青海油田以精益管理、科技创新、综合施策破解天然气开发难题,努力提高气井产量——  

“颗粒必收”提气破困局  

王得刚　朱丽

　　截至7月15日,青海油田今年开展19井次人工井壁防砂工艺现场试验,日恢复产气量14.65万立方米,标志着“低成本、无筛管”防砂工艺现场试验取得明显成效。

　　今年年初以来,青海油田受老气田递减、外输压力波动、问题井增多等因素影响,天然气开发陷入被动。这个油田依靠精益管理、科技创新、综合施策等举措,方气必争,努力扭转生产被动局面。

精益管理“颗粒归仓”

　　涩北气田天然气年产量占青海油田的80%以上。随着连续10多年的高产稳产,目前气田已进入快速递减期。

　　面对气井“低压、出水、出砂、产量递减快速”的开发困局,青海油田今年年初以来组织编制4次提产方案,构建“地下—井筒—地面”立体管理体系和以单井管理为中心的“红、黄、绿”分级管理模式,从储层、井筒向单井、设备和集输系统延伸,将产量排布至天、作业维护细化至井。上半年,青海油田恢复问题井164口,日均增气28万立方米；持续优化增压气举,释放57万立方米增量；加快潜力区块提产,日增气10.8万立方米。

把脉问诊“潜力必挖”

　　为破解开发难题,青海油田汇集气田开发专家把脉会诊,进一步明确气藏挖潜提采方向和部署。

　　以涩北气田水侵区和低采出砂体为重点挖潜提采目标,建立“2221”水侵区选层标准,36口新井和调层井日均产气0.65万立方米；制定采出程度低于30%的96个小层补孔、调层、防砂组合动用策略,实施16井次,日增气8.7万立方米,小层采速提高0.21%；复核10个均衡排采层组水侵量及排水量,在台南气田实施排采井网“内缩”措施,日增气1.8万立方米；及时优化涩北一号、二号气田39口井排水量,保障了低压井生产；绘制“弱、中、强水侵分类图”和“小层剩余气分布图”,编制涩北气田井网优化方案、升级表外层识别图版,提升了表外层、扩边层的试采成效。

老井管理“方气必争”

　　面对问题井增多、措施效果下滑、增气量不足、气井维护需求大幅增加等问题,青海油田以精细老井管理为抓手,稳步推进长停井治理,上半年,措施增气量提升50%以上,气田递减趋势得到控制。

　　青海油田加强维护保障,增加气田日冲砂、气举、泡排、助排井次,实施砂埋井集中治理工程,仅5月份就冲砂45井次,日增气10万立方米,月度递减环比降低5万立方米；持续加大调层和酸化等周期短、见效快的措施力度,严控防砂、大修等占井周期长、见效慢的作业,5月份措施增产40.1万立方米,单井日增气0.52万立方米；对于长停气井,青海油田划定“采气速度、射孔层位、调层新井、动态储量、控砂控水”五条红线,编制长停井治理方案,目前已完成85口井作业,日增气41万立方米,开井率提升2.9%。

瓶颈攻关“效果必实”

　　从“推广、优化、攻关”三个方面入手,青海油田加强对酸液、压井液、消泡剂等配方体系的技术攻关。

　　上半年,青海油田推进连续泡排工艺规模化应用,实施66口井连续泡排作业,日排水404.2立方米；开展注销一体化泡排试验,实现了数据远程传输,泡排液自动加注和智能调配；推进酸液体系配方优化试验,10口气井返排期降低0.7天,复产率达90%；结合精细地质选井与优化参数设计,开展现场应用31井次,有效率提升至83.8%；开展微泡压井液、耐砂泡排试验,成功率达75%。