开栏的话： 在“十五五”开局之年，中国石油党组精准落子、靶向发力，打出“人工智能+”、储采比稳定、生物制造、处僵治困“四个专项行动”这套硬核组合拳，全速开启高质量发展新征程。从筑牢能源安全“压舱石”，到抢占数智时代的“制高点”；从破解传统化工的“绿色密码”，到打好处僵治困的“攻坚战”，这既是直面关键挑战的“破局方案”，更是赢得未来发展的“先手棋”。

　　围绕党组中心工作，服务企业发展大局，即日起，本报正式推出《扎实推进“四个专项行动”》全媒体专栏。我们将直插基层、扎根一线，在蹲点调研中“捞干货”“找痛点”，在典型挖掘中“晒经验”“亮启示”。近期将陆续开设四个子栏目。四个子栏目，四种打开方式，各有侧重，各显特色。今日推出《解码“储采比稳定”》专栏，敬请关注。

　　解码“储采比稳定”

　　能源安全，国之命脉；资源根基，企业之本。中国石油党组立足保障国家能源安全大局，将“高水平储采平衡”提升至新高度，明确“十五五”油气勘探开发目标，大力推进“储采比稳定工程”。为生动展示上游业务攻坚实况，《解码“储采比稳定”》专栏的记者深入勘探开发战场前方，拆解数据内涵，透视变化趋势，图解攻关路径，用可触可感的新闻产品，记录属于石油人的时代荣光。

　　背景链接

　　四川盆地是中国天然气工业的摇篮，开采历史超过半个世纪。以蜀南气矿为例，60多年里发现了50多个气田，探明储量采出程度达70%，70%的气井气水同产、60%是低压井，自然递减率一度高达20%左右。更棘手的是“三低”：低产、低压、低效，部分气井日产仅几百立方米，连成本都无法覆盖。“有气采不出”曾是整个四川盆地老区老气田的共性难题。

　　解剖中坝27井：年产气量提升12%，新增动用储量约1.2亿立方米

　　【病症】江油采气作业区是西南油气田老区的典型缩影，管辖着包括中坝气田在内的多个老气田。该区面临着十分复杂的挖潜难题：

　　地理条件恶劣：最远井站单程车程超3小时，雨季塌方、冬季结冰，巡井路险象环生，以中坝27井为代表的一批偏远老井只能依靠人力徒步巡检。

　　人才断层严重：采气技能人员集中退休，技能人员迭代断层，年轻员工经验不足，“人盯井”模式难以为继。

　　经济效益倒挂：随着老井持续衰老，单井产量不断下滑，人工与运维成本居高不下，部分井曾“产气即亏损”。中坝27井多年来靠自动开关井工艺维持生产，日产气仅0.2万立方米，一度面临关停风险。

　　【诊断】SEC储采比的核心是“经济可采性”和“持续开采能力”。江油采气作业区可以信息化升级和智能化改造解决老井资源能不能低成本、可持续地抠出来的问题：

　　一方面，当人才、管理等因素导致生产成本高于产出价值时，这些储量将被直接剔除出“经济可采”范畴，储采比的分子会进一步缩水。数字化改造可大幅降低运维成本，让储量的“经济性”重新复活，充实剩余经济可采储量。

　　另一方面，智能系统替代人工巡检，可突破人力覆盖的物理极限，实现老井的精细化管理。从SEC储采比的角度看，老井每多产一立方米气，就等于在没有新增勘探投入的情况下，直接补充了一方可采储量——这些被抠出的产量，恰是维持储采比最直接的手段。

　　【药方】江油作业区构建“互联网+油气开采”新模式，完成首批数字化升级，探索出一套自给自足的低碳智能方案：智能能量管理系统操控光伏板供电，年平均供电可靠率达98.7%；低功耗无线压力变送器实时传回数据，实现电子巡检，员工在中心站即可监控生产；智能阀门控制器根据程序自动开关，系统根据动态数据自动调整流量和周期。

　　2024年10月，随着最后一口偏远老井——中坝27井完成智能化改造，江油作业区实现数字化平台100%覆盖率。

　　【疗效】中坝气田开发52年后再获新突破，截至2025年底，全年累计生产天然气1.33亿立方米，实现产量连续三年增长，综合递减率连年下降。

　　改造后的中坝27井，从需徒步巡检的“麻烦井”，变身无人值守的“智慧井”。2025年产气量较上年提升12%，运维成本直降近2/3，新增动用储量约1.2亿立方米，成功拓展老气田挖潜新区块。

2025年西南油气田递减率数据图

江油采气作业区中坝气田综合递减率、年产气量、累计产气量变化图

中坝27井智能化改造后数据变化

　　从一口老井到一片老区：5年累计产气216.9亿立方米

　　一口中坝27井可以靠压裂和智能化“复活”，但放大到整个老区，难题是系统性的。老区老气田采出高、递减快，如不采取任何措施，自然递减率通常在15%以上。西南油气田以江油采气作业区为试点，给出了解法：把原本可能废弃的气，“算”出来，“抠”出来，“管”出来，走出了一条“向存量要增量”的稳定储采比之路。

　　在没有大规模新区发现的情况下，如果老区产量稳不住，储采比的分子（剩余经济可采储量）和分母（年产量）将双双承压：产量下降太快，分母缩水；老井废弃，剩余储量也随之清零。综合递减率越低，意味着油气田老井的产量下降速度越慢，稳产基础更牢固。同时，也反映出油田开发管理更高效，经济效益通常更好。

　　稳产本身就是稳储采比。稳住储采比，不能只靠新区上产。每一方从老井中多采出的气，都是在不增加勘探投入的情况下直接转化为剩余可采储量的有效补充。这种“向存量要增量”的思路，让老区挖潜从成本中心转变为储采平衡的稳定器。

　　西南油气田对老井资源开展多维挖潜工作：关停井复产，完善管网让“沉睡井”重获产能；老井侧钻新层，打开增储新空间；老区扩边，依靠地质工程一体化实现滚动开发再获高产；一井一策精准解堵，构建“预警—施策—管控—复盘”全流程管控体系，把每一口井的潜力抠到极致。同时，对日产不足100立方米的超边际井果断关停，守住效益开发底线。

　　“十四五”期间，西南油气田老区老气田累计产气量达216.9亿立方米。2025年，在全面建成500亿立方米战略大气区的征程中，老区老气田以近50亿立方米的年度贡献，在总盘中占近10%。今年一季度，西南油气田天然气产量同比增长8%，老气田再立大功——全区块实施各类工艺措施1234井次，累计实现措施增产气量9.57亿立方米，为一季度“开门红”筑牢了坚实的稳产根基。（通讯员 郑海涛 张楚越 肖毅）

　　记者手记》》》

　　采访中，一位老采气工说：“气田会老，但老了不是废了，关键看你怎么对待。”老区老气田的逆袭，从来不是情怀坚守，而是理性取舍与科学突围。

　　不放弃每一口潜力井，不轻视每一方天然气。当维护成本高于产出，果断关停；当经验遇上算法，不是取代，而是融合。

　　实践印证，“储采比稳定”不能只靠新区上产。老区每多挖潜一方气，整体储采平衡的底盘就稳一分。困局不困，因有破局之法；老井不老，因有创新之力。这不是浪漫的故事，这是真实的数学逻辑。