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辽河油田勘探获重大突破,老油田传统模式正在


文章来源:未知  点击次数:  更新时间:2018-05-09  

位于中国东北的辽河油田,是一座拥有近50年历史的老油田。它连续32年实现千万吨以上稳产,并建成了全国最大的稠油、高凝油生产基地。 

作为中石油率先推进自主经营改革的上游单位,辽河油田在油价低迷的3年里几乎保持着稳定发展。而最近,辽河油田更是打开了新的发展方向。 

辽河油田勘探获重大突破

今年以来,辽河油田以“突出高效勘探、增加经济可采储量”为中心,共部署了14口探井,兴隆台中生界、牛居中浅层、外围陆东后河、奈曼凹陷、龙湾筒凹陷等多个区域取得重大突破。

其中,在陆东后河构造带收获7口工业油流井,初步落实含油面积26.2平方千米;兴隆台中生界部署新井9口,提出老井试油6口,目前实施的兴古7-4井已见油,正在压裂施工。 

此外,在龙湾筒凹陷实施的汉7井在火山岩段试油,压后日产油6.96立方米,证实了该区具有丰富的油气资源和良好的勘探前景。 

辽河滩海地区部署的风险探井顺利通过股份公司审查,辽河滩海地区勘探的新局面也有望被打开。 

除了在勘探开发上获得不少突破外,辽河油田今年在流转区块的开发上也有了新的部署。

去年12月,中石油正式开展了首批矿权内部流转项目,辽河油田获得了青海油田4个探矿权、2个采矿权。对于拥有世界级油气勘探开发技术的辽河油田而言,这无疑是一次新的机遇。 

今年4月初,辽河油田确定了最新的三年开发框架方案,对于柴达木盆地的流转区块,辽河油田表示今年将扭转动用效果差的低迷开发状态,完成产量5万吨;2019年产量将达到6万吨;2020年将达到10万吨。 

根据方案,辽河油田计划在已动用区,优化措施提高单井产量,通过二次开发提高油藏采收率;在未动用区,深化评价提高储量动用率;在新领域,深层勘探拓展增储空间。 

对于这来之不易的新区块,辽河油田重新评价区块潜力,通过优化部署来构建新的上产布局。短期来看,这将对油田稳产上产产生积极影响,长远来看,这也在一定程度上解决了东部老油田的生存之难。

随着新区块的开发和更多油气资源潜力区块的出现,辽河油田获得了更多的发展空间。 

储气库新风口出现

今年以来,辽河油田除了在勘探开发上取得重大突破外,还抓住储气行业发展的风口,为油田发展打开了一个新方向。 

在4月27日刚刚召开的国家发改委召开新闻发布会上,相关负责人表示“去年冬季,我国北方部分地区一度出现天然气供应紧张的局面,暴露出我们在天然气生产、供应、储备、销售等环节还存在一些不足。” 

而为了解决这一问题,近期国家制定了《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》(以下简称《意见》),着力解决储气能力严重不足和储气调峰机制不完善的问题。 

在此次制定的《意见》中,重头戏之一就是加快储气设施建设。辽河油田顺应这一趋势,推进储气库建设,打造储气库保供核心群。 

截至4月17日,被称为“东北第一库”的辽河双6储气库自投产以来已累计注汽34亿立方米、调峰采气14.1亿立方米。 

这是目前东北地区唯一建成投产的储气库,也是全国第三大地下储气库。按照辽河油田规划,5年内储气库的日产气量由1250万立方米提升至4500万立方米,年调峰能力从10亿立方米提升至40亿立方米。 

在推进双6储气库建设的同时,辽河油田还计划未来将位于双台子油田的双9、双602、双7、双51和双56五个区块改建为储气库,大幅度提升调峰能力。 

据预计,改建过后工作气量将达到43亿立方米,储气库容量也由原来的50亿立方米增加到82亿立方米。

此外,辽河油田还加快推进雷61、高3两大储气库的建设步伐。

据悉,这三大储气库群建成投产后,辽河油田将拥有库容200亿立方米、年调峰能力突破100亿立方米的储气库群,有望形成辐射京津冀地区的大型储气库群。 

对于辽河油田而言,储气行业的发展将是一次全新的机遇,在储气库群的建设同时,配套管网等行业也将随之得到发展。 

老油田传统模式正在改变

作为一个典型的老油田,辽河油田率先参与了中石油的上游改革。 

2014年,中国石油上游推出重大改革,辽河油田和吉林油田两个单位被作为扩大经营自主权试点单位。

如今,辽河油田完成了三年试点改革任务,更新、更深入的改革也将进一步开展。 

3年多来,通过持续推进低成本开发、大力整合组织机构、强化工效挂钩激励机制、积极推进简政放权等措施,辽河油田取得了卓有成效的发展。 

从机构、业务的重组到矿区系统、薪酬分配的改变,辽河油田正在改变一个传统“老油田”的发展模式。 

今年,中石油继续推进上游单位的扩大经营自主权改革试点,包括辽河、吉林在内,新加入新疆、大港、华北、吐哈4家油田。

而辽河油田这三年的发展历程也将成为其他油田借鉴的样本。

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