5月17日，重庆气矿与西南油气田公司工程技术研究院开展老井挖潜技术交流，进一步推动加快构建老区效益开发新模式迈上挖潜增产新征程。

突出老气田精益开发，不断强化老气田挖潜。面对70%以上的气田进入中后期开采，可采储量采出程度达75.09%，生产呈现SEC储量低、井口压力低、单井产量低“三低”的严峻形势，重庆气矿自2021年提出构建老区效益开发新模式，大力实施87项挖潜增产措施，全年增产天然气3.05亿立方米。

加快构建老区效益开发新模式，深化老井措施挖潜。重庆气矿与工程技术研究院开展本次老井挖潜技术交流，着重就页岩气精细控压生产技术在渝西页岩气井的带压作业、制氮气举等老井挖潜新工艺、新技术应用适应性等内容进行了深入交流和讨论。提前谋划技术应用，借鉴其它页岩气井应用经验，优选成熟设备，开展精细控压生产，积极打造页岩气井生产管理标杆。

创新投资紧缺形势下老区效益开发新模式，确保天然气“颗粒归仓”。开展重点气藏产量、递减率、开井率等精细对标管理试点，积极探索考核激励机制，加快推进天高线B段升级改造、三岔坪低压低产井开发、丹凤场须家河气藏挖潜等合资合作，力争10月底前建成投运天高线B段复线，充分发挥受限产能，确保效益产量最大化。深化老井措施挖潜，今年有望增产天然气1.36亿立方米。