老区老气田，在中国石油西南油气田公司中是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。老区老气田以稳产挖潜、提高采收率、延长经济开采期为主要方向。西南油气田公司在老区老气田开发中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，太阳能光伏板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。

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：把每一口井的潜力都抠到极致

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。”

江油模式：寻求低碳发展的路径突破

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。

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。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”。

“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。

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”。

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。

（郑海涛 张楚越 肖毅）