施兴峰 黄 怡 韩静静

    “普光气田是系统内第一家出现气井产水的高含硫气田，普光3011-5井早在9年前就出现井筒积液的问题，经过我们不懈地攻关治理，当前，该井的天然气日产量高达41万立方米。”近日，中原油田普光气田天然气开发研究所所长马乐炳说。

    今年以来，中原油田普光气田针对产水气井的稳产难题主动出击，加强精细管理、优化工艺运行、强化技术攻关，确保产水气井持续稳定生产，截至12月4日，累计生产天然气6.4亿立方米，为川气东送工程稳定运行和保障国家能源安全贡献了应有力量。

    “产水气井的维护管理，一直是气田生产的老大难问题。”马乐炳说。天然气从地下开采出来后，气藏边底部位的地层水通过储层中的高渗透带进入气藏，形成水侵，致使气井产水，出现井筒积液，轻则影响天然气产量，重则直接缩短气井寿命，导致气井停产。为此，该气田天然气开发研究所将产水气井的维护管理单独列出来，进行实时跟踪，及时提出专项管控办法及治理措施，截至12月4日，该气田产水气井今年增产天然气超1.1亿立方米。

    普光气田作为投产运行超过15年的老气田，产水气井数量已突破10口。既然老气田的现实条件无法改变，有效控制井筒积液产生、延长产水气井生产周期、保障天然气持续稳产，成了普光气田技术人员必须迈过去的“坎儿”。

    “井筒积液都藏在井底深处，看不见、摸不着，我们需要准确判断井底情况，才能精准治理积液，遏制气井产水。”马乐炳说。

    普光气田技术人员加强气井精细管理，综合应用临界携液流量、动能因子、多相流流型理论等3种气田开发理论知识，并结合高含硫气井生产动态，创新形成“3+1”井筒积液辨别法，准确预测、识别气井的积液情况，将井筒积液识别准确率从70%一举提升至90%。

    掌握了“病情”就可以“对症下药”。技术人员依据井筒积液情况的不同，将产水气井分为排液早期、排液中后期、开发调整期3个级别和孔隙型自喷气井、孔隙型间歇气井、裂缝型自喷气井、裂缝型间歇气井4个类型，分类优化运行工艺，在“一井一策”的精细管理下，产水气井的生产运行逐渐稳定。

    “随着气田持续高效开发，原始地层能量持续下降，未来产水气井井筒积液情况会越来越严重，除了优化运行工艺，还必须从根本上找到更加直接有效的控水防躺措施。”马乐炳说。

    气田技术人员持续强化技术攻关，通过反复计算建立起适用于普光气田的流量模型，可精准评价出不同产水气井的临界携液流量，为每一口产水气井都找到最适宜的配产指标。实现气藏边部气井见水时间的提前预警，做到从容不迫地优化调整气井工作参数，有效减缓地层水水侵速度。

    同时，瞄准不同级别、不同类型的产水气井，深入开展研究，创新形成压缩机降压辅助排水采气、不动管柱油管冲孔排水等一系列适合普光气田实际的产水气井“治水”技术，确保产水气井稳定携液生产，不但提高了天然气产量，而且有效延长了气井寿命。据测算，该气田产水气井生产周期较治理前，延长了2年至4年。