王露茜

摘要：雙坨子氣田位于松遼盆地南部，主要產(chǎn)氣層是泉頭組一段、三段，自1999年投產(chǎn)以來，已連續(xù)生產(chǎn)近20年。目前采出程度較高，多數(shù)氣井處于低壓低產(chǎn)，很難維持正常生產(chǎn)。2016年起，對6口井實施增壓提產(chǎn)技術(shù)，取得了較好的效果。根據(jù)措施情況，將措施井分為3類，其中位于構(gòu)造高部位，具有較高累產(chǎn)氣量，產(chǎn)液量較小的氣井，提產(chǎn)效果較好;而位于構(gòu)造邊部，出油出蠟或產(chǎn)液量較大的井，提產(chǎn)效果不明顯。提壓技術(shù)為氣田末期穩(wěn)產(chǎn)提供了堅實的保證。

1區(qū)域地質(zhì)概況

雙坨子油氣田區(qū)域構(gòu)造位置隸屬于松遼盆地中央坳陷區(qū)華字井階地南部，西為長嶺凹陷，東為東南隆起區(qū)的登婁庫背斜帶。長期處于油氣運聚的有利地區(qū)，石油地質(zhì)條件較為優(yōu)越。雙坨子構(gòu)造基底為古生界地層，目前鉆井揭露地層自下而上分別為侏羅系沙河子組、營城組、白堊系的登婁庫組、泉頭組、青山口組、姚家組、嫩江組、四方臺組、第三系、第四系。具有較完整的上、中、下部及深部含油組合沉積地層。

受其巖性和構(gòu)造條件的控制，形成差異較大的油氣分布特征及油氣藏類型，總體反映為在構(gòu)造圈閉范圍內(nèi)，以砂組或單砂體為儲油單元形成各自獨立的油氣水系統(tǒng)，具有較明顯的巖性控制特征，縱向上含氣層系疊合分布。目前主要產(chǎn)氣層是泉頭組一段、三段，青山口組及姚家組也形成了規(guī)模性產(chǎn)出。

2開發(fā)概況

雙坨子氣田自1999年3月投入開發(fā)，已經(jīng)有近20年的開發(fā)時間。雙坨子氣田整體開發(fā)特征表現(xiàn)為開發(fā)末期，采出程度較高，地層壓力低。大多數(shù)氣井井口壓力低，產(chǎn)量低，很難維持連續(xù)平穩(wěn)生產(chǎn)。

3 單井提壓增產(chǎn)技術(shù)

隨著氣田氣井生產(chǎn)年限的延長，氣井井口壓力逐步降低，生產(chǎn)能力逐步下降，部分氣井攜液能力降低，甚至造成積液停產(chǎn)。單井增壓在滿足氣體輸送的情況下更好地利用了氣井的壓力，并由于增壓設(shè)備緊湊，投資低，能更好地節(jié)約成本，且能更好地減少井間的影響，提高天然氣產(chǎn)量。

3.1技術(shù)原理及工藝流程

該裝置通過降低井口壓力來提高天然氣從井底到井口的流速，一方面使得生產(chǎn)井可以在較低的壓力下提高產(chǎn)量，另一方面可使積液生產(chǎn)井增加攜液能力，從而延長氣井生產(chǎn)壽命。壓縮機利用其分離系統(tǒng)確保天然氣進壓縮機前將氣液分開，氣體進入壓縮機，液體通過氣液分離后不參與壓縮，待氣體增壓后，液體可根據(jù)用戶需求進入集液罐

或隨同增壓氣體進入輸氣管線（圖1）。

該機型以燃氣為驅(qū)動，集壓縮機和發(fā)動機為一體，將動力、壓縮、分離、計量集成為一體整體成撬，可實現(xiàn)單井增壓開采工藝。

3.2 選井原則

考慮地面配套設(shè)施及儲層物性等因素，在2016年在雙坨子氣田開展單井提壓實驗。初步根據(jù)單井累產(chǎn)氣情況、油套壓力、地面設(shè)施及井場狀況，優(yōu)先選擇構(gòu)造高部位、剩余動態(tài)儲量大、基本不產(chǎn)液的井進行實施。第一批優(yōu)選出6口井進行提壓增產(chǎn)（圖2）。

3.3 實施效果

按照實際的提壓增產(chǎn)實施效果，將6口井分為三類，進行總結(jié)：

增氣效果好，生產(chǎn)平穩(wěn)連續(xù)

這一類井包括A101、A126、A4-2和AS7井。截至2017年底，4口井累計增氣817.1萬方（圖3），占比78%。4口井投產(chǎn)后，表現(xiàn)為連續(xù)生產(chǎn)，增氣效果好。

增產(chǎn)效果一般，生產(chǎn)平穩(wěn)連續(xù)

A124井，生產(chǎn)層位為泉一段，累產(chǎn)氣1055萬方，構(gòu)造上屬含氣面積邊部。壓縮機投產(chǎn)后，生產(chǎn)比較平穩(wěn)，日均增氣0.25萬方，累增氣106.5萬方。壓縮機投產(chǎn)后，增氣效果不明顯，日增氣0.1-0.5萬方（圖4）。

增產(chǎn)效果一般，生產(chǎn)連續(xù)性差

A103井，生產(chǎn)層位為泉三段和泉一段，位于構(gòu)造高部位，含氣面積以內(nèi)，累產(chǎn)氣8020萬方，壓縮機投產(chǎn)前處于間開、低產(chǎn)狀態(tài)。A103井產(chǎn)氣同時有出油蠟情況，在壓縮機投產(chǎn)初期頻繁造成設(shè)停運的情況（壓縮機自帶分離器處理能力較小，無法對出液和油蠟進行有效分離），嚴重影響了設(shè)備的增產(chǎn)效果。生產(chǎn)中期，出油蠟量減少，增氣效果得到了一定的提升，后期又出現(xiàn)頻繁出油蠟現(xiàn)象，造成壓縮機分離器濾芯堵塞，長時間停機維修（圖5）。

4 結(jié)論

根據(jù)以上總結(jié)的效果分類，對壓縮機提壓增產(chǎn)選井標準和模式有更深刻的認識：

（1）生產(chǎn)層位以氣田主力產(chǎn)氣層系，位于構(gòu)造高部位，具有較高累產(chǎn)氣量，產(chǎn)液量較小，地面流程相對完善，天然氣因井口壓力低于集輸壓力而無法連續(xù)進站的氣井采用壓縮機提壓后，可以最大程度發(fā)揮產(chǎn)能，增產(chǎn)效果較好，如A101、A4-2、A126和AS7井。

（2）對于累產(chǎn)氣量低，在河道邊部和構(gòu)造低部位的井，增產(chǎn)效果不明顯，如A124井。

（3）對于以往生產(chǎn)過程中有出油出蠟或產(chǎn)液量較大的井，單獨采用壓縮機增產(chǎn)效果不理想，難以維持連續(xù)開機生產(chǎn)。