老氣田擔當“壓艙石”

西南油氣田深入落實老氣田“壓艙石”工程工作要求，筑牢老區氣田“壓艙石”根基。

2024年，中國石油西南油氣田天然氣產量突破447億立方米。其中，老區氣田產量突破100億立方米，為西南油氣田可持續發展奠定了堅實的基礎。

目前，西南油氣田已明確2025年天然氣產量高質量上產500億立方米的目標。這需要克服產量基數大、非常規占比高、老井遞減快等挑戰，需要加快推進川中古隆起、川南頁巖氣、盆地致密氣和老區“四大工程”。這當中，發揮老區儲量、產量和效益“壓艙石”作用至關重要。

立足“五重”技術路線

西南油氣田針對老區氣田剩余儲量動用難度大、氣井壓力和產能低且普遍產水、井下和地面系統狀況復雜、單位完全成本高等諸多開發難題，成立了以主要領導為組長的“壓艙石”工程工作專班及相關技術專家團隊，建立了由“壓艙石”工程屬地生產單位牽頭、科研院所深入參與的工作機制，立足重新評價氣藏、重選技術路徑、重構層系井網、重調氣藏壓力場、重組地面及工藝流程“五重”技術路線，狠抓調查研究、精細管理和技術創新，深度挖掘老區氣田潛力，建立良好氣田開發次序，延長老氣田開發壽命。

磨溪龍王廟組氣藏是國內迄今為止探明的最大規模陸上整裝碳酸鹽巖氣藏。作為特大型、低幅、邊水氣藏代表，它入選了“壓艙石”工程示范項目。

“我們針對磨溪龍王廟組氣藏現階段科學治水與長期穩產需求，制定了精細治水、增壓開采、新能源利用等研究和工作路徑，構建了一套先進的天然氣開發全方位、全要素、全周期綜合管理體系。磨溪龍王廟組氣藏主要開發指標穩定向好，長期穩產基礎依然牢靠。”西南油氣田氣田開發管理部主任劉勇說。

在“五重”技術路線的指導下，云安廠氣田“壓艙石”工程也煥發出了新的生機。

云安002-7井原為水淹停產井。技術人員重新評價氣藏，優選適用技術，實施氣井治理措施，通過氣舉復產云安002-7井，使其日增產5萬立方米。

在此基礎上，西南油氣田積極開展滾動評價和生物礁儲層流體識別技術的研究與應用，進一步挖掘老氣田的潛力。在云安廠氣田部署的兩口拓邊井云安010-X2井、云安010-X1井，先后測試獲得了高產，重啟了川東石炭系百萬立方米級氣藏的探索之旅，為云安廠氣田“壓艙石”工程再添濃重一筆。

精細效益挖潛

效益是穩產的前提。西南油氣田確保“壓艙石”工程有質量、有效益。

西南油氣田不斷推動從過去重產能建設、輕后期管理向產建和管理并重轉變，從原有投資成本兩本賬向投資成本一本賬轉變，從重數量、輕質量向重質量效益轉變。尤其是在發揮老氣田效益“壓艙石”的作用上，立足于做好三個轉變，堅持整體設計、整體部署、分步實施、持續推進，努力實現儲量、產量和效益的最大化。

長寧頁巖氣田是中國石油首個百億立方米頁巖氣田，先后經歷了先導試驗、示范區建設、產能建設、穩產建設等開發階段，2020年達產50億立方米。但是，隨著產能建設、地質工程特征研究的深入，開發技術的持續更新，長寧頁巖氣田上層系儲量動用不充分、下層系儲量動用程度低等矛盾逐漸顯現。加之區塊地質條件逐漸變差，老井遞減率控制難度大。

“為保障長寧頁巖氣田儲量充分動用和長期穩產，我們按照老氣田‘壓艙石’工程工作要求，應用豐富的動靜態資料，深化地質工程特征認識，形成了‘主體區45億長期穩產、外圍區接替上產’的工作思路，并反復優選有利區，制定細化后續工作安排。”西南油氣田氣田開發管理部資深高級主管劉文平說。

2024年，通過三輪工藝優化、井口深度降壓、大范圍提前增壓、復雜井挖潛等多項舉措，長寧頁巖氣田老井綜合遞減率同比下降近1%。

中壩氣田已投產50余年，受地層壓力降低、氣井產水等影響，穩產面臨著嚴峻挑戰。川西北氣礦優選中壩27井等開展進攻性措施改造，持續開展連續氣舉、間隙氣舉、地面工藝改造，在提高開井率和開井時率上下功夫，實現了天然氣增產。

“事實證明，通過高效科學的調整，老氣田可以煥發青春。我們突出氣井基本情況、地質氣藏工程、采氣工藝、地面集輸、經濟效益5大類87項調查內容，形成了全結構化氣井現狀調查表，優選措施挖潛項目101項，實施挖潛項目52項，實現增產井43口。”川西北氣礦開發管理部主任周光亮介紹說。

據了解，2024年，西南油氣田通過有效推進老氣田關停井復產工程、老井產能維護，完成了老氣田50余口關停井復產，年增產天然氣超7億立方米，確保了產量最大化發揮。

科技創新賦能

“目前，我們自主研發的‘西油工研’層間封隔工具在宜207井取得了顯著成效，成功解決了該井中上部射孔段異常漏失點氣竄無法正常生產的難題。”西南油氣田相關技術人員介紹說。

運用科技創新手段延長氣田穩產期，是高效開發的關鍵。西南油氣田持續推進新一代數字技術與主營業務深度融合，不斷加大天然氣開發技術攻關，創新技術支撐與生產管理一體化項目建設模式，系統推進智能化氣田建設。

目前，經過自主科技攻關和不斷摸索實驗，西南油氣田“壓好井”場景已全面上線運行，“定好井”場景已完成相關模塊開發，支撐了自211、自214、長寧加密井等區塊地面部署，地面平臺優選符合率100%，極大提高了井位部署的效率與質量。

依托數智化技術發展和無人場站建設基礎，西南油氣田加快推進氣井智能間開等新技術現場應用。在川西北氣礦江油采氣作業區，通過推行“作業區—井站”兩級的區域直管氣田新模式，持續依托工藝流程優化簡化、信息化轉型升級配套改造、邊遠低效井輕量化等手段，實現了生產組織、生產運行和生產管理的三大轉變，推動了區域自主管理更加安全可靠、井站人員進一步收縮，人均操作成本下降。

“新型‘中心站+無人值守站’的運行管理模式使得生產指揮鏈條縮短，管理層級減少，有效緩解了生產經營規模擴大與用工總量控制之間的矛盾，尤其是老氣田運行組織效率得到了切實提升。”川西北氣礦副礦長、總工程師劉奇林表示。

2024年，依托智能化管理模塊，西南油氣田直接減少工藝運維成本約70%，提高工藝管理效率80%，管理工作量和工藝運維成本分別降低了60%和70%。

責任編輯：陸曉如

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