□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。