西南油气田中坝气田成功实现三年“零递减”

截至2025年底，西南油气田公司中坝气田开发52年再获新突破，全年累计生产天然气较2023年增产0.13亿立方米，成功实现连续三年“零递减”，为老气田效益开发打造了可复制样板。

针对气田地层压力低、气井带液困难等核心难题，西南油气田公司构建“精谋划、严管理、深总结”闭环工作体系，创新推行“地层+井筒+地面+生产管理”四维评价模式，遵循“工艺简单、费用较低、效果最好”原则，精准筛选中坝气田28口挖潜气井，编制专项实施方案并制定36项针对性措施。

以深化气藏再认识为核心，持续挖掘老井增产潜力。针对储层致密但地层压力高、开发潜力大的中坝27井，遵循“地质-工程”一体化理念实施须二段加砂压裂改造，测试获日产5.6万立方米工业气流，新增动用储量约1.2亿立方米，成功拓展老气田挖潜新区块。因地制宜创新技术应用，在中坝47井组、川19井等区域推广车载、橇装气举技术；在中坝9井、51井试点喷射增压工艺；大力普及自动间开技术，提升气井开井时率，同步完成7项地面工艺优化、120余次气井生产制度调整，确保天然气产量“颗粒归仓”。三年间累计增产天然气千万立方米，让老区气田充分发挥产量“压舱石”作用。

精细管控筑屏障，数智转型提效能。建立“日跟踪、周分析、月总结”动态管理机制，对潜力气井实施“一井一策、一井多策”精准管控，最大程度挖掘生产潜力。优化回注站、转水站泄车流程，实时跟踪回注效果，保障气田水“采得出、注得进”；科学规划轻烃装置大修，增设旁路流程，实现“边检修、边生产”，大幅降低施工停产对产量的影响。加速推进数智化转型，提升巡检质效，搭建集中调控体系，探索“作业区直管气田”新模式。牢固树立安全红线意识，全面推行“最小单元工作法”，打通安全管控“最后一公里”，实现生产现场与施工现场QHSE风险全面受控。