西南油气田深入落实老气田“压舱石”工程工作要求，筑牢老区气田“压舱石”根基。

　　2024年，中国石油西南油气田天然气产量突破447亿立方米。其中，老区气田产量突破100亿立方米，为西南油气田可持续发展奠定了坚实的基础。

　　目前，西南油气田已明确2025年天然气产量高质量上产500亿立方米的目标。这需要克服产量基数大、非常规占比高、老井递减快等挑战，需要加快推进川中古隆起、川南页岩气、盆地致密气和老区“四大工程”。这当中，发挥老区储量、产量和效益“压舱石”作用至关重要。

　　立足“五重”技术路线

　　西南油气田针对老区气田剩余储量动用难度大、气井压力和产能低且普遍产水、井下和地面系统状况复杂、单位完全成本高等诸多开发难题，成立了以主要领导为组长的“压舱石”工程工作专班及相关技术专家团队，建立了由“压舱石”工程属地生产单位牵头、科研院所深入参与的工作机制，立足重新评价气藏、重选技术路径、重构层系井网、重调气藏压力场、重组地面及工艺流程“五重”技术路线，狠抓调查研究、精细管理和技术创新，深度挖掘老区气田潜力，建立良好气田开发次序，延长老气田开发寿命。

　　磨溪龙王庙组气藏是国内迄今为止探明的最大规模陆上整装碳酸盐岩气藏。作为特大型、低幅、边水气藏代表，它入选了“压舱石”工程示范项目。

　　“我们针对磨溪龙王庙组气藏现阶段科学治水与长期稳产需求，制定了精细治水、增压开采、新能源利用等研究和工作路径，构建了一套先进的天然气开发全方位、全要素、全周期综合管理体系。磨溪龙王庙组气藏主要开发指标稳定向好，长期稳产基础依然牢靠。”西南油气田气田开发管理部主任刘勇说。

　　在“五重”技术路线的指导下，云安厂气田“压舱石”工程也焕发出了新的生机。

　　云安002-7井原为水淹停产井。技术人员重新评价气藏，优选适用技术，实施气井治理措施，通过气举复产云安002-7井，使其日增产5万立方米。

　　在此基础上，西南油气田积极开展滚动评价和生物礁储层流体识别技术的研究与应用，进一步挖掘老气田的潜力。在云安厂气田部署的两口拓边井云安010-X2井、云安010-X1井，先后测试获得了高产，重启了川东石炭系百万立方米级气藏的探索之旅，为云安厂气田“压舱石”工程再添浓重一笔。

　　精细效益挖潜

　　效益是稳产的前提。西南油气田确保“压舱石”工程有质量、有效益。

　　西南油气田不断推动从过去重产能建设、轻后期管理向产建和管理并重转变，从原有投资成本两本账向投资成本一本账转变，从重数量、轻质量向重质量效益转变。尤其是在发挥老气田效益“压舱石”的作用上，立足于做好三个转变，坚持整体设计、整体部署、分步实施、持续推进，努力实现储量、产量和效益的最大化。

　　长宁页岩气田是中国石油首个百亿立方米页岩气田，先后经历了先导试验、示范区建设、产能建设、稳产建设等开发阶段，2020年达产50亿立方米。但是，随着产能建设、地质工程特征研究的深入，开发技术的持续更新，长宁页岩气田上层系储量动用不充分、下层系储量动用程度低等矛盾逐渐显现。加之区块地质条件逐渐变差，老井递减率控制难度大。

　　“为保障长宁页岩气田储量充分动用和长期稳产，我们按照老气田‘压舱石’工程工作要求，应用丰富的动静态资料，深化地质工程特征认识，形成了‘主体区45亿长期稳产、外围区接替上产’的工作思路，并反复优选有利区，制定细化后续工作安排。”西南油气田气田开发管理部资深高级主管刘文平说。

　　2024年，通过三轮工艺优化、井口深度降压、大范围提前增压、复杂井挖潜等多项举措，长宁页岩气田老井综合递减率同比下降近1%。

　　中坝气田已投产50余年，受地层压力降低、气井产水等影响，稳产面临着严峻挑战。川西北气矿优选中坝27井等开展进攻性措施改造，持续开展连续气举、间隙气举、地面工艺改造，在提高开井率和开井时率上下功夫，实现了天然气增产。

　　“事实证明，通过高效科学的调整，老气田可以焕发青春。我们突出气井基本情况、地质气藏工程、采气工艺、地面集输、经济效益5大类87项调查内容，形成了全结构化气井现状调查表，优选措施挖潜项目101项，实施挖潜项目52项，实现增产井43口。”川西北气矿开发管理部主任周光亮介绍说。

　　据了解，2024年，西南油气田通过有效推进老气田关停井复产工程、老井产能维护，完成了老气田50余口关停井复产，年增产天然气超7亿立方米，确保了产量最大化发挥。

　　科技创新赋能

　　“目前，我们自主研发的‘西油工研’层间封隔工具在宜207井取得了显著成效，成功解决了该井中上部射孔段异常漏失点气窜无法正常生产的难题。”西南油气田相关技术人员介绍说。

　　运用科技创新手段延长气田稳产期，是高效开发的关键。西南油气田持续推进新一代数字技术与主营业务深度融合，不断加大天然气开发技术攻关，创新技术支撑与生产管理一体化项目建设模式，系统推进智能化气田建设。

　　目前，经过自主科技攻关和不断摸索实验，西南油气田“压好井”场景已全面上线运行，“定好井”场景已完成相关模块开发，支撑了自211、自214、长宁加密井等区块地面部署，地面平台优选符合率100%，极大提高了井位部署的效率与质量。

　　依托数智化技术发展和无人场站建设基础，西南油气田加快推进气井智能间开等新技术现场应用。在川西北气矿江油采气作业区，通过推行“作业区—井站”两级的区域直管气田新模式，持续依托工艺流程优化简化、信息化转型升级配套改造、边远低效井轻量化等手段，实现了生产组织、生产运行和生产管理的三大转变，推动了区域自主管理更加安全可靠、井站人员进一步收缩，人均操作成本下降。

　　“新型‘中心站+无人值守站’的运行管理模式使得生产指挥链条缩短，管理层级减少，有效缓解了生产经营规模扩大与用工总量控制之间的矛盾，尤其是老气田运行组织效率得到了切实提升。”川西北气矿副矿长、总工程师刘奇林表示。

　　2024年，依托智能化管理模块，西南油气田直接减少工艺运维成本约70%，提高工艺管理效率80%，管理工作量和工艺运维成本分别降低了60%和70%。

　　责任编辑：陆晓如