PG气田位于川东断褶带东北段，主要为构造-岩性控制的常-高压、发育边底水的特高含H₂S、中含CO₂的碳酸盐岩裂缝-孔隙型气藏。气田2009年投产，目前地层压力下降幅度达63%，稳产形势严峻。依据国内外气田开发实践，增压开采技术是开发中后期延长稳产期、提高采收率、提升综合开发效益的有效措施，在致密气藏、页岩气藏、煤层气藏应用比较成熟^[1-6]。刘争芬^[7]从投资、运行费用及管理难度角度优选了大牛地致密气藏增压模式；方小娟等^[8]利用灰色系统预测气井油压下降到输压时间作为增压时机；卢可佳^[9]、陈杨^[10]优选了涪陵页岩气藏增压模式和压缩机类型；王雨生^[11]通过建立新场JP气藏非线性优化数学模型，以外输量及压力、气价、产能等条件约束应用线性规划原理迭代求解优化了增压单元、增压模式及压缩机参数；郑可等^[12]提出了从气藏工程参数、增压工艺参数及技术经济参数等作为增压方案优化的指标体系。国内外对增压方案优化主要侧重增压模式及压缩机选型等工艺方面，增压指标预测主要采用数值模拟方法^[13-16]，无法模拟高含硫气藏硫沉积影响及高产气藏产能和集输能力适配性，增压潜力评价和指标预测的精度有待提高，增压方案优化考虑的因素不够全面。笔者通过构建考虑水侵和硫沉积的废弃压力评价方法，明确增压开采潜力。耦合建立考虑硫沉积的气藏-井筒-地面集输一体化仿真模型，开展技术政策论证及开发指标预测，指导增压方案优化。

1 水驱高含硫气藏废弃压力及增压潜力评价

常规废弃压力评价方法主要有加拿大休梅克针对封闭无边底水气藏的气藏埋深法、不同类型气藏经验取值法、基于稳定试井的产能方程法等。气藏埋深法主要是废弃压力与气藏埋深的经验公式；经验取值法为原中国石油天然气总公司开发生产局建议针对定容裂缝型气藏、弱水驱裂缝型、定容低渗孔隙型、定容高渗孔隙型等不同类型气藏废弃条件视地层压力与原始条件视地层压力的经验公式；产能方程法则是基于产能测试资料得到产能方程中计算系数，根据经济评价的废弃产量，通过垂直管流计算废弃井底流压，进而求得废弃地层压力，边水气藏仅根据水体倍数附加15%~30%，没有针对性公式，误差较大^[17]。

高含硫气藏具有复杂的气-水-硫多相渗流特征，在水侵及硫沉积双重影响下，常规方法难以准确评价气藏废弃压力。基于气藏埋深法和产能方程法，从物模试验入手，评价废弃产量下水侵和硫沉积造成的附加生产压差，及井口回压对废弃压力的影响，采用多元回归方法建立高含硫边水气藏增压开采废弃压力计算方法，评价不同增压幅度提高采收率效果。

1.1 水侵附加压差

通过P104-1井真实岩心切片建立微观渗流模型，在常温、3 MPa压差下开展水驱气可视化试验，明确了水侵机制。利用标准小岩心构建孔隙型、裂缝孔隙型及裂缝型3种储层组合长岩心，在模拟地层温压条件下进行单管及三管并联水驱气试验。结果表明，气田水侵类型包括裂缝突进型、高孔指进型及弥漫型（图1）。与单管驱替相比，三管并联试验中边水沿裂缝及高渗通道非均匀突进，导致裂缝孔隙型和孔隙型储层废弃压力增加13.5~22.7 MPa，采收率显著降低；而裂缝型储层废弃压力和采收率变化不大（表1）。

气井见水后，在井筒附近液相发生聚集，随着液气比升高，含水饱和度、毛细管压力、气相渗流阻力增大，气相相对渗透率降低，废弃压差增大，废弃压力增加。通过引入井底含水率建立气相相对渗透率和液气比的关系，求得含水饱和度上升所产生的等效表皮，修正产水气井产能方程层流系数和紊流系数，建立不同产水状况下气井附加生产压差评价方法^[18]。结果表明，随着水侵区含气饱和度降低，产水气井生产液气比升高，水侵导致生产压差呈指数式增大，最大可增大4.5倍。随着地层压力降低，增大倍数逐渐增加（图2）。

1.2 硫沉积附加压差

高含硫气田开发地层压力下降到硫溶解度以下时，地层流体中的单质硫会逐渐析出、沉积，造成储层渗透率下降。硫沉积伤害试验（液硫）结果表明，随着硫饱和度增大，渗透率呈指数式下降。结合数值模拟预测地层硫沉积主要发生在近井3 m以内区域，以井筒为中心呈环形分布，井筒硫饱和度最大约25%。结合渗透率伤害试验结果，在硫沉积饱和度范围内硫沉积下降幅度达70%~80%，表皮系数增大10倍（图3，图中k₀为储层原始渗透率）^[19]。

根据试验结果拟合得到硫沉积饱和度为S_si时，考虑硫沉积伤害的渗透率为

式中，k（S_si）为含硫饱和度S_si对应的气相渗透率，10^-3 μm²；kg为原始气相渗透率，10^-3 μm²，S_si为含硫饱和度，%。

基于数值模拟预测硫饱和度分布，结合式（1），将井控范围视为无数个圆环，通过对每个圆环区域建立非达西渗流方程积分求和，推导建立考虑硫沉积的多区复合产能预测模型为

$p_{\mathrm{e}}^2-p_{\mathrm{w}\mathrm{f}}^2=\frac{1.291\times {10}^{-3}T{\mu }_{\mathrm{g}}Z{q}_{\mathrm{s}\mathrm{c}}}{h}\times$

式中，p_e为地层压力，MPa; p_wf为井底流压，MPa; T为地层温度，K； μ_g为气体黏度，mPa·s；q_sc为标况下天然气产量，10⁴m³/d；Z为气体偏差系数，无量纲；h为气层厚度，m；r_i为第i个圆环区域半径，m；β为速度系数，m^-1；γ_g为天然气相对密度，无量纲； r_w为气井半径，m；r_e为供给半径，m。

通过式（1）修正近井区域储层渗透率，代入式（2）计算，结果表明，硫沉积导致近井3 m以内生产压差大幅增加，井筒附近生产压差最大，增大2.5~3.5倍（图4）。

1.3 增压开采废弃压力评价

量化气水两相流和储层硫沉积造成的附加压降，在单因素敏感性分析基础上，综合气藏埋深法和产能方程法思路，采用多元回归方法建立综合考虑气藏埋深、井口回压、生产液气比及硫沉积饱和度的4参数废弃地层压力评价方法：

式中，p_a 为废弃压力，MPa；p_wh为井口回压，MPa；R_WG为液气比，m³/10⁴ m³。

PG气田增压开采后，当增压幅度由1 MPa升至8 MPa，考虑水侵和硫沉积影响，废弃地层压力下降6.8 MPa，采收率可提高11%，表明增压开采具有较大的提高采收率潜力（图5）。

2 增压开采技术政策优化

考虑到水侵和硫沉积对气藏开发的影响及增压后气井产能与管网集输能力适应性，建立考虑液气比和气藏硫沉积的气藏-井筒-地面集输一体化仿真模型，提高开发指标预测精度，为增压方案优化奠定基础。

目前商业数值模拟器均无法直接模拟硫沉积，本文中将单质硫视为特征组分，调整其特征参数，拟合定容衰竭试验和临界析出压力，使其能反映硫沉积流体性质参数，结合气-水-硫三相相渗，建立气藏等效组分模型，通过渗透率时变表征硫沉积对渗透率的伤害，实现高含硫气藏硫沉积等效数值模拟。

对于井筒模块，针对产水井不同生产阶段管流模型适应性问题，对比常用的几种管流方法计算结果与矿场永置式井下压力计实测值误差，建立考虑液气比的分区管流模型优选标准，实现气井全生命周期变管流计算，误差小于5%。液气比小于等于0.6 m³/10⁴m³时，Hagedorn Brown、Beggs and Brill及Gray算法结果相差不大，随着液气比升高，误差逐渐增大，液气比大于0.6 m³/10⁴m³，Gray算法适用性更好（图6）。

在地面集输模块，针对PG气田集输管网实际高程差、尺寸参数、气体组分等工况条件，结合集气站、阀室等节点实时监测数据，优选管流算法进行沿程压力、温度拟合计算，完成集输系统建模。

耦合建立PG气田气藏-井筒-地面集输生产系统仿真模型，充分考虑从气藏到地面各生产节点相互影响，与现场数据拟合率达到90%，满足增压开采指标预测需求（表2）。采用气藏-井筒-地面集输一体化模型分别开展不同增压幅度、增压时机及增压模式开发指标预测，综合模拟结果及压缩机能耗，地质工程一体化论证增压开采技术政策。

2.1 合理增压幅度

增压开采潜力评价结果表明，采收率与增压幅度近似呈线性正向关，增压幅度增加1 MPa，采收率约提高1.5%，增压幅度越大，增产效果越好。压缩机性能曲线表明随着进气压力降低，压缩机功率先增大后减小，压比逐渐增大，排量逐渐降低。增压至4 MPa以下（压比大于3）需进行二级增压，投入及能耗大幅增加（图7）。

为充分利用地层能量，综合考虑气藏增产效果及压缩机压比，确定一次增压入口压力4 MPa，后期考虑二次增压至1 MPa，进一步降低废弃压力，提高采收率。

2.2 合理增压模式

气田常用增压模式有单井增压、集气站增压、区域增压、集中增压等。单井增压是指每口气井设置压缩机，单独增压；集气站增压是指每座集气站设置压缩机，实现站内气井单独增压；区域增压是指对一个区域内几个集气站或者集气干线气井增压；集中增压是指在集气总站或净化厂附近建设一座大型增压站，对气井统一增压^[20-21]。PG气田地处复杂山地、高含硫化氢，为了实现经济效益最大化，采用“一集气站多口井”集输模式，单井增压与集气站增压增产效果差异不大，单井增压需要压缩机数量多、投资大，不适用PG气田。

按照“气藏地下构造位置与地面集输管网相结合”原则，PG气田可采用集中增压、集输干线增压、集气站增压3种增压模式。从开发增产角度，因不同增压模式井口回压有差异增产效果不同，集气站增压效果最好，其次是分线增压，集中增压效果相对较差（表3）。

从安全性及经济性角度分析，集气站增压需建设多座增压站，选址困难，施工难度显著增加，工程投资大，同时多站点运维管理复杂、硫化氢泄露等安全风险大。集中增压虽具有建站数量少、便于集中管理、安全风险可控及投资规模较小等优势，但是管网回压高，增产效果差；加之管线高差大，易诱发管段积液。而且无法实现产水井和不产水井差异化增压，不能有效利用地层能量（表3）。

为了优选最佳增压模式，实现效益最大化，建立管网运行安全性指标、集输适应性指标、投入产出等经济指标的定量评价体系，采用模糊层次分析方法，建立基于目标层、准则层以及增压模式层的三层次优化模型（图8），开展适应性、安全性和经济性三元耦合评价。在多属性决策理论的基础上，确定各指标相对权重，构造指标模糊一致矩阵，综合量化评价不同增压模式。评判结果分线增压效果最好，其次是集中增压，集气站增压效果最差。最终确定PG气田一次增压采用分线增压，建设增压站2座。

3 气田湿气增压开采技术实践

3.1 增压开采先导试验

为了落实不同类型气井增压开发效果及工艺适应性，根据产量规模适当，产水和不产水2种类型气井兼顾的原则，优选P101集气站开展增压开采先导试验。集气站共2口气井生产，增压前产量快速递减，其中P101-2H产出地层水。目前P101增压先导试验已累积实施667 d，增压后已稳产2.4 a，目前油压为4.6 MPa，仍有持续降压稳产空间，累积增气量为1.02×10⁸m³（图9）。

3.2 气藏整体增压

PG气田2024年9月实施全气藏增压开采，气田开发进入稳产降压新阶段，根据一体化模拟研究气藏增压后水侵、硫沉积变化规律及不同采气速度下稳产期和采收率指标，确定气藏合理生产规模，实现采收率的最大程度提升。

3.2.1 增压后水侵规律

从气藏模拟结果来看，增压未明显加剧边水突进。相同采出程度对比，增压水线推进的距离短于不增压，同期对比，增压后由于采气速度提高，边水推进速度略有加快，预测期末水淹面积略有增大，其中稳产阶段边水沿优势通道推进速度加快5.7%，非优势通道推进速度加快4.3%（图10）。

从单井预测结果来看，与不增压对比，对于见水风险井，增压后由于同期水体推进速度加快，见水时间提前1~2个月，预测期内不新增见水井。对于带液生产井，增压开采可延长气井带液生产时间1~2 a。

3.2.2 增压后硫沉积规律

根据考虑硫沉积的气藏数值模拟结果，气藏增压后随着生产时间的延长，近井区域过流倍数增加，硫沉积饱和度增大。预测5 a后近井1 m范围内硫沉积饱和度最大达22.3%，近井3 m范围内平均9.2%，远井区域硫沉积微乎其微（表4）。

3.2.3 增压合理采气速度

气藏增压后产能大幅提高，采气速度过大会加剧水侵和硫沉积，影响气藏开发效果，采气速度过小造成压缩机能耗增加，影响经济效益。需要确定气藏合理采气速度，充分利用地层能量开发实现效益最大化。设计在保持产出地层水气井控产基础上，对高部位不受地层水影响气井提产，模拟不同采气速度气藏开发指标。结果表明随着采气速度增大，气藏稳产期逐渐缩短，采收率逐渐降低，当采气速度大于2%时，气藏稳产期短于3 a，采收率降低幅度明显增大（图11）。

3.2.4 气藏整体增压应用效果

气藏增压后整体呈现稳产降压趋势，增压初期压缩机性能测试期间平均油压下降1 MPa，日产气量上升140×10⁴m³，随着油压逐渐下降。其中不产地层水气井增压后产气量、产水量均保持稳定，液气比较增压前未明显上升；带液生产井增压后产量保持临界携液流量以上生产，因携液能力增强液气比较增压前增大0.16 m³/10⁴m³，其中P104-3等3口带液生产井增压前井筒积液严重，通过每日放喷维持生产，增压后实现连续稳定生产。气田整体增压按照合理采气速度1.9%~2.0%，可延长稳产期3 a，提高采收率5.9%。

4 结论

（1）综合考虑水侵、硫沉积对废弃压差影响，建立了“埋深、井口回压、液气比及硫饱和度”四参数废弃压力评价方法，明确不同增压幅度下增压潜力。

（2）综合考虑水侵、硫沉积及管网集输能力影响，建立了高含硫气田气藏-井筒-地面集输一体化仿真模型，技术经济安全协同优化PG气田增压开采技术政策，全气藏分线增压，增压幅度5 MPa。

（3）PG气田整体增压开采工程已建成投运，开创了国内特高含硫气田增压开采先河，预计可延长稳产期3 a，提高采收率5.9%。

参考文献