科技创新助我国油气开发屡创新高

　　岁末年终，好消息从各个油气田纷纷传来。12月22日，新疆油田公司年产油气当量首次突破1700万吨，创历史新高;12月23日，位于塔克拉玛干沙漠腹地的我国最大超深油田——中国石油塔里木油田富满油田油气产量突破300万吨大关;12月26日，中国石油西南油气田公司油气当量突破3000万吨，创历史新高。

　　截至12月27日上午10时，中国石油长庆油田2022年天然气产量达到500.6亿立方米，标志着我国建成首个年产500亿立方米特大型产气区。这是继2019年长庆油田天然气产量攀上400亿立方米之后，时隔3年实现的又一次历史性跨越，国内天然气开发新的历史纪录再次被长庆油田刷新。

　　面对错综复杂的国际能源形势和国内油气资源劣质化加剧、勘探开发对象“非、深、难”等一系列新特点，是什么让我国油气开发屡创新高?一个重要因素就是科技创新。

　　今年以来，中国石油等几大石油公司加大科技创新力度，持续推进高效勘探、老油气田稳产、新区效益建产、低成本发展等专项行动，强化理论技术攻关与开发先导试验，强化核心关键技术攻关，勘探开发实现了高质量发展。

　　以长庆油田为例，长庆油田开发的鄂尔多斯盆地油气资源，是典型的“三低”(低渗、低压、低丰度)油气田，经济有效开发属于世界性难题。数据显示，长庆气区单井日均产气不到1万立方米，仅为国内中、高产气田的几十分之一甚至百分之一。

　　在这样的不利条件下创造高效开发和持续上产奇迹，得益于依靠自主创新破解“三低”油气田系统性难题，探索形成的低成本开发模式。基于国内天然气需求快速增长的现实，长庆油田把增储上产的重心，放在基础研究、科技攻关上，打破国际石油公司技术垄断，突破低渗、特低渗、致密气田勘探、开发关键核心技术，推动油气资源发现，加速可采储量转化，让“三低”油气藏爆发出巨大能量，从而积累形成了天然气持续上产的核心竞争力。2010年天然气产量突破200亿立方米，跃居我国最大产气区之后，长庆油田先后建成国内首个300亿、400亿立方米大气区，连续12年保持我国最大产气区地位。

　　为了保持能源的可持续开发和稳产保障，我国各能源企业还加大非常规能源的投入开发力度，持续推进页岩油、页岩气国家级示范区建设，制定非常规油气效益开发指导意见，一体化全力推进页岩油气勘探开发工作。

　　长庆油田用低成本理念系统谋划盆地致密气高质量发展，着眼于气田开发全生产链、气井管理全生命周期创新、优化，以高效开发示范区引领推进水平井组开发、体积压裂投产，近5年斩获200余口百万立方米以上高产工业气井。攻克井下节流难题，实现中低压集气，地面系统全部国产化。研发应用一体化多功能系统集成装备，让生产流程按最佳效益布局。

　　油气产量的提高特别是天然气产量占比的提升，不仅有效保障了国家能源安全，也对改善我国能源结构、打赢蓝天保卫战、构建清洁低碳安全高效的现代能源体系提供了强力支撑。随着榆林气田、苏里格气田、子洲气田、神木气田的规模开发，长庆油田目前已累计生产天然气超过5550亿立方米，相当于替代7.2亿吨标煤，减少二氧化碳等排放物19.56亿吨。

　　数字化也是我国能源行业实现改革创新的重要手段。长庆油田持续推进天然气开发数字化转型、智能化升级，集成创新国内外上千项先进适用技术，把2万余口气井、500余座站(厂)、3万公里输气管线的生产、管理要素“装”进电脑里，集中于鼠标控制，生产方式、管理模式加速向新型工业化转型。