本报讯（记者宋艺洲 通讯员刘嘉华 白慧）深秋时节，随着气温持续走低，冬供备战已进入倒计时。作为我国最大的天然气生产基地，长庆油田把冬供当成最大的民生工程和保障国家能源安全的政治任务，坚持向科技要产能、向管理要效益，聚焦老井稳产、新井增产、数智精细管控等路径，把技术创新的“含金量”源源不断地转化为保供的“含气量”。
　　老井挖潜是科技增气的重要“战场”。苏里格气田低产低效井占比超60%，持续稳产压力加剧。长庆油田开展低产气井措施挖潜关键技术研究，攻关致密砂岩浅层气、常规气提产技术，持续迭代升级技术政策，多措并举提升致密气次产层挖潜效果。记者获悉，10月26日，苏里格气田1口低产低效老井实施查层补孔后，初期日增产气量达2万立方米，老井挖潜增产成效明显。自2019年以来，苏里格气田累计实施查层补孔井114口，井均日增产气量达0.85万立方米，让“沉睡”老井“重焕青春”。
　　此外，长庆油田通过技术突破打开产能接替新空间，向新井要增量。10月19日，长庆油田投入试采的10口煤岩气（深层煤层气）无砂压裂试验井累计产气量达5565万立方米，标志着这项新型无砂压裂技术告别初期试验阶段，迈入工艺成熟、可规模化推广的新阶段。煤岩气（深层煤层气）储层条件特殊、开发难度大，长庆油田技术团队创新推出无砂压裂新技术，对比常规加砂压裂，单井直接节约施工成本300万元，实现增产、提效、降本三重突破。“我们今年还在米脂北区块集中部署9口井，开展无砂压裂扩大对比试验。”油气工艺研究院气田压裂技术研究所所长马占国介绍。
　　从“人盯井”到“数管井”，数智化正在重塑千里气区的生产方式。长庆油田搭建全域覆盖的气井智能物联网管控架构，实现气田全生命周期精细化、智能化管理。通过气井智能管控升级，气井单井常规措施有效率提升至86%，生产管理成本下降35%，年增产天然气达6.5亿立方米。在采气二厂作业二区，数字化技术员刘婷对数智化转型带来的变化感触颇深：过去驻站时每两小时就要巡检一遍，如今传感器和摄像头把数据实时传回指挥中心，出现异常情况自动报警，气井管理由分散驻守转向集中管控，有效提升了气井全生命周期的生产效能。