3月1日，西北油田管辖中石化首个大涝坝高压注气站，今年首次对大涝坝凝析气田DLK9井、DLK3等井进行每天16万方地层注气，计划使目前地层压力从40.3兆帕恢复到43兆帕以上，始终保持地层注气投入产出效益比1:2模式，最终达到提高采收率和延长气田控水采气效益最大化。

　　春节过后，大涝坝凝析气田12口主力生产油气井、开始陆续关井9口，现在剩下DLK4井、DLK10井、DLK6井三口井生产，产气量由每日最高35万方下降到22万方左右、产油量由以前每日最高110吨下降到目前47吨左右，产量在减少、效益在下降，如何提高采收率和延长气田生产油气寿命是摆在现实的一道难题。

　　大涝坝凝析气田注气站属于雅克拉采气厂管辖，该厂面对难题，遵循“效益优先、科学开发、保护气藏、提高采收率、长远发展”的原则,在控制合理采速前提下，实施大涝坝凝析气田阶段性关井方案，研究部署夏季注气停采措施，促使地层压力稳住43兆帕基础上，再增加1个兆帕，发挥该气田的储气和保供双重功能，目前首批2000万方天然气开始陆续注入地层。

　　大涝坝凝析气田2005年投入开发，经过8年的衰竭式开采，地层压力和产量出现较快递减，地层反凝析加剧，严重制约高效开发。为提升采收率、延长气田开采年限，2013年4月大涝坝实施循环注气开发，揭开了大涝坝凝析气田油气开发的新篇章。

　　据了解，注气开发前，该气田上下两部分气层压力下降快，压力保持程度只有65%，且已低于露点压力，地层压力降到43兆帕以下，出现反凝析现象，采气井产能大幅下降；地层水突进较快，构造边部井相继水淹停喷。凝析油的采出程度只有24%，天然气的采出程度只有31%，大量油气处于“可见不可得”的尴尬局面。

　　大涝坝循环注气工程就是将已开采的天然气经高压压缩机加压后再次注入气田，以补充增加气田的地层能量，提高生产井地层压力，实施循环注气后，天然气开采率将由目前的30%提升到60%以上，可以提高一半的产能，相当于再造了一座大涝坝气田。

　　据悉，“气井关井后、在给地层注气期间”，巡井工人每天都要巡检注气井的井控设备和高压工艺流程的跑冒滴漏，维护工作量比以前更大，每两小时都要准确无误、及时录取好油套压上涨幅度和测静压、流压工作，有时注气量受到地层水波动注不进去，更需要连夜守候和调整高压注气机负荷和排量，进行轮番开井强注。

　　5年期间里，西北油田大涝坝注气站累积向地层投入总注气量为2.83亿方天然气，地层产出天然气2.91亿方、凝析油12.09万吨、液化气1.25万吨、轻轻0.5518万吨，累积增效2亿元以上。