老區老氣田，在中國石油西南油氣田公司特指四川盆地內開發歷史久、已進入開發中后期的常規氣田——一般為20世紀90年代及以前投入開發，地層壓力下降、單井產量偏低、普遍產水或水淹，以穩產挖潛、提高采收率、延長經濟開采期為主要方向。

老區無新塊接替，老氣田投產久、采出高、面臨自然遞減。二者疊加，一度被視為“雞肋業務”。但西南油氣田公司直面“雙老”難題，在開發禁區中尋縫隙，走出了一條氣田再青春的穩產增產路。

從江安到江油，經驗與模式的接力

4月8日，四川盆地的龍門山脈深處，川西北氣礦江油作業區中壩27井安靜運轉。

沒有外接電線，沒有布設網線，一塊太陽能光伏板，就撐起了這口偏遠老井的全流程生產。井站數據通過低功耗物聯網實時傳回幾十公里外的中心站，智能排液、自動間開、遠程監控——曾經每月需要員工徒步往返的“麻煩井”，如今變身無人值守的“智慧井”。改造后，年產氣量提升12%，運維成本直降近三分之二。

這種以數字化、智能化為支撐的“江油模式”，是西南油氣田公司老區老氣田開發的全新實踐。

時間拉回2009年，蜀南氣礦江安采氣作業區，沒有物聯網與智能設備，采氣人全靠徒步巡檢、手工調參、人工挖潛。在無一口新井、無新增產能區塊的情況下，作業區連續8年實現產量逆勢增長，天然氣日產量從26萬立方米增至34萬立方米。

彼時依靠人力精耕細作的“江安經驗”，則是西南油氣田公司老區老氣田挖潛的重要節點。從江安到江油，十六年更迭，技術手段從人工走向智能，不變的是老氣田“逆生長”的生存哲學，是西南油氣田公司“不棄老井、不遺余氣”的接續行動。

江安經驗：把每一口井的潛力摳到極致

要理解這場變革的意義，首先要明白西南油氣田公司面臨的“世紀難題”。

四川盆地是中國天然氣工業的搖籃，開采歷史超過半個世紀。經過長期開發，老區老氣田普遍進入衰減期。以蜀南氣礦為例，60多年間發現了50多個氣田，探明儲量采出程度達70%，70%的氣井氣水同產、60%是低壓井，產量自然遞減率一度高達20%左右。這意味著，如果不采取任何增產措施，老井產量每年也將按這一比率自然下滑。

更棘手的是“三低”頑疾：低產、低壓、低效，部分氣井日產氣量僅幾百立方米氣，連基本維持成本都無法覆蓋。按照傳統思路，解決辦法很簡單——打新井。

但江安作業區早已失去打新井的可能。2002年11月，區域內的最后一口新井完鉆，僅產出微量天然氣，宣告勘探潛力已基本釋放。年底數據顯示，該區域可采儲量采出程度已達95.67%，日產氣26萬立方米。傳統認知里，這里已走到開發盡頭。

“不是氣盡了，是有氣采不出來?！睍r任江安采氣作業區經理的黎隆興回憶，這個信念一直支撐著他們。

江安作業區有6個氣田、2個含氣構造，最長開采年限達44年，壓力低、水淹重、遞減快的通病一應俱全。但江安人硬是從“廢井”里摳出2900余萬立方米的年增產氣量——相當于一座千米深中型氣田。

江安經驗的核心，是用心、精細、管理，打破“老區老氣田無潛力”的定論。技術人員經長期摸索發現，老氣田剩余氣并非均勻分布。部分氣井是水淹堵氣而非無氣可采，部分低壓井關井蓄壓后可恢復生產。每口井都有獨特的“脾氣”，必須一井一法、一田一策。

為此，江安作業區摸索出“土洋結合”的挖潛絕活：產氣33年的付22井地層水泛濫，便注入起泡劑與增壓天然氣，把水發泡后帶出，把封存的天然氣“擠”出來；壓力極低的牟23井，采用“關井攢氣、間歇開采”模式，被形象稱為“罐罐氣”，積少成多實現穩產；采出程度最高的老翁場氣田，通過地面分輸改造優化壓力系統，3口低壓井日增氣量0.9萬立方米。

江安人像老中醫把脈般研判井況，像會計師般核算成本效益，像管家般精細化運維，把每口井的潛力挖掘到極致。

2009年底，江安經驗在西南油氣田公司迅速走紅。公司相關負責人評價：“川渝100多個氣田中，老氣田占比超六成，江安經驗證明老氣田不是廢田，為老氣田挖潛提供了核心范本。”

困局之思：當“人盯井”模式遭遇時代挑戰

江安經驗讓老區老氣田煥發了第二春，可這套依賴人力經驗的“手工作坊式”模式，運行十余年后逐漸觸及天花板。

西南油氣田氣田開發管理部副主任何冰直言：“人的精力是有限的，經驗傳承是緩慢，老氣田的問題卻持續累積。必須走出新路?！?/p>

而破局，首先要面對的就是人的困境。一名熟練采氣工需數年才能摸透十幾口井的特性，隱性經驗本就難以快速復制，而西南油氣田正面臨嚴峻的新老交替：以蜀南氣礦為例，2020年至2025年間，約35%的采氣技能人員集中退休，年輕員工現場經驗不足，頁巖氣、致密氣等新項目又需要大量骨干，老氣田挖潛面臨人才青黃不接。

其次是經濟效益的倒逼。江安經驗時代，產氣即盈利，高成本尚可承受。隨著老井持續衰老，單井產量不斷下滑，人工與運維成本逼近產值，部分井產氣即虧損。如何實現經濟有效開發，成為核心命題。

第三是規?；睦Ь场＝沧鳂I區體量適中、井況集中，技術骨干可實現全覆蓋管控。但西南油氣田公司上千口老井分布于崇山峻嶺。比如江油作業區，最遠井站單程車程超3小時，雨季塌方、冬季結冰讓巡檢險象環生，人力運維根本無法覆蓋全域。

何冰指出更深層的問題：“老氣田開發，是讓人更勤快，還是讓系統更聰明？人的潛力挖掘到一定程度，必須向技術要答案?！?/p>

答卷的書寫始于2011年11月，西南油氣田公司啟動生產信息化建設示范工程項目，以“自動化、信息化、智能化”構建“互聯網+油氣開采”的全新模式——通過井站數據自動采集、遠程傳輸與集中監控，將傳統需要人工徒步完成的巡檢、抄表、調控等環節交給系統完成。

作為試點單位的江油作業區，在2012年完成首批數字化升級，已改造井站的數據采集傳輸覆蓋率達到100%，員工在中心站即可監控生產。不過，以中壩27井為代表的一批偏遠低產老井，因當時的技術與成本限制，未能納入改造范圍，成為數字化版圖上首批被標記的“留白”。

這套體系，為此后持續探索、最終形成江油模式打下了堅實的硬件與理念基礎。

江油模式：尋求低碳發展的路徑突破

十年間，依托這場從個別試點起步的生產信息化項目，西南油氣田公司逐步建成主要區域的數字化網絡。到2022年，油氣田信息化生產站場覆蓋率已達92%。剩余8%的井，因改造成本高、周期長，仍處于“信息孤島”——這，成為最后的難點。

破局出現在2023年。中國石油啟動老氣田壓艙石工程，西南油氣田公司同步推進低碳智能改造，目標直指老井挖潛“最后一公里”。產量微、位置偏、投入大——三個“不經濟”疊加，使中壩27井成為“低成本智能化改造”的理想樣本。

2024年10月29日，中壩27井完成“脫胎換骨”的改造，成為江油作業區數字化平臺100%覆蓋率的最后一塊拼圖?！敖湍Ｊ健庇纱酥饾u成型，成為西南油氣田公司老區老氣田數字化轉型、開發模式轉變的生動注腳。

支撐這一升級的，是一套自給自足的智能系統。其奧秘體現在三個層面：

——能源自主。一組新型光伏板為整個井站供電，配合智能能量管理系統，將蓄電池分為“一用一充”兩組，最大化利用太陽能。經過完整年度測試，該井光伏系統年平均供電可靠率達98.7%。

——智能感知。井口安裝低功耗無線壓力變送器，通過4G網絡將數據實時傳回生產網，實現地下、井筒、地面的生產動態實時感知，關鍵數據實現電子巡檢。

——智慧生產。對于每天只需生產1.5小時的間歇井，智能閥門控制器根據設定程序自動開關，系統還會根據生產動態數據自動調整瞬時流量和開關井周期，單井年產氣量可提高5%至20%。

數字化與智能化的融合，深刻改變了員工的工作方式?！斑^去每月翻山越嶺跑井，如今坐在作業區就能管控，效率大幅度提升。”江油采氣作業區運維保障班班長龔雪萍的感慨，道出了轉型后的變化。員工的工作重心從頻繁跑井轉向“遠程監控+智能巡檢+數據分析+異常處置”，現場作業更多集中在定期巡檢和設備維護。

為此，西南油氣田公司配套了分層培訓體系，覆蓋管理層、技術骨干、一線操作員工三個層級，分別側重于數字化管理思維、數據分析技能、智能終端操作，確保各層級員工都能跟上轉型步伐，真正實現“人少高效、精準運維”。

“江油模式”并非孤立的井站改造，而是西南油氣田公司老區老氣田“壓艙石工程”的縮影。

“一次開發的效果決定氣田命運，而穩產增產措施則是延緩遞減、提升采收率的關鍵?！蔽髂嫌蜌馓锕練馓镩_發管理部油氣藏一級主管方圓表示，圍繞穩固常規氣壓艙石、夯實頁巖氣增長極、打造致密氣新陣地三條主線，公司全面推進壓艙石工程，將綜合遞減率控制在8%以內，明顯低于國內同類氣田10%的平均水平。

值得一提的是，老區老氣田自然遞減率高達15%以上，依靠增產措施對沖后，綜合遞減率才降至8%。這意味著每年需彌補7個百分點的減量，是一個相當艱巨的工程。對西南油氣田公司而言，這既是壓力，也是動力。

從江安經驗到江油模式，十六年完成管理哲學的飛升：江安解決“怎么摳出產量”，江油解決“如何低成本、可持續、高效率摳出產量”。而對于日產氣不足100立方米、改造成本遠超收益的超邊際井，西南油氣田公司選擇有序關停，集中資源攻堅潛力井，堅守效益開發底線。

據統計，“十四五”期間，西南油氣田公司老區老氣田累計產氣量達216.9億立方米。特別是2025年，在全面建成500億立方米戰略大氣區的征程中，老區老氣田以近50億立方米的年度貢獻，在總盤中占近一成份額。從昔日配角到核心壓艙石，老區老氣田的轉型杠桿作用日益凸顯。（作者：鄭海濤 張楚越 肖毅）