克拉玛依融媒记者 黄富国 高宇飞 通讯员 王佳 蒋晓敏
7月的天山北麓，雪水在烈日下汩汩奔涌。准噶尔盆地南缘的天山大气田生产现场一片繁忙，天然气正从地下7000至9000米处源源不断喷涌而出。
采油院科研人员在天湾1井现场跟踪数据。裘新农 摄
南缘地区地处天山北麓山前断褶带，具备形成世界级前陆盆地大油气田的地质条件，是新疆油田公司天然气100亿立方米上产的核心阵地。但因其油气藏“超深、超高压、高温”的特性，一度被国外专家判定为“不可开采”。
近年来，新疆油田公司采油工艺研究院（监理公司）（以下简称“采油院”）围绕“深层高效建产”工作主线，攻关形成国内先进的采气工程技术体系，为天然气上产提供核心技术支撑。
摸准超高压气井“脉搏”
在造山运动的影响下，南缘地层被不断向下挤压，造成了油气藏深度多在7000米以上、温度在160摄氏度以上、压力可达170兆帕的特性。
井底由油气水组成的高温高压流体，在井筒中上升时，形态、压力和温度会迅速变化。若不能及时掌握这些变化，极易引发井筒冻堵、装置损坏等事故。
“只有探测清楚井下每个位置的压力、温度数值，才能有针对性地给出工艺方案，为此，我们攻关形成了超高压气井井筒时空相态及温压预测技术，确保设备安全和正常生产。”采油院采气工艺研究所所长王佳介绍说。
这项技术是一套集成了瞬态、段塞流、积液等多因素的动态分析系统，可通过探索出流体沿井筒的流态相态变化规律，实现井口温压精准预测，支撑天山大气田生产参数调整，预测符合率可达95%以上。
目前，该技术已成功应用于呼探1、天湾1等4口高产气井，指导完成35次生产制度调控和16次开关井作业，保障了气井在极端环境下的稳健运行。
开出超高压气井“药方”
超高压气井开发在国内外鲜有成熟经验可借鉴，生产中的难题层出不穷。对此，采油院技术团队化身“医生”，为气井“诊病开方”。
油气潜藏在地层中，通常沿着人工压裂出的支撑裂缝流入井筒。但在重浆压井作业中，重浆的主要成分重晶石易堵塞人工支撑裂缝通道，导致气井产量大幅下降。
为此，采油院技术团队第一时间投入到“病因”排查与“治疗”方案的编制中。
“为避免酸性解堵剂对管柱造成电化学腐蚀，我们基于金属离子螯合溶解原理，攻关形成了人工裂缝重浆污染碱性解除技术。”采油院采气工艺研究所副所长王波说。
团队成员像侦探般抽丝剥茧，找准症结、对症下药，创新建立“基质+裂缝”解堵剂用量计算模型，形成“低排量解近端+高排量解远端”解除工艺，提升了解堵效果。
技术应用后，气井迅速恢复至此前的产能水平，复产有效率达100%。
疏导超高压气井“压力”
井下的问题解决了，井口又面临新的难题。油气混合物流至井口时，最高流动压力可达132兆帕。如何将这些高压流体安全输送至常规集输管线，成了摆在团队面前的新技术挑战。
要想实现采出液安全平稳输送，必须将压力降到10兆帕以内。
“流体物理学中，通道变窄时，流体流速会增加，压强则随之降低。根据这一原理，我们开展了大量试验。”团队里的副高级工程师徐小辉说。
通过一次次试验，该团队成功摸索出了超高压气井井口多级节流降压技术，在井口设置三级油嘴进行节流，降压效果达到预期目标。
同时，为进一步保障降压效果，团队在排污期于油嘴前方设置除砂器、捕屑器，剔除采出液中的固体杂质，形成最高耐175兆帕的节流降压流程系列。
目前，该项技术成功应用到4口超高压气井，实现国内最高节流压差124兆帕下的精准调控和稳定生产。
面对艰巨的天然气上产任务，采油院的每一项技术突破，都彰显着我国石油工业在极端复杂条件下的自主创新实力。目前，以上三项技术组成的超深超高压气井安全试采关键技术与应用已获得新疆油田公司2024年度科技进步奖一等奖。
如今，采油院采气工艺研究团队居安思危、未雨绸缪，正在加紧攻关超深气井分层压裂等技术难题，为天然气上产做好技术储备。这些技术成果，不仅为新疆油田天然气100亿立方米上产目标筑牢了基石，更为国家能源安全注入了强劲动力。
责任编辑：景璐
本期编辑：杨艺佩杉
