采气一厂通过平面开采情况、邻井泄气半径、动态储量计算的综合分析，确定动用具有措施潜力新层位——

“大牛地气田低产井D1-1-14井进行转层补孔压裂后投产进站压力4.9兆帕，实现了24小时连续稳定生产，气产量从补孔压裂前的2000方/天增加到转层合采后的9000方/天，达到了措施井预期增产和节约成本效果！”采气一厂生产技术科副科长王排营激动地指着电脑上的生产日报，向记者介绍着5月12日天然气产量变化的数据！

大牛地气田经过3年89井次补孔措施的实施，剩余补孔措施的选井选层难度越来越大，所剩潜力层的含气性和有效厚度逐年降低。在这种背景下，采气一厂开发研究所技术人员群策群力、攻坚克难，通过对900多口直井的逐一摸底排查，对所有气井层位的电性资料、录井资料、储层评价进行分析研究统计，并建立起了措施井数据库；与此同时, 有针对性地专门设立科研项目，通过对测井资料的二次解释、预测储量的精确计算，优化选井的选层流程，进一步提高了储层认识，最大程度地挖掘气田潜力，使补孔措施效果得到有效保证。

据了解，采气一厂2019年计划安排15口措施补孔井，力争实施20口。第一批优选的18口补孔措施井正在陆续进行施工，其中D1-1-14、D1-1-24 这两口井的采气层位为盒3段。2005年3月无阻流量分别为12.37万方/天、31.45万方/天，投产初期分别达到1.8万方/天、4.5万方/天，两口井均在2005年7月生产，经过近14年来的持续采气，这两口井的井口压力逐步降低、稳定产量的难度增加。对此，该厂开发研究所在对以往测井资料的电性参数、解释成果进行研究的基础上，通过对两口井多套储层的纵横向展布特征、物性和含气性、平面动用情况、邻井泄气半径、动态储量计算的综合对比分析，预测了新增层位的可采经济储量，最终确定了动用具有措施潜力的山1层与原盒3层进行合采的地质设计方案。

该厂生产技术部门在现有设备工具的条件下，强化现场安全风险管控，加强作业成本费用管理，采取钻盘起下钻杆打捞与小修替代大修作业、造长缝隙压裂改造与满足最佳泄气面积、全程固化水压井与液氮伴注工艺、适时调整压裂参数与提高压裂液排量等技术措施，D1-1-14和D1-1-24井压裂后投产进站压力分别达到4.9 兆帕和4.5兆帕，并实现了24 小时连续稳定生产。

“采气一厂今年在大牛地所实施完成的2口措施井增产效果显著，D1-1-14和D1-1-24 井，天然气产量分别从补孔压裂前的2000方/天、2500方/天增加到转层合采后的9000方/天、9900方/天。通过措施井转层合采工作的实施，不仅节约了投入成本，同时也达到了措施井的增产效果，实现了减产井产量增效的目标。”采气一厂开发研究所所长徐伟峰说。