江汉油田员工在钟99井查看井口压力。宋国梁 摄

    □夏 梅 朱守力 徐清洲

    近年来，江汉油田树立精细管理理念，加强气井日常管理，持续开展老井综合治理，做好原油老区精细注水，油气田自然递减率得到有效控制。2023年，涪陵页岩气田综合递减率下降为10.8%，原油老区自然递减率为10.35%，创近10年最好水平。

    在气井精细管理上，江汉油田聚焦井筒、地面系统挖潜，强化日常动态分析，开展智能间开排水采气新技术研究，优化集输管网，持续释放高负荷区气井产能，降低集气干线输压。技术人员按照“日、月、季、年、专题”五个层级的分级动态分析模式，开展气井全生命周期跟踪分析，制定气井不同阶段的生产对策，分析气井合理配产和间开生产制度，形成了高效基础管理模式，保证气井持续稳产。

    针对涪陵页岩气田低产低效气井治理难点，江汉油田开展工艺适用性、针对性、实用性研究，实施“一井一策”，2023年共开展老井综合治理措施685井次，增气4.05亿立方米。他们积极推广增压、泡排、气举、机抽及“增压+泡排”“泡排+气举”等排水采气工艺，持续提升低地层能力井和“躺井”气举成功率，单井日均产气量由1.1万立方米提升到2.4万立方米；持续推进循环气举平台、CNG（压缩天然气）气举工艺和U型管排采工艺试验，投运37口泡排井，日均产气量由1.81万立方米提升到2.14万立方米。

    经过多年开发，江汉油田老区含水高、产能低的开发单元逐年增多。面对自然递减率增大、稳产基础薄弱的情况，他们优选采收率、含水上升率、水驱控制程度、水驱动用程度等10项指标，开展油藏量化评价，将61个水驱开发单元细分为三类，并定期进行评价打分定级，开展重点单元分类治理。通过强化油藏过程管理，自然递减率有变好趋势和稳定单元共53个，分类治理取得较好效果。

    聚焦精细注水，江汉油田持续优化污水处理工艺、改进药剂投加方案、加强源头水质管理，提高水质达标率，提升欠注井注水能力，并在完善注采井网和加强动态调水的基础上，开展精细注采调整，让油藏科学“喝水”。针对江汉油区地层水矿化度高的盐湖盆地沉积油藏，科研人员提出利用产生的无机晶体堵塞高渗孔道的调剖新思路，通过物模实验优化体系配方与注入方式，实现精准封堵。2023年，江汉油田以提升注水三率、水驱两个程度为目标，利用老井进行井网完善和细分注水，完成投转注、关停井恢复等稳基础工作量水井407井次。

    实践者说

    江汉油田研究院副总地质师、采收率所所长 吴 华：

    江汉油田油气藏类型较多，对我们而言，老油田如何做新注水这篇老文章、页岩气田如何做好提采这篇新文章，都是关键。

    老油田过了“壮年期”，各项“指标”不如以前，如井网完善程度、压力保持水平等，欠注井多，导致稳的根基不牢。围绕做新注水文章，科研人员坚持注水为先，强化油藏量化评价，诊断哪里该多注水、哪里该精细注水，进而解决注水导向的问题。同时，根据注不进水、补充能量有难度的区块，攻关形成压驱、调剖调驱等技术，从找油转变为找水，让调水堵水成为开发工作日常，进而解决注水对策的问题。通过一系列举措，目前江汉老区水质达标率突破99%、自然递减率控制在10.35%，实现了持续创优。

    涪陵页岩气田高效开发10余年，主要靠弹性开采，纵向上层系动用不均。围绕夯实稳产基础，科研人员攻关建模数模技术，着力打造“透明气藏”，让剩余储量可视化，为立体开发提供技术支撑，推行全国产化重复压裂，“吃干榨净”剩余资源，同时通过泡排、增压进行补能，实现页岩气效益开采。着眼长远，我们正攻关注气提高采收率。目前，焦石坝区块整体采收率提高到24.2%，相比开发之初增长近1倍；涪陵页岩气田综合递减率为10.8%，实现了70亿立方米产量硬稳定。