近日，西南石油局对勘探报废井元坝15井实施井筒修复后，对潜力层长兴组底部滩相储层射孔酸化测试获得高产，日产气51.95万立方米。该井是元坝气田今年投产的第3口高产井，新增产能3亿立方米/年，新增可采储量30亿立方米，进一步夯实了元坝气田持续高产稳产基础。

持续加强气田“四精”管理。不断深化气藏开发规律认识和差异化配产、防控水等开发对策研究，持续加强气井全生命周期排采管理，实施“一井一策”，定期对每口生产井进行“健康体检”。针对高产气井进行精细分类，分井施策、分类管理，单井最高日产量超75万立方米，共15口井单井累产超10亿立方米。针对含水气井开展见水时间预测、水侵早期识别及水侵动态评价等技术攻关，提出了生物礁底水气藏“早期延水侵、中期控水锥、后期防水淹”的差异化防控水方法，气井无水采气期延长6—30个月。

持续加强精细调整部署。不断深化超深多期叠置小礁体内幕精细刻画、剩余气精细表征与高效动用技术攻关，实施新调整井及侧钻井均实现高产高效。建立“储层构型”约束下的高精度三维地质模型和“双元融合”流体精细表征方法，建模数模一体化评价落实剩余气潜力区，建立剩余气潜力评价指数对潜力区进行定量评价，结合工程条件提出部署新井、实施侧钻或复查挖潜等动用对策。攻关潜力区多期叠置小礁体内幕精细刻画，部署新井元坝102—5H，设计长水平段、多个靶点以提高井控储量，攻关滑动导向轨迹精确控制技术，实现了超8000米深水平“一井两期多礁”长穿薄优储层，攻关多礁体非连续甜点均匀布酸技术，测试获日产气71.5万立方米。精细评价潜力区剩余未动用储量及可采储量，对元坝103—1H井实施短小井眼侧钻，恢复产能1亿立方米/年。

持续加强滩相难动用储量动用。积极开展滩相难动用储量潜力评价及动用对策研究，差中选优，地质－工程－经济一体化评价，实施老井挖潜以实现储量动用。针对长兴组中下部多期滩相储层，深化沉积演化模式、储层发育特征及气水分布关系研究，攻关滩体展布刻画及储层精细预测，建立滩相气藏三维精细地质模型及数值模型，地质－工程－经济一体化评价落实未动用储量有利目标区，优选位于古地貌较高、优质储层较发育的元坝15井实施老井复查挖潜，井筒修复后测试日产气51.95万立方米，投产后可新增动用储量18亿立方米，新增可采储量12亿立方米。

 截至目前，元坝气田累计产气超315亿立方米，向川气东送沿线六省两市70多个城市供应超260亿立方米天然气，预计气田年产近40亿方混合气可连续稳产10年以上。