摘 要

摘　要：鄂爾多斯盆地發(fā)育上、下古生界兩套含氣層系，天然氣資源量豐富，但儲層非均質(zhì)性強，開發(fā)難度大。近l0年來，中國石油長慶油田公司相繼實現(xiàn)了低滲透碳酸鹽巖氣藏(靖邊氣田)、低

摘　要：鄂爾多斯盆地發(fā)育上、下古生界兩套含氣層系，天然氣資源量豐富，但儲層非均質(zhì)性強，開發(fā)難度大。近l0年來，中國石油長慶油田公司相繼實現(xiàn)了低滲透碳酸鹽巖氣藏(靖邊氣田)、低滲透砂巖氣藏(榆林氣田)和致密砂巖氣藏(蘇里格氣田)的經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。近期該公司以建設(shè)“西部大慶”為目標(biāo)，低滲透氣藏開發(fā)水平顯著提高，又取得了一系列的新進(jìn)展：①水平井已經(jīng)成為低滲透致密氣藏開發(fā)的主體技術(shù)，其單井產(chǎn)氣量超過直井的3倍，產(chǎn)能建設(shè)比例保持在50％以上；②叢式井鉆完井技術(shù)、工廠化作業(yè)模式等提高了單井產(chǎn)量，降低了開發(fā)成本；③井、集氣站、處理廠數(shù)字化建設(shè)提升了氣田的生產(chǎn)管理水平。截至2012年底，長慶氣區(qū)建成了年產(chǎn)300×10⁸m³以上的天然氣生產(chǎn)能力，當(dāng)年產(chǎn)氣量達(dá)到290×10⁸m³，長慶氣區(qū)已經(jīng)成為我國重要的天然氣生產(chǎn)基地。下一步該公司將按照“攀峰工程”發(fā)展規(guī)劃，以提高單井產(chǎn)量、提高采收率、降低開發(fā)成本為目標(biāo)，加強4個方面的技術(shù)攻關(guān)：水平井加體積壓裂技術(shù)系列、儲氣庫建設(shè)技術(shù)系列、多層系氣藏立體開發(fā)技術(shù)系列和低產(chǎn)低效井綜合治理技術(shù)系列。

關(guān)鍵詞：鄂爾多斯盆地  長慶氣區(qū)  低滲透天然氣藏  開發(fā)技術(shù)  水平井  叢式井  工廠化作業(yè)  單井產(chǎn)量  低成本開發(fā)

Latest progress in development technologies for low-permeability gas reservoirs in the Changqing Gas Zone

Abstract：The Upper and l．ower Paleozoic gas rich reservoirs were discovered in the Ordos Basin，but due to their great heterogeneity，they are extremely difficult to develop．Over the last decade，commercial production has been achieved by the PetroChina Changqing Oilfield Company successively in the low permeability carbonate gas reservoirs in the Jingbian Gas Field，the low permeability sand gas reservoirs in the Yulin Gas Field，and the tight gas reservoirs in the Sulige Gas Field．In recent years，with the goal of building another Daqing in West China，this company has made great achieVements in the development of low-permeability gas reservoirs．First，the single well production of horizontal wells is twice more than that of vertical wells；above 50％of the cumulative productivity is attributed to horizontal wells，which has become the main type of wells for the development of low-permeability gas reservoirs．Second，the factory like drilling and well completion pract ices help enhance the single well production and reduce the development cost．Third，the digitalized construction of wells，gas gathering stations，gas processing plants，etc．help improve a gas field’s production and management level．By the end of 2012，a gas field has been put into production with an annual capacity of 30 BCM in the Changqing Gas Zone，which has become one of the most important bases of gas production in China．In order to further enhance the single well production，improve the gas recovery，and reduce the development cost，technical difficulties need to be overcome in the following four aspects：horizontal well technology and volumetric fracturing treatment，the building of underground gas storage．Multi-dimension development uf multi layer gas reservoirs，and overall management of low-production wells．

Key words：Ordos Basin，Changqing Gas Zone，low permeability gas reservoir，development technology，horizontal well，cluster well group，factory-like drilling practice，single well production，low-cost development

鄂爾多斯盆地發(fā)育上、下古生界兩套含氣層系，擁有豐富的天然氣資源量，但是儲層非均質(zhì)性強，開發(fā)難度極大。“十五”期間，中國石油長慶油田公司通過不斷學(xué)習(xí)和創(chuàng)新，相繼實現(xiàn)了以靖邊氣田為代表的低滲透碳酸鹽巖氣藏和以榆林氣田為代表的低滲透砂巖氣藏的高效開發(fā)，“十一五”期間，通過技術(shù)集成與創(chuàng)新，形成了12項致密氣藏開發(fā)配套技術(shù)，創(chuàng)建了以“標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計、模塊化建設(shè)、數(shù)字化管理、市場化運作”為核心的致密氣藏效益開發(fā)建設(shè)模式^[1]，實現(xiàn)了以蘇里格氣田為代表的致密砂巖氣藏經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。近年來，以建設(shè)“西部大慶”為目標(biāo)，通過不斷轉(zhuǎn)變發(fā)展方式，著力推進(jìn)技術(shù)攻關(guān)，鄂爾多斯盆地低滲透氣藏開發(fā)水平顯著提升。截至2012年底，長慶氣區(qū)建成了年產(chǎn)300×10⁸m³。以上的天然氣生產(chǎn)能力，當(dāng)年產(chǎn)氣量達(dá)到290×10⁸m³，長慶氣區(qū)已經(jīng)成為我國重要的天然氣生產(chǎn)基地^[2]。

1　長慶氣區(qū)低滲透氣藏開發(fā)技術(shù)新進(jìn)展

1．1　水平井成為低滲透致密氣藏開發(fā)主體技術(shù)

1．1．1儲層預(yù)測及精細(xì)描述技術(shù)

加強三維地震技術(shù)攻關(guān)，充分利用三維資料優(yōu)勢開展儲層預(yù)測，準(zhǔn)確描述儲層空間展布。在資料處理方面，將疊前時間偏移技術(shù)^[3-4]應(yīng)用于水平層狀地層，為地震精確成像及儲層空間展布預(yù)測提供了保證，同時應(yīng)用三維變速成圖技術(shù)(圖1)，準(zhǔn)確描述日標(biāo)儲層的微構(gòu)造特征。在資料解釋方面^[5]，以疊前反演為主要技術(shù)手段，識別目標(biāo)層砂體及有效儲層，采用可視化技術(shù)有效指導(dǎo)水平井位部署。

 

地質(zhì)研究方面，從地層精細(xì)劃分對比、沉積微相刻畫^[6]、有效砂體描述、砂體疊置關(guān)系分析、微幅度構(gòu)造刻畫等5個方面入手，開展精細(xì)儲層地質(zhì)描述，篩選水平井部署區(qū)內(nèi)，根據(jù)砂體空間分布與氣層發(fā)育特征，將單砂體分為4種疊置模式，其中塊狀厚層砂體、多層疊置型砂體為水平井開發(fā)的有利目標(biāo)。為了加強室內(nèi)和現(xiàn)場結(jié)合，研發(fā)了水平井監(jiān)控與導(dǎo)向系統(tǒng)，使得室內(nèi)科技人員實時獲取隨鉆錄井、測井及鉆井工程數(shù)據(jù)，及時開展地質(zhì)導(dǎo)向，調(diào)整井眼軌跡。

1．1．2快速鉆井配套技術(shù)

以提速增效為目的，針對斜井段、水平段鉆速低，井壁易坍塌的難點，采取優(yōu)選PDC鉆頭、井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化及不斷完善鉆井液體系等技術(shù)手段，集成創(chuàng)新了水平井快速鉆井配套技術(shù)。

1)斜井段PDC鉆頭采用6刀翼雙排齒為主，主切削齒l6mm，單只鉆頭進(jìn)尺從2010年223m提高到384m，機械鉆速從3.76m／h提高到5.38m／h；7口井斜井段實現(xiàn)一趟鉆；水平段PDC鉆頭采用5刀翼、外短錐、內(nèi)淺錐形，雙排齒，切削齒直徑16mm，平均單只鉆頭進(jìn)尺從2010年190m提高到397m，機械鉆速從4.77m／h提高到7.23m／h；單只鉆頭最高進(jìn)尺1480m。4口井水平段實現(xiàn)一趟鉆。

2)持續(xù)優(yōu)化井身軌跡，形成“上急下緩’’雙增剖面，軌跡易控制，確保準(zhǔn)確入窗；軌跡控制方法上采取精確監(jiān)控、緩慢糾偏、斜有余地、穩(wěn)斜探頂；對于長水平段采用水力振蕩器解決托壓、加壓等難題，滑動鉆速提高19％。

3)研發(fā)了斜井段復(fù)合鹽防塌鉆井液體系和水平段防塌潤滑鉆井液體系，有效解決了鉆頭泥包和泥頁巖坍塌的問題，為提速起到保障作用。

2012年，蘇里格完鉆水平井270口，平均完鉆井深4540m，水平段長998m；平均鉆井周期63.5d，較2011年縮短4.22％，鉆井周期45d以內(nèi)有50口，占完鉆井?dāng)?shù)的l8.5％。

1．1．3儲層改造技術(shù)

水力噴射和裸眼封隔器分段壓裂改造技術(shù)兩大主體改造工藝技術(shù)日趨成熟^[7-8]。自主研發(fā)的兩種水平井壓裂工具成本大幅度降低，技術(shù)指標(biāo)不斷創(chuàng)新。其中采用水力噴射分段壓裂工具，對于Æ114.3mm套管完井的氣井具備分壓10段的能力，Æl52.4mm裸眼完井的氣井具備分壓23段的能力，工具成本比國外降低80％；采用Æ88.9mm裸眼封隔器分段壓裂工具，最高分壓段數(shù)達(dá)到l5段，工具成本比國外降低50G。

致密氣藏體積壓裂取得關(guān)鍵性突破。以“提高凈壓力，開啟和支撐支裂縫”為關(guān)鍵點，在脆性指數(shù)、微裂隙發(fā)育程度、二三向應(yīng)力場、抗張抗剪切強度研究基礎(chǔ)上，建立了致密氣藏體積壓裂的設(shè)計模式。自主研發(fā)了Æll4.3mm裸眼封隔器、懸掛封隔器、回接管等關(guān)鍵工具，設(shè)計了Æll4.3mm基管注入小級差滑套分壓管柱，可實現(xiàn)一次連續(xù)分壓23段，最大排量可達(dá)到12m³／min，適應(yīng)了體積壓裂“大排量、大液量、大砂量”的需要。2012年長慶氣區(qū)實施體積壓裂改造11口井，平均試氣無阻流量超百萬立方米，取得明顯效果(表1)。通過井下微地震監(jiān)測，蘇東55-66H2井裂縫半長235～560m，裂縫高度42～79m，裂縫帶寬100～220m。表明通過體積壓裂，橫向突破阻流帶，縱向突破隔夾層，形成了復(fù)雜縫網(wǎng)，改造體積較常規(guī)壓裂增加2倍以上。

 

連續(xù)混配和壓裂液回收有效提高了施工效率。研發(fā)了速溶胍膠，3min達(dá)到常規(guī)胍膠黏度的80％～90％；配套了連續(xù)混配設(shè)備，可實現(xiàn)10m³／min的配液排量。2012年水平井連續(xù)混配技術(shù)應(yīng)用38口井，平均單井液量3742m³，配液時間縮短55h，預(yù)配液量節(jié)省15824m³。水力噴射分段壓裂改造實現(xiàn)了裂液的部分回收。2012年現(xiàn)場試驗20口井，累計回收壓裂液3290m³。

2012年，長慶氣區(qū)完鉆水平井301口，平均氣層鉆遇率63.7％；試氣求產(chǎn)95口井，平均無阻流量53.4×10⁴m³／d，19口井超百萬立方米；投產(chǎn)井l57口，平均單井產(chǎn)量5.8×10⁴m³／a。水平井產(chǎn)能比例高。2011年開始蘇里格氣田水平井建產(chǎn)規(guī)模保持在50％以上，中區(qū)、西區(qū)、蘇東南區(qū)水平井產(chǎn)能比例已達(dá)到80％左右。水平井已經(jīng)成為低滲透致密氣藏開發(fā)的主體技術(shù)。

1．2　下古生界氣藏中組合開發(fā)取得新突破

受沉積期古隆起控制，奧陶系下古生界中組合馬五5亞段沉積相呈環(huán)帶狀展布^[9]，局部發(fā)育的顆粒灘沉積經(jīng)白云巖化形成高滲儲層。在靖邊氣田西側(cè)由于馬五1一馬五4段區(qū)域剝蝕，馬五5亞段與上古生界煤系烴源巖直接接觸，有利于天然氣富集成藏^[10]。

2010年以來加大中組合的勘探開發(fā)力度，鉆遇了一批高產(chǎn)井，在蘇東和蘇南區(qū)塊共落實了蘇東39-61、G44-012等9個中組合開發(fā)有利區(qū)，累計含氣面積1100km²，估算地質(zhì)儲量583.9×10⁸m³ (圖2) ^[11]。下古生界氣藏中組合具有平面非均質(zhì)性強，單個開發(fā)有利區(qū)含氣面積相對較小的特點，但是爭井產(chǎn)量較高，適宜建設(shè)冬季調(diào)峰產(chǎn)能。其中蘇東39-61井區(qū)完試l0口，試氣平均無阻流量65.7×10⁴m³／a；最高無阻流量達(dá)到454.7×10⁴m³／a，累計投產(chǎn)氣井5口，高峰期供氣量達(dá)到300×10⁴m³／d以上，發(fā)揮了重要調(diào)峰作用。

 

1．3　工程技術(shù)助推氣田開發(fā)建設(shè)

1．3．1叢式井鉆完井技術(shù)

通過優(yōu)化井身剖面和“四合一”鉆具組合^[12]，實現(xiàn)小位移井“1～2趟鉆”，大位移(超過850m)井“2～3趟鉆”，提高了鉆井效率。平均鉆井周期21.7d，最短鉆井周期l3d；平均水平位移914.5m，最大位移達(dá)到1400m。建立“設(shè)計四防碰，施工三預(yù)防，空間三繞障”防碰繞障理論體系，采用軌跡空間球面掃描方法，模擬井身軌跡空間展布與安全井間距曲線。分層改造取得重要進(jìn)展，通過分壓管柱優(yōu)化，由早期Y241分壓管柱優(yōu)化為目前的K344分壓管柱(圖3)，實現(xiàn)了一次連續(xù)分壓8層的新突破。2012年機械封隔分壓5層以上現(xiàn)場試驗39口井，平均試氣產(chǎn)量10.93×10⁴m³／d。

 

神木氣田具有多層系含氣特征(圖4)，并且和煤田高度重疊，開發(fā)難度較大，叢式井鉆完井技術(shù)進(jìn)步顯著提高了神木氣田開發(fā)水平。2012年神木氣田完鉆124口井，其中5口井以上的叢式井組14個85口井，最大叢式井組轄井11口，完試46口，平均無阻流量12.35×10⁴m³／d。

 

1．3．2工廠化作業(yè)模式

針對9井叢叢式井組，上部800m的表層由30型小鉆機單獨完成，采用鉆機滑軌系統(tǒng)實現(xiàn)整體平移，實施批量鉆井。整個表層鉆進(jìn)只使用1個泥漿池，9口井施工在1個月左右完成。下部采用雙鉆機交叉作業(yè)，兩部鉆機最短距離60m，保證了安全施工，鉆井生產(chǎn)中實行了資源共享，部分實現(xiàn)了鉆井液重復(fù)利用。

大井叢工廠化批量壓裂試氣。鋼絲通井、安裝井口、射孔、壓裂、排液、測試作業(yè)實現(xiàn)“6個一趟過”；每井叢深水井與多管井結(jié)合，確保供水量70m³／h以上；不動設(shè)備完成井叢井壓裂，一次性優(yōu)化連接多口井的排液、測試管線。

1．4　精細(xì)氣田生產(chǎn)管理

1．4．1生產(chǎn)單元的數(shù)字化管理

堅持“兩高(高水平、高效率)、一低(低成本)、三優(yōu)化(優(yōu)化工藝流程、優(yōu)化地面設(shè)施、優(yōu)化管理模式)、兩提升(提升工藝過程的監(jiān)控水平、提升生產(chǎn)管理過程智能化水平)”的建設(shè)思路，重點面向生產(chǎn)一線，以現(xiàn)場單井、管線、站、處理(凈化)廠等基本生產(chǎn)單元為數(shù)字化管理的重心和基礎(chǔ)，逐步向智能化邁進(jìn)。

建立了智能化氣井管理系統(tǒng)，根據(jù)氣井的實時生產(chǎn)數(shù)據(jù)，智能感知氣井積液、壓降是否合理、氣井凍堵等異常情況，確保異常氣井及時發(fā)現(xiàn)、及時處置，實現(xiàn)了生產(chǎn)智能控制。系統(tǒng)根據(jù)產(chǎn)水井、間開井的合理工作制度，自動將指令傳達(dá)給控制設(shè)備，實現(xiàn)泡排劑、甲醇自動加注，間歇氣井遠(yuǎn)程自動開關(guān)。形成了“自動采集、智能監(jiān)控、遠(yuǎn)程操作”的氣井管理新模式。

站場數(shù)字化管理采用數(shù)字化集氣站和中心管理站模式^[13]。數(shù)字化集氣站具備生產(chǎn)過程實時監(jiān)測、關(guān)鍵流程遠(yuǎn)程切換、自動安全放空、遠(yuǎn)程排液控制、供電自動切換、智能安防監(jiān)控等6大功能，實現(xiàn)“無人值守、遠(yuǎn)程監(jiān)控、緊急關(guān)斷、人工恢復(fù)”。中心管理站：對集氣站現(xiàn)場全面監(jiān)控管理，并通過整合生產(chǎn)監(jiān)控崗、強化應(yīng)急維護(hù)大班，優(yōu)化了勞動組織架構(gòu)和人力資源配置。

處理廠數(shù)字化管理實現(xiàn)了生產(chǎn)運行參數(shù)自動監(jiān)視、控制；工藝裝置、設(shè)施安全監(jiān)控及防護(hù)；火災(zāi)及可燃?xì)怏w檢測、報警；現(xiàn)場視頻監(jiān)控管理和智能闖入報警。

1．4．2排水采氣工藝

加強排水采氣成熟技術(shù)的規(guī)?；瘧?yīng)用，形成了不同類型氣井排水采氣技術(shù)對策(表2)；積極開展數(shù)字化關(guān)鍵設(shè)備與控制軟件的研發(fā)，低產(chǎn)低效井排水采氣技術(shù)應(yīng)用成效顯著。2012年開展各類排水采氣2330口井／4.36萬井次，累計增產(chǎn)氣量4.86×10⁸m³。

 

1．4．3地面裝置研發(fā)

2012年研發(fā)一體化橇裝集氣裝置，該裝置適用于中低壓、非酸性集氣站場，能夠代替氣田常規(guī)非增壓集氣站?？蓪崿F(xiàn)“獨立運行、遠(yuǎn)程關(guān)斷、自動排液、安全放空、動態(tài)監(jiān)測、智能報警”等功能。裝置的應(yīng)用使施工周期縮短15d，站場征地面積減少30％，現(xiàn)場安裝工作量減少80％。站場投資降低l0％，進(jìn)一步提高地面標(biāo)準(zhǔn)化建設(shè)水平。同時研發(fā)了2×10⁴m³／d(70.84kW)的橇裝集成井組增壓裝置，該裝置具備“無人值守、智能保護(hù)、氣液混輸”等6大功能，能夠?qū)⒕趬毫τ?span lang="EN-US">l.3MPa降至0.3MPa，進(jìn)一步提高了低壓、低產(chǎn)氣井的開井時率及累計產(chǎn)氣量，為提高采收率作好技術(shù)儲備。

2　下一步攻關(guān)方向

按照“攀峰工程’撥展規(guī)劃，2013年長慶油田天然氣產(chǎn)量將達(dá)到338×10⁸m³，實現(xiàn)油氣當(dāng)量5000×10⁴t，建成西部大慶；2015年天然氣產(chǎn)量達(dá)到415×10⁸m³，油氣當(dāng)量達(dá)到6000×10⁴t高峰；到2020年天然氣產(chǎn)量達(dá)到450×10⁸m³，為確保規(guī)劃目標(biāo)順利實現(xiàn)，下一步必須以提高單井產(chǎn)量、提高采收率、降低開發(fā)成本為目標(biāo)，重點開展以下幾項技術(shù)攻關(guān)工作。

2．1　水平井加體積壓裂技術(shù)系列

水平井加體積壓裂是提高單井產(chǎn)量、提高采收率的有效技術(shù)途徑，要加快形成水平井加體積壓裂技術(shù)系列。

1)繼續(xù)完善配套壓裂關(guān)鍵工具。目前已經(jīng)掌握了水平井和體積壓裂關(guān)鍵技術(shù)，特別是裸眼封隔器、水力噴砂、多級滑套等體積壓裂工具研發(fā)取得了重大突破。下一步要加大關(guān)鍵工具研發(fā)配套力度，重點加強水平井體積壓裂工藝、工具關(guān)鍵參數(shù)優(yōu)化，建立適合不同區(qū)塊、不同層系的致密氣藏改造工藝模式。

2)完善推廣應(yīng)用工廠化作業(yè)。工廠化作業(yè)是降低成本的現(xiàn)實通道，要借鑒國外工廠化作業(yè)先進(jìn)理念，試驗建立批量鉆井、交叉壓裂、集中供水等高效施工流程，形成具有長慶特色的工廠化作業(yè)模式。

3)盡快形成配套技術(shù)。重點加大壓裂液回收技術(shù)攻關(guān)、產(chǎn)品替代及添加劑性能改進(jìn)，實現(xiàn)水平井體積壓裂技術(shù)集成配套。

2．2　儲氣庫建設(shè)技術(shù)系列

地下儲氣庫是安全穩(wěn)定供氣最重要的保障，是季節(jié)性調(diào)峰和應(yīng)急調(diào)峰最有效、最可靠的手段。根據(jù)國外安全供氣手段的調(diào)研和比選分析結(jié)果，地下儲氣庫是首選的調(diào)峰措施。國外儲氣庫的有效工作氣量平均為年供氣量的20％以上。根據(jù)長慶氣區(qū)的資源及下游用戶市場分析，儲氣庫的建設(shè)規(guī)?？砂茨旯饬康?span lang="EN-US">20％考慮，搞好地下儲氣庫的布局和規(guī)模的整體規(guī)劃，加快建設(shè)進(jìn)度，是保障長慶氣區(qū)天然氣業(yè)務(wù)健康發(fā)展的當(dāng)務(wù)之急。需要開展儲氣庫庫址選擇、固井質(zhì)量評價以及儲層保護(hù)等方面研究，形成儲氣庫建設(shè)技術(shù)系列。

2．3　多層系氣藏立體開發(fā)技術(shù)系列

鄂爾多斯盆地東部是下一步重要的天然氣產(chǎn)能接替區(qū)，具有多層復(fù)合特征。針對盆地東部氣藏開發(fā)，要重點開展以下技術(shù)攻關(guān)。

1)儲層精細(xì)描述技術(shù)。研究單砂體分布規(guī)律及控制因素，分析單砂體氣水分布特征，開展儲量分類評價，動靜結(jié)合弄清氣藏的儲量分布，建立精細(xì)三維地質(zhì)模型。

2)開發(fā)層系優(yōu)化組合技術(shù)。合理劃分開發(fā)層系，優(yōu)化合采層數(shù)與射孔跨度，減少層間干擾。

3)井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計技術(shù)。以提高儲量動用程度為目標(biāo)，依據(jù)儲層精細(xì)描述，開展多井型斜井、大井組叢式(水平)井、多分支水平井]適應(yīng)性優(yōu)選，多井網(wǎng)組合形式優(yōu)化研究。

4)多層連續(xù)分壓技術(shù)。在前期研究的基礎(chǔ)上，需要繼續(xù)在機械分層改造工具優(yōu)化完善、套管滑套及連續(xù)油管多層分壓關(guān)鍵工具自主研發(fā)改進(jìn)、多層系產(chǎn)能測試與評價等方面開展研究和試驗，提高多層改造效果。

2．4　低產(chǎn)低效井綜合治理技術(shù)系列

隨著氣田開發(fā)時間的延長，低產(chǎn)低效井逐漸增多，對于這些井開展綜合治理試驗。

1)多學(xué)科聯(lián)合攻關(guān)，開展低效區(qū)塊精細(xì)描述，查明剩余儲量分布狀況，進(jìn)行可動性評價，實施內(nèi)部加密，提高氣藏采收率。

2)加強數(shù)字化前端建設(shè)，完善氣井智能化管理系統(tǒng)，根據(jù)氣井的實時生產(chǎn)數(shù)據(jù)，實現(xiàn)泡排劑、防凍劑等自動加注，間歇氣井遠(yuǎn)程自動開關(guān)，提高氣井智能化生產(chǎn)管理水平。

3)持續(xù)開展查層補孔、老井側(cè)鉆、重復(fù)壓裂等進(jìn)攻性增產(chǎn)措施，不斷探索老井重復(fù)改造的選井、選層技術(shù)，提高措施的針對性，提高儲量動用程度及可采儲量。

 

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本文作者：張明祿  樊友宏  何光懷  張宗林  田建峰

作者單位：中國石油長慶油田公司