技术赋能，“治病续命”

    □朱文文 李 卓

    9月20日，普光气田大湾407-2H井日产天然气20万立方米，较措施前增产4万立方米。“该井属于复合堵塞气井，井筒及近井地带硫沉积、结垢、固相微粒叠加，使产气通道变窄。我们为它量身定制了‘酸洗+顶替助推+放喷’技术，让产能充分释放。”中原油田普光分公司采气厂天然气开发研究所所长马乐炳说。

    海相高含硫气藏是普光气田产量的“压舱石”，可经过17年的开采，硫堵、水侵、压力衰减一块儿找上门。技术团队逐一攻克，成功将气井产能稳步抢回。

    通血管，打通采气通道。普光气田共有60口井受硫堵影响，占酸性气井开井数的66%，严重时可直接憋停一口高产气井。技术人员用高温高压驱替、核磁共振把硫看清楚，历时5次迭代优化溶硫剂配方，创新推出“小排量泵注+焖井+酸气顶替+大压差放喷”分段浸泡工艺，硫沉积治理深度达3000米，平均单井恢复气量占总产量的比例提升0.4个百分点。

    排积水，攻克水侵难题。为精准治理水侵，技术团队深入剖析不同井型产水气井动态特征，精准划分水侵模式，搭建“地层-井筒”耦合动态模型，准确测算每口气井临界携液流量，差异化实施放喷带液、气举排液等生产制度。针对产水气井“水侵+复合堵塞”叠加问题，创新实施“酸洗+机械除硫”复合解堵技术，将治理深度延伸至4000米。当前，气田10口重点产水气井实现最优制度带液生产，日产气约160万立方米。

    增外力，注入增产新动能。近年来，普光气田地层压力持续下降，气井依靠自身能量难以产出天然气，亟须通过增压方式提供外在助力。技术团队联合石化机械科研力量，聚焦高含硫、高压力极端复杂工况，成功研发大型抗硫气缸，创新攻克三级密封高背压射流排放、双层防气爆密封等多项核心关键技术，实现核心装备自主可控。截至目前，9套压缩机组已累计助力增产天然气超17亿立方米。

    产能接力，“延年增寿”

    □陈 晨

    西南油气元坝气田地上是高低起伏的复杂山区，地下储层深埋7000米，犹如一座庞大的地下迷宫。一座座规模不大、零散分布的含气礁体，就像迷宫里错落分布的宝藏密室。

    西南油气针对元坝气田小礁体、超深、高含硫的禀赋特点，一手做好存量老井“精准保养”、深挖既有井组产能，一手推进新区潜力勘探与新井部署、做好产能接续，以“老井提效+新井接替”确保超深高含硫气田长期稳产。

    元坝气田40口生产井，各有“脾性”。西南油气为每一口气井定制专属“保养处方”，推动各个礁体均衡开采，最大化释放气田整体效益，已有7口累产超20亿立方米的“功勋井”。

    随着时间流逝，气田开始“体力衰减”。想要稳住供气大盘，就得持续向深部找资源，跑好产能“接力赛”。

    元坝地下的油气藏，并非集中在单一岩层中，多套储层纵向叠置分布，如蜂巢一般多层蕴藏天然气。科研人员系统开展多层系地质条件、物探处理解释、未动用储量研究和评价部署工作，持续深化油气成藏认识，更新有利区带认识。

    他们以精细刻画地下生物礁体为突破口，综合运用地质建模、数值模拟、地震解析等技术，细细勾勒地下轮廓，绘出一张地下“藏宝图”。通过开发再评价与地质再认识，挖潜视野不断拓宽，从以往的主力产气层、气田核心区，延伸到非主力层、气藏边缘，以及零散分布的小型礁体、河道圈闭。

    找准资源靶区，更要让钻头精准命中油气富集“甜点区”。为提高产能及储量动用程度，钻井施工往往采用斜井穿多层、水平井穿多礁措施。超深水平井如同游戏里的“贪吃蛇”，钻头垂直钻入数千米地下，找到优质储层后转向，沿着礁体储层水平穿行，拓宽采气接触面，实现“一井穿多礁”，提升储量动用效率。

    技术团队还按照不同区块潜力分类施策，用好长水平井、老井侧钻等手段，不断强化工程技术对深层勘探的支撑，推动气田迈向立体开发。