長慶氣區2023年主要生產指標情況

　　◆天然氣商品率比計劃高0.08%

　　◆新建產能產量符合率比計劃高11.1%

　　◆措施增產氣量完成率比計劃高14.7%

　　◆氣田自然遞減率比計劃低1.6%

　　隨著開發時間的延長，長慶油田老氣田開發矛盾日益突出，單井產量逐年遞減，低產低效井數量增多。為夯實老氣田穩產基礎，長慶油田深化氣藏認識，重構穩產對策，全力推動老氣田高質量發展——

　　3月14日記者了解到，長慶油田蘇6、蘇36-11區塊老氣田穩產“壓艙石”工程試驗取得良好效果，今年年初以來新建產能達到5.5億立方米，措施增產達到1.24億立方米。

　　經過20多年開發，老氣田存在“類型多、井數多、遞減快”等問題，剩余資源劣質化、邊緣化、復雜化矛盾日益突出；老井單井產量逐年遞減，低產低效井占到總井數的60%以上。為持續夯實老氣田穩產基礎，長慶油田聚焦“延長穩產期和提高采收率”兩大目標，以“五重”技術路線為指導，深化氣藏認識，重構穩產對策，深入推進氣藏精細管理，全力推動老氣田高質量發展。

　　精細挖潛 老氣區大有可為

　　與新氣田相比，老氣田具有資源落實程度高、地面系統有依托、基礎設施相對完善等優勢，依然存在開發潛力。如何讓老氣田重獲新生？關鍵要“切中脈搏”。技術人員從地質特征描述入手，詳細收集動靜態資料，摸排氣藏“前世今生”，全流程進行資源梳理、潛力摸排、對策制定，環環相扣，確保治理方案緊貼油田不同區域不同油氣藏實際，有效支撐年度措施井、老區新井的實施，從而提高開井率和儲量動用程度，控制自然遞減率和綜合遞減率。

　　長慶油田采取動態與靜態、地質與工程、效果和效益相結合的辦法，從問題井中找潛力、在潛力中找動力，目前氣井措施精準率提高到90%以上。榆林氣田“一井一策”保障每口新井產能充分發揮，精細排查問題，進行措施調整，對標全年計劃，措施增產量、老井產量和井位建議數量超額完成，問題井數量大幅減少，目前主要指標實現“三提兩降”，氣田綜合遞減率降至19.1%。

　　長慶油田組建工作組和技術支持團隊，編制老氣田穩產方案，圍繞地質與氣藏工程、鉆采工程、地面集輸工程3個方面，分別在靖邊氣田、榆林氣田、蘇里格氣田優選3個老氣田“壓艙石”工程穩產示范項目，通過明確責任單位、階段目標、考核指標，確保老氣田穩產工作有目標、可實施、有抓手、見效果。在“平面擴邊、縱向拓層、內部加密、增壓開采、氣井挖潛、地面優化”穩產模式下，3個“壓艙石”工程示范區穩產期預計可延長2至5年，目前氣田綜合遞減率得到有效控制。

　　協同發力 措施增氣釋放潛能

　　截至3月10日，長慶油田采氣四廠負責開發的蘇中氣田，通過實施不同形式的排水采氣技術，使千余口積液井增產天然氣達0.48億立方米，相當于新投產7口氣井一年的生產能力。

　　采取高效實用的排水采氣工藝技術，是提高單井采收率，延長氣田穩產期，實現老氣田規模、經濟、有效開發的關鍵所在。經過不斷摸索和試驗，長慶油田集成泡沫排水、速度管柱、柱塞氣舉等采氣主體工藝技術，綜合應用化學原理、物理方法、機械手段等多種方式，逐步形成了具有長慶特色的排水采氣配套工藝技術系列，為氣田穩產探索出一條可行的技術路徑。近3年來，技術人員通過不斷攻關排水工藝，升級智能排采工藝，使排水采氣技術實現了“單一向復合、分段向一體化、被動向進攻、人工向智能、技術服務向風險合作”的轉變。2023年，實施措施6.5萬井次，有效率達92.2%。

　　在攻關氣藏整體治水技術、減緩氣田產量遞減的同時，長慶油田持續優化老井措施選井、選層標準，完善老井側鉆、查層補孔、儲層深度解堵等井間層間剩余氣挖潛工藝技術，多措并舉提升氣井產量。按照氣井生產階段與開發特征，技術人員分類優化生產制度，實施差異化管理，釋放氣井潛能，綜合遞減率得到有效控制。

　　今年年初以來，長慶油田在慶陽、青石峁以及蘇里格西區等致密、高含水復雜氣藏部署產能9.7億立方米，規模推廣高效防塌堵漏、小井眼高承壓分級固井等技術，實現技術迭代升級，目前試驗井單井產量提高10%以上，實現效益建產。

　　破除瓶頸 科技創新賦能效益開發

　　由于老氣區整體進入高含水、高采出程度的“雙高”階段，單井產量下降，開發成本上升，效益穩產面臨挑戰。傳統開發技術已難以支撐效益穩產的需要，攻克關鍵核心技術成為當務之急。長慶油田技術人員持續創新攻關，鍛造了“兩級增壓技術”等提高采收率的技術“利劍”，也推動氣田開發實現由“穩產提氣”向“大幅度提高采收率、實現效益穩產”的轉變。

　　為讓老氣田煥發新活力，長慶油田積極研究技術對策，開展井網優化及加密調整、多井型差異化立體開發、致密氣藏氣井精細管理，全力保障區塊穩產及采收率提高。靖邊氣田針對氣田開發矛盾，結合開發實踐和科研攻關，深化下古氣藏認識，重構了以“平面擴邊、縱向擴層、氣藏調控、氣井挖潛、地面優化”為主體的五大穩產技術對策，持續夯實老氣田穩產基礎。榆林氣田根據接替層系儲層條件，差異化部署大叢式定向井、水平井，優化井型井網，確保榆林氣田南區穩產示范項目高效推進。蘇里格氣田通過剩余氣精細描述和差異化井網部署技術，實現儲量高效動用，保障了蘇6、蘇36-11區塊長期穩產。

　　如何進一步降低開發成本，推動老氣田效益穩產？長慶油田經過10多年探索實踐，應用5G、云、物聯網、大數據、人工智能等技術，形成新型“中心站+無人值守站”運行管理模式，減少了管理層級，縮短了生產指揮鏈條，有效解決了生產經營規模不斷擴大、井數遞增與管理難度加大等生產難題。目前，長慶油田氣田數字化覆蓋率達100%，中小型場站無人值守覆蓋率達到84.4%，基本建成國內最大規模的天然氣生產物聯網系統，極大地提升了生產效能和效率，為老氣田效益開發插上了騰飛的“翅膀”。（記者 肖丹 通訊員 薛蕭敏）