排液采氣技術在凝析氣田開發中的應用

趙建利郜鵬褚紅艷付小波

(1.中原油田采油五廠地質研究所，河南 濮陽 457001；2.中原油田采油六廠生產調度室，山東 東明 274511；3.中原油田采油六廠地質研究所，山東 東明 274511)

白廟凝析氣藏采用彈性開發方式，開發過程中隨著壓力不斷降低，凝析液不斷析出，產生積液，使氣井無法正常生產。近幾年加強了排液采氣試驗和研究工作，形成了凝析氣田不同壓力階段采用不同排液采氣方式。通過實施，有效改善了氣田的開發效果。

1 中高壓階段排液采氣及效果

氣田開發初期，地層能量相對較高，找出該階段氣井積液規律和排液周期，優選了4種排液方式(“激動式”、柱塞、氣舉、化學排液)，通過實施，有效保證了氣井正常生產。

1.1 積液規律和排液周期

積液規律:白30井生產S3上,3mm氣嘴，油壓6.6 MPa，套壓9.4 MPa，日產氣 0.9×104m3，日產液 0.6t。排液周期:白 30井排液周期3-4d，5mm氣嘴排液4-5h，排液量3-4m3，保持了氣井正常生產。

1.2 分類優化排液方式及效果

結合氣田具體特點、不同壓力，氣井分高壓、中壓、低壓三類，對11口油壓>6.0MPa的高壓井依靠自身能量進行“激動式”排液；對13口油壓在2.0-6.0MPa間的中壓井以外部能量排液(氣舉、超聲波霧化)為主，部分井依靠自身能量和化學排液。

2 低壓階段排液采氣及效果

隨著氣田開發的深入，壓力越來越低，“激動式”排液使地層能量衰竭更快，不利地層能量的保持，還可能加重儲層速敏程度；“撬裝”氣舉排液受井場道路、天氣變化等客觀因素影響較大；靠氣井自身能量的井下工具排液(柱塞、霧化器)局限性大，普遍性差。

2.1 正常生產井數增加。白廟氣舉增壓站投產后，不僅減緩了氣井積液、增加產氣量和產液量，還使部分因積液嚴重而停產的井通過氣舉恢復生產。

2.2 氣田產量變化。白廟氣田共有氣井47口，開井41口，目前已下氣舉管柱井32口，占開井數的78%，有7口井產量相對較高未下氣舉管柱。

通過增壓氣舉排液，白廟氣田日產氣水平保持了相對穩定。見下圖:由于積液，白廟氣田平均日產氣水平由2012年初16×104m3快速下降到8月上旬9.04×104m3，按該遞減趨勢，目前氣田日產氣僅有3.0×104m3。隨著8月下旬氣舉增壓投產，氣田平均日產氣水平得到較好恢復，平均日產氣水平由2012年8月10.42×104m3上升到2013年4月14.5706×104m3；但2013年5月氣田日產氣水平又出現下降趨勢，自然遞減加大，2014上半年以來在措施效果較差的情況下，通過增加氣舉井數和排液力度，一定程度上減緩了自然遞減。

從上圖分析,若不實施增壓氣舉,到2014年6月井口自然日產氣量僅3.0×104m3，而實際為7.5532×104m3。曲線中紅線和黃線間面積為增壓站排液增氣量。

2.3 產液量變化分析。通過增壓氣舉排液，白廟氣田產液量有所增加。兩年來共實施2823井次，累增液2.74×104m3，油1.045×104t，氣 528×104m3；平均單井增氣 0.187×104m3/井次，液9.7m3/井次，油3.7t/井次，平均每天舉4-5井次。

2.4 流壓梯度變化分析。通過增壓氣舉排液，井底流壓明顯降低，井筒梯度減小，生產壓差增大，低壓層得到釋放。以白70井為例:2013.3.21流壓14.48MP，3.26氣舉11m3液后流壓5.32MP，下降9.16 MP；增壓氣舉前后梯度對比，井筒內750-3350m梯度下降了0.43-0.56 MP/100m，效果明顯。

3 排液采氣效果

1.自然遞減得到了有效地控制。從2006-2014年氣田自然遞減看，總體呈下降趨勢。2006-2010年通過多元化排液采氣，自然遞減一度下降，隨后由于排液方式不適應低壓階段，自然遞減加大。2012年通過增壓氣舉排液，自然遞減得到控制。

2.增壓氣舉排液使氣田產量上升。增壓氣舉排液使白廟氣田月產液、月產油、月產氣量增產明顯，使部分低壓氣井能夠維持正常生產及白廟，并使白廟氣田恢復9口關停井的正常生產。

4 認識

4.1 排液采氣配套是提高開發水平的關鍵。排液采氣配套技術貫川整個凝析氣田的開發過程，只有認真分析總結不同階段氣井的積液規律和排液周期，制定切實可行的適應本階段的排液采氣技術，才能更好的提高氣田開發水平。

4.2 增壓氣舉在凝析氣田低壓階段排液起到了主導作用。隨著增壓氣舉排液配套工藝技術的逐步完善，增壓氣舉排液已成為白廟凝析氣田主要的排液手段和重要的增產、穩產措施。

4.3 隨著氣井地層能量下降，增壓氣舉效果變差。通過增壓氣舉排液初期月產液、月產油增產明顯，并使部分低壓氣井能夠維持正常生產，但隨著氣井壓力的不斷下降，產液量和積液程度逐漸降低，排液采氣的效果在逐漸變差。