截至1月17日，长庆油田实施两年的“千口气井评价挖潜工程”，共复产气井825口，累计增产天然气15.87亿立方米，折合油气当量超过127万吨。其中，2019年复产关停井513口，日增气能力超过300万立方米，相当于新增产能10亿立方米/年。长庆油田的天然气开发已有30多年历程，由于开发时间的延续加上长庆油田特有的气藏品质，高产井变低产井，低产井变“死井”的情况比比皆是。据了解，截至2017年底，已开发的近2万口气井中，有40%的井已没有自然产能，其中至少有10%的气井被迫关停。以年生产能力达60亿立方米以上的采气二厂为例，其承担的榆林南区、子洲、神木3个气田，到2018年建成的近1500口气井，有1/3的气井不是水淹就是干枯，已没有任何开发效益可言。另有1/3的气井也步入典型低产低效井行列，效益低下。对于一个持续上产并追求高质量发展的油田来说，能否发挥低产低效井的作用，至关重要。从2018年开始，长庆油田根据气田开发情况及所有气井的生产实际，决定通过成立“千口气井评价挖潜工程项目组”，紧紧围绕“年度复产关停井300口，增产气量3亿立方米”的年度生产目标，重点对低产低效井进行复产上产的攻关战。项目推进过程中，千口气井评价挖潜工程项目组与气田开发事业部、研究院、油气院、长庆科技工程公司及各采气厂紧密沟通，协作配合，通过综合考虑气田开发阶段、剩余储量分布、储层物性、气井生命周期、地面工艺、井筒状况及措施在现场应用效果等因素，进行横向纵向对比分析，先后对气区已投产的1.8万余口气井进行了拉网式排查，基本摸清了长庆气区所有关停气井的基本情况。为确保千口低效气井措施效益的最大化，长庆油田针对不同气藏、不同井型、不同生产方式，制定不同挖潜措施方案，并按照措施大类、具体措施项目对措施工作量细化分解，对投资计划总额进行刚性控制，根据实施效果对具体项目灵活调整。在实际组织实施过程中，采取“分工对接、责任到人”的措施，项目经理现场指导，副经理分厂承包，项目成员分厂驻点，开展现场组织协调，确保挖潜方案的严格执行、现场施工管理的高效组织，全面提升措施质量。据了解，仅2018年，就编制各类技术方案348个，方案有效率达到98%以上。特别是2019年，长庆油田千口气井评价挖潜工程项目组着力抓好“高效勘探、精细开发、技术创新、运营管控、质量提升、控投降本、改革创新”等七个方面的重点工作，坚持效益为先，强化投入产出效益分析，分级分类制定差异化措施挖潜对策，精心设计，精细组织实施，当年的产出投入比就达到2.06，降低气田递减率1.2个百分点，日增气能力超过300万立方米。采气二厂针对低产气井逐年增多、井口压力逐渐降低的实际，深入推进泡沫排水、柱塞气举等七项排水采气工艺技术应用，2019年共对1472口生产气井实施配套助采措施3.3万井次，增产气量2.76亿立方米。其管辖的榆林南区、子洲、神木三大气田，2019年递减率分别为12.77%、13.64%、24.73%，较2018年递减率分别下降0.75%、1.24%、0.68%。
