今年以来，西南油气田公司突出效益导向，加快转型升级，气田开发持续向气田经营深入转变，落实“先算后干，算好再干”的经营气田管理理念，着力提升效益开发。截至4月21日，今年天然气产量达到112.3亿立方米，其中常规气单井产量同比提高30%，在复杂区块内页岩气井均EUR基本持平，气田效益开发成效显著。
西南油气田公司狠抓产能建设控投降本，严把方案设计审查关，突出方案的技术性、经济性、系统性和安全性，按照项目的经济效益优化排队，实施成本倒逼机制。今年3月安岳气田高磨地区灯四气藏两期开发建产圆满收官，公司用方案设计双18亿立方米的工作量建成了60亿立方米的产能规模，实现气藏开发从“边际效益”到“效益开发”再到“高效开发”的两级跨越。
加强页岩气效益建产，持续向技术经济一体化转变。从追进度转向追效果，今年面临深层页岩气高温、高压、天然裂缝复杂性等问题导致一大批气井生产效果未达预期，公司放缓了开发进度，通过多次技术研讨会诊，调整试油、压裂等方案，阳101井区新的一大批气井生产效果取得明显提升。中深层页岩气从放压生产转变为了控压生产，并采用小油嘴生产，确保了页岩气单井EUR有效提升。强化市场化竞争机制，今年出台了《川南页岩气“十四五”效益建产二十三条措施》，加强钻井“日费制”管理，严格管控单井投资与建产井完全成本。
着力老区气田稳产保效，公司依靠技术进步和管理创新，牢牢抓住提高储量动用率和采收率这个牛鼻子，突出稳产保效，精准施策，老气田综合递减率控制在8%以内。优化地面系统运行，持续开展川东管网降压降耗，年节约燃料气35万方、年增产760万方，远期可多采气近5亿方，提高采收率0.73%;遂宁净化公司、剑阁净化厂实现两年一修，增加处理量4.8亿方。老区气田持续开展“关停并转减”工作，减少年运行成本1亿元，降低人工成本约4800万元/年。
深入推进数字化转型发展，公司构建起“全面感知”的物联网系统，场站数字化覆盖率达92%。加大推进“中心站+无人值守站”管理，压减9个作业区(运销部)，人均天然气日产量由0.75万方增加至1.0万方，增幅33%。成立川中北部采气管理处，在川东北气矿、川中油气矿磨溪开发项目部分别开展次新区、老区转型试点，初步搭建起适应“油公司”模式的扁平化管理架构;推行产能建设新模式，重点地面工程建设实行“1+1”建管模式;井工程项目实行“公司-事业部”两级管理模式，实现专业化运行。据悉，西南油气田公司坚持走高效益的经营管理之路，坚持创新驱动，深化提质增效，全力打造天然气全产业链创新创效标杆企业。(邱令 杨长城)
