今年上半年，围绕松南天然气“保八争十”目标，吉林油田遵循认识先行、措施紧跟的工作思路，持续攻关适应不同工况的排水采气技术体系，以高水平技术创新助力松南提“气”增效。

  “当前，松南天然气进入开发中后期，伏龙泉、王府气田低压、中高产液规模气井排水难度大，长岭营城组高产液井占比不断提高，致密气低产阶段排水需求日益增加，经济有效排水技术对策亟须探索。”据油气工艺研究院采气工程研究所负责人介绍，年初以来，吉林油田持续加深对川南深层页岩气依托评价井试验认识，初步形成了全生命周期排采技术对策，与此同时，排水接替措施也由经验选择向全工况技术适应性精细评价转变。

  油气工艺研究院采气工程研究所坚持以“四定”为指导的工作思路，按照做细“新排水采气”技术体系的总体要求，持续攻关适应不同工况的排水采气技术体系，针对致密气排采井口参数标准监测井，在英台、德惠区块，为气井配套两相流量计和远传压力表，提高资料录取准确性，有效指导产状精准评价以及措施参数的动态调控。进一步完善气井产状精细评价方法，在研究形成了不同排水工艺损失计算模型基础上，由井筒分析向产层认识延伸，形成气井产能动态预测方法，建立了以系统节点分析为基础的排水技术适应性评价模式，指导排采措施优选及合理介入时机的预测。

  同时，针对中浅气水同层井，深入推广射流泵排水工艺，形成了两种射流泵工艺，满足不同井况排水需求，并通过合理优选泵型、优化参数设计，现场实施3口井，单井日排液40-70方，日产气0.47万立方米-0.66万立方米。进一步优化长岭营城组高产液接替排水措施，长深平8井连续实施气举，日排液达50方，日增气2万立方米，长深平11井坚持电潜泵排水技术路线，稳定日排液达100方，日产气2.5万立方米。持续评价优选页岩气不同阶段排水工艺，强化页岩气产能预测及节点分析，明确排水工艺技术界限，科学指导排水技术接替，今年，新增泡排8口井，日维护气量达30万立方米，通过开展低压低产期增压与泡排组合排水试验1井次，日增气达1万立方米，进一步验证了方案技术路线可行。

  吉林油田将稳步推进松南老气田后期挖潜技术措施现场试验，超前做好接替排水技术储备。依托月度动态分析跟踪评价单井产状，接续推进页岩气排水技术应用。同时，攻关研究泡排井积液风险预警、井底液面预测、加注制度优化模型，建立基于生产数据动态分析的泡排加注制度优化调控方法，为实现智能化泡排试验奠定基础，进一步提高采气工艺智能化管理水平。