12月3日，江汉油田采气一厂技术管理中心气藏开发岗副主任师石艳娜忙着标定红星页岩气田各气井的日产水平，为明年测算气井综合递减率和生产能力提供依据。“通过对产能准确评估，可以优化配产，提高气藏管理水平，贡献更多产量。”她说。

　　红星页岩气田含有硫化氢、二氧化碳，稳产难度大，开发也面临多重挑战。江汉油田采气一厂依托技术创新与管理优化，逐步形成以产能精准评价、含硫水体高效处理、高压流程分级控制为核心的一体化开发策略，推动气田实现安全、高效、绿色开发。目前，气井日产量约60万立方米。

　　摸清“运势”，把准开发节奏

　　为每一立方米气找到“最优出路”，在递减中掌握更大主动权

　　和常规天然气相比，页岩气藏采用衰竭式开发，稳产期短且递减速度较快。

　　“气井的命运，难道只能交给递减规律？”面对这一行业难题，技术人员清醒认识到，只有精准评估产能，才能打破被动局面，延长稳产期，为每一立方米气找到“最优出路”，在递减中掌握更大主动权。

　　现实却比理论更复杂。“红星页岩气田产水量高、干扰强，单井产能评价难度极大。”采气一厂技术管理中心气藏开发岗主任师银熙炉坦言，“过去在涪陵页岩气田积累的经验，在这里难以直接复制。”

　　产能若摸不清，生产制度的制定就如“盲人摸象”。面对难点，技术人员跳出传统思维，借鉴涪陵经验，将新区块与地质条件相似的成熟区块进行“解剖式”对比，并融合产能系数法、数值模拟等多重预测手段，明确气田产能评价方法，不仅勾勒出气井全生命周期内的产量变化，更精确预测出气井的动态可采储量。开发人员得以提前掌握气井的产能递减规律和“资源家底”，从而变被动应对为主动布局。

　　“产能代表气井的最大生产能力，只有在这个能力范围内科学配产，才能实现更长时间的稳产。”银熙炉强调，如果超出最大合理产能，进行“杀鸡取卵”式生产，气井稳产期会大幅缩短，经济效益变差，而过于保守的配产制度又会导致采收率低、资源动用不充分。找到合理配产的平衡点正是产能评价技术的价值所在。

　　红页1HF井根据3万立方米/日的产能评价，制定了1.5万~1.7万立方米/日的配产，延长了该井的稳产期。技术人员依据预测结果，分区制定差异化生产策略。在中区红页1井组，采取“先扬后抑”的配产思路，前期高位配产抢效益，后期阶梯式下调保稳产，有效延缓了压力递减，目前已连续3年低压低产平稳运行。而在地质条件更复杂、压力系数更高的北区，则推行“细水长流”的低配产系数模式，红页7HF井得以持续稳产超600天，累计产气超3500万立方米。

　　技术人员还通过提前预判递减拐点，明确介入气举泡排等措施时间，做到未雨绸缪，不仅延长了气井自喷期，而且减少了后期措施成本，实现“降递减”与“控成本”的双赢。

　　巧锁“硫龙”，守住安全环保底线

　　红星页岩气田地处山区，生态敏感度高、周边旅游景点多，产出水除硫成为环保管控的关键环节

　　“我们现在每日处理60万立方米天然气，投运以来已处理了1.32亿立方米。”11月25日，红星页岩气田天然气净化站班长谭定勋介绍道。作为中国石化首座含硫页岩气净化站，该站采用更环保高效的醇胺法脱硫脱碳、三甘醇脱水净化工艺，处理后的净化气指标达到国标一类气标准，原料气中有毒有害的硫化氢则通过硫黄回收装置，采用直氧化法生产硫黄，作为化工原料外销创效。

　　然而，需要净化的不仅是含硫气体，产出水也同样含有硫化氢。在红页3-2HF井现场，一套智能控制除硫装备系统24小时不间断地忙碌着。这台设备是保障绿色开发的“守门员”，通过化学反应，能将产出水中的硫化氢浓度精准降至安全标准以下，每日处理约100立方米的产出水。

　　“气田产出水量大，每个平台每日产出水超100立方米，这些水体因含有硫化氢，必须经过密闭处理。”该厂安全环保总监刘宁表示。红星页岩气田地处山区，生态敏感度高、周边旅游景点多，产出水除硫成为环保管控的关键环节。他们前期经过调研及几百次实验对比，最终筛选出价格相对低、便于保存的次氯酸钙作为采出水脱硫药剂。目前，智能控制除硫装备系统已升级到第三代，实现了加药、反应、监测的全流程自动化控制，并作为成熟经验推广至整个气田的各个作业平台。

　　这种“含硫的麻烦”贯穿于气井的整个生命周期。在气井建设之初，从设备的选型开始就要严格执行抗硫标准，从源头筑牢安全屏障。进入生产阶段，管道防护重点转向“监测与维护”，他们通过定期对管材进行壁厚监测，精准掌握管材的腐蚀速率，实现对安全风险的早期预警和主动干预。

　　高标准的风险防控意识，同样体现在关键作业环节。刘宁介绍，为保障井控安全，通常需要在套管内再下一层油管，建立双通道形成“双保险”，但气田含有硫化氢，常规带压作业风险极高，有中毒和爆炸的风险，必须采取“压井”程序，先向井内泵入专门配制的压井液，将地层气体“顶”回地下，创造出一个安全无压的作业环境，再下油管。

　　不仅如此，下油管还要选择合适时机。气井压力太高，下油管成本高、难度大；压力太低，压井液容易漏失到地层，造成后期复产困难。技术人员通过反复试验，摸索出气井压力系数控制在0.7下油管最为理想，在安全与效率间取得了最佳平衡。

　　驯服“高压”，保障安全生产

　　气井埋深大、气举压力大，如果管线压力承受能力不足，会导致严重后果

　　“从30多兆帕到近90兆帕，每口井的压力各不相同。”银熙炉坦言，红星页岩气田的气井压力如同坐上了“过山车”。

　　巨大的压力差给开采工作带来严峻挑战，技术人员将压力划分为三个区间，在井口装置和地面管网选型上进行针对性优化，选用抗压能力更强的高压管线，不仅满足了当前生产需求，而且为后期气举采取措施做足准备。

　　“气井埋深大、气举压力大，如果管线压力承受能力不足，会导致严重后果。”银熙炉补充道。近日，完成气举作业的红页7HF井，作业时气井压力有50多兆帕，技术人员在地面设备的选型中充分考虑生产需求，优选70兆帕压力级别的设备，满足了高压作业要求，确保气井成功“复活”。

　　在外输环节，高压环境对流程提出更高要求。“外输压力要保持在3兆帕，如果采用以往的一级节流方式，直接从井口的50兆帕甚至更高压力降至3兆帕，巨大的压差会导致节流阀出现冰堵现象，严重影响管道正常生产。”该厂副总工程师、生产运行岗高级主管王周杰说。

　　为解决这一难题，技术人员对集气流程进行创新优化，将一级节流改为两级、三级节流，让压力逐步下降。这种方式有效避免了压差过大造成的冰堵现象，确保了生产流程的稳定性，目前该方式已在高压区推广应用。

　　这种循序渐进的技术创新，为红星高压页岩气井的高效开发提供了可靠解决方案。通过对节流技术和管网的持续优化，技术人员逐步掌握了高压页岩气井的生产规律，为类似地质条件的页岩气田开发积累了宝贵经验。