欧宝明 叶富艳 濮兰天 郑旭伟 马洪奎 陈晓宏

（1.中国石油青海油田公司钻采工艺研究院，甘肃 敦煌 736202；2.中国石油工程建设有限公司青海分公司，甘肃 敦煌 736202；3.中国石油青海油田公司采气一厂，青海 格尔木 816000；4.中国石油青海油田公司气田开发处，甘肃 敦煌 736202）

0 引言

柴达木盆地涩北气田为国内外罕见的第四系生物成因疏松砂岩气藏，是青海气区天然气开发的主战场。随着气田开发的深入，气井积液日益严峻，水淹气井逐年增多。目前，气田共有积液井374口，占总井数的44%，积液井平均积液高度为309 m，积液井总产能为195.5×104m3，占气田总产能的12.4%。受气井出水的影响，气田稳产形势日益严峻。气田已经形成的泡排、优化管柱等利用气井自身能量的排采工艺已不能满足水淹气井的排水及复产需求。螺杆泵、电潜泵、抽油机等机械类排采工艺受气井出砂的影响有效期较短，均未取得显著效果[1]。为有效解决水淹气井的排水及复产需求，开展气举工艺技术研究，探索边水气藏开发中后期的治水关键技术。

1 气田概况

涩北气田位于柴达木盆地东部，包括涩北一号、涩北二号、台南3个整装大型气田，都属于第四系疏松砂岩背斜层状边水气藏。储层主要为粉砂岩和泥质粉砂岩，欠压实、成岩性差、胶结疏松，气藏埋藏浅、易出砂且气水界面复杂是气田的主要特点[2-3]。

涩北气田地势较为平坦，气井分布集中，经过多年的开发建设，已经建成了各类集气站15座，气田均采用“两套管网集气、站内加热、节流、常温分离、集中增压、集中脱水”的总体集输方式[4]。单井来气在各集气小站经过常温分离后汇集至各气田集气总站进行二次脱水外输。随着气田开发的进行，气田出水逐年加剧。目前涩北气田单井日产水量为6 m3，水气比为2.22 m3/104m3，且呈逐年上升趋势。气田共有积液井374口，占总井数的44.0%，其中，48.5%的积液井濒临水淹，需要连续排水才能维持稳定生产。

2 涩北气田气举工艺研究

2.1 工艺原理及特点

气举工艺主要用于水淹井复产、产水量较大的气井助排及气藏强排水，是目前有水气田开发中较好的排水采气工艺措施之一[5]。气举工艺排水量范围大，不受气井气液比的变化、井型及出砂的限制，操作管理简单，改变工作制度灵活[6]。气举排水采气是通过向井筒补充气体流量，直至气相流体达到临界携液流速，从而将井底积液和地层产出液排出，达到降低井底回压、恢复气井正常生产或提高气井产量的目的，最终获得较高的采气速度和采收率。该工艺施工管柱简单，无机械运动部件，不受气井出砂及井型的限制。

气举工艺根据地面注气流程及设备的不同，可分为撬装移动压缩机气举和集中增压气举。撬装压缩机具有移动性强、排气量小、只能同时对一口井气举的特点；集中增压气举是气田内部建立增压站及配气阀组，通过铺设气举管线至各个气举单井，由配气阀组区控制注气量及压力，具有自动化程度高、可同时对多口井连续气举的特点[7]。

2.2 气举方式的选择

根据涩北气田气井的产量情况及气井现有的油管生产进站流程选取气举方式，见表1。

表1 涩北气田气举方式的优选表

2.3 气液两相管流压力计算模型的优选

多相管流压力计算是分析产水气井井筒压力分布的核心，目前公开发表的管流多项式多达几十种，由于是在理论和经验相结合的基础上建立起来的，因此没有一种放之四海而皆准的模型能解决所有管流的问题[8]。不同性质的流体介质、气液比例、管径、压力等因素的相互干扰都会影响多相管流压力梯度计算方法的选择。

对此，优选出涩北气田产水量较大的25口气井，用Ansari、Gray、Mukherjee&Brill、Hagedorn&Brown等常用的6种不同模型的管流相关式预测气井沿井筒的压力分布情况，通过与实测压力梯度的对比，得出Gray模型平均误差最小，由此，气举设计时选用Gray模型为气液两相垂直管流压力计算模型。

2.4 油管尺寸设计

油管尺寸对气举的影响主要体现在两个方面：首先是不同管径的气井的临界携液流量不同；其次是不同管径油管压力损失不同，即在相同井口压力时，计算的井底压力不同，从而导致气井流入流出协调点发生偏移，气井产量发生变化。通过对不同管径油管的临界携液流量及油管压损的计算分析，大尺寸油管气井的所需携液气量大，但油管压力损失小，小尺寸油管气井所需的携液气量小但油管压力损失大[9-10]。从气井携液及油管压力损失方面综合考虑，经计算确定气举井选用直径为60.3 mm的油管。

2.5 注气量设计

李闽模型在涩北气田判断气井积液情况的应用中具有较高的准确性，因此，选用李闽模型进行临界携液流量计算。但临界携液流量是建立在液滴模型基础上的雾状流[11]，雾状流对于气液比是有限制条件的，因此在注气量设计中，应以一定气液比的值作为划分界限，在此选取气液比500 m3/m3作为界限。

1）当气井处于高气液比状态时，井筒内液相主要以液滴形式存在。研究表明，在流体介质一定的条件下，当气相流速达到一定值后，气体可以将液体完全携带出井筒，气举注气量可以以临界携液流量作为标准[12]，临界携液流量与气井实际产量之间的差值，即需要对气井补充的注气量。气液比大于500 m3/m3时，采用临界携液流量作为补充气量来避免井底积液是可行的。

2）当气井处于低气液比状态时，气液两相存在不同流态，难以求得类似雾状流条件下的数学解析解[13]，即不应用临界携液流量模型来进行注气量设计。对气液比小于500 m3/m3的气井，参照气举排水设计原则，以追求提高气体举升效率最大化为设计目标。

2.6 气举压力设计

1）工作压力。气举工作压力是指正常气举带液生产时，高压气体进入油管正常带水生产时的注气压力[14]。在考虑地层供液和井筒流出协调的前提下，结合优选的管流压力计算模型，通过PIPESIM气举参数设计软件计算出井筒流压的分布曲线，根据连通器原理，通过油套环形空间静气柱压力计算确定气举工作压力。

2）启动压力。气举过程中需要保证气井在任何状态下注气系统提供的压力都能顺利将气体注入油管。假设井底流压与地层压力平衡，气井不供气，在注气过程中按照U型管原理，油管内积液达到最大高度时需要的注气压力最大，即气井的启动注气压力[15]。

2.7 气举地面流程的设计

1）撬装压缩机气举

撬装压缩机气举是通过利用可移动式的车载压缩机对气体进行增压，增压后的气体进入井筒，带出井筒积液。根据气举气源的不同，可分为氮气气举和天然气气举，制氮车产生的氮气经增压后通过套管注入井筒，流程简单。结合气田井距小的实际情况，天然气压缩机气举采用的是集气站内外输气，经过邻井的进站管线返输至井场，通过天然气压缩机增压后注入井筒。地面工艺流程如图1所示[16]。由于涩北气田井深不超过2 000 m，一般撬装压缩机排气压力及排量均可满足气举需求。

图1 撬装压缩机气举地面流程图

2）集中增压气举

集中增压气举即在气田内部建立集中增压站及配气阀组区，通过铺设气举管线至各个需要气举的单井，由配气阀组区控制注气量及注气压力，可同时对多口气井进行气举排水，其工艺流程见图2。集中增压气举工艺为一系统性工程，涉及到地面、井筒、产层3个方面，需要做到3个方面的有机衔接才能使该工艺高效运行。该工艺在气田井距小、气井集中、地层供液能力强的情况下适应性较强。

图2 集中增压气举工艺流程图

集中增压气举系统主要由气体增压系统、气体输送系统、气量分配系统、气井及气体处理系统等5部分组成，各个部分的功能见表2。其中，气体增压系统是气举系统的核心，但各部分合理匹配才能形成完整的气举生产系统。集中增压气举系统具有3个方面的优势：供气系统集中；单井调控、配气、计量集中；生产数据可实现远传和远控，自动化程度高。

结合涩北气田集气站的功能及“无人值守、定期巡检”的运行模式[17]，如表3所示，充分利用已建设施，方便管理，减少地面投资，确定在集气总站取气并建立集中增压站，在小站建立配气阀组，配气后由支线到达气举井筒的整体地面建设方案。

气举压缩机的排出压力必须能满足所需注气压力最高井气举的启动。然而，气井启动后，注气压力将长期处于较低的压力状态，选用较高压力等级的压缩机时，会导致设备利用率降低，此外，高压力级别的压缩机费用昂贵，相应带来的是地面投资的增加[18]，根据预测得到试验井启动压力及工作压力（图3）并从气田高效开发、降本增效的角度考虑，结合气举阀下入情况确定集中增压气举压缩机的压力级别为10 MPa。

3 现场试验及效果评价

3.1 现场试验情况及效果

撬装压缩机气举。2015-2017年针对中等水淹井开展撬装气举施工共178口井、293井次，累计增气量为25 416.8×104m3，累计排液量为12.1×104m3（表4、图4）。

表4 2015-2017年涩北气田撬装气举效果统计表

图4 涩北气田历年撬装气举效果图

集中增压气举。涩北气田集中气举地面配套工程自2016年建成以来，已陆续实施气举井共17口，有效率为100%，实现了多井同时连续有效排水的目的，恢复了水淹井的带液稳定生产。日增天然气产量为11×104m3，日排水量为172.7 m3，已累计运行411 d，增产天然气产量为3 466×104m3、气田水排水量为5.87×104m3（图5）。

图5 涩北气田集中增压气举实施效果图

图6 涩R46-3井气举前后井筒流压分布情况图

3.2 典型井分析

涩R46-3井位于涩北二号气田Ⅲ-2层组边部。2013年12月因水淹停产，地层静压为12.1MPa，预

计启动压力高于集中气举设备的压力级别，对此，该井下入两级阀，气举阀设计参数如表5所示。下阀后均能通过集中气举气源启动卸载并维持气举生产，启动压力较原井管柱气举降低2.0 MPa。初期日注气量为0.8×104m3，恢复生产压差为2.4 MPa，实现日增天然气量为0.75×104m3、日气田水排水量为37.3 m3，达到了气举阀气举排水采气的目的。目前已累计增产天然气达120.64×104m3，累计气田水排水量为2 226 m3。

表5 涩R46-3井气举阀参数设计结果表

通过分析该井气举前后以及不同气举注气量的流压测试结果（图6），气举后井筒积液高度及井筒压损得到明显降低，通过连续气举恢复了气井稳定生产。从气举时不同气举注气量时的井筒压力分布曲线可以看出，注气量的变化会导致注气点位置变化，从而影响井筒压损及产气量的变化，不同的气举气量可相应控制各类气井的生产制度（表6）。

3.3 工艺评价

现场应用表明，撬装压缩机气举灵活性强，可对任意气井气举；前期投资少，劳动强度大，运行成本高；压力级别高但瞬时注气量小，只能对一口井进行作业，适合小水量井的间歇气举。对水淹气井能及时排水，以减小气井进一步恶化的趋势，同时提高了复产的可能性。集中增压气举工艺瞬时注气量大、气量调节范围宽、自动化程度高，可同时对多口井进行气举排水，适合气藏水淹区域的整体排水采气。初期地面投资大，但运行成本低，可长时间连续气举；建设周期长，气举单井需铺设管线，适合小井距；适合产水量大的气井及在地层水淹区域中使用。这两种工艺优势互补，实现了气田“点和面”的全覆盖，该工艺将成为涩北气田开发中后期的重要生产措施。

表6 不同注气量时气井生产参数变化表

撬装压缩机气举及集中增压气举工艺的成功应用有效解决了涩北气田水淹井的复产难题，现场表现出较好的适用性，其中集中气举达到了多井同时、连续排水的效果，气举地面配套流程、压缩机选型及工艺参数设计等均可满足水淹井的复产需求。2015-2017年现场共实施195口井，累计增产天然气量为2.89×108m3、排水量为18×104m3，工艺参数设计符合率达到90%。累计产出为26 256万元，实现利润为19 135万元，投入产出比为1∶4，取得显著的经济效益。

4 结论

1）气举工艺是通过提供外部能量举升井筒积液，无运动部件，不受气井出砂及气液比变化的影响，主要用于水淹井的复产及大产水量气井的助排，适合在涩北易出砂气田水淹气井中应用。

2）形成单井撬装和多井集中气举排水的水淹井复产工艺模式，2015-2017年在涩北气田应用达195口井，累增产天然气量为2.89×108m3，实现利润为1.9万元，取得显著的经济效益。

3）现场应用表明，两种气举模式优势互补，实现了气田“点和面”的全覆盖，地面配套流程、工艺参数设计等均可满足水淹井的复产需求，其集中气举达到了多井同时、连续排水的效果，将成为气田开发中后期低成本、高效益持续稳产的关键技术。