图为普光气田全景图。 受访单位供图
记者从中国石化中原油田普光分公司了解到，截至今年9月6日，中原油田普光气田自2009年全面投产以来，累计产气量突破1400亿立方米。作为国家“川气东送”工程核心气源地、国内首个规模化开发的海相高含硫大气田，普光气田圆满达成设计产量目标，成功实现开发中后期二次稳产高产。
控水治硫破顽疾
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“普光气田是典型的海相气田。虽然已开采多年，但在当下及未来相当长一段时期，先天禀赋优越的海相地层依然是气田80%的产量来源。”中国石化中原油田普光分公司副经理刘长松介绍，开采巅峰期，普光气田年产井口气高达106亿立方米。但自2017年起，气田水侵、硫沉积等问题持续凸显，剩余气难以高效动用，老气田稳产压力逐年加大。
为此，在水侵治理方面，普光气田科研团队深耕生产数据挖掘与技术创新，系统梳理水样数据、生产数据，创新搭建“水侵预警、分层堵水、排水采气”全链条闭环治理技术体系，实现水侵隐患早发现、早处置，水淹低效井精准治理、快速复苏。
在治硫控硫方面，普光气田科研团队配套形成多工况分类治理工艺，治硫有效率达100%，气井产能恢复率超98%。数据显示，系列治硫控硫技术落地后，普光气田年均减缓产能递减率3个百分点，累计增产天然气20亿立方米，投入产出比达1∶7。
凭借业界领先的控水、治硫技术，普光气田科研团队让气田增加可采储量317亿立方米，相当于又发现一个地质储量500亿立方米的大型气田。
同时，为让“死去”的储量重新“活过来”，从2023年开始，科研团队通过先后在普光气田主体、大湾区块部署调整井的方式，对被水“淹没”或“深锁”在先天物性较差地层的储量进行有效开采。截至目前，一次调整井已投产19口，贡献产量400万立方米/天，累计产气25亿立方米；相比调整前，动态储量增加188亿立方米，采收率提高4.9个百分点。
海陆并进拓新域
“论绝对产量，海相气井是普光气田稳产的‘基本盘’。但也应看到，川东北地区陆相地层天然气埋藏较浅，且不含硫，钻井、集输等成本较低，具有较大开发潜力。因此，要想实现增产保供，就必须找到适合开发的陆相气井。”刘长松表示。
为培育全新增长极，中原油田普光分公司确立“海陆并进、常非并重”的开发思路，向陆相致密气、海陆相页岩气等非常规领域纵深突破。勘探人员深入偏远山地精细勘察地质结构，全力寻找“第二个普光”。自2020年普陆3井、普陆页1井实现勘探突破后，气田陆相开发全面铺开。
科研团队统筹地质勘探、工程改造、采气稳产三大环节，以高精度地质刻画锁定富集区，以差异化压裂打通产气通道，以精细化管理稳住长效产能，构建起多层系、立体化资源接替新格局。目前，气田非常规气井累计产气3.55亿立方米，日产气量超60万立方米，成为气田稳产保供的核心增量。
技改攻坚提产能
长期以来，高含硫湿气增压开采核心技术、成套设备被国外垄断，国内无成熟技术体系和工程案例。为突破技术桎梏、激活低压气井产能，普光气田全力攻坚国产化湿气增压开采技术，开辟老气田提采增效新路径。
技术团队从零起步、自主攻坚，创新建立复杂流体废弃压力评价方法，反复开展对比实验，优化修正高含硫有水气藏产能测算模型，精准量化各类不利因素对开采的影响，最终测算出井口压力每降低1兆帕，气田采收率可提升1.25个百分点，为增压开采工程落地筑牢理论与技术根基。
2024年9月，普光主体湿气增压工程1号、2号增压站顺利投产，累计增压采气超17亿立方米，较不增压采收率提高6.1个百分点。在普光主体湿气增压运行经验基础上，今年，普光气田加快大湾区块湿气增压布局。目前，大湾401增压站已一次投运成功，大湾区块湿气增压工程也进入冲刺阶段。未来，普光气田将形成多座湿气增压站开发格局，为“十五五”期间气田长效稳产提供工程支撑。
为持续扩充产能储备，中原油田普光分公司掀起新井建设热潮。针对川东北山地施工环境复杂、高含硫安全防控标准严苛等难点，气田完善钻井、固井、完井、试气全流程技术标准，打通钻前施工、钻井作业、测井固井、投产运行全链条，实现新井快速建设、快速投产、快速产气。2026年以来，新投产气井16口，贡献产量1.86亿立方米。（记者 孙越）
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