今年年初以来，西南油气（油气行业分析报告）田针对老区气田剩余储量动用难度大、气井压力和产能低且普遍产水、井下和地面系统状况复杂、单位完全成本高等诸多开发难题，狠抓精细管理、技术创新，深度挖掘老气田潜力，确保天然气“颗粒归仓”。
狠抓开发大调查工作，摸清剩余资源潜力，增加老区持续稳产的“底气”。西南油气田系统推进开发大调查和“三结合、三统一”动态分析，实现“全面摸清家底、系统评价潜力、科学制定对策”的工作目标，为老气田长效稳产奠定坚实基础。目前，已完成300个以上气藏剩余可采储量、34个滚动勘探区块的扩边潜力调查工作;完成2400口关停井、未建产井的潜力再排查，形成包含554口气井的挖潜项目池;完成136口关停井复产工作，增产气量达1.3亿立方米，同比增加5000万立方米。
西南油气田突出效益导向，组织开展提质增效专项行动，提升老区效益产量比例。西南油气田在中坝39井进行智能开关井改造，预计年增加天然气50万立方米。同时，西南油气田将这项技术推广应用到35口井，节约用工成本332万元，推动效益产量持续增长。
为实现老气田长效稳产，西南油气田狠抓工艺技术进步，提升措施增产效果。根据不同区域特点与难点，加大研发力度，不断探索实践，形成铁山14井“气举+泡排+解堵剂”排水采气复合工艺、磨149井“控水采气”、黄家场气田“负压采气”、板东6井“老井上试与滚动扩边拓层评价相结合”等一批实施效果好、推广价值高的挖潜技术，提高了老气田的整体挖潜效果。
同时，西南油气田坚持“优势互补、高效挖潜、合作共赢”的合作理念，拓宽效益挖潜途径。通过加强与科研院所合作、引入外部资金等方式，破解老井挖潜面临的难题，促进储量从技术可采向经济可采转变、产量由无效向有效转变“两个目标”的实现。今年年初以来，西南油气田推进合作挖潜项目56项，增产气量已达5000万立方米以上。