排水采气，是气田稳产的“基本功”，更是老气田焕发新生的“必修课”。面对地层压力下降、井筒积液加剧等难题，中国石化各油气企业因地制宜、因井施策，从“人工把脉”到“智能诊断”、从“单一工艺”到“协同作战”，在智能化管控、复合工艺应用、全生命周期管理等方面持续探索。本版专题呈现迭代升级的排水采气技术为天然气稳产保供筑牢根基。

工具、工艺、管控协同发力 推动排水采气技术全链条升级

□赵 旭

当前，国内成熟主力气田陆续步入开发中后期。深层碳酸盐岩、页岩气、致密气藏普遍面临地层压力持续递减、井筒积液频发、气水分布动态复杂等难题。以西南油气元坝气田为例，气藏平均埋深7000米，水平井总深达8200米，硫化氢含量高达5.7%，叠加超深、高温、高压、高含硫四重极端开发工况，传统泡排、柱塞气举、连续气举等单一排水工艺，在深井、高气水比复杂工况下，暴露出工具服役周期短、人工调控滞后、综合运维成本高等突出短板。集约化、长效化、智能化的排水采气成套技术，已成为有水气藏稳产保供的关键工程支撑，需要系统推进井下工具、分井治理工艺及地面智能管控的全链条升级。

国外经验：智能排水已成“标配”

北美、欧洲等致密气主产区自2010年起，率先推动排水采气向智能可调气举、井下实时监测与自适应排采一体化方向转型。国际油服企业依托电缆式智能气举阀、光纤井筒动态监测系统，构建单井闭环调控网络，逐步替代传统机械式定压气举和粗放泡排制度。

据行业公开数据，相较传统工艺，智能化排水采气模式可实现气井连续生产时率提升20%以上，井下工具平均服役周期由8个月延长至36个月；单井年压缩机耗气量下降16%，钢丝检修作业频次降低62%，区块综合排水成本降幅达23%。目前，多级智能气举、分布式积液监测技术在国外深层高温含硫气井中应用占比已超50%，智能排水已成为全球气田高效开发的标准化核心技术。

发展方向：智能、绿色、一体三线并进

立足天然气增产保供与“双碳”目标，排水采气技术正沿三条主线加速迭代。

智能化是核心。以井下光纤传感、积液动态识别、数字孪生等技术为载体，行业正加快构建区块级排水采气智慧管控平台，实现参数实时采集、故障超前预警、运行工况自动调参。中国石化已启动多个示范区智能管控平台建设，预计“十五五”期间实现重点气田全覆盖。

绿色化是底线。低伤害、可生物降解泡排药剂研发取得突破，配套电动气举增压机组、闭式循环加注装置正在推广。元坝工区试点显示，绿色化改造后，单井综合能耗下降10%、废液排放量减少30%。

一体化是方向。与国外工况标准化程度高的特点不同，国内气藏纵向层理复杂、横向非均质性突出，各类排水采气工艺耦合应用时易出现适配性不足、协同效率偏低等问题。下一步，行业将着力推动排水采气工具、井下动态监测、井筒精准治理与地面智能管控全链条深度融合，搭建多维度开发动态评价体系，以集约化、一体化技术升级，实现气田开发模式迭代升级。

（作者为石油工程技术研究院完井工程高级专家）

以技治水 以智兴气

□柯文奇

排水采气是有水气藏、页岩气、致密气开发的“基本功”，更是老气田稳产保供的关键抓手。目前，中国石化已构建起覆盖多类型气藏的排水采气技术矩阵，走出了一条“分藏适配、工艺集成、数智赋能、绿色低碳”的特色创新之路，经济高效保障天然气稳产。

因藏施策、工艺集成与数智赋能打出组合拳

地质工程一体化，一藏一策精准施治。各油气企业立足自身气藏痛点，形成了特色工艺包。中原油田普光气田针对高含硫水侵难题，创新构建“控-放-排-堵”一体化治理策略，配套膜制氮气举排液、机械堵水复合工艺，实现水淹关停高含硫气井复产；研制国内首批投捞式抗硫高压气举阀，设计投产气举一体化完井管柱，填补了国内技术空白。

复合工艺替代单一工艺，拓宽适配边界。由于泡排、气举、柱塞等单一工艺对复杂井局限性明显，各油气企业大力推进复合工艺。西南油气攻关形成复合排水成套工艺，“多元化工况诊断+差异化排液采气+多级化增压开采+多样化井筒治理”4类13项稳产工艺体系，成为低渗致密气藏高效开发利器。

工艺智能化改造，从“经验判断”走向“数据决策”。江汉油田研发全井筒智能排采决策系统，分段计算井筒压力、流速、持液率，积液位置识别误差不超过100米，措施有效率由80%提升至90%。建立智能泡排产水强度分级模型与三维调控工艺，完成500多口井智能化改造；在焦页108号智能采气示范平台构建“云+边+端”三层协同决策体系，实现24个智能工艺模型部署。这些创新实践标志着排水采气从“人工看表、凭经验调参”迈向“自动诊断、自主决策”的新阶段。

绿色低碳驱动工艺模式升级。江汉油田涪陵气田创新平台密闭循环气举技术，高压页岩气密闭循环用于气举，大幅减少放空燃烧，形成“气举+增压、气举+泡排”页岩气复合排采模式。西南油气元坝气田推行气田水、余热蒸汽一体化循环利用工艺，大幅减少二氧化硫排放。这些实践将治水排水与减碳协同推进，形成了低碳排采新模式。

在理论、装备与全生命周期管控上持续破题

“十五五”期间，排水采气技术将沿五个方向加速演进。

深化基础理论认识，排采从“被动应对”向“主动融入”转变。加强大斜度水平井、高含硫条件下井筒多相流携液机理研究，补齐理论短板，为工艺优化提供底层支撑。排水采气纳入气田全生命周期开发统筹，做到“前期预防、中期管控、后期治理”全周期覆盖，持续深化地质工程一体化理念，从根本上破解“边产边排、越排越难”的困局。

工艺由单一向集成复合方向发展。攻关形成“井下排采+地面增压+产出水处理”一体化成套技术，实现全链条压力系统管理，构建不同气藏标准化工艺选型图谱，实现“一井一策”快速方案输出。

绿色低碳排水采气技术加速迭代。密闭循环气举、井下气水就地分离回注、环境友好型起泡药剂、无药剂物理排液技术将加快攻关推广，最大限度减少天然气放空和化学品使用。

智能化深度渗透排水采气全链条。基于井筒多相流仿真与AI大数据，打通单井监测到产能变化的全链路；构建气藏-井筒-地面一体化智能排采平台，研发安全可控的采油气工艺智能体，实现积液提前预警、工艺参数自适应调控、故障智能诊断，进一步减少人工干预，提升措施效益，让智能化从“看起来智能”走向“真正有效”。

向装备国产化、长寿命、低成本持续发力。重点攻关高气液比、深层超深、高含硫等工况下长寿命井下排采工艺，强化耐温耐盐耐油泡排剂研发与低成本化，攻关水平井中后期深排有杆泵、电潜柱塞泵、气体射流泵等装备，降低作业维护成本，拓展边际气井经济开发边界。

（作者为石油勘探开发研究院储层改造与采油气技术研究中心采油气技术室副主任）

华北油气：协同施策提升治理质效

□宋翔宇 王娟娟 梅 哲

华北油气自主迭代形成了一套覆盖气井全生命周期的特色排水采气技术体系：井藏协同动态分析保障排采工艺与井筒工况高效适配，定制化泡排剂与井筒工况良性互动提升精准治理水平，智能柱塞与机械排采协同作战打破单一工艺应用局限，三者深度融合，实现“数据感知-诊断分析-措施优化”一体化管理，让排采治理由经验施策向科学精准施策转变，大幅提升了低效负效高含水气井的治理质效。

截至目前，该技术体系累计推广应用1600余井次，老井开井率较趋势预测提高5个百分点，综合递减率控制在14%以内。

井藏协同：给气井精准“把脉开方”

“过去选择排水采气工艺多依赖技术人员经验，井藏协同排采工况诊断方法让我们能够对每一口井精准施策。”华北油气工程院采气工艺所技术人员龚政说。

针对致密气井生产阶段变化快、单井排采工艺介入时机不精准等难题，技术人员研究形成了井藏协同排采工况诊断方法。该方法依托地质工程一体化，将气藏工程与采气工程深度结合，综合考虑地层物性、井筒结构、动态生产数据，精准评估气井所处生产阶段，并科学判定适配的排水采气工艺技术。

井藏协同排采工况诊断方法投用后，排采工艺选井匹配成功率提升27个百分点，同时避免了盲目施工带来的成本损耗，让每一笔技术投入都精准落在增产节点上。

定制泡排：“个性化药方”恢复气井活力

大牛地和东胜气田的气井普遍面临井筒能量衰减、积液加剧及凝析油干扰等严峻挑战，而常规泡排剂难以适配低压低产、高矿化度、高凝析油的苛刻井下环境。

对此，技术人员不再局限于药剂配方层面的性能优化，转而深挖内在机理开展技术攻坚，从分子结构入手，突破传统稳泡思路，成功研发出能够应对复杂工况系列泡排剂体系，具有良好抗油抗盐性能，在提升气井连续生产时率的同时，为低效井持续稳产提供了可复制的技术范式。

截至7月底，该泡排剂体系应用超460井次，成功率稳定在90%以上。

智能柱塞：治好“低产病号”的疑难杂症

“当气井能量更低、产液更多，泡排效果不好，柱塞排采工艺便可大显身手。该工艺如同在井筒里放一个‘活塞’，利用地层自身能量把积液排出井筒。”华北油气工程院采气工艺研究所所长周瑞立说。

该公司约6%的气井为高液气比积液井，传统柱塞工具井筒漏失量大、适配性差。对此，技术人员创新打造了高液气比智能柱塞排采技术，相当于为井筒配备了一个“智能排水电梯”，可按需设置开关井时长，最大限度排出井底积液。

“我们搭建形成的柱塞运行曲线典型图版，可快速锁定低效井工况症结，差异化指导生产制度优化，无须人工现场频繁调试。”周瑞立说。如今，该工艺已让86口气井重焕生机，工艺有效率超90%。

机械排采：让“重症”气井“长稳优”生产

6月25日，J30-3-P4井经过38小时机抽排采，累计排液31立方米，日增产气4600立方米。

针对大产水量、长期水淹的停产井，常规工艺举升能力不足，很难复产。该公司经过7年实践，整合机抽、电泵、射流泵三类机械举升手段，凝练形成“长稳优”机械排采工艺技术，成功解锁了一大批常规工艺无法动用的高含水边际储量。

“我们对几种机械排采工艺进行按需选配，使194口关停井有效复产。”华北油气工程院采气工艺所机抽技术负责人张立强说。

西南油气：差异化排水 数智化赋能

□本报记者 薛 婧

西南油气川西中浅层气藏是典型多层叠置低渗致密气藏，储层含水饱和度高。随着气藏开发，地层水每日涌出超500立方米，且水质复杂，氯、钙、镁等金属含量较高。“产出水不能及时排出，会造成井筒乃至近井储层积液，腐蚀性流体还会造成管柱腐蚀穿孔、断落。”西南油气开发管理部副经理杨丽兵说。

排水采气是提高产水气井采收率的重要手段之一。西南油气立足气田先天禀赋，构建“差异化分层排水工艺+全链条智能排采”双主线特色技术体系，有效破解高含水低压致密气稳产增效难题，形成行业可复制的西南方案。

“差异化分层排水工艺，就是针对气井全生命周期不同阶段产能、含水工况，建立精细化、差异化排水工艺矩阵，这是我们最鲜明的技术特色。”杨丽兵说。气井开发低压低产阶段，科研人员按照产气规模，分级匹配泡沫排水技术，形成常规泡排、低产气井泡排、增能泡排、含凝析油泡排等梯度化药剂与配套工艺。对积液严重、单一排水工艺效果差等问题，形成了车载气举、槽车气举排水技术，以及组合气举、连续油管复合排采技术，同步攻关涡流管、超音速雾化等前沿新工艺，丰富低压井低成本排液路径。

这套分层适配工艺体系成效显著，川西中浅层气井年实施排水工艺措施7.1万井次以上，气田综合递减率控制在8%以内，每年新增天然气产量超1.1亿立方米，有效解除水封气伤害，持续抬升气藏整体采收率。

在传统工艺精细化基础上，西南油气以数字化、智能化升级为突破口，打造自主可控智能排采装备与决策平台，形成新的核心特色。

“过去依靠人工巡井、现场调参，存在响应滞后、药剂浪费、工况判断不准等短板。”杨丽兵说。自2017年起，西南油气科研团队历经8年攻关，自主研发系列智能装备，打破国外柱塞设备技术垄断。井群智能泡排装置实现一机管控12口平台井，设备轻量化、加注精度误差控制在1%以内，自适应系统可根据井筒积液动态调参，药剂消耗降低20%，300余口应用井单井平均增产10%。系列化智能柱塞覆盖中前期、后期、高凝析油、水平井等各类井况，排液深度拓展至水平段，配套智能调控模型，实现无人值守自动排液，50余口井应用后，单井增产20%，设备生产成本较进口产品下降80%。

同时，集诊断、决策、远程执行于一体的采气智能决策系统，为排水采气装上“智慧大脑”。系统依托海量生产数据，构建积液仿真模型，实现井筒流型可视化、积液量化预警，变传统“人找异常”为“异常找人”。融合气藏、多相流、工艺多类机理模型，分钟级自动匹配最优排水工艺，覆盖1000余口致密气、页岩气井，运维成本下降43%，构建起井群无人值守智能排采示范模式，多项智能装备获数十项自主知识产权，具备完全产业化推广能力。

下一步，面向高含水气田长远开发，西南油气将深化气水分布规律研究，从井位部署、压裂完井源头优化，降低后期产水风险，同时攻关超音速雾化、超声波等低成本组合新工艺，破解低压低产井排水效益偏低难题，兼顾稳产增产与降本增效，为国内同类低渗产水气藏提高采收率提供成熟技术范本。

江汉油田：“经验管井”变“智能调控”

□楼小梅 胡雪莹 陈晓宇

8月7日，江汉油田涪陵页岩气田焦页89号平台上，采气工李峰轻松一按，智能化一体自动加注橇装装置便一键启动，平台实现多井自动混配药剂、自动按加药制度加注药剂。这轻松一按的背后，是涪陵页岩气田排水采气从“经验管井”向“智能化精准调控”的深刻转变。

随着气田开发年限延长，一些气井出现地层压力下降、井筒积液增多等问题，导致产量下滑。江汉油田以气藏管理平台为“神经中枢”，以智能泡排与气举工艺为“关键抓手”，构建起覆盖气井全生命周期的智能管控体系。目前，已有518口井完成智能化泡排设备改造，单井增产16.4%；智能化气举措施有效率由85.5%提升至90.3%。

气井“治病”，贵在早发现。涪陵页岩气田技术管理中心泡排项目组组长李牧说：“气田每天有‘患病井’20多口，以前排查异常井，要向现场员工要报表，一口井一口井地过筛子，费时费力。现在登录气藏管理平台，所有数据一目了然，几分钟就能揪出‘患病井’。”为提高气井智能化管理水平，技术人员深度挖掘海量数据源，建立异常处置流程，科学预测与核实气井水平段积液、管线滞液、砂堵等异常情况，智能推荐措施建议。今年以来，平台成功预警气井异常720余次，准确率在95%以上，技术人员即使出差在外，也能通过手机快速审核处置方案。

预警之后，还要精准实施。传统泡排工艺中，加药时机、药剂浓度全凭技术人员经验判断，现场员工更是“手提肩扛、心算手倒”。如今，智能泡排装置实现自动送药、自动配药、自动加药和远程调参。“为提升泡排精细化管理水平，我们还建立了泡排井动态监测系统，优化调整加药制度，在确保泡排实施效果的同时，降低药剂用量，实现降本增效。”李牧说。今年以来，气田泡排措施有效率由92.8%提升至96.8%，采气时率由88.2%提升至94.4%，万立方米气药剂成本由67元降至48.8元。

在智能泡排的基础上，气举工艺也实现升级联动。过去，气井发现积液后，往往被动等待人工介入抢救。如今，气藏管理平台不仅能智能识别积液程度，还能自动推荐“治疗方案”，气举工艺正由“单一气举”向多工艺协同的“智能化气举”升级。去年9月，焦页9-9HF井因受邻井压裂干扰复产未获成功，技术团队结合平台数据分析，制定了“起泡剂连续加注+气举返排”组合复产方案，成功让这口井恢复稳定生产，日产气由2.5万立方米提升至3.6万立方米。同样，焦页28-2HF井因水平段积液关井，平台智能推荐采取气举措施成功复产，日产气3万立方米。今年以来，气田已应用“气举+”组合工艺433井次，同步上线智能气举优化设计软件，融入AI算法，智能化优化气举方式、参数，实现单井日增产1万立方米。

从“一个经验模型管百口井”到大数据精准诊断、从“事后抢救”到“超前预警”、从“单点智能”到“多工艺协同”，涪陵页岩气田正通过构建智能管控体系，让排水采气变得越来越“聪明”。目前，该公司还在焦页108平台试点建设更高级别的智能采气管控平台，向“超前预警、自主优化、自动执行”的分钟级智能采气新模式迈进，让每一口气井都在数字化浪潮中焕发新的生机。