低渗透油气井排液技术综述

姚展华，杨姝蔚，胡书博，任秋军，赵庆杰，陶立达，王晓磊

（1.渤海钻探工程有限公司井下技术服务分公司，天津 300283；2.大港油田公司a.勘探开发研究院；b.第五采油厂，天津 300283）①

低渗透油气田具有地质情况复杂、开采难度大、产能低和经济效益差等特点。俄罗斯难以开采的石油储量占剩余可采储量的40%以上，从低渗透油藏中采出的石油占整体产量的25%。近几年，我国低渗透油气产能建设规模占到总量的70%以上，已经成为油气开发建设的主战场。仅2008年，低渗透原油产量就占总产量的37.6%，低渗透天然气产量占总产量的42.1%［1］。

低渗透油层见水后，采液和采油指数急剧下降，对油田稳产造成急剧影响。对于低渗透油气藏，由于其储层压力低，大部分井压后不能够依靠地层能量实现自喷，排出入井液体。由于低渗透油气田产量低，必须采用低成本、易操作的排液方法［2］。压后排液技术对低渗透储层的试油显得尤为重要。经过多年的探索实践，为低渗透油气田开发出了一系列的排液技术。本文分析了这些技术的优缺点，对高效开发低渗透油气藏具有指导意义。

1 抽汲排液工艺技术［3］

1.1 抽汲原理

抽汲诱喷是一种降低压井液液面的方法，即，将专门的工具（抽子）接在钢丝绳上，下入井筒中，在油管中作上、下往复运动。当上提抽子时可迅速把抽子以上的液体提升至地面，在抽子下面产生低压，使油层液体进入井内，达到降低液面，降低油层回压的目的。抽汲时一般将抽子下到液面以下150～250 m，上提时可以在井底产生1.5～2.5 MPa的压降，堵在井底附近油层的污物在液流的冲刷携带下，被排到井内。这种方法的诱喷程度较替喷大，多用在靠改变井内液体相对密度仍不能达到诱喷目的的油井。

1.2 抽汲工艺的局限性［12］

抽汲排液具有快捷、有效、经济的特点，是低压低产储层排液方式应用最广泛的一种排液方式。但常规抽汲排液技术存在许多缺点：

1）单次抽汲液量偏低，抽汲工作效率较低。

2）防喷盒密封性能较差，抽汲时易引发井控安全问题，存在着较大的安全隐患；同时，由于抽出液体直接喷溅至井场，造成较大的环境污染。

3）非自喷井抽汲试油时石油伴生气不能密闭分离，会造成在井场内弥漫聚集，容易引起火灾或人员中毒等事件发生。

4）储层吐砂时、易发生砂卡，造成井下复杂。

长庆油田井下公司经过多年研究，形成了密闭安全抽汲排液技术，较好地解决了以上几个问题。但是，抽汲排液技术在有伴生气及纯气井的情况下，安全性较低，无法满足安全、环保要求，建议此种情况下不采取抽汲排液技术。

2 水力泵排液技术

2.1 排液原理

水力泵排液主要有水力喷射泵和水力活塞泵排液技术2种。常采用的是水力喷射泵排液，如图1。其原理是：由进口泵入高压动力液，通过喷嘴、喉管及扩散管时，在喷嘴与喉管处形成一个负压区，从而吸入并携带地层液体，经出口返出地面，进行分离和计量。

图1 水力泵工作原理示意

2.2 技术特点

1）与常规排液工艺（例如液氮排液，汽化水降液面、抽汲或利用单纯的NAVI泵、螺杆泵等）相比，能够实现大量、连续排液。所以，水力泵排液工艺特别适用于低压漏失井、出砂井、低压稠油井或措施改造后需要排液的油气层。

2）速度快、强度大是水力泵排液的最大优点。同时在泵排前可以采取挤地层清洗剂、降黏剂或酸液等措施，然后立即进行返排液。水力泵动力液能够加温（达85℃）同时也可以加入降黏剂、破乳剂、降凝剂，解决了高凝稠油井试油（测试）及排液的困难之处。

3）能够实现连续、大量深排强排，水力泵下深可达3300m，可负压至3000m，所以对地层有一定的解堵作用，从而了解地层的最大真实产能。

4）水力喷射泵排液的全部过程可以下入压力计进行监测记录，所以可以提供排液过程中的地层流动压力变化情况，这样取得排液数据更加真实，且便于分析。

水力喷射泵排液一般不受井深、井温、井斜、稠油、含气层、套管大小以及现场条件的限制，应用条件宽松，相对于其他排液方式则更加安全环保。

适用于地层压力较低的稠油井、低压漏失井（钻井期间漏失严重或动液面很低）以及压裂、酸化等措施改造后需要连续大量排液的试油层的排液求产。但水力泵排液技术也有其局限性，例如：水性难以判断、高压低渗层中应用效果相对较差［4－6］。

3 伴注液氮自喷排液技术

3.1 排液原理

该排液技术主要是通过在压裂或酸化泵注的同时按一定比例伴注氮气，使氮气随压裂液一起进入地层，压裂后放喷时，氮气在压力、温度变化下体积膨胀，使进入地层的液体返排时因混有气体而降低密度，从而达到地层压力大于井筒混合液柱压力而能够快速自喷返排的目的。后期通过关放，依靠地层能量将液体排出乃至排尽［7－9］。

3.2 工艺特点

1）工艺简单，施工方便。

2）排液速度快，效率高。

3）对地层伤害小，施工安全程度高。

液氮伴注工艺适合于所有压裂酸化改造的低渗透油气井，但也存在着其缺点，例如施工成本较高，对于地层能量低，渗透性差，含气量低的井后期排液没有效果。此工艺与水力泵排液相结合，效果较好。

4 连续油管＋液氮助排工艺技术

4.1 排液原理

连续油管排液是通过在采气树上安装连续油管设备，将连续油管下入油管内，通过连续油管泵注液氮，利用氮气能量降低液面深度，达到排液目的。

排液过程如图2所示：连续油管下到井内静液面以下，注入氮气，氮气从井内连续油管端头排出，沿环空上升，带动液体克服摩阻压力和静液柱压力快速上升到井口，氮气从流体混合物中释放出来，完成排液过程。

图2 连续油管液氮助排示意

4.2 工艺特点

优点：

1）排液速度快，效率高，具有施工快捷、可边排边下并连续排液。

2）掏空深度大，可达3500m 以上，尤其对深井排液有明显的优势。

3）对地层伤害小，施工安全程度高。

4）氮气属于惰性气体，所以不管在运输或施工过程中都不会发生燃烧或爆炸而酿成事故，同时由于在气举泵注过程中可以根据井内压力变化随时调整油管入井深度和氮气排量，这样就不会产生超压现象，安全生产得到充分保证。

缺点：

1）施工设备安装复杂，动用车辆多，成本高。

2）地层产水情况下排液效果差。

3）对低产量、较深气井见效速度慢。

连续油管液氮排液技术适用于地质资料显示较好，压后油套无法连通的油气井。

5 套管反注气举排液技术

5.1 排液原理

利用增压设备将气举介质从油套环空注入，顶替井筒液体从油管返出。随着气举介质注入量和举升液体高度的增加，气体压缩储能，当注入气体顶替至油管管鞋位置后停注，这时随着油管液柱压力的降低，压缩气体膨胀释放压能，将油管内剩余的液体举出，达到排液目的。

5.2 工艺特点

1）排液速度快，效率高。

2）适应任何尺寸套管的井筒。

3）工艺简单，动用设备少。

4）对低压高渗储层在排液过程对地层会产生回压伤害。

反替气举排液方法对于井底积液、地层能量较好的井，具有工艺简单，排液速度快的特点。适用于地层不产水，井筒有积液，单靠地层能量无法自然喷通，需要有一定助排诱喷措施才能在地层能量的贡献下喷通需排液的井。

6 氮气泡沫排液技术［10－12］

6.1 排液原理

利用氮气泡沫发生装置，产生低密度氮气泡沫，循环进入井筒，排出井筒及入地液体，逐渐降低井筒液柱压力，实现排液目的（如图3所示）。

图3 氮气泡沫排液技术原理

6.2 工艺特点

氮气泡沫排液技术既可用于产水气井，也可以用于油气合采井。主要特点：

1）密度低且方便调节，作为入井液便于控制井底压力，减少漏失和污染。

2）黏度高，低摩阻，携液能力强。

3）压缩系数大，助排性能好。

4）氮气是惰性气体，此排液技术安全性较高。

7 泡沫排液棒排液技术［12］

7.1 排液原理

泡沫排水采气就是从井口向井底注入某种能够遇水起泡，或者达到一定压力后起泡的表面活性剂（即起泡剂），井底积水与起泡剂接触后或压力达到一定时，借助天然气流的搅动，生成大量低密度水泡沫，随气流携带到地面。泡沫排液棒如图4。

图4 泡沫排液棒

7.2 泡沫棒性能

1）携液性能泡沫排水剂浓度（以排水棒总质量计）的增加，其携水能力增强。但达到排水棒所含起泡剂表面活性剂的CMC（0.3%）值时，携液量随浓度的提高增加甚微。因此排水棒的现场使用量应根据产液量情况进行估算。

2）抗盐性能气井泡沫排水棒在氯化钠含量为3.5%的恶劣条件下，仍有较好的携液效果。一般气井中的地层水矿化度远达不到这样高的含盐量。

7.3 工艺特点

1）泡沫排水棒投放操作简便，无需动用大型设备，节省了人力物力。

2）该工艺投资较少，见效快，有利于在气井上大量推广使用。

3）气井泡沫排水棒在高含油以及地层水矿化度高的条件下，仍保持较好的功能。

4）泡沫排水棒能更加有效地提高举液能力，排出井内液体，降低井底回压，提高产气量。

5）适用于气井长期低产量产水且气流携液能力不足时，对压裂酸化等作业后井筒内积液严重的气井，需要与其他排液方法配合进行才能发挥效果。

8 气举阀气举排液技术

8.1 排液原理

气举阀排液原理如图5。通过地面泵注设备向油套环空注入高压气体，该气体通过气举阀进入油管，用以降低油管内流体的密度，同时在气体膨胀能的作用下，油管内液体被快速携带出井口。气举阀排液中所采用的气举阀为套压阀，采用降低注气压力设计法。该方法的要点是逐级降低打开井下各级气举阀的套管注气压力，以保证通过下一个工作阀注气以后，关闭上部各气举阀［12－14］。

图5 气举阀排液示意

8.2 工艺特点

1）气举阀排液速度快、效率高，减少液体在地层中的滞留时间，最大限度减少残余液体对地层的二次污染。

2）气举阀排液深度大，能够满足深井排液需求。

3）气举阀排液与现场制氮设备配合，简洁方便。

4）对于产液量较大的井，该技术不能反复循环进行气举排液。

9 丛式井套管充气排液技术

为降低低渗透气田开发成本，采用丛式井开发方式。在实际生产中部分施工井在改造后都可以依靠压裂酸化时伴注的液氮及储层自身的能量放通。但个别井由于储层能量不足等原因未能一次放通，为了加快排液速度，缩短施工周期，节约施工费用，尝试采用邻井套管充气排液技术，效果显著（相当于使用现场制氮车气举助排）。

9.1 排液原理

通常，在一个丛式井场首先对储层显示比较好的井进行试气改造，压后第1次油放排通以后立即将井架移至另一口井，进行试气作业；当第2口井压裂结束后，第1口排液基本结束，若第2口井压后油放不通，则用油管从第1口井引天然气，套管充气对第2口井助排，一般都能举通，以此类推，可以实现丛式井场多口井的气举助排。

9.2 要求及特点

1）临井要有一定的关井压力（目前生产井的关井压力普遍为21.0～24.0 MPa），为气举提供能量。

2）必须连接固定好高压管线。

3）采用丛式井套管充气排液时几乎没有成本支出，属于超低廉价排液方式。

4）该工艺简单、操作性强，适用于所有丛式井。

10 结论

1）低渗透油藏的储量大，是未来油田开发的重点。但是，地层的压力低，需要进行井筒排液作业才能正常生产。

2）现有几种油气井排液技术都有各自的特点与缺点，没有任何一种排液技术能够适用所有油气井，要根据排液目的要求及各个井况的特点去选择合适的排液方法。选择排液技术的首要原则是安全、环保、经济，只有做到这一点，才能更加有效合理的施工。

3）对于抽汲排液技术，需解决安全、环保等问题。对于水力泵排液技术，需解决水性实时判断问题，以及水力泵在高压低渗层中的排液效果差的问题。

［1］江怀友，李志平，钟太贤，等.世界低渗透油气田开发技术现状与展望［J］.特种油气藏，2001，16（4）：13－16.

［2］李道品.低渗透砂岩油田开发［M］.北京：石油工业出版社，1997.

［3］荀忠义，吴国洲.几种抽汲工具比较［J］.石油钻采工艺，2001，23（4）：80－81.

［4］代晓东.水力泵地面排液一体化设备研制［J］.油气井测试，2001（3）：61－63.

［5］陈凤官，綦耀光，王渭，等.环空射流泵排采工艺在煤层气井中的适用性研究［J］.石油矿场机械，2012，41（6）：46－49.

［6］朱其秀.水力喷射泵在油气田中应用［J］.钻采工艺，1991，14（3）：22－23.

［7］张荣文，朱铁，左庆新，等.试谈我国试油排液工艺技术现状［J］.西部探矿工程，2005（3）：56－57.

［8］孙永涛，马魁魁，陆爱华，等.浅海试油排液工艺的对比及优选［J］.油气井测试，2010，19（3）：33－35.

［9］刘云志.试油排液工艺技术应用研究［J］.油气井测试，2001，10（4）：41－46.

［10］张晓松，王世红，曹敏，等.凝析气藏高效泡沫排液工艺技术研究与应用［J］.内蒙古石油化工，2001，27（2）：61－62.

［11］赵百万，李静.气井连续排液的新观点［J］.国外油田工程，2003，19（4）：41－44.

［12］罗英俊，万仁博.采油技术手册［K］.北京：石油工业出版社，2005.

［13］杨盛余.气举阀气举排液技术研究［J］.石油矿场机械，2011，40（7）：18－21.

［14］户贵华，程戈奇，童广岩，等.气井抽汲排液采气工艺的研究与应用［J］.石油矿场机械，2006，35（6）：102－103.