截至2023年10月25日，中国石油冀东油田南堡1号储气库和堡古2储气库自2023年4月1日进入第三轮注气期以来，年度注气量突破3.0亿方，为今冬天然气保供攒足了“底气”。

为提高储气库工作气量、加快排液扩容进度，该油田深入剖析影响注气能力的影响因素，从地面压缩机能力提升、新井注气井筒准备、地层注气排液协同调整等方面入手，地面-井筒-地层“三位一体”，全力突破影响注气能力的瓶颈难题，保障了年度注气工作的按计划进行。

冀东油田南堡1号储气库建设现场 杨军 摄

为加快扩大先导试验设计注气指标进程，该油田系统分析堡古2平台现有管网输气技术参数和先导已建设施情况，充分利旧先导已建电气、土建、工艺设施，迁建1台租赁的10万方/天电驱压缩机，并以最快速度完成压缩机迁移和地面施工，高效完成了设备运行隐患综合检查、问题整改和复验，保障了迁移压缩机一次性启机成功，注气能力由30万方/天增加至40万方/天，为今年注气任务的完成和扩大先导试验建设进程提供了有力支撑。

此外，该油田优化新井投注作业运行。受2022年采气期采气量低的影响，南堡1号储气库2023年注气后地层压力上升快，面临注气压力高、注气困难等难题。为尽快提高注气能力，该油田充分研判形势，制定加快新井投产对策。技术人员充分结合新井注气能力、作业场地、作业周期、老井注气影响等因素，开展多轮次技术讨论会，优化新井投产作业运行安排，有效降低对当前注气井生产影响，高效推进新井投产进度。目前已完成6口新井临时排液投产和4口新井注气投产，新增日注气能力80万方/天，极大提高了储气库注气能力。

针对注气压力高的注气局面，技术人员精细开展注气动态分析，以“最大限度扩容驱油提采”为原则，强化气驱动态调控。通过注采两端协同调整，注气端优化注气速度、采出端能开则开，加大储气库排液量、增加地下储气孔隙体积。同时优先组织6口新钻井开展临时排液，在改善新井注气能力的同时加大地层排液量，有效缓解了注气过程中的压力上升，显著提升了新井投产初期注气能力。

下一步，该油田将持续做好注采转换期动态监测资料录取、注采流程转换、冬季流程加热保温等工作，为冬季调峰采气奠定坚实基础。（杨军 高雲）