□特约记者 黎纹莘 通讯员 刘珑 郝越翔

11月19日，威远页岩气区块年累产气量突破20亿方，已完成全年23亿方产量目标的87%。

2024年，威远页岩气区块已陆续投产的306口老井逐渐进入低压低产阶段，稳产增产压力逐年增加，经过近十年的勘探开发，威远页岩气自营区块核心建产区（资源优质区）已基本部署完毕，新井部署于威远东区。相比于传统的核心建产区，威远东区由于储层减薄、埋深增大，产量效果不如核心建产区，新井效益勘探风险高。

面对重重挑战，页岩气项目经理部主动出击，打出老井挖潜、新井提效、科研助产的组合拳，实现了威远页岩气的建产、稳产、增产。

深挖老井潜力，实现“颗粒归仓”。项目经理部从气井生产与维护管理的角度出发，从老井低产低压的主要因素入手，按气井生产方式，划分为水淹井、井筒异常井等6大类进行管理，制定了主动间开复压、电驱循环气举及井筒清洗剂洗井等31小项的气井分类应对措施，通过“日跟踪、周分析、月总结”的机制实现老井精细化动态分析，深入摸排老井措施生产情况，在50多个平台的336口井量身定制“一井一策”挖潜方案，开展多级增压、柱塞、泡排和气举等工艺措施，深入治理老井疑难杂症，累计实施措施作业4036井次，实现增产3.7亿方。同时持续提升井筒复杂治理能力，差异化进行故障处置，加大新型工艺和药剂试验力度，累计解决井筒节流堵塞井、油管穿孔井等复杂问题井80口，增产892万方，实现“颗粒归仓”。

新井精细管理，发挥最大产能。新井部署于威远东区，威远东区由于储层减薄、埋深增大、产量效果不如核心建产区，若依然使用在核心建产区使用的传统放压制度进行控压稳产，可能造成气井出砂增多、压力损失增大、气水供给不平衡、裂缝闭合过早等情况，对气井EUR（最终可采储量）的负面影响较大。为确保新井提效，项目经理部经过两年的理论探索与现场实验，一套“减出砂量、控日压降、均气水量”的新井合理控压方案落地生根，单井日产量最高由1.8万方上涨至18.9万方。同时，根据新井压降速率和外输压力变化情况，科学配置威204H53、H96等排采平台的增压设备，进一步延缓新井产量递减速率，延长新井生命周期。此外，针对新井返排动态变化复杂、地层流体流动状态不确定性等难题，实时跟踪优化威204H63、H65和H96平台等38口新井，以井口压力、液量、瞬时气量等动态数据为依据，实施“返排实时诊断+精细排采管理+一井一策”多项举措，改善单井生产效果，率先探索适用于威远区块的生产模式，逐步完善新井适度控压的生产制度，打造威远气田精细生产的技术模板，新井产量达到4.2936 亿方。

科研硕果累累，护航稳产增产。项目经理部深入贯彻“科研推动生产、科研服务生产”的发展理念，把增强自主创新能力作为立身之本，全年申请发明专利10件、软件著作权8项，发表学术论文21篇，用硕果累累的科研成果护航威远页岩气稳产、增产。

集五年之力打造出的页岩优质薄储层精细地质评价关键技术，实现了2至5米页岩优质薄储层的精准识别，促使井下钻遇率达到97.3%，优质薄储层的预测符合率高达90%，已有效指导了133口井的部署和210口井的评价应用。今年，该技术支撑了威远东区威217井区的储层评价，对威远区块的资源接替起着关键作用。

2024年1月，经过两年的探索与实践，项目经理部精心打造的“一个数据管理系统、三大特色技术模块”的四维气藏综合技术平台正式面世，该平台集精细动态三维地质建模、压裂缝网模拟、气藏生产动态模拟为一体，可实现多专业成果数据的同平台交互共享，在勘探精确选址、井轨迹优化、提高页岩气开采效率等方面发挥重大作用。今年，以该软件平台为基础，围绕“预测、预警、预防、治理”四方面，有力支撑威远区块7个平台压裂工作，提升地质-工程一体化协同力度。此外，该项目经理部今年还发布了《页岩气水平井套管变形监测与评价规范》行业标准，填补了国内页岩气水平井套管变形监测与评价技术的空白，该标准的发布实施对规范套管变形的监测与评价的技术管理以及为现场作业提供决策依据具有重要意义。