截至8月9日，西南油气田公司大力推进页岩气老井稳产潜力挖掘，确保页岩气2024年老井递减率控制在33%以内，老井挖掘效果显著。
今年以来，西南油气田公司围绕“EUR采出最大、投入产出比最小、能量利用最优”工作目标，坚持“地下井筒地面一体化”研究思路，控制好老井综合递减率，支撑页岩气长期稳产，保障“压舱石”工程稳步推进。
西南油气田公司强化自主创新能力，建立了储层、井筒流动能量评价技术和工艺适应性图版，有效支撑了采气工艺效果分析。综合页岩气储层、井筒流动能量消耗模型，水平井筒变质量流压降公式，建立了储层-井筒耦合能量消耗表征技术，实现页岩气井不同生产阶段能量消耗评估。基于井筒压降方程绘制流出曲线，结合不同流态下的临界携液/失效区建立工艺措施适应性评价图版，实现定性分析工艺在不同阶段的运行效果。
突出数智赋能，打造智能业务流程，积极构建动态跟踪BI场景和动态分析工作流，打破线下动态跟踪分析传统模式，实现了页岩气日常动态跟踪分析“上线入云”。依托动态跟踪BI场景，把产量运行、EUR对比、方案对标等高频分析内容转化为线上标准图件，实现了生产动态数据实时展示、规律实时分析、异常实时预警，不断提升动态跟踪质量和分析效率。建立动态分析工作流，形成了基于部署、钻井、改造、返排、生产业务流的动态分析流程模板。
同时，西南油气田公司聚焦管理协同，围绕能量利用与保护理念，建立了EUR评价、产能跟踪标准流程，积极推动技术互动，努力探索工艺效果标准化评价方法，协同寻找开采最优解。建立“136”EUR复核机制，形成“三统一”规范流程。依托数字化手段，建立“每月核定、每年标定”的工作模式，每月跟踪气井生产异常和欠产原因，更新典型递减剖面，实时跟踪把控气井产能变化。建立“工艺平台”联合支撑模式，每日形成跟踪日报，定期开展采气工艺技术交流，共同摸索工艺最佳运行制度。
