近日，西北油田分公司部署在雅克拉采气厂大涝坝2号构造的第一口循环注气开发井DLK12井顺利开钻。这标志着中国石化首个正式投入实施的深层凝析气田注气开发项目拉开帷幕。 
    2005年，西北油田分公司投入开发大涝坝凝析气田为简单的背斜构造，储层连通性好，储层物性好，属于高含凝析油型凝析气田。经过近5年衰竭式开采，大涝坝凝析气田反凝析污染，产量、压力递减快，含水上升快。

    按照国内外高含凝析油凝析气藏开发的成功经验，参照我国已制定的凝析气田开发技术标准，对于高含凝析油型的大涝坝凝析气田，采用衰竭式开采方式，严重影响凝析油采收率。

    2009年12月，“大涝坝凝析气田循环注气方案设计”顺利通过中国石化专家组评审，决定在大涝坝2号构造正式实施循环注气开发。施工人员利用3口井实施注气，7口井实施采气，实施循环注气保压开发，解决地层压力下降带来的反凝析污染、产能下降、含水上升等问题。注气室内实验和数值模拟结果显示，在循环注气开发方式下，相对于衰竭开采凝析油的最终采收率可提高34.54%，循环注气开发前景广阔。

    为确保该项目顺利推进，西北油田分公司雅克拉采气厂积极开展注气方案的实施工作，在大涝坝2号构造率先部署一口注气井DLK12井，该井设计井深5195米，主要为大涝坝2号构造循环注气开发完善注气井网。该井的实施，扩大了大涝坝气田的油气开发规模，对提高凝析油采收率起到积极作用，标志着西北油田分公司凝析气田的开发工作向着独立自主、技术创新之路迈进。

    据了解，大涝坝凝析气田是中国石化所属规模较大的整装凝析气田，该气田具有埋藏深、温度压力高、地露压差小、高含蜡、富含气态凝析水等特征，具有其特殊性和复杂性。

    大涝坝凝析气田自试采以来，已有13年历史，气藏开发资料较为丰富，为循环注气开发的实施打下良好基础。利用大涝坝气田自产气和部分雅克拉气田伴生气，采用循环注气方式对大涝坝凝析气藏进行开发，这不仅在现行高油价条件下获得更好的开发效果和经济效益，还可以为西北油田分公司开发深层高含凝析油气藏提高采收率和储备技术。