今年国庆期间，青海涩北气田的技术中心会议室里，油气工艺研究院攻坚团队负责人在每日碰头会上发言掷地有声：“技术服务必须跟着生产需求走，只有扎在现场，才能摸清问题根源。”

窗外是寒风阵阵的戈壁滩，室内讨论却热火朝天。他们的议题从泡排工艺药剂调整到气举流程优化，紧扣着气田稳产需求。

这一幕背后，是涩北气田作为我国最大生物成因气藏，面对储量品位劣质化、老气田稳产压力增大等难题的科技攻关纪实。

01智能控制技术革新

涩北气田开发已进入第27个年头，随着地层压力逐年下降，传统开式气举工艺举升效率低、智能化不足等弊端日益凸显。大量低压低产井陷入停产或低效状态，严重制约气田效益开发。

面对这一挑战，青海油田油气工艺研究院自主研发智能管控系统。该院一支由负责人带队、14名技术骨干组成的攻坚团队携多项采气工艺技术奔赴一线，将“实验室”搬到生产现场。

团队搭建的间歇气举优化控制系统，依托创新控制模型与PID算法，可实时分析井下液量、油套压力等数据，自动计算最优注气参数。

吐哈油田气举技术中心软件负责人评价类似技术时表示：“传统气举工况诊断如同大海捞针，全凭经验摸索。而智能气举软件，如同给每口井装上‘智能透视眼’。”

智能控制系统的精准决策能力在涩北气田得到充分验证。该系统成功实现对500余口气井的智能化集群管控，使气举举升效率提高6.2%，推动气举管理从“被动应对故障”全面转向“主动预知优化”。

02半闭式气举工艺突破

针对低压、低产、高液气比的“边缘井”，科研团队创新提出了半闭式气举工艺。该技术采用“气举管柱兼封隔器+气举阀工作筒”一体化设计，精准破解了注气难、启动压力高的痛点。

在涩北2-113井应用后，该井日产量增加至3300立方米，团队成员看着数据屏幕，激动地搓了搓冻得发红的手：“这么多天的熬夜值了！”目前，半闭式气举设计准确率已达100%，已有数口井成功复产，为气田稳产增添了“智能引擎”。

气举工艺是通过人为地把天然气或氮气通过气举阀压入井底，使原油或天然气喷出地面的一种方式。而半闭式气举的创新之处在于它能够更好地适应涩北气田的高含水、低地层压力特征。

团队技术人员发现，涩北气田92%的气井存在不同程度出砂，平均单井年出砂量约30立方米，井筒砂面年平均上升速度约92.9米，出砂形势较为严峻。

半闭式气举工艺通过优化管柱结构，有效解决了砂蚀砂埋问题，为高含水气井提供了经济有效的排采方案。

03涩北模式的示范意义

涩北气田的地质条件极为特殊。作为国内外罕见的第四系生物成因气藏，它具有“构造平缓、储层疏松、气层层数多且薄、气水关系复杂”等鲜明特征。这些地质特征导致气田开发面临世界级难题。

气田构造平缓使气水过渡带宽，开发过程中边水水侵速度快。目前，涩北气田日产水量高达11787立方米，水气比达10.3立方米/万立方米，远高于国内多数有水气藏。 水侵面积占比达76%，水侵储量占比70%，严重影响气藏水淹区储量动用。

面对这些挑战，青海油田经过多年科技攻关，形成了7项适应疏松砂岩气藏开发的配套采气工艺技术，年平均措施产量在6亿立方米以上。

智能间歇气举技术作为涩北模式的重要组成部分，不仅帮助气田维持年产50亿立方米的稳产目标，更打造了疏松砂岩气田高效开发的典范。

这一技术成果已在哈萨克斯坦让那若尔油田成功落地，完成44口井的现场推广应用，平均单井增油42%、节气41%，展示了中国石油技术的国际竞争力。

深夜十一点，涩北的戈壁已沉入墨色。风裹着细沙掠过井场围栏，气温已跌至零下十度，但油气工艺研究院办公室的灯依然亮着。众人围在电脑前，分析着数据曲线，他们指着戈壁滩上清晰可见的银河说：“咱们在这儿熬的每个夜，都是为了让地下的气更顺畅地冒出来。”

在科技攻关的道路上，高原石油人不断突破自我。随着智能气举技术在国内外的成功应用，涩北气田这一老气田正焕发新生机，预计2023—2025年产气量将保持在50亿立方米之上持续稳产，为保障国家能源安全继续贡献力量。