图为大牛地气田井场。
“今年以来，大牛地气田的综合递减率控制在8%以内。对于致密低渗气田来说，这样的递减率在国内处于领先水平。”华北油气采气一厂开发研究所副所长黄启忠说，“我们通过精心呵护老井，对低产低效井采取高效措施，实现气田层间有序接替、井间未动用储量得到挖潜，有效弥补气井自然递减。”
大牛地气田历经十几年勘探开发，主要开发上古生界气藏，探明储量动用率达78%以上，生产气井1700余口。在早期部署的500余口气井中，有的因递减大，已由初期的高产井变成低产低效井，有的因气藏认识和工艺技术限制，完井后就没有产气，处于关停状态。
华北油气采气一厂与勘探开发研究院合作，开展单砂体刻画、剩余气分布研究，对气藏重新认识、重新评价，针对单井，筛选出有地质潜力的气井重新实施补孔压裂措施，打开老井其他层位；针对井网之间未动用的储量，加密部署新井，在纵向和横向上全面追踪剩余气，日增气量83万立方米，有力支撑了气田在新井有限的情况下连年稳产30亿立方米以上，并力争实现“十四五”期间年产气35亿立方米。
层间接替以点带面
大牛地气田上古生界自上而下有7套主力产气层位，具有横向复合连片、纵向多层叠加的特征，早期部署的直井钻遇两三套气层，多数是打开产量较高的气层，随着生产年限增加，气井产量逐步下降，由高产井变成低产井，甚至关停。
“DK13井是2004年投产的一口高产井，日产量稳定在5.6万立方米，生产16年累计产量达9772万立方米，到今年，日产气量衰减至2100立方米，已不具备自身携液能力，无法正常生产。”黄启忠说。
该井原产气层是盒3层，通过邻井分析对比，科研人员发现该井下部山1层具备工业气层潜力，决定对此层进行补孔压裂。“在实施过程中，由于井筒老化，套管变形严重，压裂工具无法下入，我们一度想放弃，但后来想办法坚持完成，最终获得了成功。”黄启忠说，“这口井未来3年可产气1000万立方米，累计产气突破1亿立方米没问题，经济效益非常可观。”
该井措施后日产量恢复至1.5万立方米，自身携液能力增强，对原来产气层的产气也有帮助。该井措施改造投资费用不到200万元，收到了一口新井的产气效果，相比新井节省投资2/3以上。
该井改造成功后，科研人员通过研究砂体展布情况，在邻井中筛选类似的低产井，打开未动用的山1层，以点带面，在平面上实现进一步扩展。
D1-3-2井是2005年6月完钻的井，产气层是盒3层，当时因产量较低，一直关停未投产。今年他们研究认为，受当时的工程工艺技术限制，该井产能没有得到发挥，而其他层位物性较好。他们对该井山1、山2等3套储层实施补孔、扩大压裂规模措施，延长压裂缝长，目前该井日产气达1.5万立方米，也达到了一口新井的达标产量。
这口井措施改造成功，意味着4口相邻关停井也可实施类似举措，“救活一片”。
“今年的措施作业收到较好效果，计划实施28口井，目前完成19口，日增气量达13万立方米，累计增气838万立方米，预计全年增气1800万立方米，相当于28口新井的产量，相对降低了投资成本。”采气一厂开发研究所副所长张家伟说。
井间挖潜见缝插针
大牛地气田早期部署的直井或水平井，井与井之间的距离在1000~1200米，科研人员分析研究井控储量，发现单井的动用储量范围在200多米，原来的井距偏大，井与井之间还有500米的储量未被动用。根据这一判断，华北油气按照砂体展布规律，加密部署新井，想办法吃掉井间剩余气。
D12-81井是今年部署在D12-53井与D12-70井之间的一口直井，该井与两口井的距离分别为590米、560米，产气层均是山2层和太1层，按照设计的压裂造缝长度200~250米计算，恰好波及两井之间的剩余气。投产试气后，该井获日产气量5万立方米。
针对两口水平井之间未波及的剩余储量，他们加密部署水平井。D12-P45井是今年部署在水平井DPH-9井和D12-P19井之间的加密井，目的层是盒1层，该井水平段与其他两井水平段的距离分别为700米、749米，在压裂施工中，他们选择适当的压裂规模，既保证不与邻井压窜，又最大限度扩大波及范围。该井压裂投产后，获日产气量4.6万立方米。
今年部署在上古生界的66口开发井均是加密井，已投产58口，日产气70万立方米，年累计产气7945万立方米。
井组布井立体开发
“往年的布井模式是发现某区某层有潜力就部署一口井，过一段时间发现另一层有较大潜力，又在该井周边再部署一口，这样还要重新征地、上钻机，造成重复投资。”张家伟介绍，“今年以来，我们加大丛式井组的部署力度，一次性做好工程地质设计，在一个钻井平台施工多口井。”
目前，大牛地气田在一个钻井平台部署7口井，该平台周边全是水平井，而水平井钻穿的都是单层，科研人员因此在该井组设计不同位移的定向井，动用水平井未波及的储层。
水平井DP70H井采气层为盒2层，水平井DPH-95井采气层为盒1层，定向井D12-74井则从两口井水平段之间钻穿山1、山2等3套气层；水平井D12-P41井产气层为山2层，水平井DPH-72井产气层为盒1层，D12-80井则钻穿两口井采气层下部的盒2、山1、山2层。
上述6口井设计为向四周发散型，而中间的小位移D12-71井则钻穿盒3、盒2、山2等气层，与周边6口井保持一定距离，实现井控储量最大化。目前，该井组完成试气投产，日产气量10万立方米，收到了预期开发效果。
井组模式部署可以大幅节省征地，在钻井施工中减少了远距离搬迁，也可以采用两部钻机同时施工，通过资源共享进一步降低成本，较常规井施工提高钻井速度40%。钻井液、压裂返排液可重复利用，今年以来，大牛地气田有68口井应用压裂返排液1.6万立方米。在后期的采气环节，只需铺设一条输气管线即可完成输气，便于智能化气田建设，可大幅降低气田综合成本。
深化认识突破下古层
大牛地气田下古生界碳酸盐气层开发，相比上古生界砂岩气层开发难度更大，需要采取不同的技术路线。华北油气经过近几年的不断探索，对储层描述、储集条件和成藏规律的认识持续深化。
他们以“岩溶体”为主要开发对象，这种储层是裂缝和溶洞，具备储集天然气的条件，但钻井施工难度较大，一旦钻遇“岩溶体”就等于钻遇了“大气包”，高压天然气会将地下钻井液喷出，按常规模式需要采取压井措施才能继续钻进。但一旦采取压井措施，储层必然受到严重污染，可能会将气层“压死”。在上半年部署的DK13-FP16等井，就遇到了类似情况。
为解决这一问题，工程施工单位采用低密度钻井液、特殊防喷器等，一旦钻遇“岩溶体”，就让天然气走“专用通道”出井口，保证钻井正常施工。近期完钻投产的DK13-FP4井，初期试气日产量达10万立方米以上，目前稳产在8万立方米。今年投产的10口井，实际产量均高于预期，多口单井日产量超过4万立方米，实现下古生界天然气开发重要突破。
下古生界天然气含有浓度不等的硫化氢，为保证安全生产和天然气质量，华北油气在井口加入除硫剂进行除硫，已建成一座集中脱硫站，正建设另一座，为下古生界规模开发做好准备。
同井采注扶起躺井
“DPH-44井是一口高产水气井，往年通过优化泡排、实施气举等作业，员工累得够呛也维持不了正常生产，通过应用同井采注技术，现在这口井日产气1.2万立方米，非常稳定。”张家伟说。
大牛地气田六区是一个高含水区块，多数气井日产水量在30~50立方米，这些采出水会严重影响气井产量，还要增加拉运和处理费用。
同井采注技术是在高产水气井内下入专用的气液分离装置，在井筒内实现天然气与采出水分离，天然气出井口进输气管道，采出水回注地层。DPH-44井试验成功，使同井采注技术成为治理高产水气井的革命性举措，将在大牛地气田全面推广。
有的集气站或单井压力低，气进不了管网，导致低压气井无法正常生产。对此，他们积极探索负压采气技术，即在站内或井口安装一套增压设备，在井筒与地层之间形成压力差，促进气井排液生产。该技术在3座集气站应用后，日增气2.6万立方米，年累计增气370万立方米。DPS-29井因井口压力较低而不能正常带液生产，应用负压采气技术后，气井日产量恢复至4600立方米。
