近日，川庆威远页岩气风险作业区年产页岩气达23亿立方米，连续六年实现稳产20亿立方米以上。

2024年，威远页岩气区块新井投产37口，其中33口位于威远东区，相比于传统建产区，该区储层减薄、埋深增大，产量效果不佳，产量目标实现挑战重重。针对此区应力条件复杂、建井成本提高、单井效果不及核心建产区等问题，川庆页岩气项目经理部双向发力，创立了“长水平段+高靶体钻遇率+多簇强改造”的东区地质工程一体化培育模式，同区域新井单井EUR优于早期实施的平台。

同时，划分立体开发有利区带，对威204H47平台4口井进行立体开发试验，使用错层靶体设计的方式部署平台，保证Ⅰ类储层钻遇率90%以上，大胆启用18方/分钟大排量压裂试验，并坚持“长段多簇+暂堵”的压裂工艺，成效显著，预测EUR0.94亿立方米。

此外，从减少气井压力损失、提高气井稳产能力等关键方面精细优化排采制度，匠心打造出一套“降出砂、控压降、平衡气水”的适度控压排采模式，成功将新井日压降控制在0.5兆帕以内，峰值产量达配产值，井均EUR提升12%。通过“返排实时诊断+精细排采管理+一井一策”组合拳，解决新井返排动态变化复杂、地层流体流动状态不确定性等棘手问题，改善单井生产效果。37口新井产量达到5.46亿立方米。

在老井稳产方面，威远页岩气区块老井占比高达89%，已逐渐进入低压低产阶段。该部从“一井一策”、井筒解堵、科研攻关入手，依据生产方式，把气井划分成水淹井、井筒异常井等类别实施针对性管理，制定涵盖主动间开复压、电驱循环气举等31项气井分类应对措施。为每口老井量身定制挖潜方案，坚持每日深入分析、每周系统小结、定期召开动态分析会，构建“全时段跟踪、全覆盖落实、全方位总结”的生产闭环管理体系，气井动态分析率达100%。

同时，聚焦井筒节流、堵塞问题日益加剧现象，采取“段塞加注+气举补压+焖井扩散+气举返排”的复合解堵方式，全年成功解堵90井次以上，平均单次日增产0.9万立方米，措施有效率超85%。针对页岩气“一口水淹死一口井”顽疾，该部引入内置传感器井下柱塞机器人，实现不关井自动升降排液，目前已实施6井次，日均单井增产超预期。通过重拳出击老井挖潜，老井综合递减率降至26%，创近三年新低，递减程度低于相邻其他单位、区块，老井产量达到17.54亿立方米。

管理创效方面也是“多点开花”。该部立足管理手段革新、管理责任压实、管理成效提升，打造了质量监督专班、老井挖潜专班、地质工程一体化现场支撑专班等创新精益管理模式，各专班优势尽显。在质量专班的监督指导下，威远区块2024年完成井筒质量验证37井次，井身质量、固井质量合格率均达到100%，首次获得井筒质量双百分。

地质工程一体化现场支撑专班持续关注“压前设计、压中调控、压后效果”等现场核心问题，聚焦地质建模迭代、压裂参数优化精研拓展、实施质量评估严控、套变压窜难题攻关、新工艺试验评价，达到充分动用资源储备、提升改造储层效果和井下复杂风险可控的目标。

该专班自成立六个月以来，已高效完成3个平台12口井294段的现场压裂支撑重任，套变率下降24个百分点，平台开发效果超方案预期。

此外，该部巧用CNG压缩机“小换大”策略、精细管理运输链路等连环妙招，圆满完成CNG回收回注工程，成功回收回注4711万立方米，为年度产量目标达成注入强劲动能。