今年1至5月，孤岛采油厂天然气生产势头强劲，交气量2649万立方米，较油田计划日历进度超402万立方米。

　　面对老油田天然气开发进入深水区的挑战，孤岛采油厂将地下的天然气资源划分为两类“精准画像”——一类是伴随原油开采“顺带”产生的溶解气，另一类则是独立成藏、需要专门开采的气层气。孤岛厂分类施策，打出提质增效“组合拳”。

　　针对溶解气，技术团队将重心从单纯“提产”转向深度“提效”。溶解气产量受原油产量制约，采油厂天然气管理项目组通过优化管网流向与用户结构，提升大网交气量。依托新建天然气计量系统平台，实时捕捉气量波动，结合综合分析、治理等措施降低气损耗，“十四五”期间输差率由7%降至4.8%。轻烃站变更运行方式，提升交气量。特别是河滩接转站，富余溶解气通过燃气发电供热技术实现“多能利用”，环保与经济效益取得双赢。

　　在气层气开发上，地质方面，采油厂对具备复产基础的高压长停井实施“一井一策”扶停措施，同步建立精准动态监测体系，优选单井配套工艺及地面设施进行挖潜。南21-斜801井面对射孔后大量出气的复杂情况，技术人员创新制定“气嘴控产+井口伴热进干”方案，目前该井已平稳生产46天，累计产气18.4万立方米。工艺方面，针对气藏易出水、出砂的难题展开攻关，推广应用多段塞高密实充填防砂、泡沫排水采气等成熟配套工艺，有效解决老井停产难题。同时，全面推进孤岛区域集气站外输管线改造工程，新建联络线，让原本分散的资源串珠成链。

　　数智化赋能也为天然气增产注入强劲动能。孤岛厂针对性地配备视频监控系统，加快无人机智能巡检系统的落地应用，精准排查天然气管线泄漏隐患，提高生产效率，筑牢安全管理防线。在此基础上，该厂以“数据+平台+应用”为全面支撑，推动天然气系统管理能力整体跃升。

　　在追求产量的同时，孤岛厂还精打细算，将“低成本发展”理念贯穿始终。今年，该厂大力推进自产气替代返输气与地热替代外购热工程，垦119等集中拉油点的溶解气经处理后直接接入返输气管网，可替代返输气16万立方米/年，减少用气成本29万元/年；孤二联等地热替代示范工程则以清洁能源取代传统低效燃气加热炉，大幅降低用热成本，全面实现增产增效。