江汉油田涪陵页岩气田采气员工对实施智能排采工艺的气井做安全检查。李占军 摄
华北油气工程院技术人员正在使用自研开发的管理应用系统开展单井工况分析。杨易骏 摄
西南油气采气一厂员工正在为川西中浅层水淹井做气举前设备检查。
陈雪姣 摄
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）