问题—— 川东气田勘探开发已逾一甲子，进入高含水、高耗能、高风险并存的“深度调整期”。
随着开采年限延长，气藏压力逐步衰减，井筒与地面集输系统面临效率下降；部分老管道长期运行导致积垢、阻力增大，直接影响输气能力与生产组织弹性。
与此同时，老区资源条件复杂、剩余可采储量“散、小、薄”的特征更加明显，传统经验式治理难以支撑持续增产，对技术迭代与精细管理提出更高要求。
原因—— 老气田普遍存在“先天老化”和“后天复杂”两类因素叠加：一方面，长周期开发使地层能量衰竭、井网与设施进入集中维护期，增产空间更多来自工艺优化和系统提效；另一方面，气田开发对象从相对易采向更复杂、更隐蔽的剩余资源转移，要求在评价、钻完井、采气与地面工程各环节形成协同优化。
加之能源安全与绿色低碳转型背景下，天然气稳供任务刚性增强，推动老区气田必须以更高效率、更低成本实现“稳产上产”。
影响—— 在多重挑战下，川东气田仍实现2025年年产超31亿立方米，创9年来新高，并连续三年保持两位数增长，体现了老气田在技术驱动下仍具备释放潜力的现实路径。
对区域而言，老区气田稳产增产有助于提升西南天然气供应的韧性，增强调峰和应急保障能力；对行业而言，这一实践说明老气田并非“自然递减”的单一结局，通过系统治理与创新协同，依然可以形成可复制、可推广的提效范式；对企业内部而言，技术攻关与人才成长形成闭环，推动从“单点突破”走向“体系化能力建设”。
对策—— 破解瓶颈的关键抓手，正从“单兵作战”转向“产学研协同”。
重庆气矿与高校联合开展技术研发，围绕管道积垢这一制约因素，推进新型射流清管器等工艺装备的研制与参数优化，相关成果完成国家实用新型专利申报并在现场应用，提升了管道清洁度和输送效率，带动地面系统运行更稳定、能耗与维护成本更可控。
在机制层面，校企双方通过共建技能大师工作站、实践教学基地等载体，推动专家常态化深入一线，形成“带项目、带团队、带方法”的工作模式，并推行“导师带徒”机制，促进现场经验与科研方法相互嵌合。
值得关注的是，一线技术领军人物兼任高校校外研究生导师，使得人才培养从课堂延伸到井场，从“理论输入”转为“问题牵引”，有助于缩短科研到生产的转化周期。
在方向上，双方将研究触角延伸至页岩气勘探、新能源利用等前沿领域，联合成立老区气田高效开发实验室，把现场作为“开放式实验平台”，让研究生直接参与取样测试、工艺验证与数据分析，形成以生产问题为导向的研究链条。
近三年来，通过校企合作培养技术骨干百余人，多项科研成果实现快速应用，为持续增产提供了可持续的人才与技术供给。
前景—— 随着我国能源结构加快优化，天然气在保供、调峰和减排中的作用仍将进一步凸显。
老气田要保持稳产增产，关键在于把“剩余资源挖潜、系统提效、数智赋能、低碳运行”作为一体化目标：一是持续推进井筒、集输与处理系统的精细化治理，提升全链条效率；二是强化关键装备与工艺的迭代升级，形成面向复杂工况的标准化解决方案；三是完善校企协同创新机制，稳定投入与成果评价体系，推动更多科研成果从“可用”迈向“好用、易用、耐用”。
从实践看，产学研深度融合正在成为老气田穿越周期、实现高质量开发的重要路径。
重庆气矿的发展实践说明，老气田并非夕阳产业，关键在于以创新驱动发展。
通过校企合作、产学研结合，可以将高等院校的人才集聚、科研优势与企业的生产实践、市场需求有机结合，形成1+1大于2的叠加效应。
这种合作模式既加快了技术创新的步伐，也为高校学生提供了宝贵的实践平台。
在国家能源安全战略背景下，更多老油气田应当借鉴这一经验，通过创新驱动实现转型升级，为国家长期稳定的能源供应做出更大贡献。