一体化控递减关键技术为老井上“呼吸机”（图）

[中国石化报2021-03-08]

页岩气高效压裂现场。向阳摄  

焦页45-1HF井井下积液严重，水压住了气，气井没有产量。今年1月底，技术人员对该井实施“泡排+增压”组合工艺，气井恢复生产，日产量达6.5万立方米。

页岩气的开发规律是初期产量高，维持一段时间后产量大幅降低。目前，焦石坝老区85%的气井稳产期结束，进入定压递减阶段，气田稳产难度陡增。

对此，江汉油田不断创新老井控递减关键技术，支撑气田稳产。技术人员明确了焦石坝区块页岩气井产气、产水规律，建立了排采工艺介入时机图版，分类、分阶段编制采气工艺方案，选择有“生命迹象”的气井，一井一策实施差异化排水采气措施。

增压开采是老井增产的重要手段，他们优选投资最低、气井废弃风险最低、建设工作量最小的集气站增压模式，形成无人值守增压技术，就像为老井上“呼吸机”维持稳产。

单一技术措施增产效果差，他们还升级增压开采技术，实施泡排+增压、气举+增压等组合式增产措施。

2020年，江汉油田新投38座增压站、新增123口增压开采井，日产气量达867万立方米，比2019年增长逾1/3。

针对部分水淹躺井，技术人员利用压缩机为气井注入高压气，就像给老气井打一针“强心剂”。2020年，他们共对220口气井实施压缩机气举工艺，累计产气4.5亿立方米。

集输设备和管网的腐蚀也给稳产制造不小麻烦，江汉油田为采气集输干线和支线加注缓蚀剂，积极开展清管作业，减缓管网腐蚀速度，增强了采气和集输能力。

通过全面推广应用气藏-井筒-地面一体化控递减关键技术，涪陵页岩气田综合递减率目前降至10.99%。