川西北气矿中坝气田精细化管理调查（图）

Ľ>　　[中国石油新闻中心2016-06-01]5月24日，采气工朱霞在井站信息化管理系统上监测中19井的实时生产数据。捕捉气井跳动脉搏，采取针对性措施，是西南油气田公司川西北气矿“三级四类”动态管理的基础。
　　中坝气田在西南油气田以高效排水采气著称，43口在产井中，纯气井达21口，无一口水淹井，目前采出程度95.7%。从构造图看，中坝潜伏构造呈狭长鼻状，中19井位于“右鼻孔”边缘裂缝发育区，离原始气水界面近，是整个中坝须二气藏“北排南稳”的要冲。“守住‘剑门关’，就守住了‘成都平原’。”朱霞说。
　　从多年水淹井变为气水同产井，中19井不是个例。川西北气矿通过精细管理，走出一条老气田开发后期安全效益开发之路，年均综合递减率仅8.09%。
　　全程监测、分类管理，及时解决异常情况
　　今年3月11日，因用户端压力变化，中20井日产从5600立方米直降至2900立方米。
　　气井虽老，任性却如孩子。但早发现、早处理，效果事半功倍。
　　作为川北首个整装开发的气田，中坝气田“四十不惑”。43口气井中，曾经问题井、带病井高达50%以上。近年来，川西北气矿制定并完善井站“三级四类”动态监测管理制度，日观察、周小结、月分析和季调整，形成监测—分析—调整—反馈的动态闭环。
　　中20井组员工成立专项小组，主动适应气井变化，对8口单井按重点监控井、稳产井、低压低产措施井分类管理。川西北气矿每月都要召开异常井分析会，既对气井的异常情况条分缕析，又有重点会诊，形成针对性的解决方案。
　　须二气藏储层低孔低渗，局部裂隙发育，地质情况复杂，但井底压差、水气关系和渗流力学相互联系作用，通过持续监测、分析、模拟和调整，川西北气矿持续优化“北排南稳”整体治水方案。
　　要“北排南稳”，就要统筹兼顾，点面结合，整体联动。北区是主排水井，南区是高产井。一边是控产稳压的阵地战，目标是阻水；一边是水进来后的“巷战”，多措并举“水中捞气”是重点。
　　川西北气矿坚持气井全周期监测、气藏多维评价、措施多向实施。两年来，作业区调整生产作业制度57次。资料显示，须二气藏气水前缘得到有效控制；雷三气藏各井压降均衡，避免了压降漏斗导致的边水突进。
　　“一井一策一治”，量身定制技术措施
　　纯气井和排水井并非绝对。措施对路，水淹井能变带液自喷井，甚至纯气井，反之亦然。
　　4月20日，“重症井”中51井复产800天。从长期关井复压到每周、每日关井，川西北气矿最终探索出两天复压周期的稳产模式。
　　通过关井积蓄能量，再定期开井放空带出地层水，如同“收回拳头再打出去”。这套“经济适用型”措施，川西北气矿沿用了近30年。
　　增压气举是气藏心脏的“起搏器”。中19井水淹8年后被成功救活。中23井、中54井利用同井场气举，分别增产1390万立方米和154万立方米。目前，川西北气矿气举管网19条，总长28.98公里。
　　气举压力过低，起不到带液效果。过高，又易被地层“吃”掉。中20井专项小组优化须二气藏气举管网流程，增大气井生产压差，通过技改增产2690万立方米。
　　增压带液，降压同样带液。中62井地层压力高，正常情况无法实施气举。技术人员先将压力降至与增压气源匹配，从而达到气举带液效果。
　　措施因井、因时、因地而宜，不一而足。结合气井开发阶段、特点，采取严格控产、气举、电潜泵强排、降低井口输压等措施“一井一策一治”。
　　堵是为了排，关是为了开，降是为了增。看似南辕北辙，实则微妙而精巧。
　　从单一工艺到复合工艺，从传统优选管柱、泡排到径向钻孔等创新工艺……中坝气田已成为川西北气矿措施增产的试验田。

　　中坝气田气井动态管理示意图

　　统筹考虑、以效定产，精细管理增储上产
　　一个气田，两个气藏。须二有水，雷三含硫，气藏性质决定不同开发策略。
　　含硫气危害大，腐蚀性强。雷三气藏要加大马力提产，减少开发时间，有效降低风险。须二气藏的开发则大相径庭。
　　有水气藏犹如“农村包围城市”，水随气走，你快它也快。放慢开采速度，能延缓递减，但后期不一定经济可行。
　　川西北气矿兼顾技术指标和经济指标，通过气藏—采气—地面集输工程“三结合”，地层、井筒、地面“三环节”统筹考虑，“以效定产”制定配产和挖潜措施。目前，中坝气田平均采出程度95.7%。其中，须二气藏按压降法计算，采出程度97.9%。
　　事实上，部分单井累产甚至已超过核定储量。技术干部孙素芬说：“气井匀速开采，水侵有效控制，就能确保储层的连通性，促使外围低渗区天然气通过‘虹吸效应’填补井底压差空间，从而实现可采储量可持续增长。”
　　显然，通过精准挖潜，在上产的同时实现增储，老气田不言老。