王露茜

摘要：双坨子气田位于松辽盆地南部，主要产气层是泉头组一段、三段，自1999年投产以来，已连续生产近20年。目前采出程度较高，多数气井处于低压低产，很难维持正常生产。2016年起，对6口井实施增压提产技术，取得了较好的效果。根据措施情况，将措施井分为3类，其中位于构造高部位，具有较高累产气量，产液量较小的气井，提产效果较好;而位于构造边部，出油出蠟或产液量较大的井，提产效果不明显。提压技术为气田末期稳产提供了坚实的保证。

1区域地质概况

双坨子油气田区域构造位置隶属于松辽盆地中央坳陷区华字井阶地南部，西为长岭凹陷，东为东南隆起区的登娄库背斜带。长期处于油气运聚的有利地区，石油地质条件较为优越。双坨子构造基底为古生界地层，目前钻井揭露地层自下而上分别为侏罗系沙河子组、营城组、白垩系的登娄库组、泉头组、青山口组、姚家组、嫩江组、四方台组、第三系、第四系。具有较完整的上、中、下部及深部含油组合沉积地层。

受其岩性和构造条件的控制，形成差异较大的油气分布特征及油气藏类型，总体反映为在构造圈闭范围内，以砂组或单砂体为储油单元形成各自独立的油气水系统，具有较明显的岩性控制特征，纵向上含气层系叠合分布。目前主要产气层是泉头组一段、三段，青山口组及姚家组也形成了规模性产出。

2开发概况

双坨子气田自1999年3月投入开发，已经有近20年的开发时间。双坨子气田整体开发特征表现为开发末期，采出程度较高，地层压力低。大多数气井井口压力低，产量低，很难维持连续平稳生产。

3 单井提压增产技术

随着气田气井生产年限的延长，气井井口压力逐步降低，生产能力逐步下降，部分气井携液能力降低，甚至造成积液停产。单井增压在满足气体输送的情况下更好地利用了气井的压力，并由于增压设备紧凑，投资低，能更好地节约成本，且能更好地减少井间的影响，提高天然气产量。

3.1技术原理及工艺流程

该装置通过降低井口压力来提高天然气从井底到井口的流速，一方面使得生产井可以在较低的压力下提高产量，另一方面可使积液生产井增加携液能力，从而延长气井生产寿命。压缩机利用其分离系统确保天然气进压缩机前将气液分开，气体进入压缩机，液体通过气液分离后不参与压缩，待气体增压后，液体可根据用户需求进入集液罐

或随同增压气体进入输气管线（图1）。

该机型以燃气为驱动，集压缩机和发动机为一体，将动力、压缩、分离、计量集成为一体整体成撬，可实现单井增压开采工艺。

3.2 选井原则

考虑地面配套设施及储层物性等因素，在2016年在双坨子气田开展单井提压实验。初步根据单井累产气情况、油套压力、地面设施及井场状况，优先选择构造高部位、剩余动态储量大、基本不产液的井进行实施。第一批优选出6口井进行提压增产（图2）。

3.3 实施效果

按照实际的提压增产实施效果，将6口井分为三类，进行总结：

增气效果好，生产平稳连续

这一类井包括A101、A126、A4-2和AS7井。截至2017年底，4口井累计增气817.1万方（图3），占比78%。4口井投产后，表现为连续生产，增气效果好。

增产效果一般，生产平稳连续

A124井，生产层位为泉一段，累产气1055万方，构造上属含气面积边部。压缩机投产后，生产比较平稳，日均增气0.25万方，累增气106.5万方。压缩机投产后，增气效果不明显，日增气0.1-0.5万方（图4）。

增产效果一般，生产连续性差

A103井，生产层位为泉三段和泉一段，位于构造高部位，含气面积以内，累产气8020万方，压缩机投产前处于间开、低产状态。A103井产气同时有出油蜡情况，在压缩机投产初期频繁造成设停运的情况（压缩机自带分离器处理能力较小，无法对出液和油蜡进行有效分离），严重影响了设备的增产效果。生产中期，出油蜡量减少，增气效果得到了一定的提升，后期又出现频繁出油蜡现象，造成压缩机分离器滤芯堵塞，长时间停机维修（图5）。

4 结论

根据以上总结的效果分类，对压缩机提压增产选井标准和模式有更深刻的认识：

（1）生产层位以气田主力产气层系，位于构造高部位，具有较高累产气量，产液量较小，地面流程相对完善，天然气因井口压力低于集输压力而无法连续进站的气井采用压缩机提压后，可以最大程度发挥产能，增产效果较好，如A101、A4-2、A126和AS7井。

（2）对于累产气量低，在河道边部和构造低部位的井，增产效果不明显，如A124井。

（3）对于以往生产过程中有出油出蜡或产液量较大的井，单独采用压缩机增产效果不理想，难以维持连续开机生产。