华北油气分公司自主创新运行“同井采注”技术扶起“躺井”

“这口2018年完井的水平井，因为产水量大，一天也没生产，应用‘同井采注’技术救活了这口气井，目前日产气达到1.5万立方米。”提起东胜气田J58P40H这口井，华北油气分公司采气二厂厂长唐万举很激动。

自2019年下半年，他们通过运用“同井采注”技术，救活了24口类似J58P40H井不能正常生产的气井，累计增气1600余立方米，不但救活高含水气井，大幅度降低地层水处理成本，还可以使高含水气藏得以动用。

东胜气田位于鄂尔多斯盆地北部，气田储层普遍含水，是典型的致密低渗含水气田。新井投产初期，地层压力较高，天然气有足够能量把水携带出来，但随着地层压力逐步降低，天然气能量被地层水压制，气就出不来。还有一部分含水量的大气井，投产初期就被淹死了，无法正常生产。

近年来，针对气田不同生产阶段和产水量不等，华北采气二厂探索试验了泡排采气、液氮气举、负压采气等多种工艺技术，遗憾的是，东胜气田高含水气井约占15%左右，个别高产水气井，即使维持生产，日产水量达到80方以上。拉运处理费用加大，得不偿失。然而水不能排出，气田开发就不会产生效益。

2019年以前，在气田地面管输系统不够完善的情况下，地层产出水要拉运到100公里之外的大牛地气田处理，仅运输费要花费数千万元，一旦遇上大雪等严寒极端天气，道路遇阻，安全风险加剧。采出水无法拉运，环保风险增加，成为制约气田效益开发的瓶颈。

为破解这一难题，2019年，华北油气分公司自主创新运用“同井采注”新技术，加快现场试验。这项技术原理是在高含水气井内，下入潜油电泵、气液分离器及电缆封隔器等组成的仪器组，在井内实现气、液分离，天然气从井筒释放出来，让地层水返回地层，可救活水淹导致的关停井。目前这套井下仪器经过了6次改进完善，性能更加稳定可靠，并申请了国家专利。

东胜气田J58P17H井，初期日处理产出水50方，因水量大，形成较高的运输、处理费用，通过实施“同井采注”工艺，日产气1.3万立方米，让采出水返回地层，大幅度降低了处理拉运费用，规避了环保风险。

“更重要的意义是，通过这项技术的运用，不仅可以盘活高含水气藏，还为企业寻找到新的资源接替阵地，满足气田高质量发展奠定基础。”华北分公司采油气工程专家张培说。

如定北区块一直因为高含水，无法实现效益开发。在该区块试验两口井成功后，将成为华北油气分公司新的资源接替阵地，600亿立方米的储量可以得到动用。

“同井采注”技术试验成功后，华北油气分公司加快了该项技术的推广应用，目前在大牛地气田选定6口井进行试验，其中一口井已经试验成功，日释放产量1万立方米。

（仝玲马献珍）