幅下降至39.8%，生产结束后累产从7.8L下降到5.8L；相应地，采收率也大幅减少了15.6%。分析产水数据表明由于水体能量充足，加之贯通缝沟通作用强，控气排水生产对水体侵入速度和规模限制作用并不明显：水侵前缘推进速度仅由0.6cm/min减少到0.47cm/min，平均产水量从0.16mL/min减少到0.11mL/min，累积产水量仅减少0.7mL。
对比30倍水体采气过程，可见水体能量对于气藏生产影响巨大，水体能量越大，采气效果越差，而且这种影响越到后期越显著：初期（稳产期），由于地层水尚未大量侵入，水体能量影响体现不明显，相同生产措施下稳产时间差距不大。但是，随着生产的进行，稳产期结束后，水体能量的巨大影响很快显现出来，相较于30倍有限水体，无回压采气和控气排水2种生产措施，无限大水体水侵速度均增加5~6倍；相应的见水时间缩短，无水期采出程度锐减（由70%左右锐减到60.9%和39.8%）；产水速度则增加10倍左右（分别从0.02mL/min和0.01mL/min增加到0.16mL/min和0.11mL/min）；产气时间大幅缩短（从6.1h和17.9h下降到1.3h和1.4h），采收率大幅降低（由72.3%和83.1%下降到60.9%和45.3%）。
水体能量差异导致相同的治水对策产生了完全不同的生产效果：30倍水体控气排水生产，采收率提高10.8%，无限大水体控气排水生产则减少15.6%，这种影响机理需要结合动态压降剖面深入分析。
（2）无限大水体气藏储量动用机理
无回压定产生产，巨大的水体能量和生产压差使得地层水迅速沿裂缝向气井侵入，前5min整个裂缝区（21~0cm）就形成巨大的渗流阻力，形成斜率约为1.5MPa/cm的压降漏斗，10min后出口压力迅速衰减为0。由于水体侵入速度快，范围大，裂缝外围基质区（21~26.5cm）的气完全来不及流向裂缝，储量到生产结束都完全无法动用，剩余压力始终为30MPa。
控气排水生产：一方面，由于水体能量大，控压对水体侵入速度和规模限制作用并不明显（上文已论述）；另一方面，由于降低生产压差减缓了产气速度，造成储层中的气体，即使是近井区域（0~10cm范围）的气体都来不及产出（剩余压力梯度达2MPa/cm）。随着生产进行，水体侵入范围扩大，使得从井口到远端大量剩余气体被切割、封锁在基质中无法采出。
对比2种生产方式，无回压生产中虽然也存在大量未动用储量，但由于初期采气速度较快，使得近井区域的气体在水侵前缘到达前基本被采出（无剩余压力），水侵的影响程度相对小一些。因此，在水体能量大且贯通缝传导率高的情形下，如无法降低水体能量，就应保持较高的生产压差和采气速度。否则，过分控制生产压差不仅难以减缓水侵速度，相反还会导致采气速度降低，影响基质中气体产出，延长水侵时间，进一步加剧水侵对气藏影响，反而不利于生产。
3 气藏排水采气物理模拟
3.1 实验方法设计
排水采气实验主要模拟水侵入气藏后在来水方向部署排水井，与气井协同生产，延缓或阻止水继续沿裂缝侵入。为模拟这一过程，在上文所述30倍水体和无限大水体无回压定产采气实验结束以后，连续开展排水采气实验。
具体方法为：水侵实验后，将水体（储水中间容器）与裂缝性储层间的阀门关闭，阻断水体的继续侵入（类似上文1.2节中所述川东石炭系池27井排水），出口持续开井至缓慢恢复生产（类似池39井生产）。实验通过关闭水体客观达到了排水井排水阻断水体沿裂缝侵入的效果，从机理上模拟气藏排水井与采气井协同治水。
3.2 实验流程及步骤
分别在30倍水体无回压定产采气370min，无限大水体无回压定产采气60min后，连续开展排水采气物理模拟实验：
第一步：水侵实验结束，观察一段时间，确定出口无法连续产气后，关闭储水中间容器与岩心夹持器之间的阀门，阻断水体。观察出口端产水状况和复产气时间，实时记录岩心沿程压力剖面，出口瞬时气、水产量等参数。
第二步：当装置出口端再次长时间检测不到气流量时，结束实验。
第三步：实验结束后，取出岩心称重，获得不同位置处含水饱和度。
3.3 实验结果分析
3.3.1 气藏排水采气阶段生产动态
图7 两种水体条件下气井全生命周期生产曲线Fig.7 Gas well life cycle production curve under two kinds of water conditions |
图8 两种水体条件下全生命周期累积生产曲线Fig.8 Accumulated production curves of whole life cycle under two water conditions |
表2 两种水体排水采气措施前后生产参数Table 2 Production parameters before and after drainage gas recovery measures with two kinds of water bodies |
| 水体 能量 | 排水前无回压定产生产参数 | 排水阶段增量 | 全程累积生产参数 | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 累产时间/min | 累产水量/mL | 累产气量/L | 采出程度/% | 排水开始时间/min | 累产时间/min | 累产水量/mL | 累产 气量/L | 采出 程度/% | 累产时间/min | 累产水量/mL | 累产气量/L | 采收率/% | |
| 有限 水体 | 360 | 5.98 | 9.4 | 72.2 | 370 | 940 | 6.67 | 1.44 | 11.21 | 1 300 | 12.65 | 10.84 | 83.41 |
| 无限 水体 | 20 | 10.21 | 7.8 | 60.9 | 60 | 320 | 15.99 | 3.62 | 26.85 | 340 | 26.2 | 11.42 | 87.75 |
30倍水体，排水前无水产气期和气水同产期持续时间较长，气井采出程度达72.2%。由于气藏剩余储量有限，排水后气井产量并未大幅提升，仅以原产量1~5mL/min持续低产约940min，措施后累积产气1.44L，阶段采出程度为11.21%。最终通过排水采气措施，气井全生命周期累积产气10.84mL，采收率达到83.41%。统计产水数据，关水体后累积排水约6.67mL，相当于0.221倍孔隙体积。实验结束后，称重计算裂缝区含水饱和度分布在20%~40%之间，平均为30.2%，而外围基质区含水仅为4.5%，表明水体主要沿裂缝侵入井底方向，基本未侵入外围基质区。
无限大水体，排水前气井受水侵影响严重，停产时累产水达10.2mL，累产气仅7.8L，采出程度仅为60.9%。排水措施约20min后气井才开始复产气，产量一度恢复到较高水平，达到80mL/min，后逐渐递减，以10~50mL/min生产近100min，此后又以较低的产量持续产气近200min。排水措施后，累积产气量3.62L，阶段采出程度达26.85%，增产效果显著。最终通过排水采气措施，气井全生命周期累产340min，累产气11.42mL，采收率达到87.75%，高于30倍水体时的措施后采收率。从关水体到复产气，排水量达到15.99mL，是30倍水体排水量的2.4倍，相当于0.527倍孔隙体积水量。实验结束后，称重计算裂缝区平均含水饱和度为30.7%，外围基质区含水饱和度仅为1.6%，同样表明水体主要沿裂缝侵入井底，没有大量侵入外围基质区。
3.3.2 气藏排水采气阶段储量动用机理
压降剖面显示，采取排水采气治水措施，一方面水体无法继续侵入，另一方面储层中已侵入的水由于自身弹性膨胀和剩余气的驱动得以持续、大量排出（30倍水体时和无限大水体产水速度分布为0.01mL/min和0.05 mL/min），裂缝区储层含水饱和度大幅下降（分别下降了22.1%和52.7%）。大量排水极大降低了裂缝系统的压力和含水饱和度，增大了基质岩块和裂缝间的压差，提高了气相的渗透能力，促使封闭气重新开始流动，基质中水封气得以释放。
气井生产参数和压降剖面上均充分体现出相对于有限水体，无限大水体时，气藏前期受水侵影响更严重，剩余未动用储量更多，因此，排水采气措施后可动用的物质基础更充足，增产效果更好。
4 现场治水实例
地层水体封闭、能量有限的裂缝性气藏可采取控制气井的生产压差来控制地层水的水侵，提高气藏的采收率。以双家坝气田石炭系气藏为例，该气藏1992年11月投入开发，1994年5月西北翼七里43井出水后，控气生产，日产气由1994年5月的 12.5×104m3/d下降到 1997年4月的5.5×104m3/d。南翼边部七里7井1997年4月出地层水后，控气生产,日产气量由1997年4月的9.7×104m3/d下降到 1998年5月的6.2×104m3/d。气藏出水前及出水后阶段平均采气速度基本一致(表3)。表明气藏尽管出水，但控制边部气井的产量后，能较好地控制边水的侵入，能取得较高的最终采收率。
早期边部多井联合排水是裂缝性边水活跃气藏提高气藏采收率的有效途径。仍以上文所述龙吊气藏池27井和39井协同排水采气为例。前人数值模拟研究结果发现，采用控制池 39 井气产量不利于充分利用气井能量、提高气藏稳产期的采出程度和经济效益。而另一方面，生产动态表明池27井机抽排水后，池39井日产水增幅明显减小；停抽后池27井水区压力迅速恢复，池39井生产套压下降加快，产水量上升。正、反两方面的生产变化表明两口或多口井联合排水对抑制水侵进一步恶化、降低水侵危害作用明显[19]。生产实践过程中由于其他客观原因导致水井池27井排水效果不理想，但并不能否定其治水的有益效果。
5 结论与建议
实验系统测试了储层内部动态压降剖面，对比了不同水体，不同治水措施下的开发效果，分析了水侵规律和储量动用机理。结果表明：
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（1）裂缝性边水气藏，采用控气排水措施治水应谨慎，需根据地层条件和水体能量因井施策。水体能量有限时，控气排水生产能够抑制水侵前缘推进，使储量动用更均衡，采收率更高；而水体规模较大时，由于裂缝渗透率高，控气排水已难以有效抑制水侵，此时小压差生产反而降低采速使得储层中的气体来不及在水侵入前采出，导致大量“水封气”，反而降低采收率。
（2）多井协同排水采气治水效果显著，采收率可提升约10%~30%。水侵影响越严重的气藏，剩余未动用储量越高，越应尽早开展排水采气。上游大量排水可阻断水体侵入，已侵入的水则在自身弹性能和剩余压差驱动下排出，使储层含水降低，气相渗透能力提高，封闭气重新开始流动，从而大幅提升采收率。
（3）裂缝贯通水体和气井时，水侵主要发生在近井区裂缝带，外围基质区可作为实施加密布井，产量接替的重点区域。动态压降过程显示，压差和水侵主要集中在近井裂缝区，外围基质区通常不会被大量水侵。而由于水封气作用，外围基质区仍有大量剩余封闭气，是后期开展增产措施的重要基础。
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