时间进入5月中下旬，临近中国石油西南油气田公司“半年报”的交卷时间。身为上产重要领域的页岩气，正多维发力，力争交出亮眼产量“战报”，其中，作为“存量金矿”的老气田，为冲刺产量目标提供了重要支撑。

今年以来，西南油气田公司以数智化转型为引擎，深化采气工艺智能管控，通过采气工艺智能管理平台（POC）系统功能迭代与页岩气老井措施稳产日例会机制的双效发力，有效破解页岩气老井递减难题，推动页岩气老井产量超额突围。

截至目前，通过“智能平台+专家会诊”模式，西南油气田公司已开展工艺制度远程调优600余井次，页岩气老井日均增产超10%，日维护产气量超1000万方，为公司冲刺年度产量目标注入强劲动能。

构建智能管控“神经中枢”

气井管理效率提升80%

“前不久，我们通过采气工艺智能管理平台（POC）发现位于重庆的页岩气老井——足203H4-2井产量持续降低，生产波动较大，瞬产气量显著降低。”西南油气田公司工程技术研究院工程师杨智告诉记者，依托智能平台及时的信息反馈，为采取应对措施争取了不少时间。据杨智介绍，随后现场通过增加起泡剂用量，以及泡排加注时间每轮增加5分钟，使气井生产恢复平衡。

这是西南油气田公司护航页岩气老气井稳产的生动场景，也是该公司运用数智化手段实现天然气“颗粒归仓”的一次有效实践。

采气工艺智能管理平台（POC）自2021年12月上线运行，通过功能持续迭代升级，具备了气井动态跟踪分析、诊断、远程控制、效果分析等功能。

今年以来，西南油气田公司聚焦“全面感知、智能诊断、远程控制”，持续优化采气工艺智能管理平台（POC）功能，升级压差诊断、携液能力分析、增压气举一体化诊断功能等工况诊断算法与功能模块，风险自动预警准确率达90%以上。同时，还打通气田开发生产管理平台等系统数据联动通道，实现生产数据、工艺参数、诊断结果的多维联动分析，气井管理效率提升80%。

记者从工程技术研究院获悉，截至目前，采气工艺智能管理平台（POC）已累计接入气井4800余口，实现西南油气田公司气井全覆盖，累计调优近9000井次，有效强化对页岩气老井措施增产的支撑作用。

拧紧老井稳产“责任链条”

提出超1500余井次优化建议

今年以来，在西南油气田公司各页岩气老井的措施稳产战略制定的过程中，常出现一个新“智囊团”的声音。

自今年2月10日开始，通过联合西南油气田公司有关部门、研究院、气矿等多方力量，聚焦欠产井分析、工艺优化、异常井处置等核心问题，以“问题当日清、措施当日定”为原则，形成“动态跟踪—智能诊断—闭环整改”全链条管理，实现对老井的“云会诊”。

“问题不过夜”的初心，彰显的是拧紧老井稳产“责任链条”的决心。

记者了解到，今年以来，西南油气田公司已累计召开70余次日例会，对40余口高频异常告警气井进行专项治理，优化500余口井静态参数设置，完善点位数据200余口井。同时，还针对页岩气老井积液、井口压力异常变化等共性问题，累计提出1500余井次制度优化建议措施，形成“实时监测—快速响应—方案迭代”的高效处置模式。

当前，在“智能平台+专家会诊”模式的加持下，西南油气田公司页岩气老井产量目标已取得阶段性成效，但面对井况复杂、递减加快等挑战，如何进一步强化数智支撑实现“产量逆袭”？

下一步，西南油气田公司将深化POC系统升级改造，攻关井底流态分析、智能诊断机理模型等核心技术，将专业模型有机融合，推动采气工艺全流程数字化、智能化管控，提升动态分析效率。

同时，持续完善日例会机制，强化“生产异常—工艺优化—效果评价”闭环管理，继续发挥日例会工作机制的优势，及时解决气井生产过程中的各类问题和矛盾，开展进攻性工艺试验，以数智赋能推动采气业务全生命周期一体化管理，全力为公司高质量上产500亿目标保驾护航。