“双碳”背景下，天然气已然成为实现“双碳”目标和“美丽中国”的重要力量，页岩气、致密气等非常规气也逐渐成为了“十四五”天然气增储上产的重点，是未来开发的主战场。

为此，第十一届中国页岩气发展大会特别邀请到中国石油集团吐哈油田工程技术研究院的方志刚先生作题为《气举技术在非常规气开发中的研究与应用》报告，分享气举技术在非常规气开发技术的现场实践及发展前景。

图为方志刚先生在大会现场演讲

方志刚，现任吐哈油田气举一级工程师，曾任中国石油吐哈气举技术中心主任。

多年来，先后承担和参与了国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”、集团公司“气举试验基地新技术开发”等项目研究工作，获得省部级等科技成果7项、国内外专利11项，荣获“新疆维吾尔自治区劳动模范”等多项荣誉。

以下为方志刚先生现场演讲内容

《气举技术在非常规气开发中的研究与应用》

各位嘉宾，上午好！

感谢大会组委会的邀请，提供了这个平台，在这儿跟大家交流一下气举技术。今天交流的题目是《气举技术在非常规气开发中的研究与应用》。

汇报分为三个部分

一、前言

众所周知，天然气是实现“双碳”目标和“美丽中国”的重要力量，页岩气、致密气等非常规已成为“十四五”天然气增储上产的重点，是未来开发的主战场。

2020年全国的天然气产量达到了1925亿方，其中非常规气占了总产量39%，其中致密气达到476亿方、页岩气达到201亿方、煤层气79亿方，到了2035年非常规气产量有望超过50%，成为天然气的重要组成。

另外，我国已进入非常规开发阶段。随着勘探程度的不断提高，天然气优质储量发现难度越来越大，像低渗透的致密气、页岩气等非常规气成为新增储量的主体。以中国石油为例，2020年新增天然气探明储量98%是非常规气，预计未来10年占比持续超过95%。

我国气田出水比例超过80%，排水采气技术成为天然气增产、稳产的重要技术保障

下面这个图是中石油近五年采气工艺措施井的井数及增产气量。

中石油目前的天然气井是达到了3.1万口，其中2020年实施采气工艺的井数就达到11870口，这代表着一个什么概念呢？其中1/3的井需要措施才能进行生产，排水采气占比达到96%，增储气量达到47.4亿方，成为天然气上产、稳产的重要技术保障。

另外，对于天然气井的举升排采，为了充分利用地承能量，完善形成了以“泡沫排水、柱塞气举、速度管柱”为主要依托的排水采气的技术体系，有效提高了天然气的开采效率。

二、气举技术在非常规气开采中的应用

（一）气举是全球第二大人工举升方式

目前，气举是全球第二大人工举升方式，为什么能够达到第二大的举升方式呢？这是由它的原理决定的。

气举是通过向井筒内注入高压气体，降低井液密度，放大生产压差，使其延长自喷期或增加产量，可广泛应用于油井举升采油和气井排水采气。

气举技术一般是通过注气方式进行分类，一般分为连续注入、间歇注入这两种方式。而气举工艺与其他举升方式最大的不同，气举是通过注入气，也是所有人工举升方式中唯一一个可以充分利用地承的气体能量，类似自喷的举升方式，而其他机械举升方式都需要机械能量进行补充。

正是因为这个特点，气举具有一个典型的优点：灵活性、经济性、适应性，管理方便。

第一是灵活性，因为气举只要通过调整注入深度和注入气量，就可以实现适应一个很大的产量范围的调节，它调节的范围可以从几方到几千方，这是任何一种其他人工举升方式所不具备的。

另外，它的经济性好，因为气举工艺具有一个低故障率，而且后期出现故障的时候配套钢丝作业工具，可以通过钢丝作业解决故障，从而达成管柱简单、寿命长。

第三适应性强，气举工艺不像其他泵类，它在井下没有任何运动部件的，无论斜井腐蚀出砂，甚至高硫化氢的含量都不会影响气举工艺的应用。

第四个是因为有些气举系统是通过压缩机建站来整体进行供气，只要你的压力和气量保持正常，那气举系统就可以保持正常生产，调控和自动化程度来说它也具有其他人工举升方式不具备的优点。

（二）气举是主体排水采气技术之一

气举排水采气技术受气源制约小，在页岩气（致密气）、出砂等气井等应用优势突出，是唯一贯穿全生命周期的排水采气技术，且与其他采气工艺结合性好。

气举有没有制约因素呢？最主要的就是首先要有气源，而且一般产气量要求蓄气量的20%以上，因为气举是本身不消耗气的，它这个气是循环利用的。

目前气举是主体排水采气技术之一，为什么在气井上会呈现这种现状呢？是因为在气井上应用气源这个问题基本上是不存在的。另外，由于它独特的优势，在页岩气这些水平井，包括出砂井上面的应用优势是比较突出的。近几年我们柱塞气举技术取得重大进步。我们统计排水采气技术实施的对比，目前注塞气举实施占比超过10%，已经成为第二大主体排水采气技术，连续气举的应用比例也达到3.5%。像“十三五”期间，我们注塞气举在长庆推广应用规模已经超过4200多井，累计增产天然气达到34亿方。

1、柱塞气举确立了致密气排水采气主体技术地位

（1）柱塞气举工艺（本井气）

下面，我们看一下这两种主体气举工艺技术在现场的应用情况：

首先，柱塞气举确定在长庆致密气排水采气的主体技术地位。

为什么它会取得这么好的主体技术地位？

这是柱塞气举原理本身决定的。

柱塞是间歇气举的一种，利用柱塞在气举气和采出液之间形成一个机械界面，依靠气井自身能量就能实现气井的稳产和富产的排水采气工艺。

它有三个最大的优势：

有效周期长。可以充分利用地层内的能量，如果要是后面补充能量的话，我们通过这种外加气源的柱塞可以把井直接开采至枯竭；

举升效率高。因为有柱塞作为气液的分界面，可以大幅度减轻滑脱损失；

投入成本比较低。如果前期完井管柱具备通径的话，通过钢丝作业就可以实现。

它运行管理的时候可以通过自动进行控制，因此，它的检修和运行费用是低于其他人工举升方式的。

目前国外把柱塞气举技术作为低产及致密气藏最经济有效的排水采气工艺。

技术虽然好，但是也有一定的应用技术界限。

首先，气井要有气，一般常规要求每1000m大于200方气液比；

第二，日产液理论上要求小于49方，但是实际应用过程中我们建议是日产量小于10方。

第三，井深一般要求小于5000m，主要考虑运行效率的问题。

最后是由于油管的通径和不出砂也有一定的要求。

（2）生产情况

这是现场的一些生产情况，为什么柱塞在长庆应用的效果这么好，这也是本身长庆致密气驱的特点。

因为它本身具备典型的低压、低产、小水量的特征，它的生产表现就是表现为小气、小水。致密气井平均投产，3年之后，它的产气量就会降到临界携液流量以下。这个表示什么概念呢？

就是气井，气体的临界携液流速的上升力量已经不足以把井底的积液带出井口，那么就会导致井底积液影响气井生产。从长庆的例子看，3年之后，气井的生命周期80%的时间是需要排水采气的。而常规排水采气的技术原理一般是分为三种，长庆为了充分合理利用气井流量，它优选了其中的三种工艺：一是泡排，一个是速度管柱，一个是柱塞。

我们从下面这个图可以看出，致密气的排水采气柱塞适应阶段可以一直把井开采到生产阶段的末期，从适应阶段来说它是最长的。从经济适应性来说，柱塞可以满足日产超过1000方气井效益开发，而且五年投入和产出比达到13.7，应该说技术效益也是非常好的。

因此，在长庆油田除了在常规2.7寸柱塞基础上，还通过不断的技术创新，拓展了柱塞气举的应用范围，像针对目前3.5寸套管的侧钻井，是通过研制了套管生产井的柱塞器具，主要是研制膨胀的密封工具，进一步拓展了柱塞技术的应用范围。

前期长庆试验了54口井，单井增产气量达到了4500方，增产幅度是超过50%。另外是形成了2寸连续油管完井采气一体化技术，可以实现初期节流，中期速度管柱，后期柱塞有序衔接，应用已经超过200口井，较常规的完井周期可以缩短50%，自然连续生产期可以延长1.5年，15年的采气成本可以节约14.5%。

（3）技术创新——拓展柱塞气举适用范围，解决复杂井筒应用瓶颈

目前气田投产的水平井超过2500多口，其中部分井是采用上部3.5寸的油管，下部2.7寸油管组合管柱的完井，这个就对柱塞提出了一个挑战。

在大井斜下工具下入深度怎么实现？组合的变径管柱，单一柱塞没有办法正常运行；斜井段容易积液，在运行过程中液体实际上容易回落的。

通过关键工具的创新，主要在上部采用3.5寸的柱塞，下部采用2.7寸的柱塞进行分段举升。另外在柱塞上我们进行了一个独特工具的改进，柱塞设计了缓冲和单流装置，只要是液体跑到柱塞之后，实际上它的液体是不回落的，实现接力排液。

（4）应用效果

整体柱塞的应用效果在致密气应用达到了4221口井，2020年增产气量11亿方，带来最显著的效果就是Ι+∥类、Ⅲ类井的措施之后递减率下降了2.69%和3.64%。

通过国产化的攻关研究，柱塞从国际引进初期的45万元/井降到现在的10万元/井，降幅达到78%，这也为柱塞工艺在国内的推广奠定了坚实的经济基础。

2、连续气举成为含砂气田低成本、高效益持续稳产关键技术

（1）排采工艺应用情况

下面看一下连续气举，连续气举目前已经成为涩北含砂气田持续稳产关键技术。v

为什么连续气举在涩北的应用情况会比较适应呢？

涩北气田大家都知道，纵向层多，水体能量强，水体比较容易出砂。出砂带来的影响，对排采工艺会有一个很大的限制。

2011年以来，涩北气田试验了6种机械类的排采工艺是50个井次，多种含有运动部件的人工排采工艺受出砂的影响。因为涩北气田的出砂非常细，是0.04mm-0.07mm这个级别，以柱塞气举为例，历经了4年5次改进，就是为了满足出砂气井的适应性，但是效果都不理想。整个有效率只有65%，有效期只有两个月。因此，这种效果就是非常不好，也影响了柱塞工艺在涩北的推广应用。

针对气田的出砂情况，因为气举对出砂井的适应性比较好。我们气举技术中心联合青海油田，以“防排一体”的技术理念为核心，只需要防粗砂，也降低咱们的防砂成本，而我在井筒生产的时候可以携砂生产，就是把细砂可以实现“砂水同产”。

（2）技术对策——携液携砂生产

这个技术研究核心就是携液携砂生产，其中最重要的两点：

一个就是注气量的设计，主要依托气举中心跟长江大学建立多相流的试验平台，通过多相管流的物模试验，研究出砂对携液具体影响是什么，从而形成了临界携液携沙流量与自产气量差值设计法。而且经过4800种砂砾对临界携液流量的室内试验，也经过了210井次的现场验证，验证了该方法对现场的适应性。

另外一个就是注气压力设计，这里面有两个原则：两个接近，两个确保。第一个是启动压力接近地层静压，为什么有这样一个要求，因为涩北气田在去年平均地层压力只有6.9MPa，那你的注气压力就不能太高，防止气体进入储层；第二个，注气压力要接近井底流压，因为它出砂比较严重，你要控压进行生产，而通过我们多相流管流数学模型的建立，现场应用的误差只有5.1%，应该说效果也非常理想。

（3）应用效果

从2016年试验至今，目前涩北集中气举投运已经达到516口井，也淘汰了机械类的排采工艺。涩北已经建成了国内达到一个最大规模连续气举的现场应用。而且通过橇装间歇气举互相补充，我们实现了涩北气田“点和面”的排水采气的全覆盖。

两项工艺近三年年均增产气量2.8亿方，投入产出比是1：4，应该说这项工艺在中后期来说也是一个非常理想的工艺，也为实现涩北气田开发中后期的低成本、高效益和50亿方的持续稳产作出了它的贡献。 v

三、气举创新奖在非常规开采中发挥重要作用

因为当前国内，大家也都在提非常规气的资源开发面临的挑战。气举，在其中能够发挥什么样的创新？才能保证它继续发挥重要作用？我觉得主要是从以下三个方面：

1.面对资源劣质化趋势加剧，提出新增非常规天然气要求提产降本；老气田提高低产低效阶段经济效益的开发。

2.大规模管理难度增大。以长庆气田为例，它包含陕、甘、宁、蒙四个省份，气田用工不足8000人，而到2025年，管理的井数要超过3万口，气井的精细管理面临着严峻考验。

3.勘探开发对象日趋复杂，主要体现在我们从向深层和超深层进军，极端开采条件与现有工艺技术的不匹配。

（一）分段措施向一体化措施转变，创新发展全生命周期气举排水采气技术

第一点主要就是非常规气的储层条件差，前面各位领导也都介绍过，页岩气的特低孔渗孔隙度只有2-5，而它的基质的渗透率是10（-5）mD—10（-3）mD，这种就带来了我们的投产方式必须是水平井加体积压裂。而初期产量递减又比较快，这就要求我们的排采工艺介入早，并且适应周期要长。

第二个是效益开发难度比较大，因为中后期普遍是低压小产，致密期初期是1万方，稳产只有2-3年，后期年递减率超过20%；页岩气虽然初期产量比较高，但是初期递减高达50%。

所以技术必须要提出两点，一是技术要有效，第二个是经济要可行，这两个方面是必须要满足的。

1、技术概念

因此，我们创新发展了全生命周期气举排水采气技术，措施作业实现一体化。

这个技术理念是什么呢？

是因为气举排水采气适应气举各个生产阶段，这是我们四川页岩气提的水平井全生命周期产能的工艺维护图板。

气举工艺从初期的诱喷到中期的措施生产，以及到后期的复合工艺，气举都是具备的。而且气举还有一个最大的优点，它与其他工艺比较容易结合，它不排斥其他工艺，无论气举与电泵、气举与泡排、气举与速度管柱都可以结合到一起进行应用。我们以气举技术为核心，来打造一个全生命周期气举排水采气体系，运用这项技术，通过与目前三项的主体工艺进行对比，我们整个采气的作业成本预计可以降低20%，可采储量的采收率可以提高3-6个百分点，就可以有效提高气藏的开发效应，延长气井的开发寿命。

2、技术优势

整个技术优势应该说关键核心就在“两个一”，一个核心就是气举技术；另外一个就是“一趟管柱”。

我们这个是充分利用了气举管柱和工具长寿命的优势，力图在气举完井的时候通过一次性的下入气举管柱，通过设计方法和完井工具的创新，包括后期的井口改造、钢丝作业、地面派透，能够满足整个多种工艺的兼容与转换，最终达到减少作业、降低成本、优化工艺、提高产量。

3、技术关键

其中技术关键，我认为主要有两点：一是工艺的可靠性，为什么这么说呢？因为气举设计，因为它的产量是大幅度变化的，而目前设计都是定产量，定气量的；另外，管柱施工一般要求我们在完井的时候都是带压下入气举管柱，气举阀存在进液通道；第三个就是钢丝作业，因为有大斜度井段投捞的需求；最后就是技术兼容性，就是后期能不能满足所有工艺的需求，能不能进行转换，这两点是非常关键的。

（1）工艺可靠性——气举设计满足较大变化幅度的排液需求

在工艺可靠性上，在解决气举设计大幅度排液需求方面，我们引用了一个“最优梯度”，这个是改变了常规气举的设计方法。在设计的时候只是考虑最优梯度，不考虑气量和产量。另外在国内，我们也是首创了不定产量的抗干扰布阀设计。在生产后期还要考虑两个曲线：一个是纯气的梯度，另外是进系统的生产梯度，从而防止这两个梯度对后期气举工艺造成影响。

我们也确定了四条设计原因：首先是最大深度，希望达到管脚，保证最大的排泄效果；另外就是单点注气，避免阀间干扰，提高气举效率；第三就是阀静默，气井复产之后气举阀不会再次开启；最后就是少阀，可以充分利用地面举升设备的压力，避免井下故障几率的提升。

多级气举阀管柱带压安全下入

多级气举阀管柱带压安全下入，这块我们是考虑跟目前气井作业上的破裂盘的结合。

我们设计了两种工艺管柱，一种是固定式的，这种管柱结构相对比较复杂，但是承压高，可以达到105MPa的承压；另外一种就是可投捞的，管柱相对比较简单，因为可投捞初期我们下的是盲阀，后期通过钢丝作业把盲阀更换出来，换成常规气举阀。另外，为了进一步降低管柱复杂程度，解决大斜度井投掏复杂的问题，我们现在研制了可溶气举阀。初期可溶气举阀下井的时候相当于盲阀使用，后期生产的时候它就溶解，打开注气通道实现正常生产。另外我们也在研制电动气举阀，做技术储备。后期通过电动来实现控制，控制气量，控制压力，而且还可以实现井下关键参数的测试，压裂、产量，这些都可以实现。

大斜度井钢丝投捞

另外解决大斜度井的钢丝投捞，主要还是通过地面试验。因为常规直井投捞在斜井上应用会存在两个难题：一个是造斜；第二个是震击力有效传递，实际上在斜井上这是天然存在的困难，超过30度以后投捞几率会降低很多。我们通过地面模拟试验，优化工具串的组合，研制了关键的配套工具，从而作业能力井斜角达到65度，这个指标应该说在国际上也是非常先进的。

（2）技术兼容性

管柱长寿命，不同工艺兼容

技术兼容性方面我们主要提供了两个思路：一个是管柱长寿命、全通径，满足中后期需求。这块关键核心就是35MPa高压气举阀的研制，包括全通径工作筒。这个图是我们全通径偏心可投捞的工作筒，这个是在气举阀阀带是装到管柱内部，但是提供的通径要跟油管的通径，应该说从结构设计上和加工难度上是相当大的。

另外一个就是组合技术，通过建立健全低压和低产气举排水采气的复合工艺，从降低滑脱，突破气举的极限流压，包括补充举升能量几个工艺来入手，从而拓展技术边界。后期期望能解决日产气量达到500方，水气比大于2方/万方的低产气井的经济有效作用。

西南区域页岩气实现规模推广应用

这项技术在西南区域的页岩气实现了规模推广，我们在西南涪陵、浙江和威远页岩气田进行了应用。目前在涪陵已经成为了主体排水采气的工艺技术，措施有效率平均超过了90% 。我们目前不定产量的设计方法，它的产液量的适用幅度，包括带压作业，井口最高压力达到27MPa，大斜度井投捞是218阀次，在浙江油田我们最大井斜投捞67度，施工成功率是三个百分之百。

（二）人工分析向智能决策转变，搭建数字化转型和智能化油田重要桥梁

第二个发展方向我认为就是搭建气举数字化转型和智慧油田的重要桥梁，生产管理实现新模式。

大家都在提数字化到智能油田到智慧油田的建设，怎么实现？

前期数字化我认为基本上实现了，现在智能油气田是关键，关键是要解决两个痛点：预测预警、分析优化，为后期智慧油气田建设提供一个基础。

这三个油气田，我觉得其中关键是三个点：数字油气田解决的是数据的问题；智能油气田是怎么样能够形成我们的知识，通过这种知识库和专家经验来辅助生产管理的决策；而在智慧油气田可能是对企业价值链整体的优化，实现投资回报的最大化。

智能气举是吐哈气举中心提出了该项技术，通过将数字化、智能化、智慧化的概念结合到一起会实现什么呢？

首先就是自感知，从动态数据以前的人工听诊向全天候监测的跨越：自分析，依托大数据，通过AI深度学习来判断气举工作制度是否科学，生产运维是否合理；自调控，通过这种结果我们自己调控气量和压力，由人工操作向无人职守的推进，而且后期应该发展成边缘计算，最终实现形成更快捷的闭环自动控制。

目前气举中心实际上管理平台已经是打造完成了，总共包括了六大模块，可以实现智能化和协同化的管理。

其中两个技术关键：一个就是系统优化，这块因为一个是气举井具有相互干扰的特征；另外，有些时候可能它的供气量是有限的，这种情况怎么样提高系统效应和经济效应，目前这个软件预测精度达到87%。再就是智能诊断，通过概率法的自学习，通过咱们分析之后指导现场维护作业；另外一个就是生产预警目的，目前正确率可以做到85%左右。

通过这种方式，在目前气举没有大突破的情况下我们可以实现用数据提升管理水平，用数据实现气举的升级换代。

连续气举优化模块已经在青海设备开展了49次试验，举升效率提高了27%，应该说效益非常显著。

（三）常规工艺向特殊需求转变，攻关超深层油藏的采油采气工艺技术

目前大家都提了超深层，超过8000m常规的举升工艺都不行，现在就是要增加举升深度。目前常规工艺都是小于5000m的，没办法满足超深井开采需求。超深井气举带来一个难度，就是我们的泵挂深度没办法触及动液面，在后期，你这个问题怎么样解决？如果应用常规工艺的话，可能存在几个矛盾，一个是像常规有杆泵，泵深与排量的矛盾。而且目前所有深井供排协调预测难度是比较大的，因为对地下储层掌握情况不清楚。另外就是对特殊油藏举升工艺还需要有良好的适应性。像塔里木有些出砂比较严重，包括超高温等情况，常规工艺怎么解决？气举恰恰可以完美的解决这些问题。为什么呢？因为气举深度是由地面的注气压力、系统压力决定的，只要在工作状态下，你的完井工具承压能够满足要求它就可以满足超深井的举升。

针对需要作业的井和没办法提供作业环境的井我们开展了两项研究：

一个是在新井研制耐高温高压的气举工具。通过配套半闭式气举管柱可以适应6000m井深，4.5寸套管，管柱寿命大于5年。我们已经在中石化顺北油田开展了两口井设计，初步设计深度是5600m，但是从工具上来讲满足6000m是没有问题的。

另外一个就是旁通连续管半闭式管柱，为什么提出这种工艺柱呢，这是针对中海油在秦皇岛29-2的海上气举油田，因为它套管环空，没办法掏空，我们设计了一个1英寸的注气通道，通过这种方式回避环空的问题。

第二个就是针对老井，假如说这个井不具备作业条件，那我们可以通过连续油管与气举工艺进行结合。

现在气举连续油管光油管举升工艺比较多，但是它有一些问题，比如说启动压力比较高，包括后期生产状况发生改变之后，连续油管已经切割了，没办法满足后面的生产需求。但是我通过连续油管与气举的结合就可以解决这个问题。首先是降低启动压力，后期我可以充分利用临井，比如说临近也高压气井或者管网的压力能够满足我们气举的需求，就不需要投资地面高压的压缩设备。另外在作业的时候，我们可以不动管柱，通过连续油管带压作业，它的经济性首先是很好；通过配套气举阀可以满足后期当生产状况发生改变，一个长期连续排采的要求，这项工艺技术我们已经跟塔里木油田进行了前期研究，预计明年开采试验。

各位领导，我的汇报就到此结束，希望大家批评指正，谢谢！