日前，西南油气分公司元坝气田对勘探报废井——元坝15井实施井筒修复，对潜力层长兴组底部滩相储层射孔酸化测试获得高产，日产气达51.95万立方米。该井是今年继元坝103-1H侧井之后，又一口实施措施后获得高产的井，加上此前部署的新井元坝102-5H，3口井累计新增产能3亿立方米/年，进一步夯实元坝气田高产稳产基础。
元坝气田2016年全面投产，目前已经连续8年稳产近40亿立方米天然气。然而，随着开发进入中后期，持续稳产面临的挑战越来越大，地层压力降低、剩余潜力不明、含水气井水侵加剧等问题日益突出。
近年来，西南油气分公司持续加强元坝气田精细管理，深化剩余区分布及潜力评价，强化稳产关键技术攻关，不断提高气藏储量动用程度和采收率。截至12月22日，气田单井平均日产气40万立方米，日产天然气近1200万立方米，高产稳产基础不断夯实，有力保障川气东送沿线居民清洁用能。
“为了稳住气田产量，我们一直不停探寻新的建产区域。”西南油气分公司勘探开发研究院相关负责人介绍，元坝气田当前的主力生产层位是上部礁相，为实现增储上产目标，他们将目光瞄向下部滩相。
研究人员创新建立三维地质模型和流体精细表征方法，评价落实礁相剩余气潜力区，建立剩余气潜力评价指数对潜力区进行定量评价，结合工程条件提出部署新井、实施侧钻等动用对策，部署的新井元坝102-5H井试获日产71.5万立方米高产气流，对元坝103-1H井实施短小井眼侧钻后产能恢复到1亿立方米/年。
“西北部元坝29井区前期探井测试获得较高产量，这说明这片区域有一定潜力。”研究人员对元坝气田基础资料进行分析时，发现西北部元坝29井区滩相储层厚度、物性都不错。经过详细研究，随后，依托总部开发先导项目，他们开展了西北部滩相储层开发潜力评价研究，攻关形成滩相薄储层精细预测地球物理方法技术，有效提高储层预测精度，为新井部署提供有力支撑。
部署新井过程中，他们又遇到了挑战。实现预期目标需要打一口水平井，但这笔投资可不是小数目，而且风险太大。如果对老井、报废井进行二次利用，不仅能节省钻井成本，而且能为提高采收率提供新手段。
按照这个思路，科研人员对具备条件的井进行梳理，开展地质可行性分析。“我们惊喜地发现，报废井——元坝15井滩相优质储层厚度较大，可作为挖潜井评价滩相产能的首选。”参与研究的勘探开发研究院开发二所负责人回忆当时场景，喜悦之情溢于言表。
随后，经过持续加强潜力评价，他们对元坝15井实施井筒修复后获得高产，新增动用储量、可采储量均较大。
实现高产稳产的目标，不仅要主动寻找新阵地，而且要精心呵护生产井。元坝205-3井是一口高产的生产井，冬季天然气保供关键时期，由于井筒单质硫沉积，天然气无法正常采出。为此，采气二厂组织“厂领导+研究所+管理区”专业解堵团队开展解堵，经过数小时的反复研究和试验，终于恢复生产。
“像元坝205-3井这样的高产井元坝气田有15口，它们是气田高产稳产的底气。” 采气二厂相关负责人介绍。
针对每口气井特点，西南油气分公司对元坝气田实施“四精”管理，精心呵护高产井、精细管理异常井、精致调控产水井、精准部署调整井，“一井一策”持续加强气井全生命周期排采管理。针对高产井，他们深入开展基础研究，摸清高产井储层特点，安排专人持续动态跟踪，及时调整合理配产确保单井最优；针对异常井，强化异常查询与智能分析，及时发现异常，大幅提升生产时率，有效延长元坝气田稳产期。
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