中国石油西南油气田公司2018年产气226.3亿立方米，同比增加16亿立方米，比5年前增加100亿立方米，天然气年产量再创历史新高。

2018年，西南油气田精心组织生产，抓实川南页岩气规模建产、龙王庙特大型基础性气田长期稳产、高磨地区震旦系效益建产、老气田稳产保效和对外合作区块安全生产等工作，为高质量发展奠定了坚实基础。

全面提速上产，页岩气进入工业化大规模开采阶段，长宁-威远页岩气示范区年产气31.18亿立方米，川南页岩气日产量突破2000万立方米，形成勘探开发主体技术和高效管理模式。积极推进开发先导试验，优化实施长水平段、密切割+高强度加砂+暂堵转向新一代体积压裂工艺，取得良好效果，长宁、威远井均测试日产量分别达25万、20万立方米。较同期常规工艺井提高产量3成多，为进一步提产、提效、降本奠定了基础。计划2020年达产100亿立方米。

科学组织龙王庙组气藏精细开发，年产天然气近100亿立方米。严格执行中国石油首个特大型气田管理规定，以信息化、数字化建设为抓手，抓好气藏动态监测分析和优化调整，科学合理配产，打造智慧气田样板。强化治水控水方案，全年无新增产水井。针对气藏均衡开发，持续开展井网优化调整，磨溪19C井获高产，突破了主体低渗区提高单井产量的技术瓶颈。加强外围试采评价，夯实了长期稳产的基础。

攻克震旦系气藏开发技术瓶颈，显著提升效益建产水平，年产天然气16.45亿立方米，比计划超产2.45亿立方米。震旦系气藏作为四川盆地沉积最古老、经历构造运动及成岩改造期次最多的气藏，埋深大，储层低孔低渗，气井产能差异大。油气田通过强化精细气藏描述、精细井位部署、井眼轨迹目标调控、“一段一策”的大型分段酸压增产技术应用，实现开发井井区、井点、井眼轨迹、增产效果“四个最优化”，平均单井日产量25万立方米，比方案设计能力提高了80%。预计今年底建成40亿立方米产能。

深化提质增效的调整变革，老区产量稳定在55亿立方米以上。持续开展老区气藏精细描述，通过滚动建产、调整挖潜、措施挖潜，增产效果明显，综合递减率控制在8%以内。按效排产，关停低效无效井30口、低效高耗装置15套，老区效益产量比重持续攀升。

川东北项目、川中项目等对外合作区块年产天然气21.7亿立方米，对西南油气田上产也做出了贡献。