长庆气区2023年主要生产指标情况

　　◆天然气商品率比计划高0.08%

　　◆新建产能产量符合率比计划高11.1%

　　◆措施增产气量完成率比计划高14.7%

　　◆气田自然递减率比计划低1.6%

　　随着开发时间的延长，长庆油田老气田开发矛盾日益突出，单井产量逐年递减，低产低效井数量增多。为夯实老气田稳产基础，长庆油田深化气藏认识，重构稳产对策，全力推动老气田高质量发展——

　　3月14日记者了解到，长庆油田苏6、苏36-11区块老气田稳产“压舱石”工程试验取得良好效果，今年年初以来新建产能达到5.5亿立方米，措施增产达到1.24亿立方米。

　　经过20多年开发，老气田存在“类型多、井数多、递减快”等问题，剩余资源劣质化、边缘化、复杂化矛盾日益突出；老井单井产量逐年递减，低产低效井占到总井数的60%以上。为持续夯实老气田稳产基础，长庆油田聚焦“延长稳产期和提高采收率”两大目标，以“五重”技术路线为指导，深化气藏认识，重构稳产对策，深入推进气藏精细管理，全力推动老气田高质量发展。

　　精细挖潜 老气区大有可为

　　与新气田相比，老气田具有资源落实程度高、地面系统有依托、基础设施相对完善等优势，依然存在开发潜力。如何让老气田重获新生？关键要“切中脉搏”。技术人员从地质特征描述入手，详细收集动静态资料，摸排气藏“前世今生”，全流程进行资源梳理、潜力摸排、对策制定，环环相扣，确保治理方案紧贴油田不同区域不同油气藏实际，有效支撑年度措施井、老区新井的实施，从而提高开井率和储量动用程度，控制自然递减率和综合递减率。

　　长庆油田采取动态与静态、地质与工程、效果和效益相结合的办法，从问题井中找潜力、在潜力中找动力，目前气井措施精准率提高到90%以上。榆林气田“一井一策”保障每口新井产能充分发挥，精细排查问题，进行措施调整，对标全年计划，措施增产量、老井产量和井位建议数量超额完成，问题井数量大幅减少，目前主要指标实现“三提两降”，气田综合递减率降至19.1%。

　　长庆油田组建工作组和技术支持团队，编制老气田稳产方案，围绕地质与气藏工程、钻采工程、地面集输工程3个方面，分别在靖边气田、榆林气田、苏里格气田优选3个老气田“压舱石”工程稳产示范项目，通过明确责任单位、阶段目标、考核指标，确保老气田稳产工作有目标、可实施、有抓手、见效果。在“平面扩边、纵向拓层、内部加密、增压开采、气井挖潜、地面优化”稳产模式下，3个“压舱石”工程示范区稳产期预计可延长2至5年，目前气田综合递减率得到有效控制。

　　协同发力 措施增气释放潜能

　　截至3月10日，长庆油田采气四厂负责开发的苏中气田，通过实施不同形式的排水采气技术，使千余口积液井增产天然气达0.48亿立方米，相当于新投产7口气井一年的生产能力。

　　采取高效实用的排水采气工艺技术，是提高单井采收率，延长气田稳产期，实现老气田规模、经济、有效开发的关键所在。经过不断摸索和试验，长庆油田集成泡沫排水、速度管柱、柱塞气举等采气主体工艺技术，综合应用化学原理、物理方法、机械手段等多种方式，逐步形成了具有长庆特色的排水采气配套工艺技术系列，为气田稳产探索出一条可行的技术路径。近3年来，技术人员通过不断攻关排水工艺，升级智能排采工艺，使排水采气技术实现了“单一向复合、分段向一体化、被动向进攻、人工向智能、技术服务向风险合作”的转变。2023年，实施措施6.5万井次，有效率达92.2%。

　　在攻关气藏整体治水技术、减缓气田产量递减的同时，长庆油田持续优化老井措施选井、选层标准，完善老井侧钻、查层补孔、储层深度解堵等井间层间剩余气挖潜工艺技术，多措并举提升气井产量。按照气井生产阶段与开发特征，技术人员分类优化生产制度，实施差异化管理，释放气井潜能，综合递减率得到有效控制。

　　今年年初以来，长庆油田在庆阳、青石峁以及苏里格西区等致密、高含水复杂气藏部署产能9.7亿立方米，规模推广高效防塌堵漏、小井眼高承压分级固井等技术，实现技术迭代升级，目前试验井单井产量提高10%以上，实现效益建产。

　　破除瓶颈 科技创新赋能效益开发

　　由于老气区整体进入高含水、高采出程度的“双高”阶段，单井产量下降，开发成本上升，效益稳产面临挑战。传统开发技术已难以支撑效益稳产的需要，攻克关键核心技术成为当务之急。长庆油田技术人员持续创新攻关，锻造了“两级增压技术”等提高采收率的技术“利剑”，也推动气田开发实现由“稳产提气”向“大幅度提高采收率、实现效益稳产”的转变。

　　为让老气田焕发新活力，长庆油田积极研究技术对策，开展井网优化及加密调整、多井型差异化立体开发、致密气藏气井精细管理，全力保障区块稳产及采收率提高。靖边气田针对气田开发矛盾，结合开发实践和科研攻关，深化下古气藏认识，重构了以“平面扩边、纵向扩层、气藏调控、气井挖潜、地面优化”为主体的五大稳产技术对策，持续夯实老气田稳产基础。榆林气田根据接替层系储层条件，差异化部署大丛式定向井、水平井，优化井型井网，确保榆林气田南区稳产示范项目高效推进。苏里格气田通过剩余气精细描述和差异化井网部署技术，实现储量高效动用，保障了苏6、苏36-11区块长期稳产。

　　如何进一步降低开发成本，推动老气田效益稳产？长庆油田经过10多年探索实践，应用5G、云、物联网、大数据、人工智能等技术，形成新型“中心站+无人值守站”运行管理模式，减少了管理层级，缩短了生产指挥链条，有效解决了生产经营规模不断扩大、井数递增与管理难度加大等生产难题。目前，长庆油田气田数字化覆盖率达100%，中小型场站无人值守覆盖率达到84.4%，基本建成国内最大规模的天然气生产物联网系统，极大地提升了生产效能和效率，为老气田效益开发插上了腾飞的“翅膀”。（记者 肖丹 通讯员 薛萧敏）