致密砂巖氣藏低產低效井治理對策及展望

張金發，李 亭，管英柱，郝智娟，王小瑋

(1.長江大學 石油工程學院，湖北 武漢 430100； 2.油氣鉆采工程湖北省重點實驗室，湖北 武漢 430100；3.河南財經政法大學 資源與環境學院，河南 鄭州 450046； 4.中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

在“碳達峰、碳中和”目標下，能源轉型已成大趨勢。天然氣碳排放量約占化石能源的7%，在傳統能源轉向清潔能源過程中起著橋梁作用，致密氣是天然氣產量的重要增長點。加強中國致密氣勘探開發力度，將有效推動中國能源結構轉型，此外，對于縮小中國天然氣對外依存度不斷上漲的不利局面、保障國家能源安全具有重要意義。

中國是世界上僅次于美國、加拿大的致密砂巖氣藏開采國家。據全國第四次油氣資源評價，中國致密氣資源量為21.9×1012m3，技術可采資源量為11.3×1012m3，致密氣藏作為中國單個氣藏類型產量最高的氣藏，其產量于2020年占中國石油天然氣產量的1/4以上[1]。致密氣勘探開發潛力巨大但高效開發仍面臨嚴峻挑戰。據統計，中國約1.5×1012m3致密氣探明儲量處于高含水區和低豐度區，目前儲量難以有效動用，開采經濟效益較低。由于儲層低滲、低壓、低豐度、高含水、強非均質性的特征[2]，致密砂巖氣田開發至中后期往往單井產量低，壓力降低迅速，產水嚴重，會形成大量低產低效井，嚴重限制氣田有效開發。例如中國現階段規模最大的致密砂巖氣田——蘇里格氣田，其投產氣井在1.6×104口以上[3]，其中低產井占52%，但產量卻僅占11%，現急需開展低產低效井治理，讓低產井煥發活力，從而實現氣田穩產增產。

致密砂巖氣藏低產低效井治理是讓未參與產能貢獻的層位或過去有過產能貢獻，但由于地層能量補給不足、儲層污染、氣井出水等原因導致氣井生產能力大幅度降低或基本無產能貢獻的氣井，通過采取相應工藝使得氣層具備產能貢獻或提升貢獻率。為挖掘老層生產潛力和發揮新層產量，筆者基于致密砂巖氣藏地質特征，分析致密砂巖氣藏低產低效井成因并進行分類，總結各類型低產低效井的治理措施，針對工藝措施現狀及不足之處，提出了致密砂巖氣藏低產低效井治理的建議。

1 致密砂巖氣藏概況

2011年，國家能源局正式發布《致密砂巖氣地質評價方法》，規定致密砂巖氣是覆壓基質滲透率小于等于0.1×10-3μm2的砂巖氣層，單井一般無自然產能或自然產能低于工業氣流下限，但在一定經濟條件和技術措施下可獲得工業天然氣產量[4]。

致密砂巖氣藏以孔隙游離氣滲流為主，存在少量吸附氣，具備多種壓力系統共存，儲集砂體連續，但氣藏間斷并呈多藏散布的特點[5]。致密砂巖儲層橫縱向分布規律差異大、連片性差，致使供氣范圍小，可采儲量及單井控制儲量小，導致產量低同時遞減快。因此，致密砂巖氣藏的勘探開發通常不采用稀井網而是利用密井網。

儲層致密、物性差是致密砂巖氣藏的最根本特點，致密砂巖氣藏其致密化程度主要受成巖作用的影響，主要有壓實作用、膠結作用、溶蝕作用、交代作用及黏土礦物轉化作用等，其中以壓實作用和膠結作用影響最大[6]。據統計[7]，北美區域致密砂巖氣藏與中國蘇里格氣田的儲層滲透率分別為0.001×10-3～1.000×10-3μm2、小于0.1×10-3μm2，其孔隙度分別為3%～15%、4%～10%。致密砂巖氣藏含水飽和度高，氣水關系復雜，氣井產能會隨著氣井見水而迅速降低，進而縮短氣井生產生命周期。儲層致密、產水是制約致密氣井產能和氣田采出程度的關鍵，通常情況下，采用壓裂、水平井、多分支井及治水措施等釋放致密砂巖氣藏產能和提高氣田采出程度。

2 致密砂巖氣藏低產低效井成因

致密砂巖氣藏開采至中后期，面臨最大的問題就是低產低效井增多，結合致密砂巖氣藏地質概況、采集氣工藝等剖析造成低產低效井的原因，認為致密砂巖氣藏低產低效井主要成因有地質因素、工藝措施、氣井出水、氣田管理4個方面。

2.1 地質因素

部分致密砂巖氣田由于氣藏物性差，非均質性強，有效含氣面積小，有效儲層識別困難等影響[8-9]，生產至中后期儲層供氣能力差，自身產量遞減較快，導致氣井低產低效。開發前儲層評價或氣井生產過程中動態預測和靜態預測的累積產氣量基本相同，可判斷因儲層物性差導致氣井低產低效。

2.2 工藝措施

氣田開發過程中，部分氣井由于前期開發漏選未選、儲量動用不充分、初次改造失效等原因造成氣井低產低效。具體表現為：多層系發育的致密氣儲層前期通常開采優質層位，致使部分仍具開采潛力的層位漏選未選；受開發井網、鉆井方式的限制，使單井控制儲量低且剩余儲量碎片化嚴重；支撐劑過早失效，壓裂液傷害地層，井筒出砂、結垢、微粒運移等堵塞人造裂縫和孔隙，壓裂設備受限等，導致初次壓裂效果不理想。開發前多種潛力評價方法預測產能表明氣井物性好，但生產過程中早期日產氣量與氣井預測最終累積產氣量均較低，可判斷因氣井工藝效果差造成氣井低產低效[10]。

2.3 氣井出水

生產動態表明，致密砂巖氣井生產周期普遍具有三段式特點[11]。氣井在開發早期通常為快速降產期，經歷高產量和壓力下降快的階段后，氣井進入低壓生產期，此時展示出顯著壓力和產量急劇波動的大量積液特點，即轉為排水采氣生產期，此時井筒內積液嚴重阻礙氣井的長期穩產。致密氣藏普遍產水，據統計，在中國已投產的氣田中，高于80%的氣田均不同程度地含有底水、邊水、層間水等地層水水體[12]，氣井投產一段時間后，大部分氣井均會暴露井筒積液問題，導致氣井油套壓差擴大，產氣量快速降低，造成氣井低產低效。該成因在生產過程中可通過動態監測資料判斷是否產水。

2.4 氣田管理

隨著勘探開發的不斷深入，早期投入開發的區塊進入遞減期后，低壓低產井數量將成比例逐年增加。以低滲致密氣為例，氣井前3年平均遞減率為22.7%，5～6年后便轉為低產低效井[1]。不同成因的低產低效井治理對策、開采程度等均不同，且井數多，導致低壓低產氣井管理難度大；同時，氣田還有部分新投入開發氣井、連續生產井、間歇井，氣井類型多且差異大，導致氣田整體管理難度大，給穩產帶來嚴峻挑戰。

低產低效井成因不同，主要形成儲層物性差型、工藝不理想型、出水型及管理欠缺型低產低效井。其中，出水型低壓低產井需結合井況，采取對應的排水采氣工藝，恢復氣井生產潛力；儲層物性差型和工藝不理想型低產低效井均可采取合適的老井挖潛工藝，恢復氣井生產潛力，故將兩者統一規劃為老井挖潛井；氣田管理應落實氣井全生命周期管理，無需單獨歸類。因此，低產低效井可分為排水措施井和老井挖潛井。

3 致密砂巖氣藏低產低效井治理對策

3.1 排水采氣工藝

致密砂巖氣藏開采過程中，隨著氣井壓力遞減且氣藏普遍含水，地層水(邊水、底水、層間水等)、人工侵入水(鉆井、壓裂、壓井等工藝措施的工作液)及凝析水侵入到氣井近井地帶并隨同氣體流入至井筒，使得氣井逐步進入低壓低產階段。氣井見水初期，地層壓力及氣井產量高，氣體流速快，可將井筒內的液體攜帶至地面；但氣田開發至中后期，由于地層壓力及單井產量大幅降低，氣井的攜液能力也隨之下降，當氣井的產量低于該井連續攜帶液體的最小臨界氣量時，井筒內的液體將無法攜帶至地面，造成井底和井筒內嚴重積液。井底積液現象將降低氣井產能和采收率，同時，井筒內由于水的存在，還將腐蝕井筒及生產管柱，提高氣田開發的成本和施工風險。此時，若井筒積液無法有效排出，低壓低產井將快速增加且產能無法穩定釋放，嚴重制約致密氣井的正常生產，最終導致氣井水淹關井。

為了延長產水氣井的生產期、提高致密氣采收率，就必須清除井底積液。排水采氣是治理氣井積液的有效方式，也是挖掘低壓低產含水氣井生產潛力的的主體工藝。目前，排水采氣工藝包括泡沫排水采氣[13-15]、優選管柱[16]、連續油管[17]、柱塞氣舉[18-19]、機械排水[20-24]、氣舉[25-30]、超聲波排水采氣[31]、渦流工具[32]、同心毛細管技術[20]、球塞氣舉[33]、套管引流排液[34]、井下氣液分離同井回注[35]等工藝，其中應用最廣泛的有泡沫排水采氣、柱塞、速度管柱、氣舉工藝。排水采氣工藝豐富多樣，但各類工藝具備不同技術特點及適用性。上述各類排水采氣工藝的原理及適用性見表1。

表1 各類排水采氣工藝特點及適用性Tab.1 Characteristics and applicability of various drainage gas recovery processes

3.2 老井挖潛工藝

氣田開發至中后期，排水采氣工藝對于見水型低產低效井具有較好效果，但是低產低效井大幅增加，從本質上來說仍在于氣層的低孔、低滲。為進一步挖掘氣井產能，延長氣井壽命和實現氣田穩產，通過不斷深化地質認識和工藝技術升級，可開展查層補孔、側鉆水平井、重復壓裂等老井產能挖潛改造工藝。

3.2.1 查層補孔

多層系發育的致密砂巖氣田儲層，若前期開發下層位，開采至后期，由于產量降低、經濟效益較差等因素導致下層位生產情況差。為充分挖潛該井各儲層產能，可優選前期開發井漏選、未選的上層位作為補孔層位，再次高效開發。完整的查層補孔體系一般包括前期測井二次解釋、儲層評估、氣藏三維地質建模與數值模擬、選取補孔氣井及產能預測、補孔措施實施與效果評價[36]。

選取補孔氣井的原則包括測井解釋為氣層且具有一定的儲量、有效厚度及地層系數；下層位開發狀況差或已停產；上層位的鄰井開發狀況好；井身結構滿足射孔及改造作業條件[37]。致密砂巖氣田開展查層補孔，大部分井改造后，往往由于地質因素、工程因素及層間竄流的影響，存在原生產層壓井漏失液體嚴重、返排效果較差的難題[38]。

針對此問題，可優化完井方式以減小層間干擾，如采取暫堵工藝保護有生產潛力的原生產層位，或采取水泥、橋塞等永久式封堵貢獻不足的原生產層位；可優化壓裂參數以提升返排效果，如采取液氮尾追伴注方式提高井筒返排能量，或采取纖維輔助攜砂方式提高攜砂能力[39]。現階段，查層補孔不僅可進行封下壓上作業，還可進行封上壓下作業[40]。利用完善的某一層位發井網對另一層位進行查層補孔作業，可降低改造成本，提高儲層縱向動用程度，實現致密氣田的高效和可持續開發。例如，蘇里格氣田累計完成109口井的查層補孔作業，其中增產效果明顯的井數占總作業井數的78%，氣井平均產量為0.74×104m3/d[41]。

3.2.2 側鉆水平井

致密砂巖氣田經過多年開發后，大部分區塊基本已完成井位部署作業，考慮到井間干擾的影響，再次部署新井位相對復雜，目前部分氣田面臨單井控制儲量小、儲量動用程度差異大、剩余氣散布復雜等問題，影響氣田穩產[42]。為減緩區塊產能遞減，急需開展側鉆水平井改造老井，以恢復老井的產能。老井側鉆水平井是利用低產井、停產井或套變井的部分井身和地面管網[43]，在原井筒內開窗向井間剩余氣富集的氣層進行側向鉆進、定向造斜來實現的小尺寸井眼的水平井。側鉆水平井工藝流程一般包括儲層精細描述、井位篩選、參數優化設計(水平段的方位和長度、水平井在氣層內縱向上的位置及合理的產能)、實施及效果評價。井位篩選原則包括井間剩余氣富集且井網未完全加密的區域；開窗點上端固井質量合格；鄰近直井生產狀況較穩定；氣層具有一定有效厚度且氣層內泥巖夾層厚度不大；利用井可為目前關井或間開的低產低效井、工程事故井或問題井。

老井側鉆水平井具有降低開發成本、風險小、見效快、提高儲量動用程度等優勢[44]，但存在如下難點：由于鉆遇地質層系多、環空尺寸小、小井眼固井難度大，導致鉆井施工難度大[45]；剩余氣富集區評價優選難度大，主要表現為對儲層地質特征的精細描述、篩選井井況提出了更高的要求；部署受基礎井網限制等。目前側鉆水平井工藝既可以實現各種曲率半徑下的側向鉆進水平井，還可以在一個主井筒內側向鉆進多分支式水平井[46]。老井側鉆水平井有效地挖掘了井間的剩余氣，提升了儲層平面上的動用程度，達到了降本增效、“死井復活”的目的，是老氣田開發至中后期穩產增產的有效途徑之一。例如，蘇里格氣田累計完成6口井的側鉆水平井作業，其中增產效果明顯的井數占總作業井數的50%，改造前后日增加氣量為3.6×104m3/d[41]。

3.2.3 重復壓裂

致密砂巖氣井投入開發前，多數井需要通過壓裂措施對儲層造縫，以產生高導流能力，提高開發效果。但初次壓裂由于致密氣儲層物性差、裂縫控制區儲量和施工作業的限制等，使得部分井的壓裂達不到設計要求，壓裂有效期短，初次壓裂改造效果并不理想。針對這種情況，可采用一套包括壓前評價(儲層評價及前次壓裂評價)、候選井篩選、裂縫三維延伸模擬、壓裂方案設計(支撐劑、壓裂液及配套工藝設計)、壓裂施工、裂縫監測與壓后評估分析的重復壓裂工藝[47]。提升氣井復壓成功率，關鍵在于優選氣井[48]，候選井的選取原則包括具備足夠的剩余可采儲量及儲層能量；因初始壓裂設計或施工作業等工程因素造成致密砂巖氣井初始產量低于預期產量，如壓裂簇間距不合理、壓裂液體系不完善、支撐劑有效支撐范圍不夠，或由于時間關系使現有支撐劑破碎、洗井或修井等作業對儲層造成污染致，使氣井產量大幅降低的致密砂巖氣井；初次壓裂后的產量明顯低于同層位物性相似鄰井的產量；井身結構滿足重復壓裂作業的要求等。

重復壓裂分為壓出新裂縫、延伸原裂縫、轉向壓裂3種類型[49]。壓出新裂縫、延伸原裂縫適用于改造規模不夠和施工失敗的井。暫堵轉向重復壓裂是當前主流的重復壓裂方式，它是用高抗壓強度的暫堵劑封堵原有裂縫，再壓開原來難以開啟的微裂縫，形成新的裂縫通道。在中高含水期，該方式既可以堵水，又能達到增產的目的[50]。目前，重復壓裂效果主要受地質、工程和開發因素的影響。選擇有增產潛力的井進行重復壓裂，可改善儲層滲流狀況、溝通儲層未動用區域，以實現老井的增產穩產。例如，蘇里格氣田累計完成7口井的重復壓裂作業，其中增產效果明顯的井數占總作業井數的57%，氣井平均產量為0.44×104m3/d[41]。此外，進行加密井壓裂作業時，鄰井可實施保護性重復壓裂[51]，減緩鄰井與加密井的井間干擾[52]。

查層補孔、側鉆水平井及重復壓裂等老井挖潛工藝，是滿足氣田低產低效井提質增效的主要措施。開展查層補孔，挖掘初次改造的“忽略層”產能；開展側鉆水平井，提升儲層平面動用程度；開展重復壓裂，擴大裂縫改造體積。3種老井改造措施優缺點見表2。由表2可以看出，查層補孔整體實施效果最好；側鉆水平井增產效果雖好，但目前經濟效益較差，有待升級工藝降低成本后大規模開展，以達到最優效果；重復壓裂實施效果相對較差。

表2 老井挖潛工藝效果對比Tab.2 Comparison of potential tapping technology effect of old wells

4 致密砂巖氣藏低產低效井治理建議

4.1 完善與升級排水采氣工藝

排水采氣工藝為適應不同井況的積液井，現已發展多種類型工藝，但由于配套設備、井況和經濟效益等問題，并沒有全部得到廣泛應用。現有排水采氣存在的主要問題：①即便目前應用較多的泡沫排水、柱塞氣舉等工藝發揮較好的作用，但隨著氣田開發時間深入及認識程度提高，這些工藝的適應性及經濟效益將逐步變差。②水平井開發是提高致密砂巖氣藏單井產量的重要手段，其開發水平和開發效益均比直井開發優異，目前大多致密砂巖氣藏以水平井開發為主[53]，但水平井由于井筒結構特殊，一些常規排水采氣往往無法適應水平井，效果較差。③深層邊、底水氣田由于儲層、流體及井身結構較復雜[54]，往往出現暴性水淹，復產難度大的問題，現有排水采氣一般不能滿足現場需求。因此，需要進一步進行理論研究與現場實踐，完善與升級排水采氣工藝，形成經濟效益好和適應性強的高效排水采氣工藝。

4.2 結合數字化管理、自動化設備，及時開展主動性排水采氣

致密氣田普遍含水，低壓低產井數量將隨著投產氣井的生產時間而大幅增多。現階段，為解決因井筒積液而形成的低壓低產井，已形成“泡排排水采氣為主，速度管柱、柱塞氣舉和氣舉復產為輔”的排水采氣工藝[55]。但這些工藝逐漸不能適應積液氣井數量陡增的現狀，且工藝成本高、周期長、工作量大，導致低壓低產井治理效率和經濟效益差。

基于保證氣田能夠穩定、經濟生產的思路，當氣井產能貢獻率減小至某種程度及產量低于最小攜液流量時，可結合數字化管理和自動化設備及時進行主動性排水采氣。建立“積液井排查—積液量計量—排水工藝優選—工藝效果分析—工藝制度優化—工藝總體評價”排水采氣管理流程(圖1)，利用氣田數字化建設成果，完善氣田地質概況數據庫，構建氣田排水工藝措施庫，采集氣井生產的實時數據，摸排氣井井筒積液現狀，配備氣井積液預警裝置，結合氣井靜、動態生產資料，自動提出排水采氣措施，實時追蹤排水采氣實施效果，實現氣井排水采氣遠程自動控制。進一步優化自動間開、智能柱塞調參和泡沫排水采氣自動化加注裝置等。數字化管理、自動化設備的結合[56]，將真正實現氣井排水采氣管理精細化、智能化，可大幅度提高低壓低產井治理效率和經濟效益。

圖1 數字化排水采氣管理流程Fig.1 Digital drainage gas production management flow

4.3 完善出水氣井治理，加強控水，根治出水問題

目前，對于出水氣井的治理措施主要有控氣、排水和控水(圖2)。控氣采氣是通過限制氣井產能釋放量，以擴大井底回壓、縮小水侵壓差來延緩水侵。該措施成本低，易操作，但會降低采氣速度及開采規模，常在見水初期未查明水侵原因時采用。排水采氣是通過人工舉升或借助助排劑將積液排出井筒。控水采氣是將符合致密砂巖氣藏的功能控水劑注至含水層位，構建阻水屏障，使水相滲透率大幅度下降，從而遏制地層水推進井筒。根據水層和氣層的位置關系，控水可主要分為2類：①氣、水不同層，氣層和水層能明顯隔離時，可加入非滲透性的永久阻擋物，如樹脂、水泥漿、固體顆粒、高強度凝膠等；②氣、水同層，氣層和水層不易隔離時，可注入水溶性聚合物或其它相滲改善劑，如PAM聚合物、HPAM共聚物和VS/VA/AM三元共聚物[57]。目前，納米流體因黏度低、無污染、能耗小、適應性強和微粒尺度小等特征，在控水方面受到青睞[58]。

圖2 出水氣井治理措施Fig.2 Water gas well treatment measures

排水采氣是治理出水型低壓低產井應用最廣的舉措，雖然對緩解水侵、恢復氣井正常生產等有明顯效果，但它不是解決出水氣井的根本方式，不能徹底控制水侵的進一步推進。同時，排水采氣有損于氣田整體開發且施工難度越來越大，對于現場施工成本較高或不具備排水采氣施工要求的出水氣井，更有必要實施控水采氣。控水采氣不僅可以降低治水成本，增加經濟效益，而且還可避免排水采氣大量產出水的處理。針對控水常常受技術條件限制，目前現場應用效果不理想，應改良聚合物控水體系，以增加對氣水封堵的選擇性；應研發功能納米流體等價廉高效的控水體系，以減少儲層傷害和控水采氣成本。

4.4 形成更有效的低成本老井挖潛工藝

老井查層補孔工藝進行封下壓上或封上壓下作業時，層位封堵的好壞直接影響工藝的效果。建議優化管柱工具設計，解決管柱錨定困難、底部封隔器承受壓力差大的問題；開展氣體增能或干法加砂壓裂等試驗，徹底解決返排效果差的問題。

深化儲層精細描述，掌握氣井生產動態和剩余氣分布，是部署設計高效優質側鉆水平井的保障。結合三維地質建模及數值模擬，進行參數優化設計，是側鉆水平井高效開發的基礎。加快小尺寸加壓設施、分段壓裂配套設施等國產化研制，進一步提高鉆井速度，縮小鉆井和壓裂成本。開展長水平段、階梯水平井、大位移井等試驗，進一步提高開發效果。

候選井篩選是重復壓裂的關鍵，應采用地質—工程—經濟一體化開展重復壓裂改造潛力的研究，提高選井的科學性和有效性。重復改造氣井的儲層狀況較復雜，對壓裂所需材料的性能提出了更高的要求，應加強重復壓裂關鍵材料的研發及優選，如高效封堵材料[59]、低傷害壓裂液體系和適應性強的支撐劑[60-62]。裂縫監測技術是獲取壓后裂縫形態、優化設計的導向，但目前監測設施復雜、投資較大，應開發使用便捷且成本低的裂縫監測儀。

4.5 數字化氣田開展多維矩陣式氣井管理

致密砂巖氣藏儲量難以效益開發，需要依靠工藝升級降低產建投資并提高單井產量，還需依靠管理創新進一步提質增效，提高內部收益率。只有管理創新與工藝創新“雙軌”驅動，才能推動致密砂巖氣藏的高效開發。

利用自動化控制設備和管理軟件系統建設數字化氣田，實時傳輸生產數據，智能分類氣井類型，全面監測工藝措施，及時提出改進措施，精密監測輸氣管網，科學控制氣井產能。通過數字化氣田建設，提高采氣工程的自動化程度，及時掌握氣田生產動態和工藝效果，減少氣田開發的安全風險，實現氣田開發的高效管理。

全面建立氣田分級分類，根據致密砂巖氣井滲流規律及生產特征，可把氣井細化為新投入開發井、間歇井[63]、低產低效井和連續生產井，形成氣井差異化管理，達到“一井一工藝一優化”的目標，實現氣田合理開發。

數字化氣田開展多維矩陣式氣井管理如圖3所示。建設數字化氣田開展多維矩陣式氣井全生命周期管理，減少勞動力和工藝措施工作量，緩解氣田管理難度大的問題，是科學高效開發氣田的重要保障。

5 結論

(1)致密砂巖氣藏呈多藏分布，連片性差，儲層致密，物性差，含水飽和度高，氣井易見水導致氣藏開采難度大。

(2)致密砂巖氣藏低產低效井形成的主要原因有地質因素、工藝措施、氣井出水、氣田管理4個方面，即形成儲層物性差型、工藝不理想型、出水型及管理欠缺型低產低效井。根據各種類型低產低效井治理工藝措施不同，可進一步將低產低效井分為排水措施井和老井挖潛井。

(3)排水采氣消除井底積液恢復氣井正常生產，是治理見水型低產低效井的主體工藝。采用查層補孔、側鉆水平井、重復壓裂等老井挖潛工藝，提高儲層縱向動用程度、平面動用程度、增加裂縫改造體積，是實現低產低效井提質增效的主要途徑。

(4)致密砂巖氣藏低壓低產井治理，下一步發展方向應集中于完善與升級排水采氣工藝；結合數字化管理、自動化設備，及時開展主動性排水采氣；完善出水氣井治理方式，加強控水根治出水問題；攻關形成更有效的低成本老井挖潛工藝；利用數字化氣田開展多維矩陣式氣井管理。

圖3 數字化氣田開展多維矩陣式氣井管理Fig.3 Multidimensional matrix gas well management of digital gas field