老氣田提壓增產技術對策研究與應用

王露茜

摘要：雙坨子氣田位于松遼盆地南部，主要產氣層是泉頭組一段、三段，自1999年投產以來，已連續生產近20年。目前采出程度較高，多數氣井處于低壓低產，很難維持正常生產。2016年起，對6口井實施增壓提產技術，取得了較好的效果。根據措施情況，將措施井分為3類，其中位于構造高部位，具有較高累產氣量，產液量較小的氣井，提產效果較好;而位于構造邊部，出油出蠟或產液量較大的井，提產效果不明顯。提壓技術為氣田末期穩產提供了堅實的保證。

1區域地質概況

雙坨子油氣田區域構造位置隸屬于松遼盆地中央坳陷區華字井階地南部，西為長嶺凹陷，東為東南隆起區的登婁庫背斜帶。長期處于油氣運聚的有利地區，石油地質條件較為優越。雙坨子構造基底為古生界地層，目前鉆井揭露地層自下而上分別為侏羅系沙河子組、營城組、白堊系的登婁庫組、泉頭組、青山口組、姚家組、嫩江組、四方臺組、第三系、第四系。具有較完整的上、中、下部及深部含油組合沉積地層。

受其巖性和構造條件的控制，形成差異較大的油氣分布特征及油氣藏類型，總體反映為在構造圈閉范圍內，以砂組或單砂體為儲油單元形成各自獨立的油氣水系統，具有較明顯的巖性控制特征，縱向上含氣層系疊合分布。目前主要產氣層是泉頭組一段、三段，青山口組及姚家組也形成了規模性產出。

2開發概況

雙坨子氣田自1999年3月投入開發，已經有近20年的開發時間。雙坨子氣田整體開發特征表現為開發末期，采出程度較高，地層壓力低。大多數氣井井口壓力低，產量低，很難維持連續平穩生產。

3 單井提壓增產技術

隨著氣田氣井生產年限的延長，氣井井口壓力逐步降低，生產能力逐步下降，部分氣井攜液能力降低，甚至造成積液停產。單井增壓在滿足氣體輸送的情況下更好地利用了氣井的壓力，并由于增壓設備緊湊，投資低，能更好地節約成本，且能更好地減少井間的影響，提高天然氣產量。

3.1技術原理及工藝流程

該裝置通過降低井口壓力來提高天然氣從井底到井口的流速，一方面使得生產井可以在較低的壓力下提高產量，另一方面可使積液生產井增加攜液能力，從而延長氣井生產壽命。壓縮機利用其分離系統確保天然氣進壓縮機前將氣液分開，氣體進入壓縮機，液體通過氣液分離后不參與壓縮，待氣體增壓后，液體可根據用戶需求進入集液罐

或隨同增壓氣體進入輸氣管線（圖1）。

該機型以燃氣為驅動，集壓縮機和發動機為一體，將動力、壓縮、分離、計量集成為一體整體成撬，可實現單井增壓開采工藝。

3.2 選井原則

考慮地面配套設施及儲層物性等因素，在2016年在雙坨子氣田開展單井提壓實驗。初步根據單井累產氣情況、油套壓力、地面設施及井場狀況，優先選擇構造高部位、剩余動態儲量大、基本不產液的井進行實施。第一批優選出6口井進行提壓增產（圖2）。

3.3 實施效果

按照實際的提壓增產實施效果，將6口井分為三類，進行總結：

增氣效果好，生產平穩連續

這一類井包括A101、A126、A4-2和AS7井。截至2017年底，4口井累計增氣817.1萬方（圖3），占比78%。4口井投產后，表現為連續生產，增氣效果好。

增產效果一般，生產平穩連續

A124井，生產層位為泉一段，累產氣1055萬方，構造上屬含氣面積邊部。壓縮機投產后，生產比較平穩，日均增氣0.25萬方，累增氣106.5萬方。壓縮機投產后，增氣效果不明顯，日增氣0.1-0.5萬方（圖4）。

增產效果一般，生產連續性差

A103井，生產層位為泉三段和泉一段，位于構造高部位，含氣面積以內，累產氣8020萬方，壓縮機投產前處于間開、低產狀態。A103井產氣同時有出油蠟情況，在壓縮機投產初期頻繁造成設停運的情況（壓縮機自帶分離器處理能力較小，無法對出液和油蠟進行有效分離），嚴重影響了設備的增產效果。生產中期，出油蠟量減少，增氣效果得到了一定的提升，后期又出現頻繁出油蠟現象，造成壓縮機分離器濾芯堵塞，長時間停機維修（圖5）。

4 結論

根據以上總結的效果分類，對壓縮機提壓增產選井標準和模式有更深刻的認識：

（1）生產層位以氣田主力產氣層系，位于構造高部位，具有較高累產氣量，產液量較小，地面流程相對完善，天然氣因井口壓力低于集輸壓力而無法連續進站的氣井采用壓縮機提壓后，可以最大程度發揮產能，增產效果較好，如A101、A4-2、A126和AS7井。

（2）對于累產氣量低，在河道邊部和構造低部位的井，增產效果不明顯，如A124井。

（3）對于以往生產過程中有出油出蠟或產液量較大的井，單獨采用壓縮機增產效果不理想，難以維持連續開機生產。