中国石油西南油气田公司重庆气矿以“效益开发为第一刚性指标”贯穿工作始终，聚焦老气田挖潜、地面管网工艺优化、管理赋能创新等关键问题，多措并举推进老气田效益开发，为公司决胜500亿贡献重矿力量。今年1月1日到5月12日，累计生产天然气超12亿立方米。
重庆气矿深挖老井潜力，精细措施挖潜，提升气田采收率。深化开发大调查，系统梳理200余个气藏“地层-井筒-地面”关键数据信息，精准识别低渗区、水侵带等难动用储量，严守“气井有潜力、地面有出路、经济有效益”准则，优选12口关停井开展复产工作，成功复产来1井等4口老井，一季度累计增产超100万立方米。
此外，持续深化地震老资料、测井曲线研究，寻找上试潜力井，“以点带面”推动资源发现，推动川东地区二三叠系勘探突破。2025年完成5口老井上试目标论证，新获批复实施4口，天东017-H8井、邻北2井上试获工业气流，一季度累计增产超130万立方米。
重庆气矿强化责任担当，科学集输调配，最大化发挥气田产能。创新“干线+气田”混合运行模式，进一步巩固万卧线提硫运行、原料气管网及净化厂降压运行试点成果，通过干线降压改造与集中增压调配，破解高含硫老井外输压力高、新井产能释放受限难题，实现万卧线日输送气量增加30万立方米。
同时，统筹部署净化厂检修期间停气施工，通过优化施工现场管理、严格落实风险管控措施、细化停气碰口组织等措施，高质量完成碰口点20余处，腐蚀检测等功能性完善9处、自控系统、仪表故障处理5处，一季度检维修项目累计减少气量影响超500万立方米。
重庆气矿强化效益评估，坚持管理赋能，凝聚起全员创效合力。以效益评估为核心抓手，以管理创新为驱动引擎，构建“全员参与、全链条协同、全要素挖潜”的创效体系。不断推进措施增产类项目决策评价体系的建立，坚持“先算后干、算赢再干”原则，构建页岩气开发、储气库建设等专项效益评价模板，完成抢险队车载压缩机运维、黄202井区“一机四举”推广应用等重点项目效益评价。
不仅如此，深入推进阿米巴管理模式应用，推行“划小核算单元、量化创效指标、全员利润激励”机制，实现“人人扛指标、班班算细账”，将阿米巴经营目标的完成情况与绩效及推先评优等紧密挂钩，提升考核的激励效能。
（区舫 李传富）
