产水气田排水采气技术的国内外研究现状及发展方向

曹光强 姜晓华 李楠 贾敏 张义 王浩宇

1. 中国石油勘探开发研究院；2. 中国石油集团采油采气重点实验室

中国已投入开发的气田中产水气田占80%以上，天然气储量占总储量的75%，年产气量贡献率超60%，是天然气稳产、上产和大发展的基础［1］。国内主要产气盆地的统计表明，出水井数由2011年的不到3 000口迅速增加到2018年的8 000余口，占总开井数的50%以上。气井出水是气田开发过程中影响产量稳定和采收率的主要因素之一，一方面导致气井产气量急剧下降，甚至水淹停产；另一方面地层中出水封隔储层，致使大量天然气储量无法有效采出，大幅降低采收率。排水采气技术作为保障出水气田稳产和提高采收率的主体工艺，在国内外数十年的气田开发实践中得到了验证［2-3］。以我国主要产气盆地的统计为例，年施工总量9万余井次、增产天然气近30亿m3，有效保障了出水气田的稳产且提高采收率。然而，随着时间的推移和天然气工业的迅速发展，部分老气田逐渐进入开发中后期，不同复杂类型气田不断投入开发，水平井、大斜度井等特殊井型的大量使用，给现有排水采气工艺带来了严峻的挑战，不适应问题逐渐突出。因此，系统开展产水气田排水采气技术现状梳理与发展趋势研究十分迫切且意义重大。

1 排水采气技术在气田开发中的作用及地位

排水采气是解决气井井筒及井底附近地层积液过多或产水，并使气井恢复正常生产的工艺措施，其目的是延缓、避免气井水淹，改善气藏生产状况，提高气藏开发效益与采收率，在气田开发过程中有着举足轻重的作用。

1.1 气田出水具有普遍性

截至2018年底，我国已投入开发的气田共有812个，其中陆上672个、海上140个，主要分布在四川、鄂尔多斯、塔里木、柴达木等盆地，其中80%以上的气田都不同程度存在边水、底水、层间/层内水等明确的地层水水体(表1)［4］。随着开发时间的增加，气井会逐渐出水，即使极个别气田不存在明确的地层水体，在开发中后期也会有凝析水产出。因此，气田出水具有普遍性，不出水是相对的。

表1 国内部分含气盆地典型气田水体类型统计Table 1 Statistics of water body types of typical gasfields in some domestic gas bearing basins

1.2 出水会带来严重的危害

气藏出水会给储层、井筒等带来一系列的影响，大幅降低气井产能、产量、采收率。对于储层方面的影响：侵入水会沿高渗透带和裂缝对气层进行分隔与阻挡，造成大量的天然气储量无法有效采出，降低气田采收率，降幅可达40%～50%；同时由于地层水进入储层，挤占天然气的渗流通道，大幅降低气井的产能。对于井筒方面的影响：地层水进入井筒，一方面腐蚀井筒和生产管柱，增加开采成本和开发风险；另一方面井筒由纯气体的单相流转变为气、液两相流动，大大增加了井筒流动能量损耗，气井自喷能力减弱，产量大幅下降，甚至水淹停产。统计国内9个典型气田、5 000余口气井出水对天然气产量的影响情况，结果表明，出水导致的产量降幅为19.5%～87%，给气田的稳产带来了严峻的挑战。

1.3 排水采气是解决气田出水的主体工艺

在气田开发的中后期，地层压力和气井产量逐渐下降，当产量下降到临界流量以下后，气井无法将产出的地层水全部带出到地面，部分液体回落至井底形成积液，导致生产压差降低、产量下降，携液能力进一步减弱，如此反复循环最终导致气井水淹停产，这就是出水导致气井天然气产量降低和不稳定的原因。因此，要想保证出水气井的稳产，在气井自身能量不足的情况下，必须采取必要的技术辅助气井将产出的地层水及时排出，避免积液导致产量下降，这种技术就是排水采气。根据国内外已开发气田的统计，出水气田中大约40%～50%的天然气储量需要依靠排水采气工艺采出；而对于致密气田，排水采气的作用更加重要，高达70%的储量需要依靠排水采气工艺采出，且80%的开发时间都处在排水采气期内［5］。表2统计了国内几个重点产气盆地2018年采气工艺的情况，可以看出排水采气无论是在施工井数还是在增产天然气量上都占主导地位，是解决气田出水问题的主体工艺。

表2 国内主要产气盆地2018年采气工艺统计Table 2 Statistics of gas production technologies used in domestic main gas producing basins in 2018

2 国外排水采气研究现状

随着不断研究与完善，国外单井排水采气已发展了气举、柱塞、机抽、电潜泵等多种成熟技术，在气田现场使用取得了良好效果，大大提高了气田的采收率。

2.1 成熟工艺配套技术完善方面成果显著

(1)气举排水采气。气举优化设计软件和气举井下工具等方面发展迅速，气举配套工具已基本形成系列，产品主要有气举阀、偏心工作筒、封隔器、间歇气举装置、洗井装置等［6］。

(2)电潜泵排水采气。近年来研制成功高效多级电潜泵、大功率电机等新设备；同时，在电压保护、电缆、气体处理器等方面也进展巨大，使电潜泵的泵效和使用寿命大大提高。在实验研究方面，美国塔尔萨大学搭建了仿真的电潜泵可视化实验平台，构建了出砂、乳化液、气体对电潜泵性能影响的数学模型，并开发了性能优化软件［7］。

(3)柱塞排水采气。针对不同井况形成了不同材质系列化的柱塞产品，开发了分体式柱塞、刷式柱塞等新品种［8］。分体式柱塞可有效减少气井关井时间，增加气井产量；刷式柱塞可用于出砂气井。在控制系统方面，BP等公司开发了柱塞气举智能化控制系统，可根据井筒的生产状态自动调整柱塞到达时间、后续流动时间等参数，无需人工干预，从而实现产气量的最大化与效益的最优化。另外，通过对配套工具、工艺的改进，在大斜度井、水平井上开展了应用，最大井斜角可达 67°［9］。

(4)机抽排水采气。发展了多种变形产品，如胶带传动游梁式、旋转驴头式等抽油机；开发了可调速驱动电机等配套设备与部件。在抽油杆方面，研制了铝合金、不锈钢等多种高强度、耐腐蚀、耐磨损和连续性结构的抽油杆［10］。

2.2 连续油管在排水采气技术中广泛应用

连续油管出现以后被广泛应用于各个工程领域，排水采气方面也不例外。国外近些年广泛拓展了连续油管在排水采气工艺中的应用［11］。

(1)用作速度管柱进行生产。用连续油管代替小油管作为生产管柱，大幅度增加了天然气在油管中的流动速度，从而增加气井的携液能力，延长气井的自喷生产期。

(2)用于气举排水采气。用连续油管作为气举通道，灵活方便，可以最大限度提高排液量，同时可以有效避免油套环空下有封隔器的影响，广泛应用于水淹井复产、连续/间歇气举，清除井筒积液，恢复气井正常生产能力。

(3)用于泡沫排水采气。将直径为Ø9.525 mm×1.24 mm或Ø6.35 mm×0.89 mm的连续油管从生产油管内下入到井底，然后从地面将配置好的泡排剂溶液通过泵送或虹吸的方法直接注入到井底积液的内部［12］。这种泡排方式可最大限度地发挥泡排剂的作用，施工简单，对储层无伤害，效果好，目前最大工作深度已达7 315 m［13］。

2.3 气藏整体治水技术进一步完善

气田整体治水是将气层、水层、气井作为一个整体，系统开展地质精细描述、气藏工程分析、数值模拟、开采工艺技术等研究，通过跨学科、多技术的有机衔接与协调合作，以确保气田开发过程中边、底水的均匀推进，从而达到最大限度延长气藏无水开采期、提高气田采收率的综合治水技术。近年来，在清楚认识气藏地质特征的基础上，国外整体治水技术进一步发展深化，形成了3套整体治水方法，即强排水采气法、气水联合开采法和阻水开采法［14］。

(1)强排水采气法。在气水边界处大排量排水采气，使排水量与水侵量平衡，保护内部气井。目前在国外广泛用于大排量强排水的工艺为电潜泵和气举。

(2)气水联合开采法。气水联合开采适用于气藏尚未完全水淹或已经完全水淹了的气藏，主要目的是提高气田的采收率，确保气田开发效益。

(3)阻水开采法。该工艺适用于整个气田开发阶段，其机理是在边水气藏的气水边界处或底水气藏的底部含水层直接布置排水井；或在局部水驱气藏的水侵高渗透通道上注入堵水剂，建立阻水屏障；其目的是阻止、减缓边水或底水上升的侵入速度，变水驱为弹性气驱，延长气田的无水采气期。

2.4 新开发了多项排水采气新技术

2.4.1 封隔器以下气举排水采气技术

该技术的产生背景主要是有封隔器的长射孔段的直井(厚储层)或者水平井，在气井积液的时候常规气举或其他排水采气工艺只能排出封隔器以上的井筒积液，封隔器以下井段长期处在积液的浸泡之中，严重伤害近井筒地带的渗透性，低渗透砂岩气田尤甚。针对这种情况，在封隔器附近将环空注入的高压气转到小油管，将高压气引入到封隔器以下的射孔段(图1)，使气举从射孔段底部开始，有效清除射孔段积液［15］。

该技术具有以下特点：有效消除井底积液，减轻或消除长期积液对近井筒储层的伤害，恢复气井生产能力；可用于水平井，将封隔器以下的油管延伸到水平井的最低点，使得气举气能清扫出整个水平段的积液；可将缓蚀剂等释放到封隔器以下及整个管柱所有部位。该技术近年又发展了多种结构与配套工具，在东德克萨斯的直井、水平井上开展了数十套的现场应用，平均单井日增天然气产5 000 m3以上，效果良好［16］。

图1 封隔器以下气举排水采气技术示意图Fig. 1 Technical sketch of gas lift for drainage gas recovery below the packer

2.4.2 涡流工具排水采气技术

涡流工具排水采气技术是在井筒中下入井下涡流工具，当气液两相流进入涡流工具时，由于井下涡流工具内实体的作用，使流体流动的截面积减小，从而使流体加速，并沿着螺旋面旋转，加速度使得密度较大的液态流体甩向管壁，流体沿着井下涡流工具的螺旋形空腔向上做螺旋运动，合适的螺旋角可以传播和维持非常长的距离，这种螺旋向上的流型具有更高的流动效率，从而可大幅提高气井的携液能力［17］。

涡流工具能提高气井的携液能力的主要原因：将井筒中杂乱无章无规则的气液两相紊流转变为规则的螺旋流型两相层流流动，大幅减少了流体内部的能量损失，可降低最小临界携液流量15%～30%；可减少油管沿程压力损失，经实验研究，加装涡流工具后管柱沿程压力损失可降低17%～25%。

涡流排水采气技术在美国、加拿大、澳大利亚等国的上千口气井上成功应用，BP、Marathon、Cabot等油气公司都参与了试验与推广，应用的气井类型从煤层气到致密气井、高含水到低含水井、直井到斜井等，平均增产天然气1.65%～48%，取得了良好的效果。

2.4.3 井下气液分离回注采气技术

井下气液分离采气技术是一种特殊的排水采气技术，其原理是在高含水井的井下采用气水分离装置将地层产出的气、水进行分离，分离后的天然气继续产出到地面，而分离后的水在井下直接回注到含水层或废弃储层［18］。该技术的核心是井下气液分离系统和井下回注系统。井下气液分离系统种类繁多，按照其作用原理可分为重力分离式气液分离器、旋流式气液分离器和螺旋式气液分离器，目前主要采用旋流式分离器或螺旋式分离器。而井下回注系统则需要根据具体情况进行具体分析，如按回注动力可分为重力注入和强行注入；按产层与回注层位置又分为产层下部注入系统与产层上部注入系统；按增压泵形式分为杆式泵、改进柱塞杆式泵、电潜泵、螺杆泵等，各种泵的作业原理及其适应范围如表3所示。

表3 各回注增压泵作用原理及适应范围Table 3 Working principle and applicable range of reinjection booster pump

井下气液分离采气技术直接在井下将气水分离并将水回注，技术优势明显：工艺较简单，安装方便，操作简单维修较容易；使用方便、灵活，可以单台使用，也可并联/串联使用；分离过程全封闭，减少了环境污染。该技术在实施过程中对井况、储层等的要求也较高，针对具体气田需要结合自身的实际情况进行综合评价后再决定是否适用。

2.4.4 国外其他排水采气新技术

国外近几年也同时也探索了一些其他的排水采气方式，有的处于理论研发阶段，有的开展了小规模的现场试验［19］。

(1)聚合物控水采气技术。不同于常规排水采气采用 “疏水”的方法协助天然气流将产出地层水共同携带到地面，它主要是通过向井筒周围的地层中注入聚合物，以减小井筒周围地层中的水相渗透率，采用 “阻水”的方法控制地层水流入井筒。目前国外主要采用HPAM共聚物和PAM聚合物、三元聚合物开展聚合物控水采气。近年来又提出了功能纳米流体控水体系，并开展了研究与试验，矿场使用后半年内产气量增加了2倍，累计增产天然气280 万 m3，应用前景广阔［20-21］。

(2)超声雾化排水采气。在井底利用超声波雾化装置将产出的地层液击碎成雾状，通过增加声波频率大幅减小液滴的直径，从而减少滑脱损失，提高气井的携液能力。其设备主要由雾化装置、分离装置、密封装置和卡定装置等组成。

(3)微波加热排水采气技术。在井中通过微波加热积液汽化，使井内流体密度变小后随天然气采出。微波可在井下或者在地面产生，如果微波在地面产生，需要波导管传递到井下，波导管类似于光纤，微波在波导管内全反射传送。

(4)自往复水力泵排水采气。将自往复水力泵安装在井下同心管柱内，通过注入高压流体提供动力，动力活塞的往复运动带动抽油泵将地层液和动力液从同心管柱内举升到地面，降低积液对地层的回压，天然气从油套环空采出。

3 国内排水采气研究现状

国内排水采气发展从1978年开始，经过40年的不断探索、实践、发展、完善，目前已形成了优选管柱、泡沫排水、气举等8项排水采气技术系列，有效解决了气井出水导致产量急剧递减的技术问题。在已形成的排水采气技术中，泡沫排水采气、气举、速度管柱、柱塞这4种工艺在每年的工艺实施总井数和增产占比分别达到了98.08%、95.92%(图2)。

图2 国内主产气盆地不同排水采气工艺年实施井数及增产占比Fig. 2 Yearly number and incremental production percentage of the wells implemented with different drainage gas recovery technologies in domestic main gas producing basins

3.1 泡沫排水采气技术

泡沫排水采气是从井口油套环空处往井底注入泡排剂，泡排剂与井下积液混合，通过气流搅拌起泡，随气流流出到地面的技术；具有设备简单、见效快、不影响日常生产等优点，是我国气田长期应用最广泛，也是增产天然气最多的排水采气工艺。泡沫排水采气主要包含泡排剂与加注工艺2个方面。

(1)建立了泡排剂高温高压实验评价方法。常规泡排剂评价设备不能加载压力，实验温度最高只能达到90 ℃，评价结果不能体现泡排剂在实际井筒条件下的真实性能。曹光强等人在Ross-Miles方法的基础上，引入耐高温、高压模拟井筒，建立了泡排剂高温高压评价设备及方法，评价温度和压力分别可达到200 ℃、25 MPa，为新型高效泡排剂的研发及泡排剂质检提供了一套可靠的测试手段［22］。

(2)研发了适应深层气田的纳米粒子泡排剂。我国深层气田普遍具有高温，高矿化度，富含酸性气体、凝析油的特点，国内目前泡排剂普遍适应性较差。面对这一问题，武俊文等人通过在研制的液相泡排剂中加入改性纳米二氧化硅球作为固态稳泡剂，大幅提高了泡排剂的性能，抗温可达 150 ℃，抗矿化度250 g/L，抗 H2S 浓度可达 0.04%，抗凝析油含量30%，现场应用效果良好［23］。

(3)形成了自动化加注工艺。在泡沫排水采气过程中，加注工艺也是影响排水采气效果的一个重要因素。国内近年来逐渐形成了一套系统的自动化加注工艺(图3)。该加注工艺可以自行配药，并自动按照设计的用量长期、连续的进行泡排剂加注，使泡排车的短时间“点状加注”变为“线状加注”，可连续及时地将井底积液排出，充分发挥了药剂的性能与气井的产能。通过矿场应用统计，自动化加注较泡排车施工有效率可提高9.17%，单井年产气增加31.69%，药剂用量降低5.8%。

图3 泡排剂自动加注工艺流程示意图Fig. 3 Schematic technological process of automatic injection of foam drainage agent

3.2 柱塞排水采气技术

柱塞排水采气技术是利用柱塞做气液物理界面，大幅减少井筒内的滑脱损失，利用气井自身能量推动柱塞将井筒中的液体举升到地面的一种排水采气方式；具有工艺简单、设备自动化程度高、成本低等特点，特别适用于低产小水量气井的排水采气。近年来，随着我国部分气田进入开发中后期，低产气井迅速增加，柱塞排水采气的使用量及增产气量也随之上升(图4)，年平均增速达到了50%以上。

图4 柱塞排水采气工艺近年实施井数与增产量变化Fig. 4 Number and incremental production of the wells implemented with plunger drainage gas recovery technology in recent years

柱塞排水采气技术最初从国外引进，国内通过这些年持续不断的攻关与完善，基本实现了设备国产化、工具系列化与控制系统的自动化，成本大幅降低，应用前景广阔。近年来的研究进展主要体现在硬件设备与软件2个方面的进步。

(1)开发出了一体化控制系统和系列化的柱塞工具。柱塞排水采气的硬件系统主要由柱塞工具和控制系统2大部分组成。在柱塞工具方面已经形成了组合、刷式、非金属、自缓冲等系列化的柱塞工具；控制系统方面开发了风光互补动力供给的一体化控制装置，可进行远程控制与调参［24］。通过设备的国产化，单套柱塞排水采气设备的成本较初期降低了66.7%，为大规模推广应用创造了条件。

(2)开发了远程监测、控制及优化管理软件平台。在柱塞排水采气的软件系统建设方面，近年主要构建了一套远程控制管理软件平台，可远程在线对柱塞进行监测管理及优化调整，及时地对现场气井进行工艺制度调整，大幅提高了柱塞排水采气的效率与效益。

3.3 速度管柱排水采气技术

速度管柱排水采气是将小管径的连续油管作为生产管柱，增大气体流速，提高气井携液能力的工艺技术；具有不压井作业、施工周期短、不污染产层、后期无需维护等特点；近年在主要产气气田中的应用比例也呈逐渐增加的趋势，年增天然气近6亿 m3。

速度管柱排水采气近年的研究进展主要体现在：通过持续攻关，实现了连续油管及配套工具设备的100%国产化，成本大幅降低，性能也大度提升，基本可以满足国内各个气田的速度管柱排水采气需求［25-26］；建立了集“地质、试气、动态、工艺”一体化的选井标准与设计流程(图5)，大幅提升了速度管柱的应用效果。

3.4 气举排水采气技术

图5 速度管柱选井与优化设计流程示意图Fig. 5 Flow chart of well selection and design optimization for velocity string

气举排水采气是将高压气体注入井内，借助气举阀实现注入气与地层产出流体混合，降低注气点以上的流动压力梯度，减少举升过程中的滑脱损失，排出井底积液，恢复或提高气井生产能力的一种人工举升工艺；具有产液量适应范围广、操作简单，适用于斜井、定向井、液体中有腐蚀介质井等特点。近年的研究进展主要体现在针对高压、高含硫气井气举阀等系列配套工具开发以及气举工艺方式的探索拓展2个方面。

(1)研发了高压、高含硫气井气举阀等系列配套工具。针对深层高温高压与富含硫化氢气田面临的排水采气问题，研发了高充氮压力气举阀、同心气举工作筒、抗硫气举工具等［27］。其中，高充氮压力气举阀充氮压力可达到25 MPa、抗外压达到90 MPa；同心气举工作筒工作压力和温度分别可达到70 MPa，150 ℃；抗硫气举工具方面通过选用耐蚀合金材料与在阀波纹管与阀外壳间填充保护液的方式提高气举工具的耐腐蚀能力。

(2)探索形成了多项变型气举工艺方式。结合不同类型气井特点，充分发挥气举方式的灵活性，各个油气田探索演化发展了多项变型气举工艺(表4)，有效保障了出水气井的复产和稳产。

4 排水采气面临的挑战及攻关方向

4.1 面临的挑战

(1)低产低压井况下高效排采难。随着开发时间的增加，我国一大批开发较早的气田逐渐进入开发中后期，地层压力逐渐下降、产量迅速降低，主体排水采气工艺效果逐年下降。我国目前低产低压气井所占比例近30%，且每年还以3%～5%的速度不断增加。然而随着产量、压力的逐渐下降，作为主体排水采气工艺的泡沫排水采气效果逐年变差(图6)，作业无效井次的比例也逐年攀升，低产低压条件下高效经济的排水采气接替工艺需求迫切。

(2)出水日益严重的深层/边底水气藏排采适应性差。在我国近年新发现和开发的气藏中，大部分都属于深层/边底水气藏，储层条件、地层流体、井筒环境复杂多样，随着开发程度的加深，出水问题逐渐显现，导致产量大幅下降，稳产形势严峻(图7)。然而，深层边底水气藏一般具有井深、温度高、地层流体类型及管柱结构复杂等特点，现有排采工艺适应性差，致使大量出水井一旦水淹停产就再也无法复产。

表4 变型气举工艺原理及适应范围Table 4 Technological principle and applicable range of modified gas lift

图6 国内主要产气盆地泡沫排水采气近年措施效果Fig. 6 Implementation effect of foam drainage gas recovery in domestic main gas producing basins in recent years

图7 国内某底水气田产能影响因素及程度Fig. 7 Factor influencing the productivity of one certain domestic bottom-water gasfield and its influence degree column

(3)系统有效的水平井排水采气技术体系尚未形成。截至2018年底，国内主要产气盆地投产水平井近2 000口，年产天然气超过160亿 m3，有效保障了我国天然气的稳产和大发展。然而，目前水平气井中出水井比例超过了40%，产水后产气量大幅下降(图8)，部分井甚至水淹停产，形势十分严峻。水平井与直井相比具有自身的特殊性，造成目前尚未形成系统有效的水平井排水采气技术，主要原因有：水平井井身结构特殊，部分排采工艺受限，如电潜泵等；水平井一旦出水，产量急剧下降，带液困难，可反应时间短，常规排水采气效果较差；大部分水平井油套环空下有封隔器，油套不连通，部分工艺受限，如泡排、气举、柱塞等。

图8 国内某气田水平井见水前后天然气产量变化Fig. 8 Variation of natural gas production of the horizontal well in one certain domestic gasfield before and after water breakthrough

4.2 攻关方向

根据排水采气的技术现状与面临的挑战，下一步攻关方向与发展趋势主要体现在以下6个方面。

(1)已形成技术的完善与升级。目前已形成的技术在现场具有广泛的应用，矿场设备比较配套，是后期排水采气技术发展的基础。但已形成的排水采气技术因为气田开发时间和认识深度的变化，适应性逐渐变差，需要进一步深入研究，完善升级。

(2)加强排水采气与气藏工程相结合，全面深化气田整体治水研究。排水采气技术是一项系统工程，单井、单一工艺的作用有限，需要深入结合气藏工程，从气藏层面开展整体治水研究，从而最大限度地降低水侵强度，经济有效的保持整个气田稳产与提高最终采收率。

(3)大数据技术、智能化技术研究与应用。排水采气技术在我国已经发展应用了40多年，积累了大量的数据和历史经验，应该结合大数据技术充分利用，在气井工况诊断、排水采气工艺选择与设计、过程的智能化控制、效果评价等方面都具有广阔的应用前景。

(4)低产低压气田经济有效排水采气接替工艺、新技术攻关。低产低压气井逐渐增多，特别是日产气小于3 000 m3的气井大幅增加，现有排水采气工艺的适应性及经济性面临巨大挑战，需要开展低产低压气田经济有效排水采气接替工艺、新技术攻关，避免气井提前报废，严重影响气田开发效益与采收率。

(5)深层/边底水气田排水采气技术。深层边底水气田地层、流体、井筒结构等都很复杂，易暴性水淹且难复产，排水采气技术需求迫切，但目前排水采气工艺适应性差，无法满足现场需求。

(6)水平井排水采气技术。水平井产量高，效果好，随着下一步页岩气的大开发，水平井的井数会进一步攀升，因其井身结构特殊，目前常规排水采气方法效果较差，需进一步开展攻关研究，满足解决日益严重的水平井出水问题。

5 结论及建议

(1)气田开发过程中出水具有普遍性，并且出水后会大幅降低气井产量和气田采收率。国内外数十年的现场实践证明，排水采气技术是解决气田出水问题的主体工艺，是产水气田开发过程中提高开发效率与效益需要持续攻关和发展的工艺技术。

(2)国外排水采气技术近年来的主要进展体现在成熟工艺的配套完善、连续油管在排水采气领域的大幅拓展应用、气藏整体治水技术深化以及新型排水采气工艺开发4个方面；国内进展主要体现在泡沫排水采气、气举、速度管柱以及柱塞4种主体排水采气技术的配套完善与规模推广应用。

(3)我国排水采气目前面临较早开发的气田逐渐进入开发中后期，目前排水采气工艺经济性逐渐变差，接替工艺不明确；新发现和开发的气田复杂多样，特别是深层边底水气田大量暴性水淹，常规排采工艺不适应；大量大斜度井、水平井的使用并出水，水平井排水采气工艺不系统等问题。

(4)已形成技术的完善与升级，深化气藏整体治水技术，大数据技术/智能化技术研究与应用，低产低压气田经济有效排水采气、深层/边底水气田排水采气、水平井排水采气等是下一步排水采气技术发展的趋势与重点攻关方向。