长庆油田巧治6000口“哮喘井”

1月11日，记者获悉，长庆油田采用地质工艺、效率效益、技术管理的三结合办法，2016年，让6000余口低产低效井产能得到有效发挥，开井时率较前提升2.3个百分点，累计增产天然气17.75亿立方米。

已有20年天然气开采历史的长庆油田，低产低效的“哮喘井”比例越来越大。能否及时治理好这批气井，让每一口气井都发挥正常作用，是长庆油田年5000万吨油气当量长期稳产的重要保证。进入2016年，长庆油田在治理低产低效气井中，巧开三剂良方，效果明显。

地质研究和工艺改进相结合。考虑气井产量、储层物性、井口压力和气液比等多项指标，长庆油田利用“多维矩阵”管理模型，综合排水采气主体工艺适应条件，细化生产井分类，将全气田9000余口气井逐井摸排，并根据不同情况将其划分为自然连续生产井、自然间歇井、措施井、待措施井等类别，最后选中6000余口低产气井作为全年排水采气工作精细管理和挖潜增效的重点。特别是把靖边气田和苏里格东区的两口气井作为先导试验井进行试验后，大大积累了气藏排水经验，提高了富水区开发效益和气藏采收率。

效率和效益相结合。对产气量低、排水采气增产效益较差的气井，长庆油田优先采取“长关短开”方式间歇生产，发挥低产井“自救”能力，同时压缩低效气井复产工作量近40%。将气井分成日产气量高于5000立方米、在3000立方米至5000立方米之间、低于3000立方米3类，分别配套泡沫排水、速度管柱、柱塞气举等措施辅助生产，使泡排措施有效率达到82.6%，平均单井日增产450立方米，速度管柱、柱塞气举措施有效率均在90%以上，增产幅度超过60%。

技术革新和管理创新相结合。在着力推进自动泡排装置、柱塞气举等自动化排水采气技术应用的基础上，长庆油田通过系列化柱塞、低成本高效泡排剂等技术研发、改进以及集中采购等措施，使柱塞和泡排剂成本同比分别降低20%和15%，累计节约投入800余万元。针对大产水量气井排水采气瓶颈，多次组织开展同步回转压缩机、井下驱动泵等新技术研讨和交流，探索经济有效的大产水量气井排水采气技术，全年累计完成各类新技术试验39井次。

据统计，2016年，长庆油田累计完成排水采气措施6334口，共实施10.57万井次。与2015年相比，措施井次减少12.7%，单井作业井次下降4.3井次，单井次年增产气量由1.45万立方米提高至1.66万立方米，低产低效井产量贡献率明显提升，为气田稳产做出了积极贡献。