天然气同原油一样埋藏在地下封闭的地质构造之中，从成藏方式上看，浮力是常规天然气运移的动力源。一般来说，天然气通过置换水的形式，聚集在储层的构造高部位，与底水或边水常常属于同一个储藏体系。天然气开发过程中，气井产水具有普遍性，气藏水侵、水封、水淹等，都会导致气藏采收率大幅降低，因此水是气田开发的永恒问题。

　　气藏中赋存多种类型的地层水，除束缚水外，还有凝析水、可动水、边水、底水等。其中，凝析水很常见，是指地层高温高压条件下，以气态或雾状液滴方式与天然气共存，采至井筒或地面后压力和温度降低才凝聚为液态的水，伴随气田开发的全过程。开发过程中，边、底水在水区、气区差压和岩石骨架膨胀等因素作用下，不断侵入气藏，因储层非均质性和开发对策不适应等因素导致非均匀水侵现象，使得大量气藏被“水封”，同时部分气井被水淹，甚至暴性水淹，大大降低了气藏最终采收率。

　　气井产水后，气流入井底的渗流阻力会增加，气液两相沿井筒向上的能量消耗将显著增加，气井的自喷能力减弱，单井产量迅速递减，直至井底严重积水而停产。

　　在天然气开采中，气井中常有烃类凝析液或地层水流入井底，当气井产量高、井底气液速度大而井中液体的数量相对较少时，水将完全被气流携带至地面，随着气藏压力和天然气流速逐步降低，致使气藏中产出水或凝析液不能随天然气流携带出井筒，滞留在井中，井筒中聚集的液柱终会导致气井停产，即气井水淹。

　　天然气一般采用自喷方式开采，随着气田开发程度加深，地层压力下降，水体的弹性能量会驱使水窜入气藏，使气井产能下降，因此必须及时排除井筒积水。

　　产水导致储层气相渗透率降低，井筒流动阻力增加，气井产能大幅降低，甚至丧失生产能力，气井产水后，管柱内气水两相流动，单井产量迅速递减，自喷能力减弱，逐渐变为间歇井，最终因井底严重积液而停产。同时，气井产水还会增加地面集输系统适应性改造、排水采气、气田水处理等工程投资，降低开发效益。尤其在我国高含硫气田分布集中的四川盆地，高含硫气田水的腐蚀性更强、环保风险更大、处理成本更高。

　　一是含水气藏储层储集空间复杂、储集类型和流体赋存模式多样，气藏水侵机理和水侵影响规律认识不清，缺少气藏水侵和气井出水早期预报的有效手段。

　　二是排水采气工艺有待进一步完善。深层高含硫气井采用永久式封隔器+井下安全阀+油套环空含保护液的完井管柱，将套管与酸性腐蚀介质隔开，保障气井安全生产。这种井身结构动管柱作业难度大、风险高，高温、高压、高含硫化氢限制了大多数井下工具和药剂的使用，一旦气井水淹，油管是唯一生产通道，没有注气通道，排水采气复产难度大。

　　三是需在“气藏整体治水”中引入气藏经营管理的理念。减缓封闭气形成、实现气水前沿均匀推进、推动封闭气“解封”、降低气藏废弃压力成为“气藏整体治水”技术理念的核心，但如何科学制定阶段性治水优化方案有赖于精细气藏分析和模拟、有效的工艺措施和生产系统优化，因此，只有引入气藏经营管理的理念，才能实现“气藏-采气-集输”一体化智能模拟，实施气井全生命周期生产优化。

　　四是含硫/高含硫气田水深度绿色处理技术需进一步攻关。含硫/高含硫气田水的处理能力逐渐成为影响气藏开发对策优化和排水采气措施选择的重要因素，需要不断优化含硫/高含硫气田水处理工艺流程和药剂配方，持续开展地层水回注安全风险分析，加强回注环境风险管理，研究经济可行的地层水“资源化、无害化、循环利用”处理技术，攻关产出地层水高附加值资源多级利用关键技术，形成地层水取热、取矿等资源化利用技术体系。

　　治理气藏水患主要从排水和堵水两方面入手。堵水通常采用机械卡堵、化学封堵等方法将产气层和产水层分隔。排水的办法较多，采用机械、化学或两种相结合的方法，将井下积液排至地面，确保产水气井的正常采气。

　　排水采气是提高气藏采收率的根本措施。一般情况下，低产液量井通常使用优选管柱、泡排、柱塞气举排水采气工艺；中等产液量井通常选用柱塞气举、机抽排水采气工艺；高产液量井通常选用气举、电潜泵、射流泵排水采气工艺。

　　近年来，国外又研发出以降低成本为主要目标的井下排水采气、聚合物控水采气等技术，重点研究了单井排水技术与气藏工程相结合的多学科整体治水技术，同时进行了排水采气工艺技术与装备、井下作业、修井技术的系列配套研究，应用了能提高气井产量、降低操作和处理费用的井下气水分离、回注系统及喷射气举、腔式气举、射流泵和气举组合开采等新工艺、新技术，研制智能人工举升配套装备，排水采气工艺技术逐步向遥控、集中、自动化、智能化方向发展。

　　针对川西致密砂岩气藏排水采气工艺，中国石化经过20多年持续攻关形成有效对策：早中期充分利用依靠气井自身能量的排水采气工艺，以成本较低的泡沫排水采气工艺为主，对于产液量较大的气井，补充以柱塞气举及速度管柱排水采气工艺，在气井低压低产阶段，利用气举排水采气工艺辅助排液。同时，中国石化建立并完善了一套基于流压实测、回声仪、模型及矿场经验法的产水气井多元化井筒诊断技术，通过数字化技术发展，提出了“精细诊断＋智能工艺一体化”的排水采气精细化管理体系，研制出积液在线诊斯、丛式井整体式泡排及柱塞气举等智能化配套设备。

　　针对普光气田和元坝气田深层高含硫气田完井结构特点，中国石化研制了耐高温三元复合起泡剂，形成了高含硫气井泡排剂井口安全加注工艺，配套研制了固体起泡剂抗硫投送装置，并提出连续管+氮气分段气举工艺，满足普光和元坝高含硫气井水淹复产要求。

　　针对凝析气藏，技术人员形成了全生命周期控水治水技术，在气藏开发调整中以均衡水侵为目的进行气藏整体控水；在单井控水中坚持“少动慢控”原则，在强化“控水稳气”技术的基础上，提出凝析水不控、混合水提早控制、地层水严格控制的管理对策，延长气井无水生产期；采用放喷排液、泡排棒排液、柱塞排液、管式泵排液、连续油管气举、小油管+气举阀排液、涡流排液采气技术等治理井筒积液。（作者严谨石油勘探开发研究院华北地区勘探开发研究中心党支部、副经理）