北京
老区老气田曾是油气开发领域公认的难题：开发周期长、地层压力低、单井产量小、水淹问题突出，加之无新区块可接替，一度被看作效益有限的 “鸡肋业务”。面对双重挑战，中国石油西南油气田公司以精细管理与数字转型为抓手，成功让老气田实现 “逆生长”，走出一条稳产增产、高效低碳的特色之路。
从人工到智能：江安经验接力江油模式
在四川盆地龙门山脉深处，江油作业区中坝 27 井依靠一块太阳能光伏板实现独立运行，低功耗物联网将生产数据实时回传中心站，智能排液、自动间开、远程监控一应俱全。这口曾经需要员工徒步巡检的老井，如今成为无人值守的智慧井站，改造后年产气量提升 12%，运维成本下降近三分之二。
时间回溯到 2009 年，蜀南气矿江安作业区在无新井、无新增区块的条件下，依靠人工精耕细作实现连续 8 年增产，日产气量从 26 万立方米增至 34 万立方米，形成享誉公司的 “江安经验”。从江安到江油，十六年迭代升级，开发模式从人力深耕迈向数字智能，不变的是 “不弃老井、不遗余气” 的坚守与担当。
江安经验：一井一策挖潜老气田极限效益
四川盆地作为我国天然气工业摇篮，开发已逾半个世纪。以蜀南气矿为例，累计发现 50 余个气田，探明储量采出程度达 70%，70% 气井水淹、60% 为低压井，产量自然递减率一度高达 20%。江安作业区可采储量采出程度更是达到 95.67%，几乎走到开发尽头。
凭借 “不是气尽了，而是有气采不出来” 的信念，江安团队创新推行一井一法、一田一策，通过注剂排液、关井蓄压、优化地面系统等 “土洋结合” 举措，每年从老井中 “抠” 出 2900 余万立方米增产量，打破老气田无潜力的刻板印象，为川渝百余座老气田挖潜提供范本。
破局升级：从 “人盯井” 走向 “系统智控”
依靠人工经验的管理模式在运行十余年后遭遇瓶颈：技能人员新老交替紧张、运维成本攀升、偏远老井难以覆盖。西南油气田气田开发管理部副主任何冰表示，人力潜力有限，必须向数字化、智能化要答案。
2011 年起，公司启动生产信息化建设，至 2022 年信息化站场覆盖率达 92%。2023 年，借助老气田压舱石工程，公司聚焦偏远低产井这一最后 8% 的 “信息孤岛”，以低碳智能改造打通老井挖潜 “最后一公里”。
江油模式：光伏 + 物联网打造低碳智慧样板
2024 年 10 月，中坝 27 井完成改造，标志江油作业区实现数字化全覆盖，“江油模式” 正式成型。该模式以三大核心优势领跑老气田开发：
- 能源自主：光伏供电可靠率达98.7%，实现自给自足；
- 智能感知：低功耗物联网实时传输数据，全流程在线监控；
- 智慧生产：自动开关井、智能调参，单井产量提升5%—20%。
转型之后，员工从翻山越岭跑井转为远程监控、数据分析与精准运维，公司同步搭建分层培训体系，保障全员适应数字新模式。通过系统推进老气田压舱石工程，西南油气田将综合递减率控制在 8% 以内，低于国内平均水平。
从江安到江油，开发理念从 “尽力挖产量” 升级为 “高效低成本挖产量”，对无效益边际井有序关停，集中资源做强潜力井。“十四五” 期间，公司老区老气田累计产气达216.9 亿立方米，2025 年贡献近 50 亿立方米，在 500 亿立方米战略大气区建设中占据重要分量，从昔日配角成长为能源保供硬核压舱石，为全国老气田高效开发提供可复制、可推广的西南方案。
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