在以稠油为主的辽河油田，兴隆台采油厂具有丰富的天然气资源和开发优势。近年来，这个厂通过大力提升天然气经济产量的贡献率，为辽河油田增添效益砝码。去年，该厂累计完成外供天然气量2.58亿立方米，超产1730万立方米。

　　有优势亦有阻碍

　　3月21日，兴隆台采油厂榆树台油田停产气井台34-28井采取补层合采措施后，保持日产1.1万立方米的自喷工业气流，措施后平稳生产26天，累计增气25.7万立方米。同一天，采油作业一区于六站站长李岩打开长停井套管气回收阀门，确保天然气“颗粒归仓”。前者是措施增气，后者是管理节气，两项措施相得益彰。

　　“兴采厂以生产稀油为主，油井不产天然气是不可想象的，仅这项优势你们采油厂就能获得更好的效益产出。”一位石油技术专家在授课时对该厂天然气开发优势这样评价道。

　　兴采厂稀油井生产通常带有伴生气，尽管这些油井溶解气产量高低不定，但开采成本远低于稠油井生产。据了解，目前该厂气层气、溶解气可采储量采出程度高达90%和88%，但2015年无新增天然气储量，剩余气层在各油田平面分布零散，难以实施整体新井部署，并且主力气层连同系数高达60%，连续多年超负荷措施挖潜，各油气田对天然气的大规模高速开发已经到了衰竭阶段，层间接替潜力越来越小。

　　控递减也要重增量

　　由于油品品质好、开发成本较低，兴古潜山一度被誉为“兴采聚宝盆”，然而这块“宝地”的产气量近年来快速下降，兴古潜山由高峰时的日产气66万立方米降低至目前的36万立方米。

　　为实现潜山油藏增能保压，该厂制定注气方案，开展前期非烃类气驱实验，有效减缓了潜山油藏递减的速度。去年，兴气19井和兴283井调层后均获得日产气超过2万立方米的高产气流，成为兴采地质措施“开源”的经典案例。2017年，该厂加快了兴古潜山天然气气驱前期准备工作，预计10月份进入现场实施，标志着潜山增能补压技术进入新阶段。

　　同时，该厂努力在老区上做天然气的“加法”。兴采厂地质技术人员一方面通过对构造、油气水分布的重新认识，细化单砂体多层次对比，寻找微构造高点，强化“四性”关系分析，筛选优化高效气井措施。另一方面，通过加强井震结合落实潜力区域的微构造高点，部署高气油比井侧钻减缓天然气产量递减趋势。

　　荣兴屯油田是开发多年的老区块，实施侧钻成为近几年挖潜天然气的主要手段。荣201-19C井措施前低压低产，在测井指标进行对比分析、综合研究后，拟定待射孔层位经过调层后开井，使用3毫米油嘴自喷生产，日产气1.2万立方米。

　　截至目前，该厂高气油比油井部署投产11口，初期日增气7万立方米；高气油比措施22口，初期日增气24万立方米；共实施侧钻井16口，日增气1.5万立方米，阶段累计增产天然气185万立方米。

　　讲策略也讲方法

　　“热炉耗气量占全厂天然气消耗的三分之二，针对春季转暖的实际，去年从4月份开始，在不到一个月的时间里，共实施油井停炉冷输180台，累计节气580万立方米。对153台炉子实施控温输油，每天可节气700立方米。”兴采厂生产运行处一位负责人介绍说。

　　节约从日常工作中的点滴小事做起，在“细枝末节”中挖掘效益。该厂基层单位通过采取控制水套炉温度、安装节能炉、加热炉维护等多项节气挖潜措施，日节约自耗气约2.9万立方米；每月各中心站利用高压水龙管带，收集长停井天然气在3万立方米以上；80%以上采油自然站安装采暖阀，值班室温度不超过18摄氏度，循环泵房、配电间等房间控制在10摄氏度以下……

　　在抓好油井生产挖潜的同时，这个厂积极寻找日常管理中的节气新路径，通过改造和设计在增气创效过程中发挥了四两拨千斤的作用。

　　该厂采油作业一区优化油井控制套压方法，既不影响原油进系统生产，又能兼顾控套整体效果，目前该种方法适用于全厂56口单井，平均每口单井日均可回收天然气2.5万立方米；采油作业五区在推行“自耗气系统回收套管气流程”以来，在作业区内19口油井采取该方法，实现日均回收套管气4500立方米，年累计收套管气85万立方米。