步入2024年，面对全年既定的产量目标，重庆页岩气开采领域展现出了非凡的韧性与决心，特别是在应对老井井筒复杂挑战方面，采取了一系列创新举措，为西南油气田的高质量发展贡献了关键力量，助力500亿立方米产量目标的顺利实现。

　　为了有效提升老井复产效率，该领域首先聚焦于资料分析与方案设计的优化。通过广泛搜集近年来复杂井大修的相关数据，利用大数据技术深度剖析井下工具选用、修井液性能及修井工艺的合理性，将“地质工程一体化”理念深度融合于决策过程。针对老井中断落油管普遍存在的腐蚀、变形等问题，实施了“单井论证、一井一策、一趟一策”的精细化策略，并在修井前建立由建设单位、设计单位及承包商共同参与的三方讨论机制，确保方案设计既科学又具可操作性，为现场打捞作业提供了坚实的理论基础。

　　在现场管理方面，重庆页岩气开采领域同样不遗余力。通过引入“技术专家驻井指挥+一体化团队远程支持”的管理模式，实现了现场与后方的紧密联动。利用远程数据传输技术，构建了“小现场+大后方”的一体化实施与跟踪体系，实施“趟次跟踪-趟次分析-趟次优化”的打捞作业流程。针对井下断落油管，精确设定打捞过程中的关键控制点，根据打捞实况灵活调整打捞工具，严格监控入井工具质量、打捞悬重及卸扣等关键环节，确保打捞作业的高质量完成。

　　此外，技术交流与协作机制的建立也是此次老井复产成功的关键。围绕老井稳产目标，重庆页岩气领域前瞻性地规划了地质、工程、经济一体化的大修统筹部署，提前调配并明确了试修所需的机具设备。在油公司的技术主导下，组织了一系列大修技术交流会议，就修井技术参数、工艺选择、井下工具及工作液等方面与承包商展开了深入讨论，共同攻克复杂井大修中的技术难题。通过制定打捞技术决策树，充分利用生产与工程大数据分析，不断优化大修工艺，显著提升了大修井的作业效率与成功率。2024年内，成功完成了足207井这一复杂水平井的大修作业，新增产气量高达407万立方米，为区域页岩气开发树立了新的标杆。