■ 本报通讯员 李传富 王旭勃
走过四十四年光阴的中国石油西南油气田公司重庆气矿大竹采输气作业区，多年无一口新井投产，老井挖潜主打“回采上试”、回收“井筒气”动态调整“生产”制度“三张牌”，硬生生在87口生产井“榨”气，演绎老井挖潜勇争先的奋进歌，2025年挖潜气量1.1534亿方。
4个含气构造、8个气田均在开发后期，气田动态储量采出程度近80%。大部分气田产水，气井不同程度存在被水淹风险。作业区打响老区稳产“战役”，打通“颗粒归仓”“最后一公里”，勇当老井挖潜的“急先锋”。
人人都是解题“点子王”
“梁哥，今天云和004-H2井要关井复压，管网压力会降低，云和2井关井压力已恢复到9.8兆帕，放一次井筒气有3000方左右，就能完成月度生产指标，另外再看看云和4井和凉东003-2井压力恢复，敢问意下如何？”去年11月4日，石桥中心站副站长罗鑫在巡检车上和班员商量着，对比各条线路，选择推进这一重要项目的最优方案。这是中心站员工回收“井筒气”的缩影，类似工作2025年已开展数十次。
各中心站聚焦辖区关停井挖潜增效目标，开展摸排清查，逐井精准制定复产挖潜方案。依托多年气田开采实践积累的经验，创新采用“间歇生产”模式，组织人员不定期辗转各井站，高效回收“井筒气”资源。2025年累计回收天然气20余万方，实现关停井资源价值最大化利用。
在达卧线、清达线停气碰口中，团队集思广益，创新推行“管存气回收”工作模式。施工前优化流程倒换方案，先将管线内高压天然气持续输送至净化厂及下游用户，待压力降至极限低压后再实施放空作业，成功回收天然气50余万方。挖潜攻坚路上，处处可见“点子王”们的智慧身影，一方方天然气资源，在创新举措下被高效回收、颗粒归仓……
气井“复位”争产多增效
产水气井约占作业区生产井的60%，气井依靠泡沫排水采气等措施维系正常生产。每年起泡剂用量大，药剂费用占生产成本较大比例，落实“一井一策”和“阿米巴”降本增效、强化气井动态分析、优化调整气井起泡剂加注制度是作业区每年雷打不动的挖潜“课题”。
“成4井的起泡剂加注量调整至每周加一次，七里48井单井增压气举气量充足可以不用加注泡排，将化排车安排到凉东5井加注泡排从原来的套管加注改为关井油管加注，每周一次的频率加注……”类似起泡剂加注量的调整，地质技术员王喜玥每周会在各中心站现场和站长沟通药剂加注效果，摸索最佳生产制度，气井挖潜产能实现最大化。
针对30余口产水气井开“小灶”，点对点开“处方”，每月视气井生产对日加注量、加注比例、加注周期进行优化调整，安装井口“智能开关装置”，解决气井井筒积液、带液困难等问题，以低成本投入达最佳的产出效果。云和004-H2井水平段有500米，加了泡排不能到达积水深处带水效果差，长时间低产量生产水无法带出，造成井底积液。从2025年3季度起摸索制定的关井复压大产量带水，生产3天关7天，月生产10天左右比全月生产能多产气1万至1.3万方。8月至12月节约泡排剂300公斤，折合2900元。药剂精细化管理和气井管理制度的优化调整，2025年作业区泡排措施井增产8982万方。
施救“躺平井”重获新生
气田开发进入中后期，凉东2井、七里24井因原产层能量枯竭长期“躺平”无产量，七里024-2井实施单井增压气举后期产气、产水量趋于零，三口井成为挖潜“硬骨头”。
作为气矿“封下回采上试”重点攻坚井，作业区配合相关部门开展工作，全维度收集梳理地质储层、井筒工况等数据，多轮论证储层改造等上试方案，协调地方破解施工难题。经协同攻坚，凉东2井、七里24井复产后2025年累计产气2552万方，七里024-2井优化施工工艺后测获日产气10万方，成为区块2025年第三口上试获气井。成效得益于西南油气田公司的体系与技术积淀：优化气井潜力池筛选流程，秉持“双一体化”原则，攻关高效解封等技术，依托动态储量管理模块，用多种模型交叉验证储量数据，年度更新确保精准。三口井的成功，既验证区域开发潜力，也为同类井挖潜提供了可复制经验。
“去年，先后采取泡沫排水、柱塞气举排液、单井增压气举排水、上试复产、地面系统优化、推广井口智能针阀应用等综合挖潜举措，凉东2井、云和004-H2井等7口老井‘焕发青春'，作业区所属气田2025年综合递减率为-0.4%，远低于常规气井综合递减平均水平。”2月2日，作业区经理韦元亮话语铿锵、掷地有声地说道。
