李江涛 项燚伟 陈汾君 邓成刚 徐晓玲 程 鑫 杨会洁 谢 梅 唐启银 王海成

中国石油青海油田公司

0 引言

柴达木盆地涩北气田（以下简称涩北气田）具有疏松砂岩气藏、边水气藏和多层气藏所具有的综合地质特征，是一种非常复杂而类型特殊的气田[1]。3种类型气藏的特点在同一个气田中得到体现在国内外实属罕见，增加了气田认识的难度和气田开发的复杂性。并且，该第四系浅层生物成因气气田还独具储层蠕变、相渗突变等开发动态特征[2-5]。具体讲涩北气田构造幅度低，翼部平缓，沉积地层分布稳定，以薄层粉砂岩、泥质粉砂岩和泥岩频繁间互沉积为主。气藏纵向上跨度大，含气井段长，层数多，含气饱和度差异性大；气藏气水界面倾斜，气水分布主要受构造、岩性和水动力控制，造成含气边界不规则；气藏存在多个气水系统，各小层含气面积差异较大。储层岩性疏松，黏土含量高，束缚水含量高；具有较强的压力敏感性、水敏、速敏特性，出砂临界流速低，出水加剧气层出砂[6-12]。涩北气田包括在同一构造带上具有相似地质特征而相邻的涩北一号、二号、台南三大气田，自1991年启动开发可行性论证以来，经历了30年的地质、开发、气藏工程、钻采、测试、集输等开发技术探索和积累，实现了年产天然气超过50×108m3连续稳产12年[13]的创举。

涩北气田剩余气不仅受水封影响，也受控于应力敏感渗透率降低的封存，特殊的开发地质条件影响着最终采收率的提高。国内外常规弱水侵砂岩气田采收率介于65%～75%，而涩北气田标定采收率仅介于43%～54%，国内外以水侵气藏整体治水和凝析气藏循环注气为代表的提高采收率技术远远不能满足涩北气田开发需求。实现涩北气田高效开发必然要提高天然气储量动用程度和采出程度，进而推进气田采收率的提高。为此，在汲取涩北气田开发全生命周期中创新实践取得的高效开发专项技术的基础上，着重分析影响气田采收率的主控因素，系统集成已经形成的针对该气田提高采收率的相关关键技术措施，探索进一步提高涩北气田采收率的技术对策，为打造青海“绿色能源高地”，保障甘青藏三省区天然气供给需求和能源安全做好技术支撑。

1 气田分阶段开发技术拓展

围绕着涩北气田众多的开发技术难题及挑战，从技术实践与探索的视角去攻关，形成了“边攻关、边实践、边开发”的疏松砂岩开发策略。依据开发过程中遇到的技术难题及取得的主要技术成果，将气田开发历程划分为5个阶段（图1）[13]，各开发阶段的核心任务和主要技术相互衔接、各有侧重、不断深化[4]，其核心是延长气田稳产期和提高气藏最终采收率。

图1 涩北气田开发阶段划分及主要指标变化图

1.1 试采滚动评价阶段（1995—2001年）

该阶段主要围绕探井修复、试采、测试、储量评价与开发可行性论证开展工作，根据试采中气井暴露出的大压差生产存在压降、出砂、出水问题，确定了“控压差、小油嘴、中低产、低采速”稳产原则；针对多层合采发现各层产能贡献差异大、存在层间干扰，提出了多层优化组合射孔、临界出砂压差下配产技术路线，实现了试采生产测试目的。勘探评价同时介入，运用新测井资料提高差层解释精度，地质储量大幅增加。相继编制涩北气田开发可行性研究、试采方案、初步开发方案等，形成低阻层测井解释、多层试井测试、防冲蚀节流技术等。

1.2 基础井网建产阶段（2002—2007年）

启动开发钻井且规模生产，围绕Ⅲ类层贡献低、出水井减产快、出砂井产能发挥难等问题，由“稀井高产”向“多井低配”的开发理念转变，深化开发动态规律研究和采气工艺试验，制订了采气速度不宜过大以保证稳产期、控制生产压差防止快速出砂出水、高部位布井保证较长无水采气期、合理划分开发层系减缓层间干扰等的开发策略，编制涩北气田开发方案、实施方案，在“整体部署、分期分批实施”原则指导下，期间完钻新井237口，建成开发基础井网，形成易漏、喷、窜地层钻井完井、控压多层合采等技术。

1.3 一次细分加密阶段（2008—2011年）

为保障冬季峰值供气需求，加大了气田开发速度。采取细分层系、加密井网方式，将42个开发层组细分为64个，采用直井为主、水平井为补充的模式，编制100×108m3产能扩建方案。期间开展了束缚水、可动水研究，覆压孔渗测试，实施保压取心含气饱和度复核等。实践证实产能规模偏大、采速高、水侵是造成产量递减快的主因，扭转了出砂影响强于出水影响的认识。围绕出水问题，着力在机理、动态跟踪方面开展气水运动规律研究，开展产量和压力递减特征分析，形成控水、控压和均衡开采技术路线。

1.4 跟踪评价稳产阶段（2012—2015年）

实施“降低采速、力求稳产”策略，开展优化合理配产和调控研究，保持50×108m3年度配产规模开发。该阶段工作重心从产能建设转向动态分析、优化调控和地质再认识，持续开展可疑层测井解释，启动内控外排阻水试验，强化合理配产，优化采气速度，产量趋于平稳，储采比和负荷因子受控，气田各项开发指标合理。推广积液井助排、压裂防砂工艺等，形成了开发动态监控、优化开发指标、开发动态调控技术。

1.5 二次细分调整阶段（2016—2021年）

立足气藏水侵程度与规律分析，实施气田整体治水，细化到层组，落实到单井，分类分批综合治水和增压开采工作全面铺开。同时，为了弥补气藏水侵及压降造成的产量递减，编制完成以增压集输和综合治理为重点的涩北气田开发调整方案，实施二次细分完善，将64个开发层组细分为132个开发单元，部署调整井270口，实施降低井筒压损及地面管损，降低集输系统入口压力措施，形成剩余气描述、边水藏外强排、连续油管冲砂、集中增压气举、多级增压集输等相关采收率提高专项技术。

2 影响气藏采收率的主控因素分析

气藏提高采收率影响因素研究是把握主控因素，制订针对性技术对策的关键。影响边水疏松砂岩气藏采收率主要因素有储集层非均质性、储层敏感性、开发单元划分、布井方式、开发指标优化调控、排采与集输工艺的适应性等。储层非均质性强、采气速度过高都易导致边水的非均衡指进式水侵，进而造成边水驱扫效率低和水封气的形成；开发单元划分和井网部署不合理导致储量动用程度低；排采与增压工艺不适应会导致气藏废弃压力过高。这些因素都将影响气藏最终采收率的提高[14-17]。

2.1 储层胶结程度差、流速及应力敏感性强造成储层渗流通道闭塞

涩北气田储层总体以原生孔隙为主，孔隙类型为原生粒间孔，次为杂基内微孔，储层孔隙度分布范围介于8.3%～38.6%，平均为31.0%，渗透率分布范围介于0.01～387.00 mD，平均值为24.32 mD，属“高孔中渗”储层。岩心高压孔渗实验结果证实，储层具有较强的应力敏感性，即随着上覆压力的增加，储层孔隙度变小、渗透率变差，相对而言渗透率下降幅度更大（图2），压实作用后气测渗透率仅为初始值的1.2%～30.0%，平均值为13.4%。疏松砂岩发生蠕变或塑性变形后无法恢复，渗透率应力敏感性具有不可逆性。

图2 岩心增压和泄压过程中渗透率变化图

涩北气田储层岩石颗粒胶结程度差、泥质含量高，储层不仅应力敏感性强，水敏、速敏也强。涩3-15井18块岩样渗流实验分析发现，储层受到水侵影响后，很容易引起出砂或孔隙喉道堵塞，并且持续冲刷作用使局部形成水侵优势通道的高渗带，原有孔隙结构受到破坏，出现“孔+道”的拟双重介质渗流特征。微观可视化气水渗流实验也表现出非均质储层在水侵过程中由于渗流通道差异，水相容易沿高渗带突进，发生绕流后，会降低或封堵部分低渗区气相渗流通道，导致气相不连续分布，甚至封存部分气体，出现“水包气”现象，这也是剩余气形成的原因所在。

2.2 储层非均质性强与过高的采气速度导致边水的非均衡指进式水侵

开发实践表明非均衡水侵是导致有水气藏采收率偏低的最主要原因，气藏的水侵规律与储层地质特征、开发方式、开发指标密切相关，主要影响因素是储层高渗条带发育程度、构造幅度、采气速度等。

涩北气田储层为一套湖相沉积，主体发育砂坝、滩砂、泥坪3种微相类型，不同相带岩性、物性的差别较大[6-9]。涩北3大气田共划分237个小层，平面渗透率变异系数大于0.7，属于强非均质性小层111个，平面渗透率变异系数小于0.5的仅67个。储层高渗带在平面上表现为滩坝微相沉积的薄砂条。涩北气田储层高渗条带的平面分布特点，及其与边水的连通关系，是影响边水侵入方向、水侵位置、水侵速度的主要因素，特别是构造中—高部位有高渗带存在，开发早期就会形成边水突进。高部位气井配产高、压降大加剧边水快速推进甚至水淹，统计表明涩北气田水侵小层中呈现非均衡水侵的有95个。边水沿高渗带突进发生绕流后会封堵部分低渗层气相渗流通道，形成水封气降低气田采收率。台南气田的3-1-1小层南翼的台H4-19井附近有高渗带发育，后期的开发中边水即沿着高渗带非均衡推进[17]（图3）。边水沿高渗带突进发生绕流后会封堵部分低渗层气相渗流通道，形成水封气降低气田采收率。

图3 涩北气田储层高渗带及剩余气饱和度平面图

有水气藏开发过程中，通过采取合理配产、均衡排采等方式，可以有效地控制边水非均匀水侵程度。特别是采气速度对气藏无水采气期的长短，采收率高低有较大影响。气藏平面上局部区域采气速度越高时，该区域地层压力下降快、边水突进快。涩北二号III-1-2层组在大量产水前平均采气速度为4.84%，在气藏的中低部位由于部分井采速高、投产时间早，形成多个压降漏斗区，这些压降漏斗的存在造成了边水的局部快速突进，导致气藏大面积见水，水气比从水侵前的0.9 m3/104m3上升至7.7 m3/104m3。

2.3 大跨度开发单元划分和稀疏井网部署必然导致部分储量难以动用

涩北气田含气井段长度介于907～1 107 m，按照段内气层集中分布情况，原开发方案将小层划分组合为64个开发层组，平均跨度为37.9 m，动用有效厚度为16.6 m。这一大跨度开发单元划分结果适应气田开发初期，气田产水较少、层间矛盾不突出的阶段，但进入气田开发的中后期后，由于各小层物性的差异，部分次非力层采出程度较低、动用差，层间矛盾逐步显现。如，涩北二号的I-1层组包含4个小层，物性较好的1-4-12小层采出程度高达41.0%，水侵严重，而物性相对较差的1-3-11小层，采出程度仅为11.9%。所以，因纵向非均质性强，多于3个单层合采时，高渗层比低渗层产量贡献大，采出程度高，压降快，水侵速度快，边水将率先突破，会抑制井筒内共同射孔投产的低渗层的产出状况，使低渗层储量更难以动用。

开发初期，井网部署采取沿轴线、占高点，井距800～1 000 m，顶密边稀的方式部井。开发后期储层受出砂、水侵、入井工作液伤害影响，水敏、压敏等造成渗透率降低，气井径向供气半径缩小，平面上部分区域地质储量无法有效动用。通过模拟井网加密前后的开发指标对比，井距800 m加密到400 m，加密井网可使非均质气藏储量控制程度和动用程度得到进一步提高，整体动用更加均衡，模拟结果，采收率由49.14%预计可以增加至53.32%，完善和加密低渗层的井网，更具有提高低丰度储量动用程度的作用。

2.4 传统排采与高压集输工艺导致气藏废弃压力过高

在涩北气田长期的试采开发过程中，气井井筒积砂、积液程度和井底、井口压力情况变化大，为满足排采与集输工艺的适应性，高压地层条件下传统的工艺必须不断创新升级。为此，逐步淘汰多种“砂卡低效”工艺，排采工艺由“十一五”以优化管柱为主，发展到“十三五”以高抗盐泡排、集中增压气举为主的特色排采技术系列，排水方式由“间歇”向“连续”转变；由早期的修井硬探砂面、钻砂面和正洗、反洗井冲砂，试验推广为现今的连续油管冲砂、人工井壁防砂等。排采工艺的升级换代，可以有效降低井筒积砂、积液高度，减少造成的压损，提高气井生产压差和井口压力。

涩北气田持续推进和升级集中增压工艺，使低压、低产井得以维系正常生产。2014年开始部分低压井实施增压集输（增压集输一期工程）和2018年增压集输二期工程建设，目前集输系统最低适应井口压力为2.4 MPa，保证了部分低压井的进站生产。但是，目前排采工艺条件下平均井筒压损2.83 MPa，对应废弃地层压力为5.2 MPa，显然井筒压损过大、废弃压力过高。气田正在推进增压集输三期工程，通过进一步降低外输系统压力，以降低废弃地层压力，提高气田最终采收率。

3 提高气藏采收率的相关技术措施

前已提及，气田提高采收率技术是贯穿于气田开发全过程的系列配套技术的总称，涩北气田经过各个开发阶段探索形成的剩余气挖潜、人工干预水侵、动用低品质储量、差异化调控、防砂治砂、排水采气、清淤降阻和增压开采等专项技术，都属于提高采收率配套技术的组成部分，这些技术的推广应用保障了气田持续稳产、高效开发和采出程度的提高，可以称之为先期提高气藏采收率技术[18-28]。气田进入递减期后采取人工注水、注剂驱替剩余气，以提高最终采收率所应用的进攻性技术措施可称为注驱提高采收率技术。

3.1 明确剩余气靶向与优化挖潜措施

多层非均质边水驱气藏很难保持均衡采气和均衡水侵，平面上各个井区压降程度的差异，纵向上各产层压降幅度的差异，边水必然沿高渗透条带和高渗透层向气藏内部低压区突进[25]。水侵驱替实验表明，注入水沿高渗透层突进后，对低渗层没有形成有效驱替反而形成水封，剩余气主要滞留在低渗透层中。涩北气田纵向小层多、开发层系多，因储层物性、水体能量、开发政策差异，各层系、各小层表现出明显的层间干扰及开采差异，剩余气普遍分布在各类小层中，物性较差的小层尤其富集；平面上由于高渗带发育、不同方向水体能量差异、井网部署及采气速度差异，导致边水非均衡推进，平面上剩余富集程度极不均匀。

涩北气田剩余气分布研究以储层非均质特征分析为基础，以剩余储量丰度为主要参数，以水驱指数、动态储量采出程度为辅助，应用生产数据和监测资料校验调整，划分剩余地质储量丰度高、低值区域，明确动态储量采出程度高、低开采区，认定弱、强水侵区域。将剩余地质储量丰度及水侵区域两项参数正交组合，得到剩余气分布的四种类型分布特征，并以此为依据进行水侵气藏分区分类开发调整对策研究（表1）。经统计，涩北气田高丰度弱水侵型剩余气储量占比39.3%，主要分布在弱水侵主力小层、构造高部位，开发对策以合理配产、调层补孔、井网完善为主。低丰度弱水侵型，储量占比27.1%，主要分布在弱水侵小层、构造中高部位，开发对策以储层改造、井网加密为主，层调为辅策略。高丰度强水侵型，储量占比7.1%，主要分布在强水侵主力小层、构造边部位，开发对策为在高渗通道来水方向部署强排井，或实施压裂解水锁、选择性堵水、补孔。低丰度强水侵型储量占比26.5%，主要分布于气藏低渗低丰度三类层和边部过渡带，开发对策为通过排采、堵水等工艺技术维持气井正常生产；加大剩余气富集区动态变化研究力度，精准识别有利区，调层或加密井动用。

表1 涩北气田剩余气分布类型及挖潜对策表

3.2 把握水侵规律与人工干预边水侵入方式

针对多层边水驱气藏的开发，水侵问题突出是必然，“预防为主，控排为先”是水驱气藏实现高效开发的关键。以涩北气田气水运动规律和水侵动态特征研究为基础，按“藏内控水、藏外强排”统筹考虑，分井区进行优化配产采速调控，分气藏制订“防水、控水、排水”为主的差异化水侵治理对策[26]（图4）。

图4 不同类型水侵气藏分类管理治理对策图

对于未水侵气藏，以“防水”为主，边部实施控压生产，以维持中—高压形成的阻水屏障，严防边水指进，做好边部水线监测工作；藏内以均衡采气控水生产为主，提高气井开井时率。对于弱水侵气藏，以“控水”为主，考虑气井构造部位、采速、水侵、携液、出砂、递减率等多因素，确定单井合理产量，挖潜水侵区滞留气，优化配产，配套排采工艺设施，携液生产。对于中、强水侵气藏，以“排水”为主，在气藏边部水侵路径前缘实施差异化强排，排水量依据水侵量分区分井制订，削弱边水的能量或改变水侵方向，控制或调整地层水侵入的速度和水侵路线，延缓气藏水淹时间；在气藏腰部优化配产，实施均衡排采，力求侵排平衡，挖潜水侵前缘剩余气；在气藏高部实施控水生产，降低单井采速。均衡排采可以控制边水指进，以减少水线突进对气藏的切割，进而减少水封气的形成，有利于气藏采收率的提高。

3.3 提高低品质储量动用程度和解锁水封气储量

3.3.1 细分开发单元，重构井网，提高差层动用程度

实施层系细分可以增加多层气藏纵向储量控制程度，减缓层间干扰，提高低渗储层的采收率。根据涩北气田隔层厚度、气层分布、井段跨度、储量规模、气水关系、动用状况等开展层系细分，将64个开发层组细分为132个开发单元。主要是基于纵向压力分布、水侵程度、储层非均质性等因素对气井产能的影响，定义小层产能比作为判断干扰程度的标准，绘制了不同储层物性、压差、水侵程度（用水驱指数Iw表示）的3种小层组合产能比图版（图5），层间干扰弱、干扰较强、干扰强小层的产能比区间分别为1～3、3～6、大于6，方便进行层系细分时直观、快速、准确地判别开发单元产能比水平。分析涩北一号I-1～I-4层组的层间干扰情况，未细分前层组最大产能比介于3.29～3.58，细分后最大产能比介于1.00～1.89，细分后层间干扰明显降低。

图5 多合采层位产能比图

同时，针对纵向和平面分布零散的单砂体、低品质单层开发往往难以有效动用。可采用老井调层补孔、分层压裂合采、局部加密部署等方式提高动用程度。如台南浅层纵向上发育 3套 15个气砂体，具有低压、低渗透的特点，储层品质差，单砂体储量规模小，单层开发单井井控储量低于经济极限储量，实施多层合采、多层压裂，可提高单井控制储量，既节约了投资成本又提高了差层储量动用程度。

3.3.2 措施改造薄差层，提高低品质储量产能贡献率

薄差层渗流能力差、产量低、压力低，开采难度大、开采效益差。此类层常规射孔投产通常达不到工业产能，提高产能贡献率对于储层改造技术有很强的依赖性。针对涩北气田具有蠕变性、可塑性的高泥质低品质储层的压裂改造也是改善储层低导流能力，扩大气井供气范围主体工艺。技术实践证明酸压可以提高单井天然气产能，即提高了低品质难采储量的动用程度。目前对于涩北气田特殊储层的特色压裂技术还有待在造缝机理、施工参数、有效期等方面开展深入研究，以求达到脆性地层压裂改造的理想效果。

3.3.3 多措并举解堵疏通，推进水封气储量动用

非均衡水侵边水对储层中天然气的驱扫效率低，造成边水沿高渗通道指进切割气藏形成水封气，这类剩余气的存在，会大大降低气藏最终采收率。通过对涩北气田水封型剩余气的分布规律研究，在面积较大的富集区通过加密井网和调层补孔动用，在零散小面积富集带可以通过压裂改造产生的裂缝沟通水封的部分剩余气，起到解封的作用。也可以利用化学和物理解堵工艺解放近井地带剩余气，达到提高采收率的目的。

3.4 井筒积液、积砂助排清堵与近井地层剩余气释放

开采过程中随着地层压力的下降、边水的推进、出砂加剧，气井井筒积液、积砂严重，导致气井产量下降甚至停产，因此，对于水侵疏松砂岩气藏在稳产中后期，排水采气和防砂治砂成为低压、低产井维持正常生产、延长气井寿命、释放近井地层剩余气的主要工艺措施，也是提高最终采收率的主要技术[28]。

3.4.1 排水采气工艺

针对涩北气田制订了积液气井诊断标准，通过对不同携液采气工艺针对砂水同出气井的适应性应用与评价，形成了“轻微积液井采取间歇泡排，中等积液井采取氮气气举+泡排复合工艺，严重积液井采取氮气气举+间歇泡排复合工艺或集中气举”的分类治理对策。

在泡排工艺方面，为了提高高矿化度地层水、多含泥砂、高寒地区积液气井的泡排效果，从泡排剂性能、泡排井工艺界限与加注工艺三方面进行优化。针对地层水高矿化度起泡效果差问题，引进具有梳状结构的表活剂，以“Gemini主剂+纳米稳泡剂+助剂”复配思路，研制形成高抗盐纳米泡排剂，抗盐高达25×104mg/L，携液性能提升至85%。在起泡剂加注方面以移动泡排车为主；在消泡方面针对多泥砂消泡效果差问题，以移动泡排车、多井式消泡撬为主、站内集中消泡流程和井口固体消泡等为辅的多元化注消方式。

在气举排水采气工艺方面，通过“节点分析、注气设计、工况诊断、地面配气”等配套技术攻关，形成了以“总站取气增压、小站分区配气、单井连续气举”工艺特点的集中增压气举技术，试验成功了集中增压气举工艺，气田治水基本实现“集群化、连续化、自动化、效益化”，满足了气田近500口井的排水需求，日排水7 000 m3，累计增气12.5×108m3。

3.4.2 冲砂防砂工艺

涩北气田储层出砂粒径细，富含泥质，且随着储层水侵后胶结物溶解，出砂加剧。通过多年探索攻关，逐步形成了“合理压差控砂、压裂充填防砂、连续油管冲砂”等综合治砂技术系列，制订了出砂井分类治理对策。

创新的氮气泡沫连续油管分段冲砂技术，克服了冲砂效率低，冲砂液易漏失，漏失后难降解的问题，优化使用成本低、易降解、储层伤害小的胍胶体系冲砂液，并在连续油管前端加装内旋流精细控压冲砂工具，依靠液流的反推力进行旋转产生高速旋流破除固结严重的沉砂砂桥。冲砂时开展分段拖动冲砂，冲砂液配方含1.0% LF-Ⅱ起泡剂，在冲砂施工过程中氮气与井底气流绕动起泡剂形成气泡，达到控制并减少漏失作用。目前该工艺年度实施近200井次，有效率大于80%，同时在酸化、防砂、水平井气举等复合工艺中的作用日益凸显。

压裂充填防砂以“大排量、高砂比”的技术思路，应用“等离子精密割缝管、石英砂双重挡砂介质”为特色的机械防砂技术，攻克有效期短、渗透率改善不足的难题，有效率由53%提升至85%，为规模推广的主体措施。升级的无筛管压裂充填防砂技术，是在高压一次充填防砂和端部脱砂防砂的基础上，针对涩北气田储层强水敏、出水加剧出砂、井壁易失稳的问题，这种组合挡砂方式对泥质粉细砂岩防砂效果明显，且具有井筒内不留任何管柱或工具的特点，解决了有筛管防砂井失效后筛管黏卡易大修的问题。该工艺累计实施近350井次，日增气405×104m3，是疏松砂岩气井增产的主要措施。

3.5 集输系统清淤降阻与增压外输

涩北气田产层出砂严重，出水又加剧出砂等，虽然井筒积液、积砂采取了助排清堵和井下防治措施，但是，天然气产出时或多或少都会携带一定量的砂泥妨碍气体在管道中的流动，甚至堵塞管道，减少输气量，磨损或妨碍地面设备的正常运行。根据低压生产阶段实际情况，创新应用了高含水、含砂天然气集输处理与增压开采技术。

3.5.1 井口节流及防冲蚀技术

集气站内使用的新型节流器，其气嘴采用高强度超耐磨的陶瓷，阀体内采用研发的ZJL90×65A-100/25型特制阀套，在节流器上设有安全泄压孔，可保证气咀或其他零部件更换时的安全，轻松、简单便捷。分离器底部排污阀采用电动式角式节流、抗冲蚀双作用排污（水）阀，可控自动化排污。集输管件进行优化调整，将井口至集气站节流前弯头的曲率半径由原先的1.5D增大至2.5D，有效降低天然气输送过程中砂粒对弯头部位的磨损和压力损失。排污支管管径由DN50 mm增大至DN65 mm，排污总管由DN65 mm增大至DN150 mm，通过增大管径降低流体流速的方式，有效减轻分离器排污时含砂污水对钢管的磨蚀，提高集输系统的安全运行系数。排污系统中关键弯头和三通采用内衬陶瓷结构，有效降低排污时含砂污水对管件的冲蚀。

3.5.2 站内气水砂分离装置优化技术

过滤分离器两端设置滤芯以应对大气量，并将现有过滤介体层压在圆筒外壁的圆筒形的滤芯改为过滤介体折叠在圆筒外的结构形式。折叠式过滤面积远远大于圆筒式过滤面积，此外，可更换单根带盖板滤芯，在安装时直接用螺栓压紧密封，减少了滤芯与圆形盖板移位或密封不严造成密封失效的情况。并且带盖板滤芯安装方便，自身的盖板也能对滤芯起到很好的支撑和定位作用，避免了滑移。

3.5.3 集输系统清防砂技术

收集池采用水力旋流器（轴流式分离器）+有三级斗状收集区的收集方式，含砂污水在水力旋流器中，在离心力和重力的作用下，固体颗粒从底流口排出进行下一步暴晒处理。分离净化后的液体从溢流口排出后进入一级斗状收集区，经过沉降，泥砂沉降至斗状底部。经过一次沉降的污水通过溢流依次进入二级斗状收集区，在三级斗状收集区经过沉降，泥砂沉降至斗状底部，最后泥砂通过砂泵或气提收集上来进行下一步处理。三级斗状收集区，使得更多的泥砂能够得到收集，抗流量和含砂量负荷冲击能力得到提高，尤其适合于涩北气田风大、水面波动大、干扰小粒径砂粒沉降的情况。

3.5.4 集中增压开采技术

该技术就是在天然气集输站用压缩机增加天然气的输出压力，降低来自生产井的天然气流输入压力，这样采气井口回压得到了降低，相应降低了气藏的废弃压力，地层能力得到充分利用，延长了气井和气藏寿命，从而提高了整个气藏的采收率。

涩北气田的地面集输工艺，采用“高压采气→站内一次加热→节流→常温分离→高、低压集输管网，分气田集中脱水、集中增压”的集气流程。气田内部按照“总站一次增压”模式，井口低压来气经过集输干线输至总站，先在总站进行一级增压至1.20～2.35 MPa，再接入总站进行二级增压至外输压力（3.70～3.90 MPa）；井口高压来气经过集输干线输至总站，在总站直接增压至外输压力，后经过过滤、脱水后计量外输。目前涩北气田增压开采井数、增压日产量占比均超95%，低压井产能得以有效释放。

4 提高采收率相关技术的实施、评价与展望

围绕多层边水疏松砂岩气藏“层间储量均衡动用、平面边水均衡推进、降低井筒压损、降低废弃压力和提高采收率”等目标，在细分层系、调补建产、水侵调控、差层挖潜、抑砂携液、集输增压等主体技术支撑下，仅就涩北气田2016—2021年的实施效果而言，年均综合递减控制在9.35%，累产253.5×108m3，采收率提高10.03%。当前为满足控递减技术需求，需要进一步深化水侵剩余气富集区定量表征、气藏精细治水、井网重构、清砂排采工艺技术升级。并且，需要加快试验和储备注入介质干预边水驱替提高采收率技术等，预计可进一步提高采收率超过5%。

4.1 气层水侵识别与潜力区划分

涩北气田开发中后期，气藏水侵后存在低阻气层电阻率变化特征不明显，含水饱和度量化困难。创新“岩性—电性交会”为核心的水侵层测井解释方法[29]，充分结合岩性、物性和电性关系，综合评价气砂体水侵状况。近年来，解释了613口井224个水侵砂体，验证水侵层解释与实际投产符合率达84.2%。优化新钻井射孔层位，避射水侵层，气井配产符合率达到92.5%，近3年气田调整产能到位率达100%。

随着水侵形势日益严重，小层平面水侵面积达70%以上，受水封等影响水侵区剩余可采储量占比近70%。结合生产动态与生产测井资料，提高水侵层测井解释精度，刻画气水分布特征，有效识别水侵区剩余气富集甜点，为实现剩余储量的有效挖潜和采收率提高奠定了基础。

4.2 边外强排与边水侵入抑制

2018年以来，对涩北气田10个水侵主力开发层组实施边外强排水措施，以控制边水突进、减缓水侵速度为目的，力求实现侵排平衡。共配套边外强排井149口，日排水量4 738 m3，平均单井日排水29.8 m3。对不同水侵程度的气藏制订不同治理对策，弱水侵层以“稳”为主，利用腰部排采井动用水封储量，边部强排井差异化配产实现侵排平衡。强水侵层以“攻”为主，加大边部水侵区排水力度，削弱边水侵入能量与水侵速度。通过实施，部分层组边水排侵比由0.58提高至0.74，综合递减率由21.8%降至7.43%，边水推进速度由0.44 m/d降至0.37 m/d以下。

边外强排实施过程中，因各层组水体能量大小差异、采出程度差异，气藏不同部位排水井未达设计排水量等，通过实施同层组补孔、跨层组混排等试验，完善排水井网，提高边部强排井排水量；同时进行气藏精细动态描述，开展精细治水对策研究，使得整体治水[30]与分区精细治水有效结合，为气藏采收率提高做了铺垫。

4.3 细分开发与措施调整补产

涩北气田含气井段超过1 000 m，气层平面、纵向非均质程度存在明显差异，各小层平面、纵向储量动用不均衡，通过实施细分开发，将气田42个开发层组增加到64个，后又逐步细分为132个开发单元，利用新井、老井调补建产，完善井网动用低效储量，气藏动静储量比由0.57提高至0.68，次非层采速由1.7%提高至2.5%，层间矛盾不断减缓，纵向开采趋于均衡，充分发挥了细分层系在多层气藏稳产接替与提高采收率中的重要作用。

随着气田水侵的不断加剧，有效挖潜目标向物性差Ⅲ类层、低含气饱和度水侵区拓展，近几年通过开展高泥质储层评价及水侵储量挖潜评价，取得较好效果，一定程度弥补了因水侵造成的产量递减。重点是研究储层物性、水侵动态等对剩余气分布的影响，将水侵后的剩余气划分为不同潜力区（图6）。高丰度弱水区、低丰度弱水区主要在气藏构造中高部位、高渗井网不完善区域，剩余气相对富集；高丰度强水区主要在受非均质性影响滞留的剩余气区、低渗井网不完善区域；低丰度强水区，主要针对的是气藏低饱和度的水侵区，为水驱残余气。针对各类剩余气通过井位置换或井网重构等方式，提高未水侵、弱水侵、中水侵的采收率。2022年在气田水侵区部署新井25口，配产17.8×104m3，初期日产气22.7×104m3，目前日产气17.9×104m3，平均单井日产气0.72×104m3，受水侵影响5口井低于配产，水侵区挖潜有效率为80.8%。

图6 台南气田小层剩余气分类及井网重构平面图

4.4 助排工艺与集输技术创新

涩北气田多泥砂积液气井气举助排需要的启动压力越高，气源压缩机的出口压力等级越高，相应地面投资增加。从经济的角度考虑，启动压力较高的气井采用气举阀接替举升，降低气井的启动压力，降低压缩机的压力等级，提高设备的有效利用率,气田采用的助排工艺有泡沫排水采气、气举排水采气（撬装、井间互联、集中增压）、连续油管冲砂等。在开发中规模推广应用泡沫排水采气工艺，平均有效率90%，日增气平均提高21%，该工艺对轻微和中等积液井作业覆盖率达到100%，基本维持了这部分井的正常携液生产。目前撬装气举排水采气工艺，平均有效率53.76%，日恢复产能55.3×104m3。集中增压气举投运306口，日增产气135.5×104m3，日排水7 048 m3，有效解决了气井严重积液和停产问题，恢复了气井产能，有力支撑了气田长期带水生产。采用“氮气+泡沫”连续油管分段冲砂工艺，规模推广1 223井次，累增气5.6×108m3，平均有效率在80%左右，已成为涩北气田井筒清砂的主体工艺。

集气站的多相分离设备在气田开发后期对水和砂的净化处理效果有时不能满足实际需求，且存在排污阀、弯头等管件损坏加重，多类机泵维修频次高等危害。为减小砂、水对集输系统运行带来的风险，集气站在采取混合布站方式，分气田集中脱水，集中增压的集气流程的基础上，研发改进集输装置，提高了净化处理效率。当前正在投运的增压三期工程，将进一步降低地层废弃压力，是开发中后期提高气田采收率的重要手段。

随着开发后期井层问题的复杂化，出水出砂气井井壁复原填砂修复和防漏封窜工艺技术难以满足气水同产或强排水井控砂生产的需求，需持续攻关砂水一体化防治技术，深化增渗解堵、负压开采、选择性堵水和地面集输系统监测、防腐、清堵等工艺试验研究，升级提高采收率配套工艺技术[31]。

4.5 采出水回注与驱扫滞留气试验

随着涩北气田开发程度的加深，上述常规提高采收率系列技术需要配套升级，尤其是探索储备进攻性提高采收率技术方法，以室内岩心驱替实验为基础，现场开启注入介质提高驱扫效率试验正在启动。预计通过开展回注采出水，高渗层封窜、调剖调驱等，实现低压非均衡水侵气藏剩余气高效挖潜的同时对高产水气藏边水起到邻层转蓄、泄压缓侵作用，减少地面水处理成本，人工干预提高边水驱扫效率是进攻性提高采收率技术的重要攻关试验项目。可以说，启动开展利用注入介质提高天然气采收率的进攻性技术研究，加之阻隔外围水体，补充地层压力，提高藏内驱替效率，是一项气藏开发后期可推广、可复制的提高采收率全新开发技术。

5 结论

1）在多层边水疏松砂岩气藏的试采、建产、稳产、调整的开发过程中，按照“边攻关、边实践、边开发”的要求适时调整，使开发单元趋于合理、井网逐步完善、治砂治水工艺不断升级、储量动用与挖潜持续深化，系列专项技术的实施与完善是延长气田稳产期和提高最终采收率的基础。

2）多层边水疏松砂岩气藏的储层非均质性、应力敏感性，水体大小、水侵模式，开发单元划分、井网密度、薄差层动用，动态指标调控、藏内外控水、开发调整，抑砂、排水与集输工艺提升等都是影响气藏采收率提高的因素，主控因素可归结为储层非均质性、开发单元划分、布井方式、控水对策、采输工艺。

3）在细分开发单元的基础上完善井网，减缓非均质造成的层间矛盾，实施储层防砂与改造一体化工艺，提高薄差层动用程度；开展气藏整体治水，分区调控，控制边水非均衡指进式突进，降低边水推进速度，减少水侵储量损失；规模开展积液气井集中连续气举，配套建设多级增压外输系统，地面装置改造升级以保证携砂含水低压气流的净化集输等，专项开发技术已成为气田提高采收率的关键。

4）多层疏松砂岩气田提高采收率技术是贯穿于开发全过程的差层挖潜、调补建产、开发调控、防砂治水、增压助排等技术的创新应用。气田进入高含水期稳产后期，提高采收率技术是对现有开发技术的升级换代，是对精细刻画水侵区剩余气分布、精准设计气藏整治水方案、重构井网挖潜低丰度储量、配套低成本排采集输工艺、开展注水注剂补压驱替等进攻性技术的持续攻关。不断提高天然气储量动用程度与采出程度，就是提高气田的采收率。