中国石油西南油气田以转型支点撬动老区老气田超两百亿方产量

老区老气田，在中国石油西南油气田公司特指四川盆地内开发历史久、已进入开发中后期的常规气田——一般为20世纪90年代及以前投入开发，地层压力下降、单井产量偏低、普遍产水或水淹，以稳产挖潜、提高采收率、延长经济开采期为主要方向。

老区无新块接替，老气田投产久、采出高、面临自然递减。二者叠加，一度被视为“鸡肋业务”。但西南油气田公司直面“双老”难题，在开发禁区中寻缝隙，走出了一条气田再青春的稳产增产路。

从江安到江油，经验与模式的接力

4月8日，四川盆地的龙门山脉深处，川西北气矿江油作业区中坝27井安静运转。

没有外接电线，没有布设网线，一块太阳能光伏板，就撑起了这口偏远老井的全流程生产。井站数据通过低功耗物联网实时传回几十公里外的中心站，智能排液、自动间开、远程监控——曾经每月需要员工徒步往返的“麻烦井”，如今变身无人值守的“智慧井”。改造后，年产气量提升12%，运维成本直降近三分之二。

这种以数字化、智能化为支撑的“江油模式”，是西南油气田公司老区老气田开发的全新实践。

时间拉回2009年，蜀南气矿江安采气作业区，没有物联网与智能设备，采气人全靠徒步巡检、手工调参、人工挖潜。在无一口新井、无新增产能区块的情况下，作业区连续8年实现产量逆势增长，天然气日产量从26万立方米增至34万立方米。

彼时依靠人力精耕细作的“江安经验”，则是西南油气田公司老区老气田挖潜的重要节点。从江安到江油，十六年更迭，技术手段从人工走向智能，不变的是老气田“逆生长”的生存哲学，是西南油气田公司“不弃老井、不遗余气”的接续行动。

江安经验：把每一口井的潜力抠到极致

要理解这场变革的意义，首先要明白西南油气田公司面临的“世纪难题”。

四川盆地是中国天然气工业的摇篮，开采历史超过半个世纪。经过长期开发，老区老气田普遍进入衰减期。以蜀南气矿为例，60多年间发现了50多个气田，探明储量采出程度达70%，70%的气井气水同产、60%是低压井，产量自然递减率一度高达20%左右。这意味着，如果不采取任何增产措施，老井产量每年也将按这一比率自然下滑。

更棘手的是“三低”顽疾：低产、低压、低效，部分气井日产气量仅几百立方米气，连基本维持成本都无法覆盖。按照传统思路，解决办法很简单——打新井。

但江安作业区早已失去打新井的可能。2002年11月，区域内的最后一口新井完钻，仅产出微量天然气，宣告勘探潜力已基本释放。年底数据显示，该区域可采储量采出程度已达95.67%，日产气26万立方米。传统认知里，这里已走到开发尽头。

“不是气尽了，是有气采不出来。”时任江安采气作业区经理的黎隆兴回忆，这个信念一直支撑着他们。

江安作业区有6个气田、2个含气构造，最长开采年限达44年，压力低、水淹重、递减快的通病一应俱全。但江安人硬是从“废井”里抠出2900余万立方米的年增产气量——相当于一座千米深中型气田。

江安经验的核心，是用心、精细、管理，打破“老区老气田无潜力”的定论。技术人员经长期摸索发现，老气田剩余气并非均匀分布。部分气井是水淹堵气而非无气可采，部分低压井关井蓄压后可恢复生产。每口井都有独特的“脾气”，必须一井一法、一田一策。

为此，江安作业区摸索出“土洋结合”的挖潜绝活：产气33年的付22井地层水泛滥，便注入起泡剂与增压天然气，把水发泡后带出，把封存的天然气“挤”出来；压力极低的牟23井，采用“关井攒气、间歇开采”模式，被形象称为“罐罐气”，积少成多实现稳产；采出程度最高的老翁场气田，通过地面分输改造优化压力系统，3口低压井日增气量0.9万立方米。

江安人像老中医把脉般研判井况，像会计师般核算成本效益，像管家般精细化运维，把每口井的潜力挖掘到极致。

2009年底，江安经验在西南油气田公司迅速走红。公司相关负责人评价：“川渝100多个气田中，老气田占比超六成，江安经验证明老气田不是废田，为老气田挖潜提供了核心范本。”

困局之思：当“人盯井”模式遭遇时代挑战

江安经验让老区老气田焕发了第二春，可这套依赖人力经验的“手工作坊式”模式，运行十余年后逐渐触及天花板。

西南油气田气田开发管理部副主任何冰直言：“人的精力是有限的，经验传承是缓慢，老气田的问题却持续累积。必须走出新路。”

而破局，首先要面对的就是人的困境。一名熟练采气工需数年才能摸透十几口井的特性，隐性经验本就难以快速复制，而西南油气田正面临严峻的新老交替：以蜀南气矿为例，2020年至2025年间，约35%的采气技能人员集中退休，年轻员工现场经验不足，页岩气、致密气等新项目又需要大量骨干，老气田挖潜面临人才青黄不接。

其次是经济效益的倒逼。江安经验时代，产气即盈利，高成本尚可承受。随着老井持续衰老，单井产量不断下滑，人工与运维成本逼近产值，部分井产气即亏损。如何实现经济有效开发，成为核心命题。

第三是规模化的困境。江安作业区体量适中、井况集中，技术骨干可实现全覆盖管控。但西南油气田公司上千口老井分布于崇山峻岭。比如江油作业区，最远井站单程车程超3小时，雨季塌方、冬季结冰让巡检险象环生，人力运维根本无法覆盖全域。

何冰指出更深层的问题：“老气田开发，是让人更勤快，还是让系统更聪明？人的潜力挖掘到一定程度，必须向技术要答案。”

答卷的书写始于2011年11月，西南油气田公司启动生产信息化建设示范工程项目，以“自动化、信息化、智能化”构建“互联网+油气开采”的全新模式——通过井站数据自动采集、远程传输与集中监控，将传统需要人工徒步完成的巡检、抄表、调控等环节交给系统完成。

作为试点单位的江油作业区，在2012年完成首批数字化升级，已改造井站的数据采集传输覆盖率达到100%，员工在中心站即可监控生产。不过，以中坝27井为代表的一批偏远低产老井，因当时的技术与成本限制，未能纳入改造范围，成为数字化版图上首批被标记的“留白”。

这套体系，为此后持续探索、最终形成江油模式打下了坚实的硬件与理念基础。

江油模式：寻求低碳发展的路径突破

十年间，依托这场从个别试点起步的生产信息化项目，西南油气田公司逐步建成主要区域的数字化网络。到2022年，油气田信息化生产站场覆盖率已达92%。剩余8%的井，因改造成本高、周期长，仍处于“信息孤岛”——这，成为最后的难点。

破局出现在2023年。中国石油启动老气田压舱石工程，西南油气田公司同步推进低碳智能改造，目标直指老井挖潜“最后一公里”。产量微、位置偏、投入大——三个“不经济”叠加，使中坝27井成为“低成本智能化改造”的理想样本。

2024年10月29日，中坝27井完成“脱胎换骨”的改造，成为江油作业区数字化平台100%覆盖率的最后一块拼图。“江油模式”由此逐渐成型，成为西南油气田公司老区老气田数字化转型、开发模式转变的生动注脚。

支撑这一升级的，是一套自给自足的智能系统。其奥秘体现在三个层面：

——能源自主。一组新型光伏板为整个井站供电，配合智能能量管理系统，将蓄电池分为“一用一充”两组，最大化利用太阳能。经过完整年度测试，该井光伏系统年平均供电可靠率达98.7%。

——智能感知。井口安装低功耗无线压力变送器，通过4G网络将数据实时传回生产网，实现地下、井筒、地面的生产动态实时感知，关键数据实现电子巡检。

——智慧生产。对于每天只需生产1.5小时的间歇井，智能阀门控制器根据设定程序自动开关，系统还会根据生产动态数据自动调整瞬时流量和开关井周期，单井年产气量可提高5%至20%。

数字化与智能化的融合，深刻改变了员工的工作方式。“过去每月翻山越岭跑井，如今坐在作业区就能管控，效率大幅度提升。”江油采气作业区运维保障班班长龚雪萍的感慨，道出了转型后的变化。员工的工作重心从频繁跑井转向“远程监控+智能巡检+数据分析+异常处置”，现场作业更多集中在定期巡检和设备维护。

为此，西南油气田公司配套了分层培训体系，覆盖管理层、技术骨干、一线操作员工三个层级，分别侧重于数字化管理思维、数据分析技能、智能终端操作，确保各层级员工都能跟上转型步伐，真正实现“人少高效、精准运维”。

“江油模式”并非孤立的井站改造，而是西南油气田公司老区老气田“压舱石工程”的缩影。

“一次开发的效果决定气田命运，而稳产增产措施则是延缓递减、提升采收率的关键。”西南油气田公司气田开发管理部油气藏一级主管方圆表示，围绕稳固常规气压舱石、夯实页岩气增长极、打造致密气新阵地三条主线，公司全面推进压舱石工程，将综合递减率控制在8%以内，明显低于国内同类气田10%的平均水平。

值得一提的是，老区老气田自然递减率高达15%以上，依靠增产措施对冲后，综合递减率才降至8%。这意味着每年需弥补7个百分点的减量，是一个相当艰巨的工程。对西南油气田公司而言，这既是压力，也是动力。

从江安经验到江油模式，十六年完成管理哲学的飞升：江安解决“怎么抠出产量”，江油解决“如何低成本、可持续、高效率抠出产量”。而对于日产气不足100立方米、改造成本远超收益的超边际井，西南油气田公司选择有序关停，集中资源攻坚潜力井，坚守效益开发底线。

据统计，“十四五”期间，西南油气田公司老区老气田累计产气量达216.9亿立方米。特别是2025年，在全面建成500亿立方米战略大气区的征程中，老区老气田以近50亿立方米的年度贡献，在总盘中占近一成份额。从昔日配角到核心压舱石，老区老气田的转型杠杆作用日益凸显。（作者：郑海涛 张楚越 肖毅）