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摘要：南八仙油气田近几年产水量总体随采气量的增加而逐年增加，水气比不断升高，通过对该区块气井出水变化特征分析，掌握该区块水侵类型及影响，为后续油气田治水及长效开发提供依据。
关键词：南八仙 气井出水 水侵影响
一、气井出水变化特征研究
1、早期试采评价阶段，地层水影响不明显（2001年～2015年）
1955年发现南八仙油气田后，仙3井在N22层段的三个砂层组获得工业油气流，南八仙油气田开始了综合勘探阶段。1997年仙7井在2924.89m发生井喷，从而证实了E31油气藏的规模;1998年，部署仙9井，在E31取芯井段发现显示最好的含油砂岩，同年12月进行试采。
该阶段气井出水不明显，生产规模小，年产水小于0.013万方，地层水不活跃，气井出水问题不突出;2015年报表显示，气井日产水量主要以小于1方的井为主;
2、开发建设阶段，地层水影响初显（2016年～2020年）
2015-2018年南八仙油气田天然气开始调整建产，平均日产气量最高达到104.38×104m3/d。年产水快速增加。水气比呈现快速上升的势头，E31和N1油组由于产能调整，采速提高，出水量增加较快，水气比上升幅度最大。
该阶段末期日产水量由230.78m3上升至621.77m3，年平均单井产水量由初期的2.12m3上升至末期的4.97m3，水侵活跃的有如：N21、N1、E32、E31油组，这些油组出现了边水水侵的情况，从产水量分级数据表可以看出日产水小于1方的气井逐年减少，而日产水大于3方及以上的气井逐渐增加的;年产水逐年缓慢增加，水气比呈现上升的势头。
在这一阶段，气井出水对产量的影响逐渐显现，水气比2019年较2014年增加了近4.38倍，平均单井日产水2019年较2014年增长近2.64倍，但平均单井日产气还是不断下降。主要原因是由于近几年进行了产能建设，采气速度增大，短时间内产能上升，但同时也伴随着含水量的上升，出砂的加剧。
二、水侵对气田开发的影响分析
1、水侵方式
南八仙构造是一个被断层复杂化的背斜构造，也是一个受早期基岩隆升和晚期冲断褶皱双重作用所控制的背斜构造。深、浅层构造格局分别受两个不同的主断裂所控制。
南八仙构造油气层分布井段长（233.3-3190m）共划分了5套含油层系。各含气小层均有独立的气水界面。从构造平面上分析，各含气小层均有边水环绕。边水分布于构造的翼部。储层高部位含气，边部位含水，气水过渡带较窄。从构造特征看侵为边水从构造低部位向高部位的舌进水侵方式为主。
2、水侵对产能、产量的影响
气田水侵后，首-先给气田开发带来的最直接最明显的影响是出水后产能、产量急剧降低，降低了气藏的开发效果。第一，边水指进降低了储层内两相流的渗透率，增加了流动阻力，降低了采气指数和气井的无阻流量;从地层内天然气流动性和井筒的附加压力损失角度分析，地层出水将导致产量递减加剧。分析南八仙油气田的单井产量递减率与出水量的关系，可以发现，出水量越大，产量递减率越大。第二，氣井由于出水以后，增加了生产压差。边水侵入气藏后，气藏内单一的气相流动变为气水两相流动，水相渗透率迅速上升，气相渗透率下降，增加了流动阻力，导致气井产能的大幅度降低。
3、水侵对气井可采储量的影响
气藏气井出水后可采储量的影响虽不如产能影响那么明显，但对气藏开发危害更大，因为气田周围存在边水（涩北气田属弱边水驱动的气藏），层内及层间非均质性强，随着气区地层压力的下降，高渗带成为边水推进的优势区域，边水突进区块的气井受水淹而停产，虽然气井仍有较高的地层压力，但气井控制范围的剩余储量靠自然能量已不能采出，而被井筒及井筒周围的水封隔在地下，不能向气井补给，这也是天然气产出过程中的一种水封形式，将降低气藏的采收率。
4、水侵对生产管理的影响
水侵对气田生产管理的影响主要表现在以下三个方面：首先水侵加剧了井筒积液的矛盾，反映出井筒积液井随着水侵的程度在逐年的增加;其次增加了地面水的处理难度，目前南八仙油气田是用排污池利用自然蒸发来解决气井井口产出水，当出水量较大后，这种方法不仅不能解决问题还将造成环境隐患，如若回注处理，势必增加生产成本;第三，由于目前南八仙油气田集气站分离装置一般为立式或卧式分离器及三甘醇脱水装置，当气井产水量大时必然增加分离器的工作负荷，同时地层水进入脱水装置后，会污染三甘醇和在管线中结盐垢，降低脱水效果，增加脱水成本。
结论：1、根据南八仙气田的开发历程，气井出水特征大致可划分二个阶段，目前气井出水对产量的影响逐渐加剧，有效治水将成为气田开发重点工作之一。
2、气井发生水侵后，将降低气井产能，缩短气藏稳产年限，造成出砂加剧，减少气藏的可采储量，降低气藏采收率。
3、气井发生水侵后，增加气田水和生产管理难度，并对天然气集输工艺造成影响，从而增加天然气的开采成本，影响气藏的最终开发效益。
参考文献：
[1]朱伶俐：南八仙构造特征及其对油气的控制作用
[2]何晓东：有水气藏特性及开发对策浅议
[3]黄炳光：水驱气藏开发及开采
关键词：南八仙 气井出水 水侵影响
一、气井出水变化特征研究
1、早期试采评价阶段，地层水影响不明显（2001年～2015年）
1955年发现南八仙油气田后，仙3井在N22层段的三个砂层组获得工业油气流，南八仙油气田开始了综合勘探阶段。1997年仙7井在2924.89m发生井喷，从而证实了E31油气藏的规模;1998年，部署仙9井，在E31取芯井段发现显示最好的含油砂岩，同年12月进行试采。
该阶段气井出水不明显，生产规模小，年产水小于0.013万方，地层水不活跃，气井出水问题不突出;2015年报表显示，气井日产水量主要以小于1方的井为主;
2、开发建设阶段，地层水影响初显（2016年～2020年）
2015-2018年南八仙油气田天然气开始调整建产，平均日产气量最高达到104.38×104m3/d。年产水快速增加。水气比呈现快速上升的势头，E31和N1油组由于产能调整，采速提高，出水量增加较快，水气比上升幅度最大。
该阶段末期日产水量由230.78m3上升至621.77m3，年平均单井产水量由初期的2.12m3上升至末期的4.97m3，水侵活跃的有如：N21、N1、E32、E31油组，这些油组出现了边水水侵的情况，从产水量分级数据表可以看出日产水小于1方的气井逐年减少，而日产水大于3方及以上的气井逐渐增加的;年产水逐年缓慢增加，水气比呈现上升的势头。
在这一阶段，气井出水对产量的影响逐渐显现，水气比2019年较2014年增加了近4.38倍，平均单井日产水2019年较2014年增长近2.64倍，但平均单井日产气还是不断下降。主要原因是由于近几年进行了产能建设，采气速度增大，短时间内产能上升，但同时也伴随着含水量的上升，出砂的加剧。
二、水侵对气田开发的影响分析
1、水侵方式
南八仙构造是一个被断层复杂化的背斜构造，也是一个受早期基岩隆升和晚期冲断褶皱双重作用所控制的背斜构造。深、浅层构造格局分别受两个不同的主断裂所控制。
南八仙构造油气层分布井段长（233.3-3190m）共划分了5套含油层系。各含气小层均有独立的气水界面。从构造平面上分析，各含气小层均有边水环绕。边水分布于构造的翼部。储层高部位含气，边部位含水，气水过渡带较窄。从构造特征看侵为边水从构造低部位向高部位的舌进水侵方式为主。
2、水侵对产能、产量的影响
气田水侵后，首-先给气田开发带来的最直接最明显的影响是出水后产能、产量急剧降低，降低了气藏的开发效果。第一，边水指进降低了储层内两相流的渗透率，增加了流动阻力，降低了采气指数和气井的无阻流量;从地层内天然气流动性和井筒的附加压力损失角度分析，地层出水将导致产量递减加剧。分析南八仙油气田的单井产量递减率与出水量的关系，可以发现，出水量越大，产量递减率越大。第二，氣井由于出水以后，增加了生产压差。边水侵入气藏后，气藏内单一的气相流动变为气水两相流动，水相渗透率迅速上升，气相渗透率下降，增加了流动阻力，导致气井产能的大幅度降低。
3、水侵对气井可采储量的影响
气藏气井出水后可采储量的影响虽不如产能影响那么明显，但对气藏开发危害更大，因为气田周围存在边水（涩北气田属弱边水驱动的气藏），层内及层间非均质性强，随着气区地层压力的下降，高渗带成为边水推进的优势区域，边水突进区块的气井受水淹而停产，虽然气井仍有较高的地层压力，但气井控制范围的剩余储量靠自然能量已不能采出，而被井筒及井筒周围的水封隔在地下，不能向气井补给，这也是天然气产出过程中的一种水封形式，将降低气藏的采收率。
4、水侵对生产管理的影响
水侵对气田生产管理的影响主要表现在以下三个方面：首先水侵加剧了井筒积液的矛盾，反映出井筒积液井随着水侵的程度在逐年的增加;其次增加了地面水的处理难度，目前南八仙油气田是用排污池利用自然蒸发来解决气井井口产出水，当出水量较大后，这种方法不仅不能解决问题还将造成环境隐患，如若回注处理，势必增加生产成本;第三，由于目前南八仙油气田集气站分离装置一般为立式或卧式分离器及三甘醇脱水装置，当气井产水量大时必然增加分离器的工作负荷，同时地层水进入脱水装置后，会污染三甘醇和在管线中结盐垢，降低脱水效果，增加脱水成本。
结论：1、根据南八仙气田的开发历程，气井出水特征大致可划分二个阶段，目前气井出水对产量的影响逐渐加剧，有效治水将成为气田开发重点工作之一。
2、气井发生水侵后，将降低气井产能，缩短气藏稳产年限，造成出砂加剧，减少气藏的可采储量，降低气藏采收率。
3、气井发生水侵后，增加气田水和生产管理难度，并对天然气集输工艺造成影响，从而增加天然气的开采成本，影响气藏的最终开发效益。
参考文献：
[1]朱伶俐：南八仙构造特征及其对油气的控制作用
[2]何晓东：有水气藏特性及开发对策浅议
[3]黄炳光：水驱气藏开发及开采