本报讯（通讯员 何涓涓 李传富）“2025年完成年度产量指标的100.64%，较2024年同期增加0.7亿方，增幅2.27%，连续两年实现气田挖潜稳产。”1月22日，中国石油西南油气田公司重庆气矿相关负责人谈及老气田管理时说。
2025年重庆气矿围绕采气工艺措施优化、地面集输管网效能提升、经济评价等重要领域持续发力，为挖潜稳产、降本提效提供全方位、高质量的技术支撑保障。
重庆气矿落实“选井—实施—评价”一体化挖潜模式，依据“地下有潜力、井筒有条件、地面有出路、经济有效益”原则，加强重点井跟踪与专项分析，形成针对性采气措施。累计筛查老气田潜力井1068口，论证并实施挖潜井171口。
2025年新上更换油管、排水采气等挖潜措施31口，实施动态摸排、精细调整泡沫排水、柱塞工艺制度及车载气举复产53口；完成老井上试和修井作业9口，实现措施累计增产气量超1.3亿方。同时，做好WSC储气库开工筹备和HCX储气库工程效益建产技术保障，推进储气库井工程建设。
此外，重庆气矿科学论证地面集输系统优化调整，为确保川东气田地面集输管网平稳输送调配做好科学决策。开展老旧含硫气骨干管网安全现状调研，完成隐患治理方案与重构建设规划；创新实施万卧线“干线降压+站场增压”模式，日增输气30万方，有效释放上游新井产能，年贡献产量超亿方。围绕产能部署与风险防控，完成SBZ区块CX组气藏增压工程等前瞻性论证分析、技术方案 39项，为后续工程高效运行提供决策依据。
在此基础上，重庆气矿深化技术与经济有机融合，依托效益跟踪评价与对标分析，推动投资结构精准优化。从开发技术水平、生产管理水平、可持续能力和经营效益水平四个维度对地面生产管理30项指标进行对标分析，提出改进措施。
2025年完成20余项投资与大修项目经济评价及已投运光伏电站等60余项后评价及效益复盘工作，有力支撑工艺技术改进与投资成本管控。开展重要装置设备运行效率调研，构建“技术适配优化+资源整合优化+流程机制优化”三位一体治理体系，系统破解设备效能瓶颈，为降本提效提供支撑。
