□本报记者 马献珍 通讯员 卜彩霞

    “十三五”期间，东胜气田年产气量从不到1亿立方米快速提升至15亿立方米，成为新的资源接替阵地。

    “东胜气田之所以能规模开发，首先是观念颠覆性改变。”华北油气开发管理部经理刘小波说，之前一直认为鄂尔多斯盆地北缘不利于油气保存和富集，研究人员深化地质成藏研究，对气藏的认识逐步由原来的单一岩性气藏转变为低渗地层、岩性、构造多类型复合气藏。

    东胜气田钻井常常遇到井壁失稳、钻井液严重漏失的现象，华北油气与华北石油工程公司合作，创新研发基于地质工程一体化的井壁稳定、井间协同防漏技术，在428口井上应用，减少了漏塌复杂情况处理时间，钻井周期缩短一半以上。

    针对复杂储层压裂改造后出现高产液低产气的问题，华北油气创新形成差异化透气疏水压裂技术，既抑制水的流动又加快天然气释放，平均单井产量比常规工艺提高两倍以上。为提高储层纵向动用率，他们创新建立穿层压裂图版并形成水平井穿层压裂技术，突破了薄夹层相互交错的储层压裂关，实施58口井，日产气提高47%，储量动用率提高30个百分点。

    东胜气田属于高含水气藏，30%的气井在生产初期就发生水淹，且水处理成本高，严重影响气田上产。2018年，华北油气攻关形成高产液气井排采技术，有效释放高产液气井产能，并将储层含气饱和度动用下限降低10%。

    东胜气田纵向分布多套气层，为最大限度提升储量动用率，华北油气构建空间立体井网：针对单一的致密岩性气藏，采用水平井为主、直井为辅的丛式井组模式；针对构造+岩性复合气藏，采用直井+定向井的丛式井组模式；针对岩性+构造的复合气藏，采用直井+定向井+水平井的丛式井组模式。2020年，东胜气田丛式井组部署比例达77%，储量动用率由54%提高至68%。

    同时，华北油气在上游企业首次规模应用小井眼钻井及窄间隙固井技术，与常规钻井相比，单井钻井废弃物减少40%、投资降低31%、周期缩短47%。

    东胜气田东西长200千米、南北长50千米，点多、线长、面广，传统开发模式人工成本高，实现高效开发必须建设智能气田。

    目前，华北油气已建成信息化井场、无人值守集气站、气田中控中心三级平台，人均产量提高近5倍，人均管理气井数增加两倍；研发智能化泡排系统，气井生产时率由77.8%提高至99.2%。

    智能气田建设，相当于把各井场、集气站搬到了中控室。“之前巡井工天天在井场上奔波，现在则是有针对性地去处理问题。”华北油气采气二厂开发研究所技术员张选平说。

    智能气田催生了厂直管班组模式，采气二厂撤销两个采气管理区，生产骨干分为内、外操工，效率进一步提升。在气井产量快速增加的情况下，员工人数不增，实现“百人十亿方”目标指日可待。