气田开发中“气藏整体治水”技术理念的形成、发展及理论内涵

胡 勇 陈颖莉 李 滔

1.中国石油西南油气田公司 2.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

0 引言

四川盆地天然气资源丰富，是我国天然气工业的“摇篮”，利用天然气的历史可以追溯到两千年前。2021年四川盆地天然气产量达到484×108m3，居我国各主产区前列，未来10年，将建成年产气量1 000×108m3的天然气战略生产基地[1-5]。同全球其他地区一样，四川盆地95%的已开发气藏均存在不同活跃程度的边、底水（统称为有水气藏），即气田开发过程中产水具有普遍性。有水气藏开发过程中，在水区与气区差压和岩石骨架膨胀等因素作用下，地层水会不断侵入气藏，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，使得气藏中大量储量被“水封”，同时伴随着部分气井被水淹、甚至暴性水淹，导致气藏采收率大幅降低[6-9]。

四川盆地有水气藏开发经过60余年从实践到理论再到实践的循环升华，治水理念及相关技术体系不断发展，实现了从“气井排水采气”向“气藏整体治水”的升级转变[10-20]。总体来看，有水气藏早期生产实践中，因缺乏相关理论及经验指导，基本局限于气井出水后的单井排水采气，治水效果不理想；20世纪90年代以来，依靠技术进步，逐渐发展为寻找水侵通道、定量分析井间关联性影响、优化配产和主动排水，实现了“气藏整体治水”，大幅提升了气藏采收率；“气藏整体治水”技术理念在随后的沙坪场石炭系和磨溪龙王庙组等有水气藏开发实践中不断完善，并在全国气田开发中得到了广泛应用，对“十五”以后我国天然气大开发提供了强有力理论技术支持。

1 有水气藏高效开发面临的主要问题

四川盆地纵向上已发现29套含油气层系[1]，包含海相碳酸盐岩、海相页岩、火山岩以及陆相碎屑岩油气藏，埋深介于600～7 700 m。储层储集空间复杂、储集类型和流体赋存模式多样。其中储集空间包括孔隙、溶洞和裂缝；储集类型有孔隙型、裂缝—孔隙型、裂缝—孔洞型和裂缝型等；有水气藏主要为海相碳酸盐岩气藏和陆相砂岩气藏，以边水气藏居多，底水气藏相对较少。盆地内纯气驱气藏采收率基本高于90%，而有水气藏采收率主要介于30%～70%。主力气藏多存在水侵活跃现象，给气藏高效开发带来巨大挑战[21-25]。

1）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，甚至气井丧失生产能力，如龙岗2井初期以90×104m3/d投产，生产28天后突然产水，达200 m3/d，随即水淹停产，后开展多次排水试验，累计排水3.5×104m3，仍未能恢复产气。

2）产水提高气藏废弃压力，使得低经济极限产量时间提前，大幅降低气藏采收率，如威远震旦系气藏于1965年投产，1971年气井开始产水，早期16口井自喷带水生产，1975年气藏产量达到高峰，为12×108m3/a，随后大多数气井开始出水，随即对气井采取工艺辅助排水，但生产形势未得到好转，气藏产气量从360×104m3/d快速下降至80×104m3/d。

3）产水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，降低气藏开发效益，尤其四川盆地是我国高含硫气田分布最集中的地区，高含硫气田水的腐蚀性更强、环保风险更大、处理成本更高。

2 “气藏整体治水”技术理念的探索

国内外气藏治水方法包括控水、排水和堵水（表1）。四川盆地气藏治水经历了由单井到整体、由控水到被动排水再到主动治水的历史转变，主要分为3个阶段[10-14]：

表1 国内外治水措施优缺点对比表

2.1 单井控水探索

20世纪50—70年代初，开发对象以中小型裂缝性气藏为主，当时开发上存在着“控水采气”还是“排水采气”的争论，国外普遍是控制压差、控制气井产量，把“不出水”作为气井合理配产的标准之一；因此，这一阶段治水主要以“控”为主，但许多井采取“控水采气”后，出现越控越有水、越关气越小甚至完全水淹的现象。

2.2 单井排水探索

20世纪70年代后期—80年代末，以威远震旦系气藏大规模单井排水为契机，先后开展了泡排、机抽、优选管柱、气举、电潜泵等以单井排水为主体的大量工艺试验，大批水淹井依靠工艺措施复产，“气井排水采气”原理是：①降低裂缝空间的压力，当裂缝与基质之间的压差大于引起水锁效应的毛细管压力时，就可实现“水驱气”到“气驱水”的转化，释放基岩中的天然气；②补充井筒内能量，降低流体举升压降，降低井底回压，延长气井生命周期。这一阶段治水主要以见水排水、被动排水为特点，孤立地考虑气井带液生产，常贻误治水最佳时机，对气藏开发效果提升有限；此外，威远震旦系气藏也实施了气井堵水试验，但由于储层裂缝较为发育，堵水效果差。

2.3 气藏整体治水探索

20世纪90年代开始，治水对象由中小型裂缝气藏扩展到中大型整装气藏；90年代以前，中坝须二气藏只在气藏内部开展单井“点式”排水，但排水效果较差；90年代初，中坝须二气藏探索实施优化气井生产制度、主动实施阻水强排井、强化整体排水规模等措施，有效控制了边水水侵前缘，标志着四川盆地排水采气已由单井逐渐向气藏整体过渡，治水目标也由短期的挖潜增产向控制水侵、提高采收率的长期目标过渡，为“气藏整体治水”技术理念的形成奠定了基础。

3 “气藏整体治水”技术理念的形成及理论内涵

3.1 “气藏整体治水”技术理念的形成

20世纪90年代初，四川盆地气藏治水仍面临着4个方面难题：①气藏水侵机理和水侵影响规律认识不清；②裂缝水窜数值模拟准确性差；③缺少气藏水侵和气井出水早期预报的有效手段；④气井排水采气工艺未配套。“九五”期间，以有水气藏提高采收率为出发点，围绕不同类型气藏水侵机理、出水规律、气水井试井分析方法、裂缝水窜数值模拟、出水井高效排水工艺等难题开展技术攻关，形成了以水侵机理评价、气藏工程理论支撑、工艺措施保障为一体的“气藏整体治水”技术思路，成为“气藏整体治水”技术理念的起点。“十五”至“十三五”期间，持续提升有水气藏水侵动态分析及预测技术，“气藏整体治水”技术理念得到进一步发展和完善（图1）。

图1 四川盆地有水气藏开发技术发展历程图

在物理模拟方面，通过国内首创的激光刻蚀可视化气水两相微观渗流实验、岩心三维逆向渗吸水驱气实验、水侵速度与水驱气驱替系数关系实验、采气速度与采出程度关系实验等，明确了微观水侵特征与通道性质等密切相关，并首次从微观机理上认识了卡断和孔隙盲端是导致“水锁”的主要原因，绕流和压力突变（如关井复压）是形成“水封气”的主要因素（图2）[10-12]。总体上，当岩石低渗透且储集空间较均质（如孔隙型储层），渗流通道中不易发生“水锁”现象；水侵前沿以较慢速度均匀推进，形成的“水封气”较少。当岩石中裂缝发育（如裂缝—孔隙型、裂缝—孔洞型和裂缝型储层），渗流通道中越易发生“水锁”现象；水侵前沿以较快速度非均匀推进，更易形成大量“水封气”。实验的压力梯度越大，非均匀水侵现象越显著。从机理上明确了提高有水气藏采收率的最根本途径是减小非均匀水侵影响，降低井底及气藏废弃压力[10]。

图2 可视化气水两相微观渗流实验结果图

在气藏工程方面：①从裂缝理论描述着手，采用高速非线性渗流理论描述流体在大裂缝中的流动，建立了描述气藏裂缝水窜的新双重介质数学模型，解决了边底水沿裂缝水窜的数值模拟问题，实现了活跃水侵气藏动态定量分析和预测；②针对多相流试井分析难题，建立考虑井筒两相流动、考虑裂缝性地层影响的组合模型及数值模型，探索并形成气水两相井数值试井分析新方法，为深入分析气藏水侵模式提供了有效途径[26-31]。结合以上技术，认识到气井水侵特征包括弱舌进水侵、强舌进水侵、裂缝水侵、高导裂缝水侵等，气藏水侵模式包括水锥型、纵窜型、横侵型和纵窜横侵型等（图3）。对于不同水侵特征和水侵模式的气藏，宜采取不同的治水对策。

图3 气藏水侵模式示意图

在排水采气工艺方面，通过引进国外先进技术以及开展新工艺技术攻关，扩大了排水采气工艺措施的适用范围，并形成了从产水气井修井、二次完井到排水采气、排水设备的防垢及化学保护等一整套具有规模效应的排水采气工艺技术系列[13-15]。具体来看：①电潜泵排水采气工艺，先后引进4套变频电潜泵机组，采用工艺优化设计和“变频技术”，解决了介质腐蚀、工作寿命短等问题，机组运行寿命提高3～4倍；②水力射流泵排水采气工艺，1992年从美国引进两台水力喷射泵，1998年西南油气田公司钻采院和川南矿区合作研制配套了水力喷射泵装置，提高了设备的抗腐蚀能力及使用寿命，且硬质合金材料加工的喷嘴比引进的喷嘴使用寿命提高2倍；③深抽排水采气工艺：研制了长冲程整体泵筒，采用镀铬工艺和新型高效井下分离技术，实现了液、气、砂三相分离，平均泵效提高10%以上；④气举—泡排组合排水采气工艺：优化设计注气量和注泡剂量，成功将机抽的深井泵装置与水力喷射装置结合，为低压小水量气井排液工艺开辟了一条新途径。

3.2 “气藏整体治水”理论内涵和技术模式

3.2.1 “气藏整体治水”理论内涵

有水气藏开发过程中，地层水绕流指进、卡断等造成的“非均匀水侵”将形成大量封闭气，造成气藏采收率大幅降低。实验研究证实，封闭气规模可达可采储量40%～50%。因此，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。为此，“气藏整体治水”需要从理论和技术上解决三个问题：①准确识别、预判水侵特征和水侵模式，需要依赖于精细气藏静、动态分析和精细模拟技术，找准水侵规律；②科学制定阶段性治水优化方案，需要依赖于水侵机理深化认识，制定有效的整体治水目标、对策和措施；③释放、减少封闭气规模，降低气藏废弃压力，需要依赖于有效的工艺措施和生产系统优化，实现储量最大限度均衡动用，提高采收率。

3.2.2 “气藏整体治水”技术内涵

“气藏整体治水”技术要注重“三突出”：①突出治水系统性，是指由于气藏内部渗流规律具有关联性，需要以保护气藏整体为目的，统一筹划气藏工程、采气工艺、气田水回注等技术论证，推动整体治水目标实现，总体可概括为“提前预判、整体联动、全局统筹”；②突出全生命周期，是指整体治水要贯穿气藏开发的全生命周期，不同阶段有不同治理目标，开发早期重在开发优化部署延缓水侵入，开发中期重在水全面侵入情况下实现水侵均衡推进，开发晚期重在气藏挖潜和治水整体优化，确保气藏达到更高采收率；③突出差异化治理，是指气藏整体治水从技术、措施到方案、实施都应根据不同气藏类型和水侵规律，进行差异化、针对性治理，制定最优整体方案，做到“因井制宜、因类制宜、因时制宜”，将水侵影响降到最低。

3.2.3 “气藏整体治水”技术模式

“气藏整体治水”技术模式是理论内涵和技术内涵的具体体现，总体可归纳为“早期防水、中期控水、晚期治水”（图4）。开发早期通过深化流体分布认识，结合数值模拟技术，预测气藏不同开发井型、开发井网、气井配产和采速下开发效果，预防早期产水，延长气藏无水采气期；开发中期通过水侵动态预报、单井配产优化、开发井网完善和排水采气工艺优选等，抑制边底水前沿非均匀推进，减小非均匀水侵危害；开发后期由于地层能量不足，需要结合精细气藏描述技术，掌握水侵规律和剩余储量分布，通过治水方案优化、排水工艺优化和井口增压，缓解水封和水锁影响，降低气藏废弃压力，最大程度动用剩余储量，提高气藏采收率。合理布井及排水采气是“气藏整体治水”技术模式基础，而关注联动性影响、认清规律、把握时机是“气藏整体治水”技术模式关键。

图4 “气藏整体治水”技术模式图

实施高质量、全覆盖生产动态监测是“气藏整体治水”技术理念达到预期成效的根本保障，要适时建立气藏动态监测井网、强化动态监测对象（重点是压力监测、流体监测及生产测井）、开展有效动态分析和水侵规律定量预报，为治理决策和措施制定提供好科学依据。“气藏整体治水”技术理念实施还要做到5个动态优选/优化：①针对气藏不同开发阶段及水侵状况，实施防水、控水、排水等治水方式的动态优选；②针对不同水侵阶段及水侵程度，在尚未出水时、出现出水预兆后、气井出水后实施措施时机的动态优选；③针对对象差异及需求，在出水气井、水淹气井、水区气井等不同对象井实施动态优选；④针对治水规模平衡，对产气量、排水量、回注量三者规模实施动态优化；⑤针对排水井不同需求，对成熟化工艺、效益化工艺及新工艺试验实施治水工艺动态优选。

在整体治水技术模式指导下，针对四川盆地四类典型气藏类型，分别建立了气藏整体治水、提高采收率技术思路和对策：①针对水侵不活跃的孔隙型边水气藏，气井平面上保持一定的避水距离，开发过程中应严格控制采速，在水侵影响早期及时优化配产，开发中后期气井坚持带液生产；②针对水侵活跃的裂缝—孔隙型、裂缝—孔洞型或裂缝型边水气藏，开发早期边部产水气井带液生产，在充分认识气藏水侵特征和水侵模式后，优化气井配产，开发中后期坚持在水侵通道上排水，并结合“内排”＋“外阻”的整体排水方式以及合适的排水采气工艺，确保实现合理的排水规模，防止边水快速非均匀推进至气藏内部；③针对水侵不活跃的底水气藏，气井纵向上保持一定的避水高度，开发过程中低部位产水气井带液生产，高部位气井控产；④针对水侵活跃的裂缝—孔隙型、裂缝—孔洞型或裂缝型底水气藏，气井纵向上保持一定的避水高度，采用密井网、低配产和低采速，开发早期“高控”＋“低排”，即高部位气区控产、低部位（高渗区气水界面以下）水区排水，开发中后期坚持在水侵通道上排水，结合“高排”＋“低阻”的整体排水方式以及合适的排水采气工艺，确保实现合理排水规模，防止底水快速锥进至气藏高部位。此外，当气藏存在多组系裂缝系统时，单一通道排水效果不明显，需在各水侵通道同时连续排水才能取得较好效果。

4 “气藏整体治水”技术理念在不同开发阶段应用效果

4.1 应用于早期开发阶段，沙坪场石炭系气藏树立有效水侵防控提高采收率典范

沙坪场石炭系气藏位于川东高陡构造带，为裂缝—孔隙型碳酸盐岩边水气藏，属低孔隙度中渗透率储层，基质孔隙度为4.18%，渗透率普遍小于10 mD，构造形态和气水分布受断层控制。气藏开发早期通过综合评价气藏断层、储层和裂缝等性质，提前认识到位于狭长构造中部的天东90井存在水侵风险。基于“早期防水”的技术理念，将预防水侵风险深度融入到气藏开发方案设计的全过程，通过优选气藏采速、开发井网和气井配产，确定了气藏高部位布井、密井网、低配产的开发模式，并在开发中后期对水侵通道上天东90井实施强排水，减缓非均匀水侵影响，实现均衡开采。

沙坪场石炭系气藏于1998年投产至今，取得了良好开发效果：①对天东90井先后采用连续气举、电潜泵持续强排水，排水量保持在250～370 m3/d，成功将地层水阻止于气藏边部，北面相邻的天东91井水气比明显下降，而南面的天东96、天东30等井均未见出水迹象，气藏水气比一直稳定在1 m3/104m3左右，扣除天东90井主动排水量，气藏水气比稳定在0.15 m3/104m3左右（图5）；②气藏实现低配产（井均日产气约20×104m3）、高采速下（平均采速4.13%）稳产8年，稳产期末累计产气量156×108m3，预计气藏采收率达69%，荣获中国石油“高效开发气田”称号。

图5 沙坪场石炭系气藏可采储量采出程度与水气比关系曲线图

4.2 应用于早中期开发阶段，磨溪龙王庙气藏树立特大型强水侵气藏整体治水典范

磨溪龙王庙气藏为特大型超压碳酸盐岩边水气藏，构造幅度低，气水过渡带占含气面积比例高达37%，储层类型为裂缝—孔洞型，非均质性强，平均孔隙度为4.3%，渗透率级差高达450倍，压力系数为1.6。针对这种大型低幅、多水体类型、多水侵通道的复杂气藏，在原有水侵动态定性评价方法基础上，围绕水侵前缘动态定量表征，建立了水平井水侵前缘数值试井分析方法及多尺度缝洞气藏精细数值模拟方法，发展了非均匀水侵动态定量预报技术，实现了气井提前3月预报产水，提前1年识别水侵风险；同时，围绕气藏高产与控水的动态平衡，以“早期防水、中期控水”的治水理念为指导，制订了气藏开发早期阶段采取“边控内放”，重点防控超压水体弹性膨胀能量快速释放引起水突进，开发中期阶段采取优化气藏采速、实施治水工艺措施、确保产水气井充分携液，重点防控水气比超过临界点引起水淹的整体治水技术策略（图6）。

图6 磨溪龙王庙组气藏整体治水示意图

这一技术理念在龙王庙组气藏应用后，已取得初步成效：①提前预测见水气井11口，符合率91%，实现了水侵的早防早控；②实施主动排水井3口，部分受水侵影响井产水量下降，产气量持续向好，由递减状态改善为稳定生产；③优化调控19口产水气井生产制度，压力与产量递减率减小到10%以内，气藏综合水气比维持在0.4 m3/104m3；④优化实施整体治水方案，预测气藏采收率可达到65%。

4.3 应用于中后期开发阶段，中坝须二气藏树立整体治水提高采收率典范

中坝须二气藏为裂缝—孔隙型砂岩边水气藏，属于低孔隙度低渗透储层，平均孔隙度为6.62%、平均渗透率为0.2 mD，储集空间以粒间孔为主，裂缝为主要渗流通道，储层连续性较好，非均质性强。气藏开发早期由于受到北部边水影响，出水井持续增加，边部部分气井水淹停产，气藏产气量急剧下降。面对水侵对气藏的影响，以“中期控水、晚期治水”的治水理念为指导，中后期强化主动治水，通过单井配产优化和排水工艺优化等系列整体治水举措，实现了气藏30年稳产（图7），主要成效表现在：①位于气藏主要水侵方向和原始气水界面附近两口水淹井实现长期稳定生产，中35井水淹停产13年，1993年电潜泵强排恢复气水同产，连续生产至今，中19井停产11年，连续气举18天见气，4年后实现自喷产气；②整体治水后，气藏内多口气水同产井日产水明显下降，日产气和井口压力上升，水侵区内净剩水量减少，“水封气”获得释放，如中37井出水6年后由气水同产井转变为纯气井，之后保持了9年的纯气状态，气藏水线出现回缩；③实现了气藏地层压力重新分配，水侵区及纯气区地层压力发生逆转，水侵区平均地层压力比纯气区低4～5 MPa，呈现南高北低的局面，阻止了北部边水侵入；④主要水侵方向上17年没有出现新的见水气井，边水水线前缘推进得到了有效的控制（图8），开采效果极好，预计采收率可达93%，三次荣获中国石油“高效开发气田”称号。

图7 中坝须二气藏采气曲线图

5 “气藏整体治水”技术理念的重大意义及发展趋势

5.1 “气藏整体治水”技术理念的重大意义

回顾四川盆地有水气藏60余年的生产历程和开发历史，可以发现，有水气藏的技术发展始终离不开科学技术理念的创新引领，而“气藏整体治水”技术理念的形成为气田高效开发提供了重要理论支持，对于四川盆地乃至国内外有水气藏的开发实践具有极其重要的指导意义。“气藏整体治水”技术理念打破了常规有限开发格局的束缚，有利于气田开发从更高的目标、更广阔的视角将“认识水、控制水、治理水”贯穿于气藏开发的全生命周期中。经过多年从实践到理论技术的不断探索完善，推动了有水气藏开发由“气井排水采气”向“气藏整体治水”的系统性、科学性转变，并在四川盆地取得了显著应用成效，表明我国有水气藏主体开发技术理念已经进入2.0时代。

2030年，四川盆地将建成年产1 000×108m3的国家级天然气战略生产基地，全国天然气产量也将达到2 900×108～3 300×108m3的峰值[1-4]。为了实现上述发展目标，需要不断解放思想，面对有水气藏提高采收率的重大技术难题，始终坚持“气藏整体治水”开发技术理念，超前谋划，持续提升有水气藏的开发效果。

5.2 “气藏整体治水”技术理念及其技术模式的发展趋势

随着开发对象逐渐从浅层到深层、超深层，从相对均质到强非均质，从中高品质到低品质，从常温到高温，从低含硫到中高含硫，气藏的地质条件和水侵规律更加复杂[32]，需要持续完善“气藏整体治水”技术体系，进一步适应气藏治水评价、优化和实施的需求。

5.2.1 低品质强非均质气藏解水锁/水封技术

低品质强非均质气藏由于基质低渗透、特低渗透，开发过程中极易由于非均匀水侵导致水锁/水封现象，使得气藏部分区域储量不能有效动用，效益开发面临挑战。需要发展流体与储层岩石间的多场、多尺度输运理论，阐明气—水两相多尺度传质机理，揭示气—水两相微观分布规律和力学平衡机制，建立气藏水锁/水封气数学模型，并结合高温高压大型物理模拟实验和基于水锁/水封气效应的数值模拟方法，确定影响解水封/水锁的关键因素，探索有水气藏解水锁/水封的有效途径，提升气藏开发效益。

5.2.2 超深工艺井临界携液预测技术

超深工艺井临界携液的预测难度更大，也更易水淹停产。需要开展气水两相流体管流实验，通过对大量采集数据的信号分析（概率密度、功率谱密度、人工非线性及人工神经网络）识别流态，划分流型、总结井筒气水两相流动流态变化规律，建立考虑储层水侵、井身结构、产液量及井斜角的工艺井临界携液预测模型，形成不同井型气井积液判别方法，实现超深工艺井积液预警，为正确选择排水采气工艺及优化介入时机提供重要支持。

5.2.3 有水气藏—井筒—地面自适应一体化智能快速分析技术

“气藏整体治水”时机极其重要，水侵早期治水效果好于中后期。需要形成有水气藏—井筒—地面自适应一体化智能快速分析技术，建立基于生产数据的自处理、自分析、自决策的复杂有水气藏水侵动态预报方法，实现地质条件、井筒状况和地面管网集输能力共同约束条件下的一体化优化配产，以及气藏水侵参数定量判断与水侵快速预警，支撑气藏及时优化开发对策以及制订排水采气措施。

5.2.4 低成本、数值化和智能化的超深井排水采气技术

现有排水采气工艺主要适用于井深小于6 000 m的气井，且成本较高。需要攻关低成本的超深井（井深6 000～8 000 m）排水采气技术，加快超深井井下工具及相关配套设施的研制，为超深井气藏排水采气和提高气藏采收率做好工艺储备；同时，为进一步提升有水气藏气井全生命周期生产优化效果，需要大力发展排水采气工艺数值化、智能化技术，实现气藏—采气—集输全数值化。

5.2.5 含硫/高含硫气田水深度绿色处理技术

随着国家环保要求不断升级，对气田绿色开发提出了更高要求。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原因。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，研究技术经济可行的地层水“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。

6 结论

1）四川盆地有水气藏类型多样，流体赋存模式复杂多变，水侵对气藏开发的影响大，科学的治水理念是提升有水气藏开发效果的关键。历经60余年的技术攻关和理论探索形成的“气藏整体治水”重大技术理念，实现“气井排水采气”向“气藏整体治水”系统性、科学性技术转变，为有水气藏高效开发提供了重要理论技术支持。

2）“气藏整体治水”先后应用于中坝须二、沙坪场石炭系和磨溪龙王庙组等有水气藏的开发实践中，大幅提升了有水气藏开发效果，已逐渐成为气田开发中最重要的技术理念之一。

3）在国家对天然气加快发展的总体要求下，未来一段时期全国气田开发将进入新的快速发展期，四川盆地也将建成年产1000×108m3的国家天然气战略生产基地，面对更加复杂的有水气藏开发挑战，需要始终坚持“气藏整体治水”开发技术理念，持续升级和完善开发配套技术，不断提升有水气藏开发效果，为国家能源安全和低碳能源需求提供有力保障。