今年來，西北油田采油一廠把天然氣作為創(chuàng)效的戰(zhàn)略支撐點(diǎn)，該廠抓住天然氣價(jià)格優(yōu)勢，轉(zhuǎn)移發(fā)展重心，著手做好九區(qū)奧陶系高壓、高含蠟氣井生產(chǎn)管理和塔中、順南、AT40等偏遠(yuǎn)地區(qū)氣井開發(fā)，加快天然氣開發(fā)力度，通過價(jià)格差實(shí)現(xiàn)企業(yè)增效“開源”，目前該廠天然氣日產(chǎn)能力達(dá)到205萬方 ，累計(jì)產(chǎn)天然氣1.6億方。
       據(jù)悉，采油一廠氣藏類型主要分為碳酸鹽巖縫洞型凝析氣藏和底水砂巖凝析氣藏兩大類，九區(qū)奧陶系凝析氣藏是一個(gè)帶底油的縫洞型凝析氣藏，2012年正式投入大規(guī)模開發(fā)， 區(qū)塊含氣面積65.4平方千米， 天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量183.98×108立方米，從目前開發(fā)特征來看，九區(qū)奧陶系凝析氣藏開發(fā)特征表現(xiàn)為西部主體區(qū)域水體能量強(qiáng)，氣井見水快特點(diǎn)，而東部外圍區(qū)域表現(xiàn)為天然水體能量弱，氣井能量下降快特點(diǎn)。
       該廠按照《九區(qū)奧陶系凝析氣藏開發(fā)方案》對(duì)西部主體區(qū)采取“氣井帶水生產(chǎn)”開發(fā)政策，對(duì)東部外圍區(qū)采取“降壓開采”技術(shù)政策。四月份以來，該廠九區(qū)奧陶系天然氣日產(chǎn)量達(dá)到85萬方，較去年增加15萬方。
       今年來，技術(shù)人員對(duì)碳酸鹽巖凝析氣藏10口低產(chǎn)低效井進(jìn)行潛力排查，共排查潛力井8井次，通過上返酸壓、老層酸化、新層評(píng)價(jià)、老層回采等手段對(duì)具有潛力的低產(chǎn)低效井進(jìn)行措施，日增氣能力20萬方，全年預(yù)計(jì)增效2340萬元。
       在底水砂巖凝析氣藏治理上，該類氣藏天然水能量充足，氣井含水上升快，氣井中高含水后就停噴，致使區(qū)塊大部分井處于關(guān)井停躺狀態(tài)。
       技術(shù)人員根據(jù)底水砂巖凝析氣藏前期綜合治理效果評(píng)價(jià)，對(duì)底水砂巖凝析氣藏采取“排水采氣”的開發(fā)技術(shù)政策，對(duì)停噴井及時(shí)進(jìn)行轉(zhuǎn)抽，對(duì)中高含水自噴井放大工作制度，提高氣井產(chǎn)能。
       預(yù)計(jì)2015年實(shí)施“排水采氣”15井次，日增氣能力5萬方，預(yù)計(jì)年累計(jì)增氣1000萬方，預(yù)計(jì)年累計(jì)增效640萬元。通過底水砂巖凝析氣藏氣井扶躺，提高氣井綜合利用率。底水砂巖凝析氣藏水體能量強(qiáng)，氣井高含水停噴后缺少有效治理手段，造成底水砂巖凝析氣藏大部分氣井停躺。2015年通過停噴氣井轉(zhuǎn)抽、新潛力氣層評(píng)價(jià)、老層回采等手段實(shí)現(xiàn)停產(chǎn)氣井扶躺，提高了氣井的利用率。