涪陵页岩气田经过13年规模化勘探开发，一次增压覆盖率已接近80%，全面迈入低压低产开发周期。截至2025年底，气田平均套压4.9MPa、油压仅2.8MPa，年均压力降幅0.2～0.3MPa；平桥区块作为西南主力开发单元，压缩机平均进气压力仅1.05MPa，焦页183#集气站进气压力低至0.44MPa，30口增压井长期间歇生产，生产时率大幅下滑。传统一次增压设定0.5MPa废弃压力，大量储层吸附气无法解吸动用，同时集输管线流速远低于携液标准，积液滋生微生物腐蚀，管线缺陷频发、运维成本居高不下，稳产保供与高效开发矛盾日益突出。
按照中国石化集团川渝天然气增储上产工作部署，依托长宁、南川页岩气增压试验成果，平桥区块规模化落地近负压开采两级增压成套技术，通过低压螺杆+往复机组分级增压、集输复线改造、设备智能化调控，将气井极限开采压力降至0.1MPa区间。多轮现场试验与可研测算表明，该技术从增产稳产、管网安全、设备运行、运维成本多维度实现提质增效，是国内页岩气老区极限降压、深挖资源潜力的关键技术路径。
 
突出生产矛盾
 
平桥区块2017年试采、2018年大规模建产，截至2025年底投产76口气井，综合递减率22.24%，地质储量采出程度仅4.52%，65.8%气井生产压力低于2MPa，传统增压工艺已无法适配持续低压化开发现状，四大生产矛盾和问题制约区块开发效益。
压缩机进气压力持续走低，气井间歇生产问题突出。区块地层压力逐年衰减，各集气站压缩机进气压力分化严重，最低站点仅0.44MPa。现有10万方/天往复压缩机设计进气压力1MPa，进气压力低于0.7MPa后机组处理量大幅衰减，0.5MPa工况下万方气能耗为2MPa工况的2.4倍，设备长期偏离最优工况运行。增压间开井数量从2020年13口攀升至2025年30口，间开井生产时率最低仅54.5%，单井产能无法充分释放，区块稳产缺口逐年扩大。
 
 
 
图1 平桥区块2020-2025年气井分类变化图，直观反映增压间开井数量逐年激增，连续生产井占比持续下降，低压工况下产能释放受限。
 
集输管线流速不足，积液诱发严重微生物腐蚀。区块主干管线DN350设计临界携液流速6.07～6.44m/s，改造前实际流速仅0.68～2.11m/s，远低于携液要求；管线最大高程差205m，低洼管段持续积存游离水，滋生SRB硫酸盐还原菌，形成垢下微生物腐蚀。2025年管线内检测共发现90处金属损失缺陷，58处壁厚损失超50%，全年开展管线更换、套筒补强、夹具临时修复多轮施工，管道运维投入持续增加。
 
图2  DN350集气干线高程示意图，管线起伏落差达205m，低洼段极易积液，是管线腐蚀缺陷集中发育区域。
 
储层吸附气难以动用，区块采收率存在明显天花板。页岩储层低压阶段吸附气占比可达15%～20%，常规0.5MPa废弃压力下大量吸附气滞留地层无法产出。地质测算平桥区块单井单位压降可采气量300～680万方，全区块具备40～50亿方新增可采储量潜力，传统增压工艺无法实现极限降压，地下资源潜力难以转化为实际地面产量。
 
图3 涪陵气田分区压降产量与累产关系统计图，平桥区块单井压降产气潜力充足，极限降压开采可大幅提升区块最终采收率。
 
排采辅助措施运维成本居高不下。气井间歇生产阶段井筒积液严重，区块56口井常态化投用泡排、气举助排工艺，药剂加注、设备巡检、现场维护工作量大。随着地层压力持续降低，井筒积液量逐年上升，排采措施加注频次持续增加，长期拉高区块生产运营成本。
 
近负压开采成套工艺体系
 
结合平桥区块中低水气比地质特征，借鉴长宁、南川页岩气增压试验经验，构建单站两级增压+区域集中增压差异化开发模式，配套低压设备优选、管网复线改造、自动化调控系统，形成山地页岩区块极限降压完整技术体系。
两级增压核心工艺流程设计。针对0.1～0.9MPa低压采气工况，采用螺杆压缩机一级低压增压、往复压缩机二级增压的两级串联工艺。低压井产出湿气经计量分离后，进入变频螺杆机组升压至1.8MPa，汇集至区域增压站调配现有往复机组二次升压，统一输送至脱水站外输，解决单站往复机直接抽吸低压气能耗高、处理量不足的痛点。3#阀室北侧新建0.6kmDN250集气复线，实现区域集中增压，南侧各站采用站内螺杆+往复两级增压模式，分区施策适配管网布局。
低压增压设备选型对比论证。通过螺杆、星璇、液压活塞三类增压设备现场工况对比，确定螺杆压缩机为平桥区块主力低压增压设备。长宁气田现场实测数据显示：螺杆机组0.8MPa进气工况下万方气能耗445kWh，年运行时率≥97%；星旋机组万方气能耗1100kWh，液压活塞泵620kWh，螺杆机组能耗优势显著，适配区块长期连续低压开采需求。本项目新增10台5万方/天、1台1.5万方/天变频螺杆压缩机，改造调配9台现有往复机组，全部配套变频系统，实现0.1～0.9MPa宽进气区间自适应调节。
 
图4 螺杆式压缩机现场实拍，设备集成化橇装设计，配套变频控制系统，适应极低进气压力工况连续运行。
 
管网提速改造与防腐协同配套工艺。针对干线低速积液腐蚀痛点，新建3#阀室至焦页189#集气复线，改造后管线流速提升3～6倍，主流管段流速可达3.87～7.70m/s，满足管道携液要求；同步优化清管周期、常态化加注杀菌缓蚀剂，控制管线SRB细菌数量低于25个/mL，从源头消除积液腐蚀环境。配套升级站场供配电、自控系统，机组压力、流量、管线腐蚀参数远程实时监控，实现增压站无人值守稳定运行。
 
近负压开采现场多维提质增效成效
 
平桥区块近负压开采含税建设总投资3216.56万元，不含税投资2897.80万元，项目税后内部收益率10.59%，高于行业基准收益率8%，现场实施后在地层产能释放、管网安全运行、设备能耗控制、现场运维减负四大维度实现显著提质增效。
气井生产时率大幅提升，区块稳产能力显著增强。以焦页49-1HF试验井生产曲线为依据，实施近负压开采前气井间歇关井，生产时率仅61.1%；极限降压后井口回压降至0.1MPa区间，井筒临界携液流量大幅下降，自然携液能力显著提升，单井生产时率提升至99.8%，彻底消除间歇生产工况。
区块30口增压间开井全部转为连续生产，区块综合开井时率由89.52%提升至97%以上。地质预测分四批次完成改造后，区块日增产气量稳定8～12万方，十五五期间每年弥补2～6亿方稳产缺口，有效遏制22.24%的区块综合递减率，延长老区稳产周期5年以上。
管网运行工况全面优化，腐蚀治理运维成本下降。近负压开采降压运行后，集输管线流速全面提升，低洼段积液量减少70%以上，SRB细菌滋生环境被破坏，管线点蚀、壁厚减薄速率降低60%。改造前干线年均管线修复长度超40m，实施后管道缺陷发展速率大幅放缓，管线开挖更换、套筒补强、夹具临时修复等运维工作量显著缩减，每年节约管道防腐修复费用超百万元。管线流速实测数据显示：108#至2#阀室管线改造前流速1.64m/s，改造后提升至4.11～5.52m/s；182#至1#阀室由0.97m/s升至4.06m/s，完全消除低速积液带来的腐蚀风险。
分级增压优化机组工况，整体压缩能耗有效可控。项目采用螺杆一级低压增压、往复二级增压分级模式，规避原有往复机直接抽吸0.5MPa以下低压气的高能耗缺陷。变频螺杆机组可跟随地层压力递减动态调节负荷，整套压缩系统单位产气能耗降低21%。现有往复压缩机通过内部改造适配低压工况，机组利用率提升至100%，最大化盘活存量设备，大幅削减新增大型高压机组的设备采购投资。
井筒自然携液能力提升，排采辅助措施投入减少。极限降压后井筒气相流速提升，自然携液能力增强，区块泡排、气举加注频次平均降低45%，药剂消耗、现场人工巡检工作量同步缩减。对于低水气比低压井，部分井可完全取消人工助排措施，依靠地层自然产气实现连续携液生产，长期运营成本持续下降，减轻一线现场运维工作量。
 
技术综合效益与行业推广应用价值
 
经济效益突出，资源动用潜力充分释放。项目财务测算指标优异，税后财务净现值410万元，投资回收期8.81年，具备稳定、可观的长期盈利空间。储量效益层面，近负压开采充分释放单井300～680万方压降产气潜力，平桥区块整体新增可采储量40～50亿方，大幅提升区块技术可采储量采出程度，盘活地层滞留吸附气资源，实现页岩气资源极限高效动用。
安全环保协同增效，契合绿色开发要求。管网积液大幅减少，管线穿孔、天然气泄漏、应急放空燃烧等安全风险显著降低；电驱螺杆机组噪声、废气排放指标优于传统往复增压设备，配套远程自控系统减少现场人员高频次井场操作，降低一线作业安全隐患。同时泡排药剂加注量缩减，废液产出同步下降，减轻水土污染处置压力，符合页岩气绿色低碳开发政策要求。
标准化成套工艺，具备全行业复制推广条件。涪陵平桥区块属于国内典型山地中低水气比页岩老区，地层持续低压、管网起伏高差大、增压机组工况恶化、采收率受限等开发痛点，在涪陵、威远、长宁、南川等国内主力页岩区块普遍存在。本项目形成的差异化两级增压模式、低压螺杆机组优选标准、集输复线提速防腐一体化工艺，可直接复制应用至同类低压页岩开发区块。
今年5月，中石化集团公司总经理赵东调研涪陵页岩气田时明确要求，以平桥区块近负压开采试验成果为标准化模板，在焦石坝、白马等区块分步推广极限降压开采技术，构建页岩气老区稳产增效成套技术体系，为国内非常规油气中后期极限资源动用提供完整工程实践范本。后续可持续优化机组变频协同调控、井下低压配套排采工艺，进一步下探开采废弃压力，最大化储层吸附气动用规模，持续支撑川渝地区页岩气长期增储上产战略落地。
总之，近负压开采技术依托两级分级增压、管网提速改造及智能配套优化，有效解决了平桥区块低压间歇生产、管线腐蚀、采收率偏低、运维成本高等开发难题。该技术实现产能、可采储量双提升，能耗与运维成本双下降，综合效益显著。作为页岩气老区稳产增效核心技术，其标准化工艺可广泛推广，为国内非常规油气极限开发、川渝气田增储上产提供重要技术支撑。