截至3月1日，青海涩北气田井间互联配套气举工艺已在5口井投运58天，累计增产天然气320.16万立方米，为涩北气田治水防砂再添撒手锏。

　　涩北气田是世界罕见的第四系生物成因疏松砂岩气藏，天然气产量占青海油田油气当量的58.4%，是建成千万吨规模高原油气田的重要力量。

　　由于成藏的特殊性，近年来，涩北气田出砂普遍、层间干扰、井易见水等矛盾日益加剧，严重制约了涩北气田的持续稳产能力。目前，涩北气田41%的气井积液；气田水侵面积达到38.14%。截至2017年年底，砂埋产层气井288口，砂面上升速度每年54.6米，出砂呈现进一步加剧的严峻趋势。治“水患”、除“砂疾”已成为涩北气田保持稳产必须攻克的难题。

　　研发特色技术

　　气井扬眉吐气

　　青海油田钻采研究院负责人说：“疏松砂岩气藏开采时的出水出砂问题是世界级的开发难题，也是制约涩北气田持续稳产的瓶颈。”

　　青海油田在立足自主研发基础上，搭建科研大平台，以“柴达木盆地重大科技专项”为主攻方向，强化对气田出砂出水的规律性研究，配套完善排采工艺技术手段，形成了疏松砂岩气藏高效开发的系列技术和治砂控水的特色工艺体系，形成了涩北气田“泡排、气举”双支撑的稳产格局，成为气田持续稳产的金钥匙。

　　随着综合治水技术手段的日益完善，2017年，涩北气田实施以橇装气举和集中增压气举为主的强排措施123口井，复产77口井，年增气达到0.55亿立方米，占到排采增气量的53%，实现了排采工艺的有效接替。

　　针对气田井多、层多、水侵、出砂的现实，涩北气田以控递减、控边水、防停躺为目标，研发出独有的均衡采气技术。涩北气田应用“区域均衡、纵向均衡、平面均衡、时间均衡”四维均衡理念，处理整体与局部、面与点、主与次、时间与空间的关系，优化产量配置，实现水侵区域气井常开挟水生产，水侵前缘建成了高压阻水屏障，远离水侵区域气井加速开采，达到控制边水推进速度，确保均匀推进的目的。

　　另外，结合气田实际，涩北气田引进吸收了10余项测试技术，创新形成了两项前沿技术，摸索出了“年计划→月安排→周调整→季对接”的运行模式，建成了具有涩北气田特色的动态监测体系，使月度计划与实际符合率误差控制在5%以内。2017年，涩北气田通过均衡采气综合调控技术和动态监测体系，均衡调控23个层组，开关调控794井次，延缓产能递减2.1%，综合递减率总体控制在8%以内。


　　由单井治水

　　向综合治水升级

　　涩北气田埋藏浅、岩性疏松、层多而薄、边水环绕且气水界面不一。随着地层压力不断降低，边水不断侵入，出水气井递减严重，且日益增多。

　　对此，涩北气田按照“动静结合，持续精描，挖潜增储”的思路，深化气水分布规律研究，形成了气藏“1234”水淹层评价体系；按照“简单适用、经济高效”的原则，创建形成了以优化管柱为基础，以泡排和气举工艺为主体的排采工艺技术系列，实现了由单井治水向综合治水的转型升级。

　　针对轻微积液井，涩北气田围绕“积液诊断、药剂评价、加量优化、效果评价”四大配套技术，推行“精诊断、严把关、细优化、强评价”四项举措，2017年，实施泡排1930井次，有效率90%。针对中等积液井，以“扩大规模、注重质量、提升贡献”为重点，2017年持续推广橇装气举107口井。针对严重积液井，充分利用高压气源井的天然优势，涩北气田形成了“以点带面”的井间互联气举新举措，首批试验10口井，日增气7.7万立方米，盘活了水淹潜力区的气井产能。

　　通过一系列组合工艺举措，涩北气田治水措施贡献率由2011年的0.4%升至2017年的4.6%，2017年治水增气达1.1亿立方米。

　　综合技术治砂

　　气顺路畅

　　涩北气田岩石胶结程度低，产气层易出砂。经过20年的技术攻关和完善，涩北气田先后试验了10余种治砂工艺，最终形成了“合理压差控砂、连续油管冲砂、压裂充填防砂”的综合治砂技术系列。大排量、高砂比、少液量、大砂量的割缝管压裂充填防砂成为主体技术。

　　针对轻微出砂井，以“控压生产”为基础，强化“分析、监测、测试”3个到位，形成综合控砂策略。目前，气田砂面上升速度每年降低15米。针对中等出砂井，气田克服气田压力系数逐年降低、冲砂易漏失的难题，实施“四提升”的连续油管冲砂工艺技术，2017年，施工64井次，日增气37.8万立方米。针对严重出砂井，注重出砂源头的割缝筛管压裂充填防砂技术，突出工艺“四个转变”，推行“个性化设计、程序化管理、模块化施工”的理念，2017年，应用15口井，日均增气7.4万立方米。

　　气田采取的一系列综合治砂举措有效率达90%以上，出砂速度保持在每年50米左右，出砂形势得到有效遏制，治砂措施年恢复产能达1.2亿立方米。

　　涩北气田是涩宁兰管道的气源地和西气东输管道的主要战略接替气源地，担负着甘、青、宁、藏四省区及气田周边的供气任务。在治砂控水特色开发技术的支撑下，截至目前，涩北气田累计生产天然气突破657亿立方米，年产天然气连续8年稳产50亿立方米以上。

　　排水采气原理

　　排水采气就是解决气井井筒及井底附近地层积液过多或产水的问题。原理就是用高压气源从气井套管注入井中，再从油管返出地面，把井筒中的液体举出地面再采气或边举液边采气。

　　按照排水装置的原理，可分为两种，即气举阀排水采气和柱塞间歇排水采气。

　　影响气举效果的因素包括气井产率、井底压力、产液指数、举升高度及注气压力等，对井底压力和产能高的井，通常采用连续气举工艺；对产能和井底压力低的井则采用间歇气举或柱塞气举工艺。

　　延伸阅读

　　国外排水采气工艺技术现状及发展趋势

　　国外的天然气开采工艺技术已有很大进步,在排水采气技术方面也有较大的新发展。

　　近年来，国外又研发出一系列以降低成本为主要目标的井下排水采气新技术,重点研究了单井排水技术与气藏工程相结合的多学科气藏整体治水技术。同时，还进行了排水采气工艺技术与装备、井下作业、修井技术的系列配套研究；研究应用了能提高气井产量、降低操作和处理费用的井下气水分离、回注系统，及喷射气举、腔式气举、射流泵和气举组合开采等新工艺、新技术；研发智能人工举升配套装备，向智能化举升方向发展。

　　总体来看，未来一段时期，排水采气技术有以下五个方面的发展趋势：

　　一是随着气井完井技术的发展和定向井、水平井及多分支井的增多，智能完井技术促使人工举升采气系统发展为人工举升智能采气系统。

　　二是随着对水驱气机理的研究，发展系列排水采气工艺技术，重点研究单井排水与气藏工程相结合的气藏整体治水技术。

　　三是随着气藏生产条件的变化，从单一排水采气系统向联合排水采气系统发展。

　　四是随着连续油管的研究与发展，不断扩展连续油管在排水采气方面的应用范围。

　　五是随着管材、工艺技术水平的提高，不断发展新的人工举升采气设备与技术及智能人工举升配套装备，使人工举升生产操作逐步向遥控、集中、高度自动化、智能化举升方向发展。

　　专家点评

　　立足技术创新破解砂水矛盾

　　王小鲁(青海油田气田开发事业部副经理)

　　涩北气田属于第四系疏松砂岩自生自储式的生物成因气藏，为全国典型的非酸性气田。气田发现于1964年，1995年投入试采开发。回顾涩北气田的开发史，与砂水激烈交战，是该类型气田在开发时始终要面对和解决的问题。

　　开发初期，涩北气田的工作重心是建产上产，开发中面临的突出技术矛盾是出砂问题。针对出砂粒直径为10微米的世界治砂难题，涩北气田经过科研攻关，创新形成了“合理压差控砂、连续油管冲砂、压裂充填防砂”技术系列，大排量、高砂比、少液量、大砂量的割缝管压裂充填防砂成为技术主体，有效率可达90%以上。

　　近年来，气田处于稳产阶段。此时技术矛盾除了出砂之外，又添出水这一“劲敌”。涩北气田的水矿化度高，且出水气井更易伴随出砂，排水采气工艺适应性差，其他气田成熟的排水采气技术在涩北气田存在严重的水土不服，效果较差。对此，青海油田依靠自主创新，研制了抗高盐度泡排剂技术体系，形成了泡排维护和气举复产两大主体排采技术，每年恢复天然气产量2亿立方米左右。

　　在今后的开发中，砂水矛盾会更突出，稳产难度也会进一步加大。目前，涩北气田1/3的气井存在积液，水侵面积、水侵储量均已达到1/3，形势非常严峻。为此，青海油田将进一步精细地质研究，深化气藏开发规律性认识，精准编制开发方案；加快配套完善排采主体工艺技术，强化缝网体积压裂、低压气层作业液的攻关，不断深化钻井提速提效，发挥工程技术的保障作用。

　　同时，还要进一步加强剩余气定量描述，大力实施集中增压气举，坚持“预判为先、控排结合、砂水同治、处理兼顾”的原则，尽快实现单井治水向综合治水的转型升级。

　　涩北气田将继续规模推广应用泡沫排水、气举排水、规模压裂、连续油管冲砂等成熟工艺技术，将气田稳产逐步由产建支撑向措施支撑过渡，为青海油田千万吨规模高原油气田建设“增气”，为甘、青、宁、藏地区的绿色发展提供更多清洁能源。