第三采气厂于2001年9月成立，目前共有投产气井2758口，其中低产低效井占比57.4%，产气贡献率仅为26.4%。为提高气井精细管理水平，第三采气厂为每口气井建立身份“档案”，对气井“全生命周期”跟踪和动态管理，通过技术“问诊”和管理“保养”相融合的具体措施，做足气井“保健功”，进而实现气田“延年益寿”，保障气田经济、效益、稳定发展。
一、产生背景
苏里格气田采取井间接替的稳产开发方式，气井数量逐年增加，导致气井基础信息资料、气井数据分析及应用管理难度加大。为此，第三采气厂开发建设气井智能化管理平台，在保证数据及时性、有效性的前提下，统一管理钻、录、测、试等单井历史数据，为气井开采各阶段提供历史“档案”，为气井合理高效开发提供问诊“处方”和具体“保健”措施，使气井的智能化管理贯穿至整个生命周期。
二、基本内涵
气井“全生命周期”管理是在有机融合气藏地质、气藏工程、地面工程、生产管理等理论的基础上，通过前期研究、总体规划、综合分析、方案设计、动态监测、采气工艺配套等研究，将气井“生命”划分为6个阶段，并探索形成适合气藏特点和不同阶段特征的管理“保健”措施，具体管理如下图。
三、主要做法
（一）气井投产前的管理
1、技术“问诊”及“处方”
苏里格气田是“低渗、低压、低丰度”的致密砂岩气藏，面对储层有效规模小、储量丰度低、储集砂体横向变化快，非均质性强的开发难题，立足自主创新，大力推进科技进步，形成井位优选技术、丛式井水平井开发技术、快速钻进技术和储层改造技术，使气田开发成本显著降低，实现苏里格气田的规模经济有效开发。
2、“保健”措施
（1）井位优选。以有效储层预测为目标，不断完善地震技术，使苏里格气田地震预测实现“模拟到数字、二维到三维、叠后到叠前、砂层预测到气层预测”的转变。通过精细气藏描述，综合地质研究成果，开展筛选富集区，优选井位部署，使Ⅰ+Ⅱ类井比例保持在80％以上。
（2）丛式井水平井开发。以储层精细描述为核心，采用层次分析法，结合地面条件，优化井型组合方式，形成三种大井组部署模式，确保大井组部署效果，提高大井组比例。截止2016年累计节约投资16251.3万元。
（3）快速钻井。通过大井组优化布井、PDC钻头个性化设计、“四合一”钻具复合钻进等关键技术方法，大幅度降低钻井成本，支撑气田快速建产。其中水平井钻井周期由102天缩短至59.2天，使该类井单井钻井成本降低800万元；直/丛井平均钻井周期由30.5天缩短至19.4天，使该类井单井钻井成本降低300万元。
（4）储层改造。针对直井和水平井两种井型分别采取不同的储层改造技术，其具体实施（以水平井为例）：针对水平井，立足不同储层特点，形成多级滑套水力喷砂、裸眼封隔器两大水平井分段压裂技术。通过储存改造技术的实施，使得水平井初期投产产量达到直井的3倍以上，促进气田由“多井低产”到“少井高产”的转变。
（二）气井投产初期的管理
1、技术“问诊”及“处方”
气藏“三低”特征、气质的多样性和地理环境的复杂性，导致气井投产地面系统建设难度极大。且苏里格气田井数多、单井产量低，为降低开发成本实现效益开发，地面系统经过不断简化、优化，形成“井下节流，井口不加热、不注醇，中低压集气，带液计量，井间串接，常温分离，二级增压，集中处理”的中低压集气工艺。
2、“保健”措施
（1）井下节流。气井投产前，在气井中安装节流器以使井筒内节流降压，防止水合物生成，提高气井携液能力，降低管线运行压力，从而提高开井时率，是简化井场工艺、节能降耗的关键技术。该技术的应用使地面建设投资降低50%。目前已成功研制2种系列4种规格12种产品，满足苏里格气田各类气井的生产需要。
（2）井间串接。通过采气管线把相邻的几口气井串接入一条采气管线，优化管网布置，缩短采气管线长度，降低管网投资。该技术的应用使平均单井管线长度减少36%，平均单井管线投资节约32%。
（三）气井生产前期的管理
1、技术“问诊”及“处方”
致密砂岩气藏储层条件差，流体渗流阻力大能量消耗快，气井的生产能力有限。同时为了满足生产需求，导致气井产量稳不住，递减快，气井几乎没有稳产期，从投产就进入递减阶段。所以该阶段开发目标从追求单井“高产”调整为追求“整体有效”，以单井产气量1万立方米/天、稳产3年为目标，把苏里格气田开发引入全新阶段。
2、“保健”措施
（1）气井分类管理。以无阻流量为分类依据，将气井分为动态Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类，并分别确定其生产方式（节流器生产、无节流器生产）和生产制度：节流器生产井根据气井生产动态，及时调整配产；无节流器高产井作为调峰井，结合动态监测、清管、检修、动火等生产影响因素，制定高产气井“轮休”制度；无节流器低产井实施气井间歇生产制度。
（2）气井合理配产。根据储集层具有中强压敏效应，单井可采储量受单井配产影响较大的实际，综合经验法、采气指示曲线法、产量不稳定分析法、数值模拟法4种配产方法，形成“低配长稳”配产制度，控制生产压差，延长无水开采稳产期。
（四）气井生产中期的管理
1、技术“问诊”及“处方”
苏里格气田储层非均质性强，气水分布规律复杂，导致区块及单井生产特征具有较强差异性；且气井产量低、递减快，低压低产时间长，随着气田开发的深入、低产气井快速增加，气井管理难度加大。该阶段主要采取气井差异化管理对策，以实现气田的长期稳产。
2、“保健”措施
（1）苏中、苏西气井差异化管理。结合苏里格气田各区块气井静、动态特征，提出以“苏中控压稳产、苏西控水开发”的主要思路。苏中控压稳产是将气井按产气量分为高产井、中产井、低产井，以“保护高产井、稳定中产井、优化低产井”为思路，推行气井精细化管理；西区受烃源岩、储集层物性及构造等多重因素控制，气层产水较为严重，且具有产出范围大、分布零散的特点，将气井产气量与临界携液流量关系将气井分为“连续带液井、间歇带液井、积液井”3类，提出差异化气井管理政策。
（2）气井“三维矩阵”管理模式。气井“三维矩阵”管理模式，以产量、套压、井筒工艺及液气比等参数作为分类指标，建立多维矩阵模板，针对该模板的气井分类，制度不同气井管理制度。该管理模式明确措施适用范围，量化措施实施参数，达到“一井一法一工艺”的目标。苏A区块应用气井“三维矩阵” 管理模式后，气井开井时率和利用率均达98%以上。
（五）气井生产后期的管理
1、技术“问诊”及“处方”
气井生产动态表明，苏里格气田气井在快速降产期后经过一段时间的低压生产时间，出现明显产量和压力剧烈波动的积液特征，将进入排水采气生产阶段，需采取助排措施生产，影响长期稳产。该阶段在合理制定开发技术措施的同时，加大新工艺、新技术试验力度，拓宽综合治理手段，确保治理工作高效有序推进，使长关井“起死回生”、低产井“脱贫致富”。
2、“保健”措施
（1）间歇生产制度。在总结间歇生产作用机理的基础上开展现场长关井和短关井试验，同时利用数值模拟等技术手段，形成“以关井压力恢复至拐点压力的时间为最优关井时间、开井产量下降至稳定生产的时间为最优开井时间”的间歇生产制度。2014年全面推广以来，该类措施井平均单井累计增产21万立方米。
（2）排水采气制度。创新形成以“三项主体工艺、四项配套技术”为代表的排水采气技术系列（三项工艺：即泡排、速度管柱、柱塞；四项技术：即智能加注、气举复产、单井增压、智能间开），建成数字化排水采气示范区。目前，苏里格气田生产气井排水采气技术使用覆盖率达60%左右，累计增产气量超25亿立方米。
（六）气井报废阶段的管理
1、技术“问诊”及“处方”
目前气田存在一批产能极低、排水采气无效果、周围无较好储层的气井，即增加气井管理风险，又增加运行管理成本。针对该类井，在气井储层潜力分析的基础上，科学选取挖潜和废弃方式处理，降低气井管理难度，节约气田开发成本，同时减小气井生产安全隐患。
2、“保健”措施
（1）储层挖潜。以深化气藏认识为基础，以气井潜力分析为主线，积极开展二次改造、查层补孔、侧钻等进攻型老井挖潜措施。截止目前共复查1125口井5600个层位，发现有潜力未射孔层位1800层。优选补孔井位38口46层，其中已实施查层补孔措施4口，累计增产气量944万立方米。
（2）气井报废。通过全面排查全区满足报废条件气井，核实气井生产动态及地质特征，优选无气量且不具备后期挖潜潜力的气井申请报废，目前已审批报废井62口，降低气井管理难度，节约气田开发成本，同时减小气井生产安全隐患。
四、实施效果
（一）气井生产前期、中期准确的技术“问诊”和有效的“保健”措施，实现低产低效气井“青春常驻”。通过实施低产低效井差异化管理对策，地质、工艺充分结合，优选排水采气措施井，持续跟踪实施效果并及时优化调整相应制度，保障排水采气措施有效率。自2014年全面实施低产低效井差异化管理以来，截止目前累计增产气量12.66亿方，气井产量年递减率由2012年的27.2%降至目前21.5%。
（二）气井生产后期的技术“问诊”和有效的“保健”措施，实现低产低效气井“脱贫致富”。自2014年全面推广低产低效井间歇生产以来，截止目前已累计增产1.46亿方。其中2014年、2015、2016年，年累积增产天然气分别为3663.6万方、4684.8万方、6258.6万方。
(三) 气井报废阶段的技术“问诊”和有效的“保健”措施，实现低产低效气井“返老还童”。开展储层潜力分析以来，共复查5600个层位，发现有潜力未射孔层位1800层，优选补孔46层。自2014年开展查层补孔作业，目前共实施4口，累计增产气量944万方，取得良好的效果。