□特约记者 李传富 通讯员 胡航

川东气田具有“两多、四低、含硫”的勘探开发特点，稳产面临地下、井筒、地面三方面的问题。针对开发热点、难点、痛点问题，重庆气矿攻关形成了以老气田提高储量动用率、提高气藏采收率、滚动扩边、上试扩层为核心的开发技术，创新“333”精细挖潜气井管理模式，今年上半年同比增产天然气1.27亿方。

构建3项增产激励新机制

重庆气矿构建组织领导、专项保障、督促考核的3项增产激励机制，成立以主要负责人为组长的产量工作领导小组，将指标分解落实到生产单位和一线班组。开州作业区沙罐坪中心站将18口生产井精细分类，按照间歇井、泡排井和重点跟踪井将每口井落实到人，根据气井实际生产状况制定今年增产目标，每月考核并落实增产奖励，每季度评选创新创效领衔标兵并通报表扬，激发员工开展气田挖潜工作的主动性。

优先制定今年首批重点增产措施67项，落实资金整改工艺流程，年预计增气1.3亿方。后续将滚动论证，补充挖潜增产措施。气矿领导班子会每月通报67项增产措施进度，按照日跟踪、周分析、月总结、季评比的4层联管机制，确保进度靠前、效果达标。

气矿出台《加快天然气上产考核细则》，按照“月度+年度”的方式对责任单位制定差异化的工资总额奖扣政策，季季评红旗，月月有奖扣。设置专项奖励，发动班组员工开展动态分析，发现生产异常及时推送至挖潜管理平台，专家线上“把脉问诊”。

形成3类精细挖潜新模型

重庆气矿抓细措施井、抓好老气井、抓快新投井，深化地震老资料、测井老曲线研究，优选上试井4口、侧钻井2口，邻水—丰都区带板东6井上试每日获气22.78万方。针对油管堵塞、井下带液困难等异常气井，实施酸化解堵、气举排水等措施，川16井和罐003-H3井成功复产，两口井日均产气量8万方。

根据大猫坪区块高含硫产能瓶颈，实施万州末站净化气增压掺混工艺改造和峰汝线、万卧线降压运行，完成后预计每日可多发挥大猫坪高含硫气井产能15万方。做实管网适应性分析，开展管网优化运行调配，万州区块沿线气井上半年增产580万方。

抓好老井精细管理，推行老井精细管理“4453”工作法，上半年已复产关停井25口，开井率由69.8%提升至72.2%，提升2.4个百分点。

气矿落实新井钻探建设提速大表，推进钻前、钻井、压裂和试油全过程提速提效。黄202H9-3井83.04天完钻，创井区最短钻井周期纪录。成立道路协调小组，统一调配车辆运行，优化工序衔接，黄202井区压裂准备时间由35天压减至25天。

攻关3种挖潜增产新技术

重庆气矿精细气藏描述、抓细开发调查、抓实开发对标，对冯家湾、老湾和龙门三个区块开展精细气藏描述，借鉴三岔坪合作开发成功模式，对区块内潜力较大的云安002-7井、池037-6井和天东012-H1井等水淹井开展气举排水复产工作，3口井实现日均产气7万方。

在东山9井实施偏远井合作开发，回收气量每天约1.2万方至1.5万方，下步计划实施临26井等6口井，预计全年可贡献产气量约495万方。

针对卧龙河、大天池等区块4口低效低压气井，采用小型压缩机实施负压采气，新增产气量每天0.7万方，年内预计再实施双家坝、福成寨和寨沟湾区块措施增产，力争全年贡献产气量372万方。

气矿对427口生产井开展拉网式排查，收集油套压差在1兆帕以上气井资料，建立动态台账，摸排井筒积液的异常井情况，及时发布油套压差异常井分析及建议，作业区及时调整生产制度，全年预计调整压差井生产制度500井次，实现增产300万方。

重庆气矿今年上半年新上措施井45口，累计增产气超2亿方。