面对老气田自然递减加速的挑战，西南油气田重庆气矿把老井挖潜作为稳产增效的重要支撑，通过精准摸排、工艺攻关、机制创新、精细管护等措施，激活存量产能。截至11月5日，今年实施措施工艺井307口，累计增产天然气超6.5亿立方米。

重庆气矿对核心区域老井开展全覆盖摸排，逐井梳理压力衰减、井筒积液等生产痛点，建立差异化井况档案。综合运用老井复查、评层选井、上试补孔等手段，深挖原产层潜力、拓展新层位上试空间，为老井精准“把脉”，因地制宜“开处方”。

同时，针对水淹、堵塞、积液等老井顽疾，重庆气矿综合运用高压气举排水、泡排制度优化、解水锁、“连续油管解堵+酸化+气举排液”联合工艺、打孔增产、带压电缆穿孔等技术，逐井打通气流通道。同步实施集中增压开采、新建橇装脱硫装置、优化集输流程等地面配套改造，突破外输受限、压力不匹配等瓶颈，助力天东93井、云安002-2井、门西001-X4井等一批老井成功复产，产能得到有效释放。

此外，重庆气矿探索“工艺+模式”双创新路径，在天东76井首创阶梯式按效付费挖潜模式，以日增气量定结算，实现投入与增产效果合理匹配。建立气矿专家、开发管理部、技术所、作业区四级联动机制，深化与研究院等兄弟单位的合作，推动老井挖潜从“单打独斗”走向“协同作战”。

在此基础上，重庆气矿对复产井实行全天候动态跟踪，结合实时生产数据优化生产制度，配套智能化监测和无人值守管理，减少开关井频次，提升生产时率；加强设备巡检维保，做到隐患早发现、早处置。同时，系统总结相关实践，形成可复制、可推广的老井挖潜工艺库和管理经验，促进老井挖潜由集中攻坚转为常态长效。