西南油气田分公司川中北部采气管理处通过科学开发、产能补充、管理创新和精细组织等多项措施，实现了台缘带灯四气藏连续4年稳产，年均生产天然气33.3亿方，累计生产天然气超133亿方。

坚持气藏科学高效开发

严格执行开发调整方案，2021年实现管理处范围内一、二期方案设计的52口建产井全部执行，开发井有效率100%；构建高磨台缘带灯四气藏动态监测体系，整体构建了包含压力、渗流、产能、连通性、水侵及堵塞评价的“一横两纵一环”动态监测体系，实现重点监测井和监测类型全覆盖，目前气藏已开展专项试井68井次（覆盖率92.3%），压力监测152井次、流体监测5400余样次；建立“日跟踪、周分析、月总结”及“三级动态分析+地质例会”的动态分析制度，建立常态化“三级”动态分析机制，科学指导措施实施与生产优化，年均召开各级动态分析会、措施论证会20余次，为生产组织调整、工艺措施论证等做好技术支撑；围绕“三结合、三统一”推进对标常态化，确立“巩固优势指标、提升差距指标”专项行动，推动提升对策现场落地，连续四年管理处在分公司对标排名第一。

强化气藏产量基础夯实

强化井位论证工作，为保障台缘带产能补充建设，提前开展储层精细描述研究，加强不均衡储量动用区和限制开发区的补充井地质目标评价，进一步摸清优质储层及剩余储量分布，并与地面条件相结合，落实补充井整体部署方案，整体可部署井位30口；细化随钻跟踪工作，在持续深化地质认识的基础上，提升地层卡层精细度，提升钻井效率，加强与实施单位的对接，强化水平井轨的实时跟踪，优化调整水平井轨迹，确保优质储层的钻遇率，提高单井产量，已投产3口井，补充产能60万方/天。

重构生产运行新体系

以数字化气田建设成果为基础，推动“多级调度+多中心站+单井无人值守”转变为“生产指挥中心+多气田无人值守”，构建起“四全”生产管理新模式，一线操服人员较数字化气田再节约近30%；推进新一代信息技术的应用赋能，搭建一体化协同工作平台，大力提升业务运转效率，打造形成了“天然气开发与生产一体化协同管控”新型能力，获得国家工信部两化融合AAA级评定认证，进一步推动开发生产转型升级向纵深发展。

强化气藏堵塞治理

建立堵塞数据库，深入分析堵塞主控因素，为气井堵塞研究提供基础支撑，2021年以来共发生57口井253井次气井堵塞情况，占投产井数89%，收集样品44口/127样次，建立堵塞物样品库，多方面数据分析对比，明确堵塞物以无机物为主，含量>90%，主要由FeS、FeS2等组成；加强堵塞治理技术攻关，完善含硫气井堵塞防治技术，开展不同类型解堵剂评价优选，将解堵剂溶解率从31%上升到76%，逐步优化试修流程放喷选井标准、压降控制，创新形成梯级控压放喷解堵工艺；建立井口、井下两套解堵技术体系，按照分级分类、由简到难的思路开展各类井口、井下解堵。自管理处成立以来，累计实施解堵措施558井次，累计恢复气井产能616万方，增产天然气量6.24亿方。

管理处将继续坚持科学开发、精细管理的原则，进一步优化生产组织管理，提高气藏采收率。同时，加强补充井部署及跟踪，深化气藏特征认识，落实剩余储量，夯实资源基础，为气藏的长期稳产提供有力保障，为公司决胜500亿贡献更大力量。（供稿方：川中北部采气管理处协同研究与信息中心 王立恩）