中国石油网消息（记者 余果林 通讯员 郭智 王国亭）3月10日，记者从中国石油老气田“压舱石工程”阶段总结会上获悉，两年来，老气田“压舱石工程”九大示范项目天然气产量超目标近20亿立方米，综合递减率持续下降，单位完全成本保持稳定，实现了对产量和效益的全面正向拉动，有力支撑中国石油天然气业务率先实现高质量发展。

　　老气田作为中国石油天然气开发的主体，是实现持续稳产的重要基石。随着开发年限的增加，部分老气田面临着储量接替不足、水侵持续加剧、地面系统老化等现实挑战。2023年4月，中国石油启动了老气田“压舱石工程”，在长庆油田、西南油气田、塔里木油田以及青海油田“四大气区”优选了涵盖国内主体气藏类型的9个示范工程区，通过对现有开发体系进行全方位深层次升级改造和创新，最终形成可复制推广的高效开发模式，助推老气田开发水平再上新台阶。

　　老气田“压舱石工程”实施以来，各示范工程区围绕转变开发理念、创新管理体系、优化技术对策等目标，通过科学研判形势、顶层设计、统筹组织、跟踪优化等方式，实现了产量超预期、综合递减率有效控制和完全成本压降等阶段性成果，逐步形成了有代表性、指导性和可复制推广的气田开发模式。长庆油田针对不同气藏类型建立了三类稳产模式，老气田综合递减率持续下降；西南油气田通过开发调整实现质效双升，通过关键技术攻关与推广应用助力中深层页岩气开发；塔里木油田系统开展数模、物模实验研究，建立“气水单元”划分方法，指导精准治水；青海油田紧抓“控降递减率、提高采收率”两条主线，实现涩北气田稳产提效。

　　不同于油藏开发，气藏的本质属性决定了要确保一次开发的效果。专家介绍，“五重”技术路线是“压舱石工程”扎实推进的关键方法，高质量开发方案是实现气田科学开发的核心关键，全生命周期管理是实现气藏高质量开发的重要保障。要进一步提升气田开发效益与水平，仍需在精细气藏描述、完善多类型气藏高效开发调整模式、探索提高天然气采收率技术以及与人工智能技术深度融合等方面开展技术攻关，确保“压舱石工程”整体目标实现。

　　下一步，老气田“压舱石工程”将按照“三个一批、两个层次”的整体部署思路，加快推广当前老气田工程示范项目成果，提前谋划工程二期示范项目建设，进一步发挥示范引领作用，持续稳固中国石油天然气基本盘。