2月24日凌晨，西南油气田公司大池干井气田池34井站被薄雾笼罩，四周群山寂静，唯有“嘶嘶”气流声穿透山林。这口投产30余年、因水淹关停9年的老井，在气田开发地下大调查工作中重获生机。复产以来，池34井日产量稳定，累计增产气量超千万方，为千家万户送去温暖。池34井的“重生”，是公司5年大调查工作的缩影，也是无数地质工作者攻坚克难、探寻天然气增产“密码”的成果。

直面困境，探寻破局之路  

作为西南油气田公司老区之一，重庆气矿面临多重挑战：常规气规模储量发现缓慢，SEC储量替换率低，产量高度依赖占比达95%的老井。同时，产能维护措施井数量逐年攀升，占生产总井数的45.4%，措施选井在质量和数量上均遇瓶颈。  

“超90%的气藏产出地层水，稳产挖潜的重点转向低渗、水侵难动用储量。”四川盆地东部地区低渗区块剩余探明地质储量可观，但动用程度偏低，采出程度普遍低于50%，采气速度大多不足3%，部分区块甚至低于1%。加之老气田存在大面积水侵、地层压力系数低等问题，30%-60%的储量难以有效利用，气井“三多四低”的复杂特性让挖潜工作难上加难。  

为破解困境，技术研发上开展多项科研项目，深入分析低渗井储层改造适应性，研究“地质-工程”一体化改造方法，精准筛选潜力气井并提出技术对策，致力于通过储层改造实现增产，提升储量动用程度与采收率。  

在效益开发探索方面，2023年开展《重庆气矿合作开发项目盈利模式评价方法研究》，复盘2022年探索阶段合作项目，明晰运营成本与盈利点，提出油气资产折耗及权益解决方案。运用折现现金流量法计算气井价值，创新建立“新增投资价值倍数”指标，为投资决策提供科学依据。  

2020年，围绕已开发气田稳产工作的三大任务“滚动挖潜夯实资源基础，综合施策控制递减，创新驱动提高采收率”，西南油气田公司全面开展气田开发地下大调查工作，通过全面摸清家底、系统评价潜力、科学制定对策，为已开发气田稳产的“滚动挖潜、控制递减、提高采收率”三大任务破局。  

摸清家底，数据先行  

精准的数据是实现科学开发的关键。大调查工作开展以来，首要任务是梳理上百个气藏“地层-井筒-地面”的关键数据信息。然而，作为老区，多数气田气藏气井资料源于上世纪六七十年代，资料缺失严重，录入工作困难重重。 

为填补关键数据空白，在档案馆堆积如山、字迹模糊的泛黄资料中翻找，运用新技术反复比对、修正，力求每份数据精准无误。同时，借助西南油气田公司开发生产管理平台，团队全面梳理气藏气井基础数据，涵盖地下地层结构、岩性特征、井筒内压力、温度、流体流动情况以及地面集输系统和设备，为后续工作筑牢根基。  

此外，利用西南油气田公司开发生产管理平台中动态储量（EUR）管理模块，对众多单井动态储量及技术可采储量进行核实，采用弹性二项式法、水侵物质平衡法、流动物质平衡法等多种成熟理论计算模型，确保数据可靠性。以大天池气田五百梯区块石炭系气藏大天2井为例，该井受水侵影响停产，通过多种动态储量方法计算，发现其仍有较大剩余储量，实施三个月连续气举工作后成功复产，目前稳定增产。  

精细论证，挖掘气井潜力  

为精细挖掘气井潜力，构建挖潜池，西南油气田公司运用“剥洋葱”式精细流程，针对生产井、关停井、未投井等不同类型老井，依照其特性与挖潜原则开展单井选井论证。 

在气井挖潜工作中，严守“气井有潜力、地面有出路、经济有效益”的准则，创新采用合作开发与自主挖潜并行模式，取得显著成效。多口气井日增产超1万方，累计增产量可观。其中，因水淹停产12年的沙罐坪气田飞仙关组气藏罐22井，借助气举技术成功复产，累计增产700多万方；胡家坝区块石炭系气藏七里24井修井遇难题，团队优化工艺后成功产气。如今，重庆气矿停产气井复产增产已成常态，为能源保供贡献坚实力量。  

基于历年挖潜经验，西南油气田公司不断对气井潜力池流程进行优化，增设生产井采气速度筛选等条件，依据井筒和产层情况分析气井异常，精心筛选挖潜井进入潜力池，并依据效益、井筒和地面实施难度排序形成严选池。预计2025年实施老井挖潜、关停井复产、回采上试等多项挖潜措施，涉及大量剩余动态储量，有望增加产量，提升老气田采收率。  

同时，秉持“地质工程一体化”“经济技术一体化”原则，针对水侵区提高采收率难题，西南油气田公司持续攻关高效解封技术，深入开展剩余气分布的定量表征研究，综合运用系列措施，成功实现重庆气矿老气田综合递减率连续两年负增长。  

目前，西南油气田公司借助大调查全面梳理重庆气矿上千口气井，实现关停井复产、措施井增产200余项，累计增产气量约9亿方，成功突破技术壁垒，解锁增产“密码”，为气田稳产闯出了一条新路径。