圖為普光氣田全景圖。 受訪單位供圖

記者從中國石化中原油田普光分公司了解到，截至今年9月6日，中原油田普光氣田自2009年全面投產以來，累計產氣量突破1400億立方米。作為國家“川氣東送”工程核心氣源地、國內首個規模化開發的海相高含硫大氣田，普光氣田圓滿達成設計產量目標，成功實現開發中后期二次穩產高產。

控水治硫破頑疾

“普光氣田是典型的海相氣田。雖然已開採多年，但在當下及未來相當長一段時期，先天稟賦優越的海相地層依然是氣田80%的產量來源。”中國石化中原油田普光分公司副經理劉長鬆介紹，開採巔峰期，普光氣田年產井口氣高達106億立方米。但自2017年起，氣田水侵、硫沉積等問題持續凸顯，剩余氣難以高效動用，老氣田穩產壓力逐年加大。

為此，在水侵治理方面，普光氣田科研團隊深耕生產數據挖掘與技術創新，系統梳理水樣數據、生產數據，創新搭建“水侵預警、分層堵水、排水採氣”全鏈條閉環治理技術體系，實現水侵隱患早發現、早處置，水淹低效井精准治理、快速復蘇。

在治硫控硫方面，普光氣田科研團隊配套形成多工況分類治理工藝，治硫有效率達100%，氣井產能恢復率超98%。數據顯示，系列治硫控硫技術落地后，普光氣田年均減緩產能遞減率3個百分點，累計增產天然氣20億立方米，投入產出比達1︰7。

憑借業界領先的控水、治硫技術，普光氣田科研團隊讓氣田增加可採儲量317億立方米，相當於又發現一個地質儲量500億立方米的大型氣田。

同時，為讓“死去”的儲量重新“活過來”，從2023年開始，科研團隊通過先后在普光氣田主體、大灣區塊部署調整井的方式，對被水“淹沒”或“深鎖”在先天物性較差地層的儲量進行有效開採。截至目前，一次調整井已投產19口，貢獻產量400萬立方米/天，累計產氣25億立方米﹔相比調整前，動態儲量增加188億立方米，採收率提高4.9個百分點。

海陸並進拓新域

“論絕對產量，海相氣井是普光氣田穩產的‘基本盤’。但也應看到，川東北地區陸相地層天然氣埋藏較淺，且不含硫，鑽井、集輸等成本較低，具有較大開發潛力。因此，要想實現增產保供，就必須找到適合開發的陸相氣井。”劉長鬆表示。

為培育全新增長極，中原油田普光分公司確立“海陸並進、常非並重”的開發思路，向陸相致密氣、海陸相頁岩氣等非常規領域縱深突破。勘探人員深入偏遠山地精細勘察地質結構，全力尋找“第二個普光”。自2020年普陸3井、普陸頁1井實現勘探突破后，氣田陸相開發全面鋪開。

科研團隊統籌地質勘探、工程改造、採氣穩產三大環節，以高精度地質刻畫鎖定富集區，以差異化壓裂打通產氣通道，以精細化管理穩住長效產能，構建起多層系、立體化資源接替新格局。目前，氣田非常規氣井累計產氣3.55億立方米，日產氣量超60萬立方米，成為氣田穩產保供的核心增量。

技改攻堅提產能

長期以來，高含硫濕氣增壓開採核心技術、成套設備被國外壟斷，國內無成熟技術體系和工程案例。為突破技術桎梏、激活低壓氣井產能，普光氣田全力攻堅國產化濕氣增壓開採技術，開辟老氣田提採增效新路徑。

技術團隊從零起步、自主攻堅，創新建立復雜流體廢棄壓力評價方法，反復開展對比實驗，優化修正高含硫有水氣藏產能測算模型，精准量化各類不利因素對開採的影響，最終測算出井口壓力每降低1兆帕，氣田採收率可提升1.25個百分點，為增壓開採工程落地筑牢理論與技術根基。

2024年9月，普光主體濕氣增壓工程1號、2號增壓站順利投產，累計增壓採氣超17億立方米，較不增壓採收率提高6.1個百分點。在普光主體濕氣增壓運行經驗基礎上，今年，普光氣田加快大灣區塊濕氣增壓布局。目前，大灣401增壓站已一次投運成功，大灣區塊濕氣增壓工程也進入沖刺階段。未來，普光氣田將形成多座濕氣增壓站開發格局，為“十五五”期間氣田長效穩產提供工程支撐。

為持續擴充產能儲備，中原油田普光分公司掀起新井建設熱潮。針對川東北山地施工環境復雜、高含硫安全防控標准嚴苛等難點，氣田完善鑽井、固井、完井、試氣全流程技術標准，打通鑽前施工、鑽井作業、測井固井、投產運行全鏈條，實現新井快速建設、快速投產、快速產氣。2026年以來，新投產氣井16口，貢獻產量1.86億立方米。（記者 孫越）