2022年，川中油气矿立足老区稳产，围绕“技术可采转化为经济可采、无效产量转化为有效产量”两个原则，加强科研攻关，强化措施挖潜，优化地面配套，实现老区全年生产天然气7.55亿方，较公司奋斗目标超产0.45亿方，综合递减率有效控制在4.1%。

加强科研攻关。针对磨溪气田储量动用不均衡、井筒积液严重、井筒腐蚀严重、井下节流器打捞难度大等问题，开展《磨溪嘉二气藏高精度数值模拟及剩余储量动用研究》、《磨溪区块雷一1气藏提高采收率工艺现场试验》技术攻关，建立磨溪嘉二气藏高精度数值模型，开展数值模拟，弄清剩余储量分布，编制嘉二气藏复产方案，通过分公司批复，预计日增产气20万方；优选出磨溪雷一1气藏试验目标井20口，摸索出雷一1气藏不同影响采收率的制约因素条件下的对应措施技术系列，总结归纳出一套适合雷一1气藏提高采收率关键技术系列，可直接在气藏全面复制、推广应用，为后续气藏高效开发及提高采收率措施选井提供依据和支撑。

强化措施挖潜。立足气井本身，全面摸排气井剩余储量、压力、井筒、管网、隐患等现状，制定潜力井筛选原则，建立筛选工作流，在关停井复产、原层挖潜、老井上试等挖潜方面多措并举，开展化学排水采气45口井、柱塞气举6口井、酸化解堵6口井、打捞井下节流器3口，全年增产1.22亿方，完成年度计划5000万方任务目标的244.25%。此外，从老区生产异常井、关停井共计271口井中优选出具有较大潜力的22口井开展2023年试修论证，主要从区域地质背景、储层发育情况、气藏及单井生产动态、剩余储量分布，同时结合工程可行性、经济评价等因素，多方面进行分析论证，最终优选措施井5口、上试井2口，通过分公司批复，日增产气23万方。

优化地面配套。紧密结合气井输压低、现场无人值守等生产需求，通过气藏整体增压、气井智能间开，有效提高气井开井时率，实现天然气增产。龙岗气田受产水影响，井筒积液，井口油压递减快，实施气藏增压工作后，东线最高产气量达到19万方左右，相较于增压前增产6万方，同比增长近50%；全年通过“智能开关+控水生产”等手段实施关停井复产35口，开井率提升6%，贡献产量3300万方，有效降低关停井压力削减风险，油气矿2023年计划继续实施智能间开井32口，预计月增产气268万方。

党的二十大新征程已经开启，站在全新的历史关口，油气矿将凝心聚力擘画复兴新蓝图，团结奋斗创造历史新伟业，进一步强化勘探开发一体化，注重效益开发，推进理论、技术和管理创新，继续开展关停井复产、工艺措施挖潜重点工作，探索合作开发模式，力争实现2023年老气田全年增产天然气2.0亿方，为公司上产500亿、打造新时代双标杆企业作出新贡献。