截至12月14日，长庆油田千口气井评价挖潜工程3年已完成关停井复产1183口，累计增产天然气32亿立方米，降低气田递减率超过2个百分点。
受特殊地质环境、开发配套工艺技术等因素影响，长庆油田前期开发井出现单井产量低且产量下降快的情况，低产低效井及关停井比例逐年增多，加之气藏区域分布较广，地处边远气井难以规模综合利用，井口维护成本居高不下。为此，长庆油田开展千口气井评价挖潜，通过强化老井综合治理、探索边远井综合利用模式，提高单井采收率和提升老气田储量动用率，降低气井井口维护费用，节省新建项目投资成本。
千口气井评价挖潜工程将开发工艺技术与老井治理深度融合，搜集2万余口老井钻、试、测、录资料，对超过2000口关停井和近5000口日产量低于1000立方米的低产井，进行精细解剖和评价分析；对测井情况、区域气水规律再认识；对解释结果重新定位；对其储层特征、井筒状况、气井产出物、采集输工艺等进行全流程剖析。
具体实施中，千口气井评价挖潜工程将“一井一工艺”落到实处。长庆油田采气一厂靖28-38H1井由于井下节流器失效导致停产，因采气树大小变径、法兰采用特殊变径法兰、油管构造较为复杂，措施难度极大。工程技术人员应用地质工程一体化运作机制，详细分析措施改造的影响因素，涵盖储层地质特征、开发现状，有针对性地编制方案，确保了挖潜的有效性。
在边远气井综合利用上，千口气井评价挖潜工程优选适用于长庆气田的“以小型橇装CNG和小型橇装LNG有效组合”边远井综合利用工艺模式，治理边远井67口，有效盘活存量资产，成为气田上产的有效补充。
千口气井评价挖潜工程还将效益评价贯穿于地质选井、工作量安排、方案制定、施工顺序等挖潜中。“我们通过对预开展的措施进行效益精细评价，充分考虑措施投入产出比及内部收益率，优先实施效益好的措施，实现效益最大化。”千口井挖潜工程运行管理室负责人王志刚介绍。目前，千口气井评价挖潜工程项目产出投入比为4.8，比2018年增长60%。
