一、存在的问题及现状
　　由于南八仙油气田储层具有分布井段长，油气水层交错等特点，同时受到岩性控制影响，单井储层分布面积小。因此南八仙气井生产到后期由于地层压力的衰减，导致自身的地层能量不能将地层出液携带出井筒，造成井筒中积液严重。从而影响气井的正常生产。严重的还会导致气井生产到后期处于停产状态（如表1）。因此需要外部力量将井筒中的积液携带出井筒，南八仙油气田于2013年对部分因为积液而不能生产的气井，进行下泵排液采气试验来解决类似井筒问题。
　　表1南八仙气井由于积液和地层出液导致无法生产统计表
　　
　　2013年南八仙先后优选14口气井，根据现场情况对有生产能力却不能正常生产，因井筒积液和地层出液造成不能生产的气井上试验机械排液采气，分别使用机采下泵排液采气（适用于压力不高的气井）和下入管式潜油泵排液采气（适用于压力较高的气井）两种方式，分别取得了良好的效果。
　　先后在14口井上试验下泵排液采气，成功盘活12口气井，实现日增天然气7.3万方，目前累计生产天然气800多万方。
　　二、改进方案的实施
　　南八仙油气田目前天然气生产采用三套压力系统分别进行高中低压集气、高中压处理和中压外输，高压集气压力8-10MPa，中压集气压力4-5MPa，低压集气使用油井伴生气进站流程，集气压力在0.5-1.5MPa。机械排液采气井主要通过油井进站流程，将采出的气通过压缩机增压后进入中压处理后达到外输要求。
　　由于南八仙油气藏性质决定，开采天然气的同时也在开采原油，所以在南八仙闲置着用于油井开采的抽油机，可以利用这些抽油机对气井上地层出液严重和由于出液造成停喷气井进行机械排液采气。由于天然气开采到后期存在地层能量递减，无法将地层出的液体携出井筒，造成井筒被液压死。导致气井无法生产。为了使气井恢复生产必须将井筒中积液排出，并且需要持續的排出地层产出液。因此采取了下泵排液采气，通过下泵后持续生产排出井筒中积液后恢复气井的产气能力（如表2）。
　　表2下泵前后生产情况对比表
　　
　　先后在14口井上试验下泵排液采气，成功盘活12口气井，实现日增天然气7.3万方，目前累计生产天然气800多万方。
　　三、经济效益或社会效益评估
　　下泵排液采气工艺实施，在对于气井开采到后期井筒积液严重具有很好的作用，不仅提高了气井产量，更重要的延长了气井的生产周期，提高了开采程度，防止气井剩余气的浪费。从现场的生产情况来看，在南八仙气井开采到后期都不能避免出现井筒积液需要下泵排液采气。就目前已盘活的下泵排液气井，每年可以增产天然气2000万方以上。
　　有声波探管的易损性等原因综合考虑下很少采用声波时差参数的方法。有时我们在煤矿巷道附近的一些钻孔的地方，可以设计对应相关的测声波参数。这样更符合当地的状况。在实际中若煤层顶板和底板都是高阻地层的时候很适用。
　　参考文献
　　[1]王大蒙.刍议煤田测井中煤岩层的定性和定厚解释技术[J].科技风,2013,19:137.
　　[2]张忠平.煤田测井中煤层的定性及定厚解释方法应用[J].现代经济信息,2009,11:270.
　　[3]赵恒勇,李胜良.煤田测井中煤岩层的定性及定厚解释技术[J].中国西部科技,2010,02:15-17.
　　作者简介：
　　周其林（1982—）男，汉族，陕西延安市人，工程师，主要从事测井解释工作。