秦星儿 何 佳 梁道远

“气井运行参数平稳，增产效果良好，这口井重新‘活’过来了！”8月21日，西南油气公司川西中浅层气田马蓬83井站内，工作人员完成一轮数据巡检，各项产气指标稳步向好。经过精细化剩余气挖潜治理，这口投产多年的老井重新释放产能，成为老区稳产攻坚的一个生动缩影。

随着川西中浅层气田全面步入开发中后期，地下优质储量逐步衰减，剩余储量动用难、水侵治理压力大、近井渗流堵塞等问题接踵而至。为稳住老区生产基本盘，西南油气公司立足气田开发全局，统筹地质研究、现场生产、技术攻关多条战线协同发力，打出精细描藏、分级治水、靶向解堵“组合拳”，持续降低气田综合递减率，夯实老区稳产根基。截至8月21日，该气田投产以来累计产气超409亿立方米，日产天然气稳定保持600万立方米。

精细描藏：让隐蔽储量“浮出水面”

历经四十余年滚动开发，川西中浅层气田优质主力储量不断消耗，剩余气大多隐蔽分散，藏于气藏边角、非主力层等区域，犹如散落的珍珠，传统挖潜手段很难见效。

“剩余的储量越来越‘藏得深’，不再集中连片，仅依靠以往经验很难找准潜力区域，得下更细的功夫才能把地下资源找出来。”该公司采气一厂德阳巡检班技术员王仁杰说。

面对井网加密空间有限、零散储量动用不充分的难题，西南油气公司坚持向精细化研究要效益，自上而下统筹地质科研与一线生产单位联动攻关，综合运用地质建模、开发数值模拟等技术手段，精细刻画地下剩余气分布特征，推动挖潜方向由主力层向非主力层、由主体区向气藏边部、由中浅层向深层延伸。

该公司建立老井潜力摸排工作机制，组织技术人员逐井复盘气井全生命周期生产数据，深入排查储层产能未充分释放背后的生产矛盾，梳理地质条件与开发制度不匹配的气井清单，分类制定差异化挖潜方案，精准激活边角地带长期滞留的储量资源。今年以来，一批老井先后完成挖潜，相继实现产能回升，为老区零散储量盘活积累了宝贵实践经验。

分级治水：把水侵风险“挡在门外”

地层出水是中后期气田稳产的一大难题。随着开发年限增长，地下水体逐步向气井推进，老井出水概率大幅增加，一旦水体持续侵入井筒，将直接造成气井减产、水淹停产，严重制约区块整体稳产水平。

为此，西南油气公司从源头防控入手，统筹科研、巡检、现场施工多方力量，搭建起预警、识别、治理三级水侵防控体系。通过流动物质平衡曲线开展气井见水风险分级预警，提前锁定高风险井。依托多井组示踪剂监测精准判断水侵路径，摸清地下水运移规律。根据每一口井的出水特征，灵活采取“控水、堵水、排水”多项措施分类施治，实现治水工作由被动处置向主动防控转变。

“这口井水侵迹象初期并不明显，我们持续跟踪半个月的生产动态，反复对比邻井数据，最终锁定了水侵通道，敲定针对性治理方案。”该公司采气一厂德阳巡检三班班长李平说。

该公司严格落实“一井一策”的治理要求，针对不同气井的出水程度、水侵类型，实施泡排、净化、气举、多级增压等增产措施。今年以来，累计实施各类措施4万余井次，有效延缓气井水淹递减速度。

靶向解堵：让堵塞气井“通气顺气”

长期生产过程中，川西中浅层气田部分老井井筒及近井地层容易出现杂质堆积、水气吸附堵塞等问题，造成地下产气通道变窄、通气不畅。虽然地下仍有可观剩余储量，但天然气难以顺畅流出，成为制约老井产能释放的隐形堵点。

西南油气公司坚持先诊断、后治理的靶向解堵思路，把隐患排查、成因分析作为前置工序，组织专业技术团队逐井摸排产能受限原因，精准区分地层堵塞、水气阻滞、产能压抑等不同问题，对症下药定制解堵增产方案。在此基础上创新运用“酸化解堵+二氧化碳吞吐”复合工艺，精准疏通地下渗流通道，唤醒沉睡已久的地下产能。其中，高庙115H井经过精准解堵作业顺利复产，为同类低效井治理打造了样板。

稳产成效的背后是全方位精细化管理的保障。西南油气公司强化顶层统筹，逐井编制“一井一策”稳产方案，将产量任务细化分解到月、周、日，压实到班组岗位。依托油气生产信息化平台，对异常井开展多维度对比分析；组建地质工程一体化老井挖潜攻关队，打破部门、单位壁垒，跨区域跨专业联动破解地质评价、现场施工等各类难题，保障各项稳产措施落地见效。