中国石油加大增储上产力度 油气产量销量创新高

今年上半年，面对国际油价频繁震荡波动，中国石油多举措增产保供。

《中国经营报》记者从中国石油方面获悉，上半年，中国石油立足国内，加大油气资源勘探开发和增储上产力度，生产形势稳中向好，进一步巩固提升了供给主体地位。中国石油油气两大产业链保持平稳高效运行，主要生产指标全面增长，油气产量、原油加工量、成品油销量等创历史同期最好水平，充分发挥了能源保供“顶梁柱”作用。

近年来，科技创新对我国油气资源勘探开发的深入发展提供了有力支撑。中国石油瞄准高质量科技供给，聚焦建设能源与化工创新高地和原创技术策源地，集中优势力量在石油天然气关键核心技术上全力攻坚，持续加大油气勘探开发力度，为国家能源安全提供了坚强保障。

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多维度增厚油气储备

7月11日，中央全面深化改革委员会（以下简称“中央深改委”）第二次会议审议通过了《关于进一步深化石油天然气市场体系改革提升国家油气安全保障能力的实施意见》。

中央深改委会议强调，要围绕提升国家油气安全保障能力的目标，针对油气体制存在的突出问题，积极稳妥推进油气行业上、中、下游体制机制改革，确保稳定可靠供应。

记者了解到，今年以来，中国石油深井钻井整体水平逐步提升。今年2月，西南油气田蓬莱气区的蓬深6井顺利完钻并成功固井，井深最深达9026米，刷新亚洲最深直井纪录；3月，亚洲最深水平井——塔克拉玛干沙漠腹地富满油田果勒3C井顺利完钻，以9396米井深刷新了亚洲最深水平井纪录；5月，深地塔科1井在塔里木盆地开钻；7月，深地川科1井在四川盆地开钻。深地川科1井和深地塔科1井聚焦的油气成藏与富集机理，在国际上属于前瞻性和引领性研究。

在常规天然气勘探方面，塔里木油田在攻克超深超高压天然气勘探开发配套技术的基础上，用技术创新提质增效，取得了良好效果。上半年，其实施技术应用投产措施井167井次，超计划29井次，措施增气超计划亿立方米。

非常规油气勘探方面，中国石油大港油田历经多年基础研究攻关，解决了断陷盆地页岩油富集层优选评价、压裂提产等关键技术难题，取得了页岩油富集理论与评价技术的原创性突破。青海油田依靠技术创新攻关，逐步攻克柴达木盆地油气勘探难题。

截至目前，中国石油青海油田英雄岭页岩油、柴西北区块勘探实现提速提效。煤层气公司深入推进鄂尔多斯盆地东缘大吉区块深层煤层气气藏精细描述工作，加快深层煤层气高效开发工艺技术研究。今年4月，煤层气公司深层煤层气高效开发示范区被纳入国家级及青海省重点工程清单，进一步引领国内深层煤层气产业的快速发展。

在持续新区域勘探开发取得进展的同时，中国石油各油田全力推进老区“压舱石工程”。其中，提高采收率是老油田效益开发的关键。

大庆油田创建的一类油层聚驱后聚表剂高效驱油关键技术，在剩余油定量表征、经济高效驱油、精准动态调控方面达到了国际领先水平。

目前，创新成果已在大庆油田3个区块开展矿场试验，阶段增油万吨，取得直接经济效益亿元，预计“十四五”时期在油田两个区块推广应用，为油田聚驱后上产80万吨提供技术支撑。

长庆油田则聚焦“延长稳产期和提高采收率”两大目标，深入推进气藏精细管理。

长庆油田结合已开展的提高采收率开发试验和科技项目，分别在靖边气田、榆林气田、苏里格气田优选3项老气田“压舱石”工程稳产示范项目。其中，靖边气田针对气田开发矛盾，结合开发实践和科研攻关，深化下古气藏认识，重构了以“平面扩边、纵向扩层、气藏调控、气井挖潜、地面优化”为主体的五大稳产技术对策，持续夯实老气田稳产基础。

辽河油田松南老区效益开发科技工程推进“两率”工程，优化三类效益建产模式，推广大井丛建产模式，测算内部收益率达%；难采储量效益动用，部署评价井18口，完钻9口，获得良好油气显示。

此外，新疆油田老区新建原油产能达万吨，老油藏潜力得到进一步释放。大港油田大力实施“压舱石”示范、效益建产、老井稳产等夺油上产“十大工程”，坚持“一藏一策”，压实稳产上产基本盘。

华北油田则通过井网细分重组、精细水驱调整等措施，实现老油田产量稳中有升，不断夯实产量和效益基础。

数字化提升管理效率

油气行业与数字信息技术相结合是实现高质量发展的必由之路。

中国石油已明确到“十四五”末初步建成“数字中国石油”的数字化转型目标。旗下各企业以智慧油田建设为契机，不断加强数字化技术的部署应用，持续提升企业技术创新能力。

近年来，大庆油田积极推动“数字油田、智能油田、智慧油田”三步走发展战略，油田生产管理从“地下”跃上“云端”。

大庆油田把数据作为关键生产要素，为生产注入实用好用的“数字基因”，为油田发展赋能增效。目前，大庆油田累计完成万口油水井的数字化改造，大型站场数字化建设覆盖率达90%以上，成为中国石油首批数智化转型试点示范单位。

新疆油田推动信息技术与油田业务深度融合，进一步实现油田生产管理智能化。目前，新疆油田3万多口油水井、3000多个注采计量站实现数据自动采集、作业远程控制、故障按需巡检。

吉林油田生产指挥中心平台完成项目融合互通16套系统数据，具备生产经营数据统计分析、报警预警、追踪工作落实状况及实时调度生产计划等功能，目前已进入试运行阶段。

智慧川南“数字页岩气”建设取得显著进展，EISC信息化平台已完成钻完井工程生产技术管理和压裂实时监控与远程支持等子系统的主体部分开发，数字化交付管理系统已经初步具备为地面工程建设提供数字化项目管理能力。其扶余中心处理站各系统都已接入统一平台上线应用，全新的管理模式已经成为油田公司场站建设标杆。为加快油气生产物联网建设，上半年已完成新民、新木、英台采油厂和松原采气厂站场物联网建设，初步实现大型场站集中监控、中型场站无人值守改造。

华北油田已在8个油气生产单位推广油气生产物联网，共计实施油气水井1万余口、油水阀组间377座，联合站、转油站128座，整体覆盖率达%。其中，采油四厂别古庄作业区是最早完成物联网建设的作业区，目前作业区油水井、转油站和注水站具有自动控制、实时监控、提前预警、及时处置等功能，生产能力得到提升，日产油达180吨。

华北油田优选采油一厂任一联合站、采油三厂王四联合站、苏桥储气库作为生产管控智能化示范区，建设“智能油水井、智能站库、智能调控中心”三个智能化工作场景，推动数字技术与能源产业深度融合，让油气田生产管理从“地下”走向“云端”。

新能源为增储上产赋能

近年来，中国石油旗下各企业积极探索新能源、清洁能源的开发利用，如太阳能、风能、储能和地热能等，实现能源结构的优化。

辽河油田自主研制并成功试验30千瓦单井电热熔盐储热装置，实现了电热熔盐储热技术在国内油田首次应用，创新形成热风循环换热工艺，采用谷时电储热、全天连续放热模式，使采出液温度由26摄氏度加热至50摄氏度外输；在冷家油田作业一区5号站投产成功，综合热效率达%，年可节省天然气万立方米、减排二氧化碳吨。

同时，辽河油田还升级完善了复杂断块地热田开发利用技术，创新形成复杂断块热储精细描述、低孔低渗热储改造、中深层地热工程优化设计3项关键技术，支撑欢三联地热站取灌平衡，井口温度达到62至摄氏度，地热水同层回灌达100%，实现了中深层地热资源的有效利用。首次揭示碳驱油“见气增油”规律认识，形成了二氧化碳高压注入等5项高效注采工艺技术，已转驱21个井组，阶段注碳万吨，阶段增油万吨。

吉林油田积极开展新能源融合发展科技工程。油田完善地热资源序列，形成风电直连电加热、伴生气回收、融合用能等技术；初步形成风光气电、干热岩资源评价开发、风光气储氢集成、多能互补智慧管控、碳资产开发等技术，为外供绿能提供技术措施。

新能源业务也是华北油田转型发展的主攻方向。近年来，华北油田强化新能源技术攻关，设立集团公司和油田公司科研项目19项，新能源技术体系初步形成。在地热业务上，探索形成优势热储识别技术、开发方案优化技术等特色技术，特别是“取热不取水、同层回灌”、低耗能开采等技术优势成为制胜的攻坚利器。如今，已建成任丘、霸州、蠡县等清洁供暖项目，打造了清洁能源品牌，同时也为开发京津冀地热市场打下了基础，今年已累计开拓地热市场978万平方米。

通过科技攻关，华北油田则构建了以“源网荷储，直柔配电”为核心的“分布式新能源微网+互联网”新能源管理模式。在采油四厂生产服务保障中心，曹31站等10余个分布式智能微电网的电压、电流、发电量等数据，准确传输至综合能源调控系统。该厂新能源发展部主任黄文涛介绍，项目完成后，该厂将有16兆瓦光伏接入分布式智能电网，预计年可生产绿电1920万千瓦时，折合标煤5865吨，减少二氧化碳排放万吨。

（文章来源：中国经营网）

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