中国石化报

    □陈 奎

    我国低渗透气藏资源丰富，广泛分布在鄂尔多斯、四川和松辽等沉积盆地，是近年来天然气储量增速最快的气藏类型。低渗气田地质条件复杂、储层物性差、非均质性强，具有明显的低压、低渗、低产等特点，尤其在鄂尔多斯盆地北缘，气藏埋深更深且普遍高含水，实现效益开发和控制产量递减的难度更大。

    在大牛地气田和东胜气田的开发过程中，华北油气通过持续对低渗气藏自然递减影响因素、控制措施跟踪研究，形成了一批成果，但一定程度上依然存在“头疼医头、脚疼医脚”的问题。管理和技术人员在近两年的生产研究和实践中认识到：要实现低渗气藏效益开发，必须树立从井位部署到废弃关井全生命周期精细管理理念，全面、系统、科学、合理地对自然递减的影响因素进行分析，并制定相应的控制措施。目前形成了优选甜点布好井、优化配产控压降、井筒治理提效率、地面集输降压损、生产运行减异常等5项主要做法，现场应用收到了较好的效果，气井精细化管理水平稳步提升。

    第一，优选甜点布好井。立足气藏地质特征，深化规律研究，精细井位部署，针对大牛地气田未动用储量零散分布的特点，建立了基于三大沉积体系的建模数模一体化剩余气定量表征技术；针对东胜气田高含水的特点，深化储层沉积特征研究，加强地质物探一体化含气甜点精细预测。

    第二，优化配产控压降。建立气井全生命周期的配产制度，控制压降速率，减缓老井递减，分区、分藏建立不同类型气井在不同生产阶段的合理配产比例和压降控制标准，最大限度延长气井生命期，实现单井累计产量最大化。

    第三，井筒治理提效率。针对井筒中存在的积液、水淹、结垢等问题，强化工艺适应性研究，完善排采工艺体系，保障气井稳产；针对泡沫排水、混输增压、机械排采等问题，开展技术应用边界及适用性研究，并通过管理提升做好工艺精准介入。

    第四，地面集输降压损。针对地面集输存在的管线冻堵、高低压串接、并管、清管作业、管线刺漏、回压影响等问题，加强水合物条件拟合及水合物防治研究，精细调整集输方案，规范清管作业流程。

    第五，生产运行减异常。通过“做好预案+提前应对”，压缩机等设备检维修、电力异常、脱硫站故障及检维修等对产量的影响大幅减小。

    接下来，华北油气将进一步加强气田递减分因素分析与控制，完善气井控递减技术序列，建立气井控递减闭环管理机制，推进控递减信息化平台建设，扩大控递减示范区范围，完善不同类型气藏标准化递减模型，建立低渗气藏全生命周期关键开发指标体系，指导气藏全生命周期精细化、规范化管理与开发。

    （作者为华北油气勘探开发研究院副院长）