3月3日，随着丹凤场气田丹浅001-12井组的井口流量计陆续安装完毕，即将交付风险合作方实施井口增压，标志着西南油气田重庆气矿首次以风险合作模式开展的老井挖潜正式进入实施阶段。
消息一出，立即吸引各方关注，对员工触动很大：有人振奋、有人不舍，更多的是期待老区突围找准战略突破口。
今年，在西南油气田公司框架协议下，按照“风险承包、优势互补、互利共赢”的思路，该矿优选了一批剩余可采储量大、储量采出程度低，实施风险大、投资成本高，有一定二次开发潜力，且现有井位相对集中、地面管网及配套完善的老区气井，列入气矿第一批风险合作措施井实施计划。
开发已逾40年，累产超过27亿方天然气、采出程度较低的丹凤场气田，作为此次风险合作的首批实践地，将见证气矿老区措施挖潜开先河之举。
在丹凤场气田工作21年的汪海彬，亲历了气田日产量从巅峰期的50万跌至如今的13万，即便大家想尽一切办法挖潜增产，依然遏制不住气田衰减步伐，既心痛又心酸无奈。
如今，气矿对老区气井实施风险合作，借助合作方资金和施工优势救活“高龄”气井，虽有不舍却也欣慰，站上员工议论最多是：别人能干的事，我们也不能落下太多。
作为风险合作的属地管理方，丹7井中心站的34名员工十分清楚气矿当前面临的困境，要在不足4年时间内产能达到50亿方，意味着从2023年起，必须年均上产天然气超8.3亿方。
在汪海彬看来这样的目标单靠一人一站肯定不行，但若人人都动起来，让每一方气都有效益，那成果一定惊人，现在站上员工干事创业和学习专研的氛围空前高涨，只为个人能力素质与气矿目标相匹配。
为达成风险合作，今年初，气矿与川庆地研院开展挖潜方案技术交流，成立合作项目组，确定挖潜思路、方向及拟合作区块，先后多次召开技术方案审查会，对丹凤场及其它气田的采气工艺措施井选井方案进行论证审查等一系列前期部署，以产量为目标，效益优先、先易后难、分步实施，滚动研究评价开展措施，认识清楚的先上、快速见效的先上。
至此，由气矿主导、川庆地研院出资并施工的老区措施挖潜风险合作新模式应势而生，通过精细评估和排水采气、查层补孔、修井、侧钻等措施，预计17口井每日增加井口产能27.95万方，2022年预计增产气量3819万方。
届时，这样的喜人局面，对于一个措施井高达70%以上的老气田而言，无疑是找到了老气田破局突围的新途径。
对于老区措施挖潜而言，此次风险合作只是开始，后续气矿还将多渠道、多层次、多方式探索更多有力、有效的合作模式，进一步加强开发力度，提高老气田采收率，实现老气田稳产，让老气田逐步回归合理的效益开发秩序。
接受采访时，气矿开发科负责人坦言：“这是气矿锚定加快上产50亿目标后，积极探索老区措施挖潜风险合作的新途径，也是气矿集中打好老区稳产闯出的新路子。”