“按照今年产气计划安排，我们要使正常生产井稳产34亿立方米、未投井投产0.19亿立方米、关停井复产0.38亿立方米、措施井增产0.54亿立方米，共计36亿立方米。并争取‘十三五’期间，气田年产气量稳定在35亿立方米左右。”华北采气一厂主持工作副厂长何云说。
生产井正常确保稳产
大牛地气田拥有总井数1559口，正常生产井有1339口。“这部分井基数大，稳定这部分井的产量起到重要的支撑作用。主要依靠泡排做好排水工作，其次是做好这些井的合理配产。”华北油气分公司专家吴伟然说。
因气井含水，只有做好泡排，将气井的地层水排出来，气井才能正常生产，如果气井排水不畅就会影响气产量。经过多年的探索，该厂创新出连续泡排技术，像打点滴一样向气井内连续注入泡排药剂，使气井“少吃多餐”，既避免的药剂浪费，又提高了泡排效果。
做好气井的合理配产，对提高气井全生命周期至关重要。如果配产过高，气井的递减率过快，气井的稳产周期就会缩短。一般直井的配产按自身初期产量的1/5～1/7，而水平井一般配产按初期产能的1/3～1/5，做到“细水长流”，长期稳产。
在夏季，气销售量减少的情况下，对部分气井压力较低的井，优先采取降产保压力措施，甚至关井让气井“休养”；对于产液量大的气井，还不能随意降产，一旦产量过低就会影响带液，因此要保持正常的携液能力，才能保持正常生产。
还有的生产井，生产能力与地质显示不匹配，理论上应该产气多，而实际产气量少，把这种井称为“病态井”，包括砂堵井、积液井、结垢井三种，会不同程度影响气产量。
对于砂堵井，会造成气路不畅，影响气产量，有些还伴随着出砂，随着产量高，出砂量大，会给管线造成安全隐患。解决措施，一是通过降低产量，减少出砂；二是通过实施连续油管负压冲砂作业，使其恢复正常生产。
还有一种油套不联通大管柱的积液井，这种产量不是太高，携液能力较弱，气井不能建立油压环空系统，无法做连续泡排，造成积液，对于这种井，下入小直径的速度管，重新建立起循环系统，可以连续做泡排。同时，油管的直径变小后，气井携液能力就会增强。
对于结垢的井，会造成气道变细，影响产量，他们采取加注药剂的方法，溶解结垢，这种方法效果不明显。今年，他们计划使用暂堵剂封堵下部炮眼，等药剂充分溶解上部的结垢后，暂堵剂即可自行溶解。还有一种办法是利用连续油管携带钻头，直接对结垢进行铲除，效果较好。
关停井复产复出效益
“所谓的关停井，就是因井内严重积液造成水淹，出砂严重被迫关停，还有因进入气站的两口气井合并用一根管线，造成压力低的一口井无法生产。”吴伟然说。
该厂根据水淹井不同情况分别采取相应的复产措施。针对部分水平井油管尺寸大、油套不连通的情况，他们采取下入小尺寸的连续油管，建立循环通道，利用气举作业，把液举出来。如果油套本来是联通的，就直接利用气举作业气举。
还有一些井，气量小，水量较大，反复出现水淹，稳产时间短，气举成本高，他们计划利用油田闲置的抽油机进行机抽排水。
气举有两种形式，一种是压缩天然气气举，成本相对较低，是目前气田广泛使用的方法；另一种是液氮气举，针对气产量高，积液量较大的水淹井，效率高，见效快。
还有两种零成本的办法，只需倒换一下几个阀门，一是利用气井本身压力进行环空激动把积液排出来，另一种是利用气站其他高压井，对水淹井实施邻井高压气举。
去年，该厂通过对方案内68口和方案外55口水淹井进行复产，年累计增气1.6亿立方米。今年又排查出32口继续实施水淹井复产，预计日复产18万立方米。
针对出砂井，随气量增加，出砂量将增加，会对输气管线造成刺漏，存在较大隐患，不得不关井。去年，气田内有一口出砂严重的井，日产气量达2万立方米，出砂量较大，将管壁都打薄了，安全风险大，必须关井。治理的措施还是采取连续油管负压冲砂的办法，将井内的砂冲出来，恢复生产。
并管井造成的关停，原因是进入集气站的两口井的管线使用一条，只能一口压力较高的井生产，而另一口压力较低的井就无法生产。治理这类井，需要敷设单独的输气管线，或进行优化组合管线。
未投井投产盘活资源
“气田早年施工的探井、评价井，当初没有建集气站，离集气站太远了，有的几十公里，无法接入气站进行生产，形成了未投产井。”吴伟然说。
还有一些井因工农关系、地理环境等复杂因素，不能接入站进行生产，至去年已累计150气井不能及时接入管线、释放产能。该厂排查出具有生产潜力的未投产井47口，已投产的4口收到良好效果，其中D65井离新建站仅2公里，接入65号站后，日产气2万立方米。
针对工农关系造成的未投产井，该厂与分公司气田建设前线指挥部联合攻关，倒排解决问题的时间节点，负责协调工农关系的人员积极争取当地政府的理解与支持，现场蹲点苦口婆心给当地村民讲政策。有40余口井完成了单井管线的铺建，使长期停待井“上岗”产气。
去年，他们进一步推进未投产井管线接入工作，排查出难度较大的25口井进行攻关。其中2口井是因为当地一条环村道路被雨水冲坏，要求该分公司拿出修路款，因村民诉求标准太高，两年来一直达不成协议，成为“老大难”井。
负责协调工作人员，采取机制灵活的思维方法与当地镇政府沟通，反复与村民谈判，使补偿标准达到一合理范围，同意这2口井的单井管线铺建，每天可恢复产能5.2万立方米。
另外，对其中一些边缘的气井，或者地处湖泊，铺建单井管线成本巨大的气井，他们采取CNG、LNG回收的办法，厂里陆续对6口气井进行井口天然气回收，其中两口井在湖泊区域内，无法实施管线敷设，通过现场LNG回收，去年已回收气500余万立方米。
“近两年，对排查出来的82口未投产疑难井实现了接进气站，去年底全部盘活，累计恢复产能80余万立方米，2016年贡献1个多亿立方米的气产量。”气田指挥部主任陈英毅说。
措施井增产释放效益
“措施井作业主要是针对生产时间长，现在产量已经比较低的这部分老井。”吴伟然说。
大牛地气田上古生界拥有7套气层，气田开发早期2004～2007年，打开层位都是较好的盒2或盒3层，目前已经生产了10多年，产气量逐年降低，而其他有潜力的层位还没发挥效益。
“挖潜这部分井，可以用较少的投入，释放丰厚的存量效益，2014年之前，我们累计做过28口井措施作业，花费4000多万元，增气1.7亿立方米，收效达2.2亿元。”吴伟然说。
去年，华北油气分公司研究院做过统计，目前气田内仍有400余口井800多层具有较大潜力，这些井层大概累计无阻流量之和1000多万立方米，日配产按1/6计算，日产气也可达近200万立方米。
下一步，该厂将从从经济、安全、难易程度等几个方面做综合评价，先易后难，排队优选，组建专业的措施作业队伍，分期逐步对低效井实施治理。
措施井主要是转层压裂改造，今年计划实施23口井。“实施一口井单井费用按150万元计算，也比新施工一口井节省1000多万元。”何云说。
另外，针对井筒有严重故障的气井实施大修16口；对大油管不连通井和大尺寸油管井更换小管柱30口，今年总共计划实施措施作业井69口，年增气预计达6200万立方米。
为确保气田“十三五”期间稳产，他们通过分析研究资源储量分布，继续挖潜部分井采气程度没有波及到的区域，再部署一批加密井；或者在水平井旁边，再部署一口不同层位的反向水平井，争取再获得1亿立方米的气量。
同时，他们还规划出更长远的稳产计划，继续深化研究下古生界风化壳储层，该储层已探明储量650亿立方米，一旦压裂技术以及除硫工艺技术的运用成熟，下古生界将成为“十四五”期间气田稳产的接替阵地。
