今年以来，蜀南气矿落实“技术引领、管理提升”的工作举措，全力推进三大工程、中心站建设和数字化气田打造，积极探索工艺、技术应用，不断提高气田开发管理水平。
强化老气田精细管理，延缓气井产量递减。针对重点气田、气井开展日跟踪、周分析，发现问题调整措施，确保气井正常生产。全年累计开展采油气工艺措施119井次，增产天然气2亿立方米，维护天然气井口产能35万立方米/天、气田水回注能力500立方米/天；老井综合递减率22.14%，比公司下达指标下降9.86%。
强化高石梯试采工作，夯实区块开发基础。完成高石梯区块已获工业生产价值的6口试采井的产能建设和投产工作，共建成109万立方米/日的产能规模，区块日产气80万立方米以上。截至目前，气矿高石梯区块年累计产气1.8亿立方米。
强化页岩气示范区建设，抓好生产组织与衔接。狠抓宁201-H1、威202、威204脱水装置及长宁页岩
气外输干线生产运行管理，摸索生产制度，针对产量低、井筒积液多的气井采取带压下油管、提喷排液、泡沫排水采气等工艺措施，保证气井产能充分发挥。
强化数字化气田打造，推进中心站建设进程。以“三化”建设管理为重点，主动适应生产组织管理新常态的需要，气矿共计推进中心站35座，推进率100%，实现了基层管理扁平化、现场管理程序规范化。
创新“管”“用”“维”方式，建立健全监督管理体系，自主研发测试完成报警远程技术。有序推进中心站“管理数字化”进程，建设场站446座，完成气矿14个中心站（A11）新系统培训及上线运行，实现中心站电子巡检、定期巡查、生产操作、周期维护、电子准入等功能，为全面推进数字化管理平台奠定基础。
在低油价考验面前，油气田企业如何转变发展方式、实现效益发展？500名员工的小油田——浙江油田公司，实施“稳油增气”战略，一路逆势上扬，今年年底一举扭转连续11年亏损的局面，首次扭亏为盈，个中原因何在？
浙江油田是一个老单位、新油田，近些年深耕苏北盆地，建立了3个主力产区，原油产量从年产242吨上升到5万吨，并连续5年硬稳产。但是，单靠油能吃饱饭吗？能应对低油价挑战吗？能实现跨越式发展吗？
今年年初，这个公司提出：一手抓原油持续稳产，一手抓天然气快速上产；做稳苏北、做实西南、做大外围。对于天然气勘探开发，他们提出：煤层气是“底线”，页岩气是“生命线”，常规气是“保障线”。天然气就是公司的“生命工程”。
一年过去了，浙江油田交出一份满意答卷：原油按计划平稳生产，天然气产量快速增加；累计实现非常规天然气产量5.79亿立方米，达到50万吨油气当量。这些天然气或通过管道输往西南输气管网，或输往地方LNG液化工厂、CNG压气站，或就地发电并入地方电网，气化沐爱，气化筠连，促一方发展，造福一方百姓。
眼界放得开才能行得远
2008年7月，浙江油田受邀参加了中国石油页岩气储层开采技术研讨会。尽管与公司业务没有交集，但参会代表带回的一份英文资料，却引起公司高度重视，并且改变了浙江油田的发展方向。
他们意识到，我国天然气消费量逐年递增，而浙江油田在苏北油区矿权有限，储量丰度有限，每一次万吨跨越都举步维艰。尽管当时页岩气勘探程度低、技术不成熟，而且需要大量技术、资金和人员投入，但是他们还是决定“上”。
自2009年7月7日成为国内首家获得页岩气探矿权的企业，到2014年2月18日评价井YS108H1-1井日产突破20.86万立方米，到目前形成1540平方公里的非常气“甜点区”，建成5亿立方米页岩气、2亿立方米煤层气规模，浙江油田在非常规天然气开发方面历经艰辛坎坷，也尝到了甜头。
12月初，IEA（国际能源署）发布了《世界能源展望2016》。从中我们看到：能源行业转型至关重要。在未来25年，石油需求增长减缓，一个快速发展的全球天然气市场正在出现。到2040年，天然气需求会保持每年1.5%的增速。由此，让人不得不叹服浙江油田8年前的深谋远虑。
在“蜂窝煤”上钻眼
蜀道难，难于上青天。辗转于川南蜿蜒曲折、山大沟深的山路间，记者发现，这里地面环境极其恶劣，与一马平川的北美不可同日而语。而浙江油田在四川盆地边缘向云贵高原过渡的山地页岩气区块，钻完井难度犹如“在蜂窝煤上钻眼”。
面对特殊复杂的地质条件，浙江油田迎难而上，经过几年摸索实践，成功探索出一条符合自身实际的页岩气、煤层气特色发展之路，形成一整套山地非常规气开发新成果。在创新管理模式上，他们探索形成以“平台化部署、一体化评价、标准化设计、工厂化作业、数字化监控、橇装化集成、模块化建设、精准化管理、智能化排采”为主要内容的山地页岩气高效开发新模式；在页岩气开发钻井及压裂技术创新上，加强“逆向设计、正向施工”地质工程一体化研究，形成“强改造、过成熟、杂应力”海相地层综合评价技术、工厂化钻井工艺配套技术、大型体积压裂技术等近30项适合山地页岩气开发的特色实用技术；在煤层气开发上，针对蜀南地区煤岩具有“三高两低”（高煤阶、高应力、高解吸压力、低渗透率、低薄层）的地质特征，形成空气钻防漏技术、“一趟钻”钻井技术和以控制井底流压为核心的智能化精细排采技术等多项煤层气开发实用技术。
位于宜宾筠连县工业园区的公司基地，挂着西南采气厂、天然气勘探开发事业部和安全环境监督中心三块牌子。这里已成为公司页岩气开发的前沿阵地。公司领导靠前指挥，一年200多天在现场工作。员工们夜以继日地奔波在山坡陡峭、山大沟深的川南山地，只为一个目标——找到更多“福气”。
在正在进行压裂作业的H6平台，事业部经理焦亚军告诉记者，通过精心设计、精准定位、精确导向，并综合运用各种特色技术，这个平台和H7、H8、H9平台开发井Ⅰ类储层钻遇率，已由去年的89.4%提高到现在的99.3%，为单井产量提升打下坚实基础。
扩张扩边“抱团取暖”
和人员几十万、产量千万吨的大油田相比，浙江油田是一个“小兄弟”。但凭借人员少、规模小、观念转变快，浙江油田轻巧地完成“华丽转身”。
公司煤层气探矿权增列工作历经3年多攻坚，在今年4月1日通过国家审查批准，新增煤层气探矿权63平方公里，完成了“不可能完成的任务”。筠连煤层气合法合规勘探开发排上日程。
浙江油田“页岩气扩张、煤层气扩边”战略愈行愈顺。
今年年初以来，这个公司通过优化提产方式、改进排采制度等措施，推动煤层气产量实现稳中有升，有望把筠连作业区打造成继山西沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘北方之后的中国第三个煤层气产业开发聚集区。
在YSL1901-3井，筠连作业区经理石海龙介绍说，该井通过实施电潜泵强排举升，有效释放了沐爱核心区高产水井产能，目前日产量1200立方米，预计产量可达2000立方米以上。浙江油田目前以宜宾市筠连县为基地，就近向北、向东扩边，已经完成筠连腾达—沐爱区域新建1亿立方米煤层气产能的开发方案，为煤层气产能提供了资源支撑。
在已渐成熟的页岩气开发利用方面，浙江油田重点从提高单井产量、延长生产时间入手，自主探索建立气井生产动态评价模式、定量评价气井产能及开发动态，形成控压提采等系列高产井培育技术方法。通过开展页岩气井产量递减规律研究，加快经济适用的工艺技术研发，为后期页岩气井连续、稳定、高效生产做技术和经验储备。
同时，在勘探开采方面，浙江油田“抱团取暖”共克时艰的新举措得到集团公司相关部门认可。公司与业务结合比较紧密的兄弟单位签订战略合作协议，通过区域业务总包、钻井一体化风险合作等方式，稳步提高集团内部队伍占有率，在打造“责任共同体、利益共同体”的同时，实现了“提速、提效、降成本、增效益”的目标。
今年年初以来，通过“五个一块”系列提质增效新举措，浙江油田将全年页岩气开发井钻采工程投资控制在投资计划以内，比往年下降近20%。预计内部收益率可提高5个百分点，投资回报率提高2个百分点。
浙江油田已在西南地区建成投用147个数字化井场，全部实现智能化排采。西南采气厂厂长王希友用一组数据对比来展示数字化气田建设成果：目前，这个厂有106个无人值守井场，减少用工74人；采气区人均管井数由3口提高到9口，生产现场问题发现及时率大幅提高，一线员工劳动效率提高50%；煤层气和页岩气亿立方米产能用工分别降低到20人和7人以内，已经实现“三个转变”，即由传统经验管理向智能管理转变，由人工巡井向电子巡井、按需巡检转变，由人工分析填写报表向报表自动生成转变。
这种转变，不仅降低成本，而且大大降低了一线员工的劳动强度。再加上推行“发奖金向挣奖金转变”的薪酬改革，员工积极性普遍高涨。每名员工提到今年将扭亏为盈、成功打了个翻身仗，都喜笑颜开，自豪溢于言表。
