资讯  今年以来，油气田深入学习贯彻习近平总书记视察胜利油田和九江石化重要指示精神，以增储上产为工作重心，强化组织运行，细化过程管控，聚焦提质增效，截至12月18日，完成油气当量238万吨，提前13天完成全年生产任务，预计全年完成油气当量247万吨，同比增加10%，展现出良好上产势头。

今年以来，泰州采油厂精细水驱油藏开发，全面提升精细高效开发水平。全年注采调控21井次，增油2013吨。以注采完善、井筒治理为重点，实施防砂、酸化、大修5口、转注2口，实现年增油2247吨。在完善井网、注采调控同时，同步开展注采调控工作，实施补层3口，年增油2383吨，注采调控21井次，年增油1759吨；优化气驱开发，开展措施复产及层系接替评价5井次，年增油2887吨。加强页岩油管理工作，及时针对页岩油衰竭开发后期能量不足的问题，开展沙垛1井万吨级二氧化碳快速压注增能试验，累计增油6600余吨，预计提高单井EUR 0.78万吨，实现了继注水吞吐后又一页岩油后期补能方式的重大突破。积极开展新技术的运用。首次在顾3-1井成功实施两级三段无缆智能分注工艺，改变传统人工测调模式，为精细注水提供支撑。扎实推进基础设施建设工作，在优化西边城、北汉庄、南华、吉沟等集输系统同时，新建海安35千伏安电网、溱页1平台、红201-2双回路10千伏安电网，为页岩油压裂投产提供保障。与此同时，加快新能源运行，快速完成草舍1.2兆瓦分布式光伏发电项目，预计年发电量约130万千瓦时，节约400吨标煤，减排1200吨二氧化碳。

重庆页岩气有限公司以新区建产和老区稳产为抓手，累产页岩气超15亿立方米，同比增长13%，完成了全年生产经营指标。滚动建产东胜北，开展天然裂缝精细描述优化压裂策略，全年新投产井12口，平均测试产量8.1万立方米/天，平均试采产量5.20万立方米/天，产能、效益双达标。老区焕新平桥南，优化高陡背斜区立体开发井网模式，精细地质描述刻画天然裂缝、地应力等平面分布特征，深化天然裂缝综合运用，下部加密井控规模适度改造，中部气层井强改造支撑提高裂缝导流能力，投产加密井12口，平均测试日产9.9万立方米，平均试采产量5.23万立方米，同比方案提升5%。精细管理控递减。强化系统分析控递减，开展“生产制度管理、措施工艺应用、地面系统调整、井间干扰防控”四项关键日度分析工作机制，实行气井全生命周期管理。以目标为导向，滚动调整产量计划。在胜页2HF、胜页7HF等4口井开展无线温压实时监测，建立健全高产井预警管理机制、异常井管控机制。优化调整压缩机运行，根据气井生产情况在22个平台停用24台压缩机，同比减少电费580万元。深化工艺措施控递减，注重动态监测资料的录取和深度应用，全年累计实施3类16项措施共计1080井次，措施有效率达97%，累计增气达1.2亿方，老井综合递减率19.9%。

临汾煤层气分公司紧紧围绕油气田煤层气发展战略，坚持创新引领发展延川南，抢抓机遇走出延川南，科学研判气田稳产上产形势，统筹谋划年度工作任务，按照新井扩建和老井挖潜同步靠前发力、新区勘探重点保障思路，一方面评建一体高效实施产能扩建，10#煤薄煤层水平井开发最高日产超过6万方，稳产超5万方，证实太原组薄煤层开发潜力，形成薄煤层开发工艺技术。利用10号煤定向井开发井网加密评价2#煤剩余储量，初步落实2#煤井间未动用储量97亿方。新井日产气量达到18万方/天，产量贡献3400万方。强化老井措施选井及工艺优化，提升增产效果，优先在10号煤有利区开展下返调层，同时优化压裂施工砂比和液量，共开展27口井调层压裂，日产量达到10万方/天，年累产2250万方，保障老井综合递减率降至10%。另一方面深化晋中地质认识，持续攻坚河西协调，新区拓展取得积极进展。针对晋中区块煤层“高含气、强吸附、难解吸、强滤失”地质特征，持续开展工艺攻关，两口探井单采15#煤日产气均突破4000立方米，完成了年度各项任务指标。

（沈志军 李伯尧 耿捷 何能举 张道宏）