西南油气采气一厂井站采气工正在倒换生产阀门。王 平 摄

    □薛 婧 陈雪娇 陈 绩 陈竹君

    今年以来，西南油气全面围绕“川西、川北、川南”三大气区，在“海、陆、非”三大领域持续加强勘探开发一体化，增储上产取得显著成效。

    “在持续增产压力下，想要尽可能提高气田采收率，任何产量都要抓牢，即使‘颗粒’也必须精细管理，确保‘归仓’。”西南油气副总工程师兼生产运行管理部经理李华昌说。通常，可以通过气举增压、泡沫排水采气、实施调整井、滚动扩边等方式提高气田采收率，但对于边远井和低压低产井来说，要实现提产降本，间开生产方式也是不错的选择。

    间开生产方式让气井生产一段时间后关井歇一歇，恢复压力再开井生产。“我们会通过判断气井自身压力下降和恢复状况，决定开井和关井的时间。”李华昌介绍说，“一些已经生产数年的低压低产气井，就像耄耋老人，能量不足，当近井地带的气采完了，远处的井又没有补给过来，就需要间歇性关井‘蓄能’；一些边远井，管网配套不健全，受下游客户用气需求影响，生产波动较大，不利于气井‘健康’，也需要间歇性关井‘养生’。”

    作为西南油气的生产老区，川西中浅层气藏已连续滚动开发40多年，大多数井进入了低压低产阶段。“在川西中浅层，采气一厂有1067口生产井，实施间歇性生产制度的气井有67口，年增产天然气1042万立方米。”采气一厂生产技术室主任师乔林说。

    马蓬22-4HF井就是个典型例子。该井于2016年投产，已经进入生产中后期，排水采气工艺措施效果较差，经常水淹停产，成为低效井。采气一厂技术人员密切跟踪生产情况，利用气井井下积液工况诊断技术，对气井产量、压力、产液量等动态参数进行差异化分析，实施“一井一策”精细管理，2023年将该井转为间开生产，实现月增产0.9万立方米，为提高老区产量贡献力量。

    除了川西中浅层气藏，元坝陆相气田也是西南油气的生产老区，其地层物性条件致密，气井连续生产时间相对较短，间开气井占比高达60%。科学管理好众多间开井、制定合理的间歇工作制度、延长气井生命周期，是采气二厂阆巴采气管理区的重要课题。

    “气井生产后期油压低、井筒积液，难以准确把握合理的开关井时机，导致部分间开井利用率低、生命周期缩短。”管理区技术员朱智说，“我们结合现场实际，明确了气井不能正常连续生产的原因，摸清不同气井的‘脾气秉性’，建立不同类型间开井最优工作制度。”

    以元陆27井为例，这是一口2022年进行挖潜施工的老井，开井后表现出产量、压力双递减的情况，生产后期油套压差大，携液困难，造成井筒积液严重。管理区技术人员密切跟踪气井生产情况，摸索出该井压力恢复曲线呈现明显的“厂”字形，即早期压力恢复速率快，曲线拐点明显。“压力恢复至拐点开井是最优的，这样可以有效带出井筒积液。”朱智说。

    深层页岩气是西南油气的重要上产阵地。相较常规气井，深层页岩气井具有气液同产、产液量大且液量变化大的特点，气井投产后压力递减快，首年递减率高达80%，低压阶段持续时间较长。如何优化生产制度，最大程度释放气井产能，提高采收率，是摆在采气四厂技术人员面前的难题。

    “间歇开井就像长跑运动中科学分配体力，积攒能量是为了更远的目标和更久的奔跑。”采气四厂渝西采气管理区副经理李芝力说。针对压力低、常开无法连续生产，但关井后压力能够较好恢复的气井，他们采用间歇开井措施，确保产量动态稳定。

    在永川区块，低压低产井众多，采用人工开关井方式需要耗费大量时间和人力。他们结合现场实际，优选13口气井实施自动化间开生产，通过智能柱塞控制、井口智控阀试验等方式，差异化精细化实施“间开、间开+柱塞、间开+泡排”的组合措施，有效保障气井长期动态生产，减少气井发生水淹“假死”的频次。

    永页10-3HF井进入低压低产阶段后，初期采取关井1小时、开井23小时的间开生产制度。生产逐渐平稳后，科研人员根据气井生产状态，结合柱塞工艺，开展自动智能间歇开井生产，将生产制度调整为“开井8小时关井1小时+柱塞+泡沫排水”组合措施，日均生产天然气1.13万立方米，日产水1立方米，产量递减率控制在9%，效果显著。

    “小芝麻聚起来也有一大捧。”李华昌说。西南油气“以潜力评价为基础，以综合调整为手段，以工艺迭代为保障，以精细管理为抓手”，狠抓不同气藏类型提高采收率工作，总体采收率达39.7%。目前，西南油气有生产井1980口，其中间开井205口，年产天然气超9000万立方米。