1南翼山气藏中深层地质状况
南翼山构造为两断夹一隆二起的背斜构造，构造内部断层发育，构造两翼为两条大断层所切割。其储层岩性以碳酸岩为主，含少量泥质岩和碎屑岩。储集空间集裂缝和孔隙为一体，孔隙度平均为3 1 92 % ，渗透率为（10～200）×10 2 3μm 2，油气渗流的主要通道为裂缝。
2连续气举工艺方案设计
2 1工艺选择
南翼山凝气藏为一中深气藏，气藏地层压力高，开采初期有一定自喷能力，因此连续气举工艺选择开式气举方式。
2 1 2气举压缩机及气举阀2 1 2 1压缩机由于南翼山中深层凝析气藏没有高压气源条件，因此，必须利用气举压缩机将站上处理后的低压气升压后气举水淹井。气举压缩机选用四川资中机械厂的设备，其型号为ZTY265H71/ 2″×4″，主要工况参数为：吸气压力：0 1 5MPa～1. 5MPa ；排量：3×10 4 m 3 / d ；排气压力：12MPa～15MPa ；额定功率：265kW。
2 1 2 1 2气举阀气举阀选用非平衡式波纹管气举阀。
其主要性能参数如下：耐压：32MPa ；外型尺寸： 25×425mm ；连接螺纹： ZG12 1 7mm ；耐温：150℃；耐腐蚀、耐磨；波纹管*大承受压差：25MPa ；波纹管有效截面积：199 1 9mm 2。
2 1 2 1 3设计原理
①注入气量按所需气量受限制设计，即根据压缩机的*大注气能力、产出气量以及油管尺寸选择合适的流压梯度曲线。
②顶阀下入深度由地面注气*大启动压力和静液梯度确定。
③其余阀的下入深度由该阀以上的第二只阀的重新打开压力和注入气通过该阀的压差确定。
④由于井底流压不能确定，注气点未知，故按任意一只阀都可能是工作阀设计。
⑤必须卸载正常和单点注气，以保证正常启动和提高气举排水采气的系统效率。
2 1 2 1 4连续气举工艺设计的主要步骤（见图2）①根据产液率和卸载前井筒内的液体比重作出静液梯度曲线，用以确定卸载阀的下入深度。
②根据地面注气压力和井筒的平均温度由图板查得注气压力线，然后作出温度分布曲线。
③由静液面深度H静、地面注气启动压力P ko、油管流动压力P tf及静液梯度G s计算顶阀深度 ④根据*大注气能力、产出气量、产液量以及油管尺寸选择合适的流压梯度曲线，并从选择的流压梯度曲线上读出顶阀卸载压力分布线所需的气液比，然后由产液量算出所需气量，并根据该阀处的温度T r @L 1注气压力P v @L 1和注入气的比重校正注入气量，*后求得实际注入气量Q 1。 ⑤由上游压力P UPI（ P v @L 1）和下游压力P dn1（minP t @ L 1）以及注入气量，由图板查出顶阀的阀孔直径d 1。 ⑥确定第二只阀的下入深度H 2阀座孔径和注气量。 a.将顶阀的注气压力线向左平移0 1 35MPa得第二只阀的注气压力分布线，然后以minP t @L 1为起点向下作静液梯度的平行线与注气压力线交于一点，该点的深度即为第二只阀的下深度记为L 2和注气压力记为P v @L 2。 b 1确定第2只阀的*小油管压力minP t @L 2，然后以井口和第2只阀的注气点选择合适的流压梯度曲线与顶阀深度的交点即可求出第1只阀的*大油管压力maxP t @L 1。 c 1计算第顶阀的附加油管效应，AddTE 1 = ×TEF 1，然后根据minP t @L 2从流压梯度曲线上确定第2只阀气举时建立压力梯度曲线所需的气液比并由此确定第2只阀的注气量，*后经校正得第2只阀的注入气量Q 2。 d 1由上游压力P UP2（P r @L 2 - AddTE 1）和下游压力（ P dn 2 = minP t @L 2）以及注气量查图确定第2只阀阀座的直径d 2。 ⑦其余阀的下深L n、阀孔直径d n、注气量Q n和其它参数的确定：a 1过上一级阀的*小油管压力（minP t @L n - 1）和深度为坐标的点作静液梯度线的平行线，然后将**级气举的注气压力线向左平移0 1 35 +∑AddTE n - 2得第n级阀的注气压力线，这两条线交于一点，由交点可得第n级阀的下入深度L n和P v @L n。 b 1读出第n级阀的*小油管压力，并以井口和第n级阀的注气点为依据选择合适和流压梯度曲线，该曲线在第n - 1级阀的深度的压力即为第n - 1级阀的*大油管压力（maxP t @L n - 1。 c 1计算第n - 1级阀的附加油管效应（AddTE n - 1 = d 1根据minP t @L n，选择合适的流压梯度曲线，读出该流动压力分布下的气液比，计算出该阀气举所需的气量，*后由该阀处的温度、压力以及气体的比重对其校正得出实际注入气量Q n。 e 1由上游压力（ P Upn = P v @L n -∑AddTE n - 1）和下游压力（minP t @L n）以及注气量确定第n只阀的阀座直径d n。 f 1重复第7步直至满足后面3个条件的任意一个时结束（①注气压力受限阀深不能继续加深；②L n≥井深；③注入气量受限）。 南2D 4井于1996年11月投产，1997年11月就因水淹而停产。从1997年12月开始进行连续气举排液试验，气举期间累计增产天然气709 1 63×10 4 m 3，累计增产凝析油2 546t。南11斜井于1997年10月投产，1998年4月因水淹关井。从4月中旬开始气举试验，累计增产天然气393×10 4 m 3，累计增产凝析油1 410t。南1D 3井于1997年2月投产，初期产量高达10×10 4 m 3 / d ，1998年11月因出水量太大而停产。 1998年5月下入气举阀开始气举，累计气举2 160小时，累计增产天然气300×10 4 m 3，累计增产凝析油1 076 1 6t。南2D 5井于1997年11月酸化投产，初期产气量达12×10 4 m 3 / d ，1998年2月因出水只能间歇自喷生产且产气量越来越小。 1998年8月下入气举阀开始气举排液试验，累计气举1 607小时，累计增产天然气113×10 4 m 3，累计增产凝析油405 1 5t。南1D 2井于1997年元月投产，初期产量4×10 4 m 3 / d ，1997年11月因油压太低进行泡沫排水采气，但由于该井出水量太大，泡沫排水不能满足需要。于1998年8月酸化后下入气举阀进行试验，该井累计气举时间仅为7小时，累计增产天然气210×10 4 m 3，累计增产凝析油753t。南2D 3井于1997年2月酸化投产，投产初期产气量达1×10 4 m 3 / d ，8月进行气举排水采气，该井累计气举273小时，累计增产天然气仅22×10 4 m 3，累计增产凝析油78 1 95t。 3 1 2经济效益分析连续气举经济效益分析由投入和产出两部分组成，其中投入部分包括压缩机折旧费、井下作业费、井下工具费、压缩机燃料费以及其它费用（如地面注气管线费、压缩机机房费和值班人员劳务费） ；产出部分包括累计增产天然气和累计增产凝析油两部分。按上述方法将6口井的投入、产出和净收入三部分列于表3。 分析可以看出措施成功率达到100 % ，措施有效率为83 1 8 % ，投入产出比达13 1 6 ，取得了良好的经济效益。 口井总投入：487 1 07万元；6口井总净收入：1265 1 75万元。 备注：①压缩机折旧费= {压缩机购买费（300万元）×压缩机累计运转时间}/ {压缩机使用寿命（5年）×高原损失率（70 %）×使用效率（80 %） } ；②其它费用包括地面注气管线费、压缩机机房费、值班人员劳务费等；③燃料费按0 1 27Nm 3 / kW. h×265kW/ 0 1 7（燃烧率）×气举时间计算；④投入产出比= 1∶3 1 6 4结论 （1）气举设计、施工是成功的，达到了排除井筒积液，恢复气井产能的目的。 （2）气举设备工作正常，气举阀通过反复启动卸载正常，注入气量满足要求。 该工艺取得了良好的经济效益，说明气举排水采气具有较为广阔的发展前景。
