中国石化报

华北油气 油气工程首席专家 吴伟然 石油勘探开发研究院天然气研究所所长 刘 华

    问：气田控递减有何重要意义？

    吴伟然：自然递减率指气田的气井在没有采取其他任何辅助手段的情况下，气田全年产量下降的量与年初产量的百分比；综合递减率指对气井采取了相关增产手段后，气井产量下降量与年初产量的百分比，一般来讲，气田的综合递减率要小于自然递减率。控制递减关系气田的经济寿命及能否实现高质量发展，一个年产30亿立方米的气田，若自然递减率为10%，在不控制递减的情况下，一年就会衰减3亿立方米产量。

    问：当前，中国石化在气田控递减方面形成了哪些技术成果？

    刘 华：中国石化在低渗气田控递减方面取得了一系列的创新性技术成果：一是形成了考虑压力干扰和产量干扰的井网加密方法，在单砂体精细描述的基础上，采用“分级相控、图像训练、动静约束”的储层建模和表征低渗致密气田渗流特征的差异化数模技术，精确描述剩余气分布，引入压力干扰率和产量干扰率，研究了产量干扰率、累计采气量、采收率与井距的关系，优化了开发井距，实施了多次井网加密调整，减缓了递减；二是创建了井-藏协同低压、低产气井排采技术，利用气井井筒“流入+流出+临界携液+临界携泡”四元耦合关系，绘制了“四线六区”精细排采优选图版，在大牛地气田，排采工艺有效率由78.3%提高到89.6%；三是形成了分级增压外输降压开发技术，在华北油气建立了处理站一级、集气站二级和井口三级组合增压模式，形成了高效组合增压与新老井混合集输技术，在西南油气新场气田建立了多压力集输系统分级输送技术，形成了以低压环网为载体的中-低-增三级管网系统，管网压力波动幅度降低50%。此外，补孔转层、侧钻等老井挖潜和气井全生命周期均衡开采的优化配产等多种技术的综合运用，有效减缓了气田递减。

    问：为更好地控制递减率，应重点关注哪些技术的探索和试验？

    吴伟然：在控递减新技术应用方面，华北油气进行了诸多探索和试验。一是攻关敷缆管排采技术，针对产水气井低压阶段后期管径优化难、井底流压和积液无法实时监测、带液效率低等难题，攻关研制3000米智能敷缆管及井下电控针阀等关键工具，满足井底智能化监测与控制需要。二是气液自适应协同排采新技术首试成功，通过井下特殊工具实现气液分离、再分配，改变井筒内液体流态，让气液均匀分布，形成环雾状流体，提升气井自主携液能力，为自主排采提供新方法。三是试验气体介质射流泵技术，使用天然气压缩机向气井内注入高压天然气作为动力源，在井底形成气体动力介质射流泵，提升气井排水采气能力。四是针对高产水气井采收率低的问题，攻关研制井下高速增压泵，实现井底抽吸、增压、排水三合一功能，克服井筒压降，实现井底增压为2~3兆帕，有效提升气井能量，提高单井采收率1~2个百分点。

    刘 华：未来，相关技术将越来越智能化、系统化，应用也更加多元化、综合化。中国石化气田控递减技术将围绕提高气藏储量动用程度、压力波及效率、压降效率三方面继续开展研究。井网调整方面应更注重气藏压力均衡下降，最大化动用储量；增压开采将进一步降低井口压力，全面采用井口负压采气技术；全生命周期系统优化排水采气工艺和生产制度将进一步提高地层能量利用效率，挖掘气藏最大潜力。注气（二氧化碳、氮气）和注剂等控递减新技术也将逐步开展矿场试验和部分应用。

    （付豫蓉 赵润东 王树平 整理）