本报讯　今年，川西北气矿深度融合技术与管理，实现了地质、工程、经营三大专业业务一体化，探索形成了三方联合体与风险承包技术服务相结合的多元化合作模式，采用“常规+进攻”并重、“效益+安全”排序的策略，推动项目实施，着力打造老区气田效益开发样板。今年1月至10月已完成各类老井挖潜措施74口井，年增产气量约3800万方，实现95口低压低产井挖潜增效，年增产天然气有望超6000万方，创近年来老区气田效益开发新高。

川西北气矿创新采取一田一案、一井一策，谋划区块整体挖潜措施，针对中坝须二气藏等老气田制定整体挖潜技术方案，16个老区综合递减率由14%降至5%。其中中坝须二气藏综合递减率达-4.62%，实现安全高效开发50年。

气矿持续开展专项攻关研究和现场试验应用，推行引智引技引服等多项措施，形成了气藏、井筒、地面3大类14项技术系列。气矿低产井效益增产技术样板以组合常规排采工艺实现复产，创新“注气+气举”“解水锁+泡排”等组合工艺技术，配合高低压分输地面集输系统优化技术，年均增产天然气超2000万方，自动间开工艺在老气田的应用可节约人工成本，年增产天然气约620万方。首次在川西地区实施致密气大型加砂压裂工艺技术取得重大突破。川西北部天府气田梓潼区块5口老井上试挖潜沙溪庙组均获气，其中文1井上试获气每天26.24万方，创川西北部沙溪庙组直井测试产量纪录，实现纵向拓层、平面拓区勘探开发新局面。

自去年推行合作挖潜机制以来，川西北气矿与地研院开展常态化联责、联产、联效工作，优选20余口措施老井纳入合作项目池，预计到2030年累计增产天然气量达2亿方。川西北气矿相关负责人表示：“我们锚定全年老井挖潜增产目标不松劲，结合实际提出了216工作思路，创新‘专班+专业’模式，持续推动老井挖潜。”（倪丹）