截至7月31日，中国石油西南油气田公司老气田产量同比增产8.6亿立方米，老井综合递减率降至10%以内，老气田开发指标持续箭头向上。

老气田是指已建成开发方案设计规模，处于稳产阶段或递减阶段的常规气、致密气和页岩气田。今年以来，西南油气田公司针对老气田储量动用程度低、井筒超深且井下复杂、地面系统老化等开发技术难题，传承并固化老气田“2344”稳产提效工作思路，通过系统实施“本源、技术、量效”六字工作法，夯实工作基础、做精气藏研究、做细气井措施、做好管理提升，效益稳产持续向好，筑牢老区气田“压舱石”根基。

夯实基础，抓好“本源”的落实。抓好基础资料，完善气藏、气井的信息化知识库，实现全覆盖、多专业融合，确保资料准确及时，为精准实施措施提供数据支持。抓好精细气藏描述，完善技术体系，明确提高采收率方向，安岳气田精细刻画岩溶缝洞储集体剩余储量分布，支撑产能高效有序接替；长宁页岩气田精细刻画二次井网有利区，保障气田接替稳产；致密气藏通过刻画河道剩余储量部署，支撑气藏高效稳产。抓好对标管理，建立提高采收率潜力评价及老气田气藏级对标体系，通过常态化对标管理、考核，找差距、抓改进，为老气田精准“把脉问诊”，为老气田稳产提效打下坚实基础。

攻坚克难，推动“技术”的进步。集中攻克难点卡点技术和关键技术，建立全生命周期治水开发技术体系，磨溪LWM组气藏应用“防控堵排解”五步治水法后，连续9年高产稳产。完善挖潜采气工艺，超深井作业突破7000米；长宁页岩气田推广复合稳产新措施30余个平台，月产量递减降至2.7%。强化堵塞防治技术攻关，实现DY组堵塞风险预警管理，上半年解堵及预防解堵次数减少41%，恢复日产能190余万立方米。强化集输系统管网模拟与优化调整技术，安岳高磨区块整体降压0.2至0.7MPa。加速CCUS-EGR技术攻关，卧龙河气田试验有望提升采收率。

一体协同，助力“量效”的提升。注重地下井筒地面协同发力，系统开展老气田措施增产、产能维护及地面优化调整等增“量”组合拳，最大限度盘活老井潜力。上半年已实施排水采气、更换管柱等工艺措施1442井次，维护气量超40亿立方米，措施增产气量23亿立方米，守牢老区稳产基本盘。推进“数智化”气田建设，采气工艺智能管理平台使措施响应速度从“数天”缩短至“数分钟”。坚决贯彻先算后干、算好再干，事前算赢、成本倒逼机制，长宁页岩气田采取规模采购、市场竞争的措施，气举单价降低50%以上，实现老气田“少投入、多产出”高效开发。