壓縮機氣舉–抽吸復合連續排液工藝
——以合川氣田須二氣藏為例

包曉航

（中國石油遼河油田分公司石油化工技術服務分公司，遼寧 盤錦 124010）

開發中后期低孔低滲致密砂巖氣藏，隨著地層壓力下降，氣井攜液能力降低，井筒及地層積液嚴重，導致氣井生產效果變差，采用排水采氣工藝是氣田開發中后期提高采收率的主要措施。根據氣井不同工況及積液程度，國內氣田普遍采用氣舉、泵抽、優選管柱、柱塞、泡排等措施提升氣井產能[1]。

重慶合川氣田地處丘陵地區，多為平臺叢式井組，地面集輸采用放射狀集氣管網，單井組混輸至集氣站，外輸壓力高，積液主要來源地層及凝析水，氣井產水量逐漸增大，泡排措施受凝析油制約排采效果差，同平臺高低壓井產能互擾，氣井水鎖現象嚴重，因此對排采工藝提出更高要求。為提高排采覆蓋性、連續性、針對性，研發出井組壓縮機氣舉排液復合抽吸降壓技術，能同時實現井組內供氣井抽吸降壓，氣舉井連續排采，使井組形成統一的外輸通道，從而提升井組產量。同時，干氣注入可有效降低氣井水鎖效應及疏通凝析油反凝析堵塞，為產水氣井持續性排液及保持氣井產量提供有效技術支撐。

1 氣田生產現狀

合川氣田須二氣藏為低含凝析油的致密砂巖氣藏，主要生產層為須家河組須二段，發育三角洲前緣水下分流河道及河口砂壩。該層砂體物性較差，平均孔隙度約6.83%，平均滲透率0.208×10-3μm2，平均含水飽和度為60.8%，具有低孔、低滲、高含水的特點。天然氣成份以CH4為主，CH4含量為79.4%～94.8%，不含H2S，微含凝析油，地層水礦化度103.3～288.9 g/L，水型為CaCl2型[2-4]。

合川氣田須二氣藏2007年投入開發，累計投產井227口。目前已進入開發中后期，開井148口，其中90%以上生產井產水，產量遞減加快，受產水制約，多數井間開生產。研究區大部分井日產氣低于1.00×104m3，單井平均日產量0.47×104m3，日產量低于0.50×104m3的低產氣井占總開井數的57.14%；平臺井組共53組，井組平均日產量1.10×104m3，部分平臺井組日產氣量低于0.20×104m3，生產特征如下：

（1）氣藏穩產期短，單井平均穩產期128 d，后期遞減變緩。

（2）氣井普遍出水，產水對氣井生產影響較大。測試時，50%左右的氣井產水；投產后，90%以上的生產井產水，且部分井產水量較大。受產水影響，氣井產量遞減加快，到生產中后期，壓力降低，難以自噴生產，部分井水淹停產。

（3）部分生產井采用井下節流工藝完井，后期地層壓力下降，部分節流器失效。

2 低產氣井積液影響采收率原因

合川氣田須二氣田井底積液嚴重，導致氣井壓力、產量快速下降，無法連續生產。

2.1 地層壓力下降快

氣井生產能量損耗主要為氣層的滲流阻力壓力損失、氣井井筒舉升壓力損失、以及天然氣地面流程管網壓力損失。合理的采氣速度下，壓力損失減小到最低，就會取得最高的采收率。

2.1.1 地層滲流能力下降

須家河二段儲層原始地層壓力31.15 MPa，壓力系數由1.52降至1.06。當氣藏出水時，儲層處于氣水兩相流動狀態，由于前端壓力降低，孔隙兩端壓差變小，不足以驅動孔隙充填物質，氣層因滲流能力變差而減產或停產。

2.1.2 井筒舉升能力下降

地層天然氣進入氣井井底流向地面，在垂直管道（井筒）流動過程中，需克服摩擦阻力、液體滑脫損失等。當地層壓力降低時，產氣量下降，在克服各種井筒損失后，井口剩余壓力降低，在氣井無法達到臨界攜液流量時，造成減產或停產[5-6]。

2.1.3 地面集輸能力下降

在氣田投入開發時，地面集輸管徑、處理能力、外輸壓力等礦場集輸參數已經確定，設計外輸壓力越高、外輸管徑則越小，隨著氣井自身壓力降低，生產回壓相對增大，抑制氣井產能。目前該區塊干線管網壓力為4.6～5.4 MPa，部分低產井生產回壓過高導致積液無法外排。

2.2 井筒及地層積液嚴重

合川氣田構造平緩，氣水分異較差，未見邊底水，儲層孔隙類型中微孔隙占比較高，束縛水飽和度高，造成氣藏含水飽和度高、氣水同層或氣水同產[7]。該氣田地層水礦化度167.1～218.5 g/L，水型為CaCl2型，構造邊緣氣井測試水礦化度124.2～143.9 g/L，主要為凝析水。

當氣藏能量不足時，氣體無法將產出水完全攜出井筒，井筒出現積液，氣層回壓增加，井的生產能力受限，井筒積液嚴重造成氣井停噴。另外，井筒內液柱會傷害井筒附近地層，導致地層含水飽和度增大，氣相滲透率降低，產能下降。

2.3 低滲、低壓、敏感性強

合川氣田須二段儲層以片狀喉道、管狀喉道為主，低滲氣藏的細喉型喉道類型決定了儲層有較大的毛細管壓力。氣井產水阻塞滲流通道，發生儲層賈敏效應及水鎖現象[8-9]，使氣相滲透率減小，氣井產能急劇下降。圖1為須二段儲層的相對滲透率曲線，巖心孔隙度為6.99%，滲透率為0.128×10-3μm2。

圖1 合川氣田須二段儲層相對滲透率曲線

利用相對滲透率曲線計算出含水飽和度對氣井無阻流量的影響（圖2），當含水飽和度從47%上升到58%，氣井的無阻流量從10.6×104m3/d下降到6.8×104m3/d，說明氣井產水對產能影響嚴重。

圖2 須二段含水飽和度對氣井無阻流量的影響

2.4 低含凝析油氣藏傳統泡排效果不佳

泡沫排水技術是氣田普遍采用的排水技術。合川氣田須二段氣藏為低含凝析油氣藏，而凝析油是天然的消泡劑，井筒積液排采不及時，長時間關井后，在重力分異作用下，井筒液柱上端存在大量凝析油，抑制泡沫排水效果（圖3）。

圖3 凝析油抑制泡沫過程

3 工藝技術

合川氣田須二氣田生產歷史表明，部分井組產能較低，高產高壓井抑制井組其他低壓井產能，低產井不具備攜水生產能力，生產過程中油管液面上升快、積液嚴重，導致產量、油壓快速下降，被迫采取間歇生產。針對井組存在問題，制定利用壓縮機“抽吸降壓+氣舉排液”連續排液工藝方案，實現井組氣井全部動用，從而提高氣田采收率。

3.1 井下工藝原理

天然氣壓縮機氣舉助排工藝類似開式“U”型管原理（圖4），當地層壓力下降，井筒兩相流體中氣量無法達到臨界攜液流速時，液體回落易形成井筒積液；利用壓縮機將高壓氣體注入井下油套環空或油管中，與井筒內流體混合，再通過高壓氣體及地層產出氣體的膨脹勢能，減小舉升井筒內流壓梯度、氣液混合物密度及井底回壓，提升垂直舉升能力和攜液流速，實現排采積液的目的，從而恢復產能，提高低產氣井產量[10-13]。

圖4 井下工藝原理

3.2 地面流程

以井組其它低產積液氣井作為供氣源，通過分離器凈化脫水，利用天然氣壓縮機助排氣舉措施井（圖5），該方案既可以降低供氣井口壓力，實現降壓抽吸增產，又可以氣舉排液措施井，排采井筒及地層積液，降低井底回壓，從而提升井組產量。

圖5 壓縮機“抽吸降壓+氣舉排液”連續排液工藝流程

4 工藝特點及選井原則

4.1 工藝特點

壓縮機“抽吸降壓+氣舉排液”連續排液工藝充分利用平臺井組多井優勢，結合壓縮機抽吸及氣舉排液功能，有效降低供氣井井口壓力、連續排采助排氣舉井，最終使平臺形成統一且唯一外輸通道輸出至干線管網，其工藝特點為有以下幾個方面。

（1）降壓抽吸。以供氣井作為供氣源，所產天然氣通過多功能分離器加熱、調壓、凈化脫水，輸送至天然氣壓縮機，壓縮機進氣端壓力為0.4～1.7 MPa，井組外輸壓力為4.6～5.4 MPa。通過壓縮機可實現供氣井口降壓抽吸，提高氣井攜液流速，從而提高產量。

（2）氣舉排液。天然氣壓縮機注入端最大排量為1 500 m3/h，最高注入壓力為25.0 MPa，利用分離器凈化后的天然氣，通過壓縮機持續增壓注入措施井環形空間，與井筒內流體混合，再通過高壓氣體及地層產出氣體的膨脹勢能，減小舉升井筒內的流壓梯度、氣液混合物密度及井底回壓，提升舉升能力和攜液流速，排出積液，從而提升平臺產量。

（3）穩壓外輸，避免井間干擾。工藝運行后，原有供氣井通過氣井測試閥門提供氣源，停止進站生產，原平臺外輸通道僅為氣舉井進站生產流程，連續排采后，平臺產氣液量趨于穩定，避免傳統平臺井高低壓井間干擾。

（4）注干氣吞吐解堵、解水鎖。該工藝可將凈化后的干氣通過壓縮機注入氣井井筒，通過燜井吞吐。注干氣具有抽提干化、解堵、助排、驅替波及作用，擺脫毛細管力的制約，降低水鎖效應和疏通凝析油反凝析堵塞[14-15]。

4.2 選井原則及排采實施界限

4.2.1 選井原則

該工藝適用于受積液影響的低產氣井組、單井以及新壓裂投產氣井返排施工。以研究區氣田為例，儲層須二段中部平均埋深2 200 m，現場壓縮機最高注入壓力25.0 MPa，完全滿足排采需要，篩選及應用原則為：①井組措施前日產量較低，歷史生產試氣效果較好，受積液影響低產；②單井組整體采出程度不大于60%；③井組內氣舉排液井井下油套連通或壓裂封隔器上端有溝通通道或者封隔器解封；④平臺井組井數不小于2口。

4.2.2 排采實施界限

根據排采井井筒液柱高度、初期日排液量、套管壓力，結合壓縮機“抽吸降壓+氣舉排液”工藝及返出液礦化度較高的特點，制定排采工藝實施步驟及可配套輔助工藝，劃分實施界限如表1所示。

表1 排采工藝實施界限劃分

（1）返排期間氣井壓力受積液影響低于集輸管網壓力，無法自進站時，通過氣井自身循環氣舉脫液工藝，待壓力恢復后進站。

（2）返排期間返液量低、產氣量及壓力逐漸降低，與鉆遇顯示資料不符時，判斷儲層水鎖或凝析油堵塞傷害，通過注干氣燜井吞吐工藝降低傷害。

5 現場應用

研究區XXX井組有X1井、X2井、X3井3口井，其中X2井于2009年投產，初期日產氣4.0×104m3，日產水10.0 m3，日產油0.6 t；2010年套壓降至13.0 MPa，日產氣降至1.0×104m3，日產水5.0 m3；2013年間開生產，2018年油壓4.5 MPa、套壓約16.2 MPa，估算日產氣量0.3×104～0.5×104m3，估算日產水量為0。油套壓差大且油壓呈下降趨勢，積液影響明顯；進行流壓壓力梯度測試時，液面深度1 192.0 m，壓力梯度1.053 9 MPa/100 m。措施前井組間開，日均產氣約為0.3×104m3，日產液約7.0 m3。歷史生產數據表明，X2井產能較低，不具備攜水生產能力，生產過程中油管液面上升快、積液嚴重，導致壓力、產量快速下降，只能間歇生產。關閉生產閥門后，60 h油壓上漲0.5 MPa，說明該井井筒及近井地帶積液嚴重，基本無產出。

2019年3月采用“降壓抽吸（X1、X3）+氣舉排液（X2）”方式后，X2井初期日產液量110.0 m3，井組日產氣量最高達到8.5×104m3，措施后累計生產32 d，累計產天然氣160.0×104m3，平均日產氣量5.5×104m3，累計產液量1 389.8 m3，平均日產液44.8 m3。措施后，X2井套壓由施工前16.4 MPa下降至7.5 MPa，井筒及地層積液持續返出；同時，X1井和X3井短暫關井后油壓上升迅速，證明“降壓抽吸（X1、X3）+氣舉排液（X2）”措施效果較好（圖6）。

圖6 試驗井組階段措施生產曲線

截至目前，研究區累計實施措施22井組，天然氣增產8400×104m3，單井組日產液最高280 m3，單井組日增產氣最高6.3×104m3；平均井組日增產氣2.1×104m3，平均井組日產液35.5 m3。壓縮機“抽吸降壓+氣舉排液”工藝為該低滲透氣田主要排水采氣措施。

6 結論

通過對合川氣田須二氣田低產積液氣井影響采收率原因分析，實施壓縮機“氣舉+抽吸”工藝，利用措施氣舉井氣舉排液、供氣井降壓抽吸，從根本上提高氣井采收率，實現平臺井組產量的提升。

（1）該工藝通過地面高壓注入天然氣至措施井套管環形空間，實現補充氣井能量，天然氣與井筒流體混合，降低舉升管中的流壓梯度（氣液混合物密度）和井底回壓，提高天然氣從井底到井口的流速。

（2）該工藝通過連續性排采井底及周圍積液，井眼附近壓降漏斗勢能增大，原“水包氣”滲透帶兩端壓差增大，迫使積液從儲層析出，恢復高低滲透帶的滲流能力并疏通遠端氣體流通通道。

（3）該工藝針對具有一定生產能力供氣井（受外輸壓力限制產能）通過井口壓縮設備降低井口壓力，使供氣井達到臨界攜液流速，從而提高天然氣從井底到井口的流速，提高產量，達到降壓抽吸增產目的。

（4）該工藝注入氣體為經過分離凈化增壓后的高溫干氣，通過壓縮機持續注入，與地層氣相形成連續相。同時，天然氣由于有良好的可壓縮性和膨張性，能量釋放時有助于克服毛細管力的束縛，從而降低水鎖效應和凝析油堵塞現象。