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7月17日，记者了解到，榆林气田南区“压舱石”工程取得重要突破——该区域重点部署的全层段取芯井顺利完成作业任务。工程测井数据显示，该井展现出良好的资源潜力，为榆林老气田的深度挖潜提供了有力支撑。
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，长庆油田深入推进老气田“压舱石”工程，找准提高采收率和控降递减率两个发力点，以“五重”技术路线为指导，通过技术创新与管理优化双轮驱动，系统破解老气田开发难题。
2024年，长庆油田老气田“压舱石”示范区开发指标持续向好：整体综合递减率同比下降0.5%，年产气量较方案设计提高4.2%。
精细描述 读准气藏“密语”
长庆油田坐落在鄂尔多斯盆地，主要发育低渗碳酸盐岩、低渗砂岩、致密砂岩3类气藏，该区域受多期构造运动影响，基底结构错综复杂。
在这种复杂地质条件下，传统的气藏描述方法难以精准刻画该区域气藏的真实面貌。长庆油田在老气田“压舱石”工程中大力推进精细气藏描述工作，绘制出一幅幅精细的气藏“画像”，精准定位剩余气富集区域，为后续开发指明方向。
“治气藏如治病，先得拍‘CT’。”技术团队通过高精度三维地震、测井等先进技术手段，对地层进行全方位、精细化的再扫描，清晰呈现出地下数千米处厚度仅数米的薄砂体形态，以及隐藏在地层深处的微小断层。通过三维可视化系统，可以从任意角度观察砂体的走向、连通性，不仅解决了“有没有气”的问题，而且为“有多少气”“气在哪”等问题提供了有力支撑，为井网部署提供了更加精细的“路线图”。
基于精细气藏描述成果，精准定位加密调整井成为释放老气田潜能的关键举措。技术团队综合运用数值模拟、生产动态分析等方法，对剩余气分布进行精准预测，将剩余气“一网打尽”。在苏里格中区，通过对井间剩余气的深入研究，发现部分渗透率较低但存在微裂缝连通的区域，依然富集着可观的天然气。针对这些潜力区域，科学部署加密调整井，以直井、常规水平井及大斜度井型为主，实施混合井组、多层系立体水平井组等差异化部署，2023至2024年扩边整体部署101口井，实现剩余气极限动用。
深挖潜能 激活“沉睡”资源
相较于新气田从零起步的勘探开发挑战，长庆油田的老气田坐拥资源落实程度高、地面系统完备、基础设施成熟等优势，在油气稳产保供中蕴藏着巨大潜力。
“我们通过对地层进行再扫描、剩余气和生产指标再论证，重构以‘平面扩边、纵向拓层、内部加密、气井挖潜、地面优化’为主体的稳产技术对策，提高老气田储量动用程度。”长庆油田气田开发事业部靳锁宝告诉记者。
挖潜对策“量井定制”。紧紧牵住老区提高采收率的“牛鼻子”，长庆油田将精准增产措施作为扭转局面的重要抓手，坚持效益增油，因井制宜细“把脉”，对症下药开“良方”。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方法，从“问题井”中找潜力，在潜力中找动力，措施精准率提高到90%以上。
对症下药“一井一策”。榆林气田以“一井一策”保每口新井产能充分发挥，精细排查问题，进行措施调整，2024年措施增产量、老井产量和井位建议数量均超额完成，问题井大幅减少，主要指标实现“三提两降”，气田综合递减率降至19.1%，坚决筑牢老气田“压舱石”。
措施组合“激发动能”。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途径。2024年，全年开展各类措施1.3万口井，维护气量超25亿立方米。
智能管控 解码“智慧”气藏
近日，长庆油田气田开发事业部公布了一组数据：长庆油田已有超2.7万口气井接入物联网终端，其中1.2万余口气井实现系统赋能并投入智能措施应用，年增气能力达到18亿立方米。
随着数字化技术的应用，长庆老气田也迎来了智能管控新时代，焕发全新生机。长庆油田通过创新构建以前端感知层、中端平台层、后端应用层为主要内容的“三层四维”气田数智化技术架构，依次部署智能开关井装置、智能压力变送器、高精度流量计等边缘计算终端，并深度集成数据中台、算法中台和业务中台，真正做到数据与业务既有“独立空间”，又能“互通有无”。
“在智能管控系统的加持下，每口井都如同接入了‘云端神经网络’，自主优化生产参数、精准实施处置措施，将传统48小时的决策周期压缩至2小时。”油气工艺研究院赵峥延工程师介绍。
长庆油田通过构建智能化气井管控体系，为老气田注入了新的发展动能。该体系自运行以来，不仅实现了管理效能的跨越式提升，更带来了开发效益的显著增长。数据显示，系统上线后气井平均利用率提升了15个百分点，综合采收率也得到明显改善。曾经难以把控的老地层，在智能管控下，正以更高效、更科学的方式持续贡献能源力量。