西南油气川西中浅层气藏钻井施工现场。 王 平 摄

柯文奇 石油勘探开发研究院 采油工程研究所 注采工程室副主任

葛 兰 江汉油田 页岩气管理部副经理

王雨生 西南油气 油气田开发专家

    阅读提示

    高产水气井的管理是实现气田效益开发、资源高效利用的重要手段。面对井筒积液、地层压力下降、排水采气技术局限性及环保压力等挑战，中国石化以提高采收率为目标，不断探索解决方案，创新发展高效排水采气技术，实现了气田的效益开发。

    问：高产水气井在天然气开发中面临的主要挑战是什么？

    柯文奇：高产水气井在天然气开发中面临的主要挑战涉及井筒管理、储层特性、技术应用及经济效益等多个方面。

    一是井筒积液与携液能力不足。高产水气井产水量大时，井筒流动压力损失大，气体流速不足以携带液体至地面，导致井筒积液，段塞流加剧，气井产量降低甚至停产。

    二是地层压力下降与产能快速递减。采用衰竭式开发的气田，地层压力随开采时间延长逐渐降低，导致气井井口流动压力接近或低于外输压力，无法维持自喷生产。

    三是排水采气技术的局限性与成本压力增大。现有排水采气技术，如气举、间歇关放等，虽能部分解决积液问题，但面临作业成本高、管柱腐蚀、排采工艺适应性不足等挑战。

    四是气藏动态监测与优化困难。高产水气田水侵监测方法受限，水侵路径认识不明确，边底水推进方向预测误差大，排水措施针对性不强，易造成过度排水或排液不足。

    五是环保与可持续发展压力持续增大。高矿化度地层水需严格处理方可排放或回注，高产水气井产出水处理成本高。高强度化学剂、气举、电潜泵等高能耗排采工艺应用，也会带来地层伤害、环境污染及高能耗问题。

    问：排水采气技术如何提高采收率？

    王雨生：气井产水后，会对天然气正常开采造成多方面的危害，其中，采收率降低主要体现在两方面：一是地层水在储层中以卡断、绕流、封闭孔隙等多种形式，使部分天然气被封闭形成“死气”无法采出；二是气井携液能力低，无法依靠自身能量排液，井筒易积液造成产量快速下降甚至水淹停产，采收率大幅降低。

    排水采气是通过排水（如气举、泡排）设备提高产水气井采收率的重要手段之一。一方面，排出气井井筒中的积液，避免气井水淹停产，提高采气量；另一方面，降低积液对井底的回压，使井底与近井储层之间流动压差增加，一定程度通畅近井储层与井筒之间的流动通道，有利于近井天然气和地层水流向井底而被排出井筒，较大程度解除水封气，从而提高气井采收率。

    柯文奇：利用排水采气技术提高气田采收率的核心在于通过提高井筒排液效率、延缓气藏压力衰竭、抑制水侵伤害，并结合智能化与绿色低碳技术，实现储层能量的高效利用。

    一是针对性选择排水采气工艺。根据气井不同开发阶段和井况特点，对高含水井全生命周期产水规律提前预测，做好最优工艺组合匹配，缩短工艺适应周期，利用复合工艺协同增效提高工艺的有效性。

    二是利用智能化与数字化技术，提升对气井和工艺适应性的认识和评价。利用产剖测试、分布式光纤、低频电磁波无线监测等技术，提升气井生产动态监测水平。利用人工智能、数字孪生等技术，提升工艺有效率。

    三是低成本与绿色技术创新。优化节能降耗工艺，减少外部能源依赖。推广地热、风能、太阳能驱动的井下泵、地面泡排装置等，减少传统能源依赖，降低碳排放。开发生物酶或纳米材料替代传统表面活性剂，使用减少地层伤害的“绿色泡排剂”等。

    问：目前形成了哪些排水采气工艺技术？有何应用效果？

    王雨生：川西中浅层气藏为多层叠置复合型低渗致密弹性气驱气藏，气藏无明显边底水，储层含水饱和度高，气井开采过程均不同程度产水。该气藏已滚动开发40余年，因储层致密，气井产气量低，尽管产水量小，但对正常生产影响较大。

    针对川西中浅层气井产水问题，西南油气经多年应用研究，形成了适应气井开采特点的排水工艺技术体系：开采早期，充分利用气井自身能量，优化管柱排水工艺和柱塞气举排水工艺；开采中后期，压力及产量低、携液能力差，采用差异化泡沫排水工艺。

    针对日产气大于3000立方米、略低于携液临界流量的气井，采用常规泡沫排水技术；对日产气介于1000~3000立方米的低产气井，开发了低密度、低表面张力泡排剂，形成了低产气井泡排技术；对日产气小于1000立方米的产量极低气井，实施增能泡排；对含凝析油气井，形成了含凝析油泡排技术；对积液严重井，形成了车载气举排水、槽车气举排水等技术。此外，为解决单一排水工艺效果差的问题，形成了“气举+泡排”“连续油管+气举+泡排”等复合排水工艺。近年来，还成功开展了涡流管排水、超音速雾化排水等新工艺研究及应用。

    目前，川西中浅层气井年实施排水工艺措施超71000井次，气藏综合递减率保持在8%以下，年增产达1.1亿立方米以上。

    葛 兰：江汉油田针对涪陵页岩气田的气井生产情况，主要形成了气举排水采气、泡沫排水采气和机械排水采气3种排水采气工艺技术。

    气举排水采气工艺主要针对水淹停产或积液井，利用高压气井的能量或天然气压缩机为气举动力，向井筒内注入高压气体，以此来补充地层能量，排出井底积液，通过以气增气的方式恢复气井的生产能力。

    泡沫排水采气工艺针对受持续返排影响的低产、低压、间歇生产井及尚有一定产能的水淹停产井。通过向井底注入能够遇水产生泡沫的表面活性剂，当井底积液与化学药剂接触后，降低了水的表面张力，借助天然气流的搅动，把水分散并生成大量低密度的含水泡沫，改变了井筒内气水流态，在地层能量不变的情况下，提高了采气井的带水能力，把井下液体举升到地面，使间歇生产井、水淹停产井复产。

    机械排水采气工艺针对日产水20立方米以上的高产水气井。其中，抽油机排水适用于气藏中后期低压间歇井和水淹气井的排水采气，将有杆深井泵下入井筒动液面以下适当深度抽汲排水。电泵排水采气工艺是将电泵装置随油管一起下入井底，将气井中的积液从油管中迅速排出。

    问：未来的工作重点方向是什么？

    王雨生：一是持续深化气藏的气水赋存关系研究，优化气井部署、完井工艺、压裂工艺等，从系统角度考虑气井投产后排水及提高采收率问题。二是持续深化高含水储层体积压裂后气井的产能评价和合理配产研究，预防高含水储层气井过早产水而影响采收率。三是持续加强低压低产气井经济有效的低成本排水工艺应用研究，积极探索超音速雾化排水+泡排、超声波排水、U形管排水及其组合工艺等低成本排水新工艺技术，提高开采效益。

    葛 兰：目前，江汉油田在涪陵页岩气田试验了潜油直线电机柱塞泵排水采气工艺，已初步证实水平段、极限扬程、小排量举升排采具备可行性。接下来，江汉油田将进一步深化气田采气工艺技术攻关，推动排水采气提质增效，保障页岩气井低压低产阶段生产效果，提升生产时率，力争气田长期稳产。

    江汉油田还将重点推动采气工艺智能平台建设。计划开展“多工艺智能联动托管平台”试验，形成指令并实现远程自动执行“增压+”复合排采工艺优化措施，让问题井及时恢复生产，让正常生产井实现科学开采，增强气田开发效果。

    柯文奇：产水气井排水采气技术的发展方向需结合当前技术瓶颈与现场需求，以及国内外研究现状及实际应用案例分析，从加强基础理论与适应性研究、开展高效低成本工艺攻关、智能化与数字化技术融合、开发绿色低碳技术等方面持续攻关。

    未来高产水气井排水采气技术的发展需围绕智能化、低成本、复合工艺及绿色低碳等核心方向，结合具体气藏条件与生产需求，形成适应性更强的技术体系。应重点关注海上气田、高含硫气井的特殊限制和低压气井的排水采气工艺创新，同时加强基础理论研究以突破技术瓶颈，助力气田高效、低碳、绿色、智能化开发。

    （李婉芊 夏雪飞 任祎寒 整理）