推荐表.jpg

“LP14H井同井采注工艺技术试验成功，标志着定北气田的开发进入一个崭新的阶段, 将激活600亿立方米的储量，成为继东胜气田之后又一新的接替阵地，为高含水储量动用打开了希望之门。”9月3日, 分公司负责人在定北气田现场考察时信心十足的说。这是今年分公司创新工程技术取得的又一重大成果。

今年来，分公司聚焦工程技术创新，针对气田开发存在的瓶颈难题开展攻关，气田稳产上产取得显著成效，年累计产气量刷新历史新高；截至8 月未，利润总额较去年同期增加60%；资产负债率较去年下降1.73个百分点，标志着企业抗风险能力进一步增强；油气单位完全成本比去年同期压缩27元/吨油当量，企业逐步进入良性发展阶段。

一体化项目大幅提升产量

大牛地气田经过15年持续开发，年产气量达30亿立方米，要实现可持续高质量发展，必须做到大牛地气田硬稳产。然而，目前气田2000多平方千米范围内钻成气井1800余口，储量有效动用程度低、气田采气速度低、采出程度低，老区调整潜力不落实，持续稳产30亿立方米形势严峻。同时受水源保护区、煤矿重叠压覆影响，不仅新井部署难度大，而且在现有技术和管理水平条件下，依靠新井低产开发，用工总量不断增加，气田操作成本将居高不下。改善气田开发效果，提高采收率势在必行。

同处鄂尔多斯盆地的兄弟企业，在盆地运用46口双分支水平井，建成37亿立方米天然气产能，连续10年稳产30亿立方米。受此启发，该分公司与国内知名的焦恩能源公司开展合作，启动了《大牛地气田大幅度提高单井产能及高效调整开发项目》，该项目由华北油气分公司、焦恩公司、华北石油工程公司联合实施，从精细地质评价、高质量工程施工、高效组织管理等方面探索新技术、寻求新突破。

项目实施过程中引入了高效钻完井、大规模储层改造、全过程储层保护、高效组织管理等新理念，建立一套可推广的高产一体化运行体系。上半年成功试验了两口井，其中一口井单井产量是同区块、同层位气井的4倍以上，另一口井也提高了2～3倍。

这一试验成功，进一步深化了许多认识，如：储层保护对提升单井产量意义重大，等。为大牛地气田实现稳产增产探索出方向，日前此项技术在气田全面展开，他们借鉴此项技术及管理手段，自行设计施工的一口井，单井产量也获得了较大提升。

老井改造盘活存量资源

“直井老井改造是盘活存量资源、挖潜大牛地气田剩余储量的有效手段。”华北工程技术研究院储层改造研究所所长张永春表示。

大牛地气田早期运用直井开发的气井有600余口，随着开发年限增加，这些气井产气层位因改造不完善、结垢、砂堵等原因，造成不少低效、无效井，严重影响气田稳产。

为唤醒这部分老井，今年, 分公司与国外著名石油工程公司合作，对平均单井日产量均低于2000立方米的气井实施二次压裂，在原有裂缝的基础上，进一步延伸裂缝长度，沟通老井远端裂缝，扩大井控储量。上半年，大牛地气田第一批实施二次压裂4口井，较措施前全部实现增产，探索出二次压裂的可行性。同时，通过研判分析，对老井其他有潜力的层位实施转层压裂，可实现让老井新层做贡献。

 D1-1-182井是一口生产10多年的老井，原来产气层日产量低于5000立方米，通过在产气层下部采取转层压裂，打开下部3套产气层，实现多层合采，由于下部新层压力较高，为避免所产出的气灌进上部压力低的产气层，他们在井内下入偏心配产器，通过降低新层的产气压力，达到共同产气，6月17日该井复产成功后, 日产气达到2万立方米，较施工前日增气1.3万立方米。

“今年他们累计采取措施井18口，3个月时间增气320 万立方米，下一步计划采取措施井36口，预计全年累计增气1000万立方米。”采气一厂生产技术科副科长王排营介绍。

同井采注解放高含水气藏

“高含水气田的开发一直是我们难于跨越的瓶颈难关，气田地层水的难题不能解决，气田开发就无法推进。”石油工程技术研究院采气工艺研究所所长王锦昌介绍。

东胜气田、定北气田都是高含水气田，多年来一直制约着气田实现有效开发，已经钻成的LP14H等几十口气井，因产水量大，抑制着气井产量释放，生产不久便发生了水淹，无法连续正常生产。

今年，分公司实施了“同井采注”工程工艺技术，该技术就是在高含水的气井内下入井下专用工具，在井内实现气、液分离，将地层水直接回注到同井内，让天然气释放出来，这样不但救活了水淹井，还避免了在地面进行废水处理、拉运，大幅降低了环保风险。前不久在定北气田试验的LP14H井获得成功，日产气恢复至8000立方米，高含水长期制约定北气田开发这一瓶颈被破解，将成为分公司又一资源接替阵地。

目前，分公司对定北、东胜气田进行摸排分析，查出因水量大造成产量低的气井20口，通过实施“同井采注”，为气田有效开发提供有力支撑。(马献珍)