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勘探与钻采工程

聚焦油气资源 “原油重上千万吨”更有底气

2026-07-29   关键字:   来源:[互联网]

[中国石油新闻中心 2026-07-28]

本部页岩油平均单井日产量持续保持在20吨以上,最高日产量突破50吨!其中,辽页1井压裂改造后16天即见油,刷新近年来探(评)井纪录。

辽河油田通过强化甜点刻画、多层立体攻关,使本部页岩油展现出亿吨级增储潜力。油田在雷家地区落实3套8层甜点,推进地质工程一体化定型“体积压裂V2.0+工艺”模式,使辽页1等5口水平井均获20吨以上高产,预计全年新增SEC储量超过17万吨。

油气资源是支撑油田高质量发展的命脉。针对战略接替领域仍不充分、储量接替序列存在结构性问题等短板弱项,辽河油田坚持“常非并重”,更加突出规模经济有效增储,系统开展“战略勘探、立体勘探、高效勘探、创新勘探”,阶段性完成古地质结构、古基质、古沉积等28项“八古”研究,建成41个全地层“铁柱子”,有效推进203个资源网格精细评价,支撑“强基之战”实现良好开局。

践行勘探开发双向循环,成熟老区滚动增储突破千万吨。油田补齐从开发到勘探的“逆循环”,做到开发井兼顾评价井、评价井替代探井、老井试油替代新井。油田一体化部署17口,在龙606区带实施9口,初期自喷日产油9吨至13吨,时隔十年再次在高成熟探区发现整装千万吨级效益储量。

表外储层研究取得重大进展,新增表外储量超2000万吨,相当于新发现一个大油田。油田重翻“三老”资料、重建解释图版、重评资源潜力、重描剩余油分布,完成8260口井的测井二次解释,拓宽有效储层识别界限,在静安堡/海外河、杜84兴Ⅵ等区块新增规模表外储量,新建产能6.8万吨。

上半年,油田新增原油SEC储量再创历史新高。辽河油田将提高SEC储采比作为贯穿“十五五”的核心任务与衡量勘探开发一体化成效的关键标尺,正朝着全力实现SEC替换率大于1、PD储量年增量大于1000万吨目标迈进。

辽河油田坚持“新老”并重,构建以“十大因子、十大关系”为核心的SEC增储体系,创新四象限评估方法,建立开发、财务、人事、科技、工程、生产等多部门一体化评估模式,围绕218个油藏单元开展细分评估,夯实老区基本盘,努力使新区SEC转化率提升5个百分点。油田首次实现采油厂独立评估,将指标分解到厂、落实到项目、细化到井位,指导35个单元优先编制开发方案,初步实现开发单元、财务单元、评估单元与油藏调整良性互动。

聚焦供给侧与采出侧“原油重上千万吨”更为坚实

日注水量创历史最高水平,日产油量大幅提升,阶段性自然递减率降为5%。辽河油田遵循“补对能、补到能、补够能、补效能”原则,使注水油田开发实现量效双升。

辽河油田成立1个公司级、10个厂级注水工作专班,推广长井段细分层系、低渗压裂和压驱增注等模式,使日注水增至11万立方米、日产油大幅提升;全链条管控“注、测、调、洗”环节,使井底水质大幅提升,注水“五率”指标全面提升。

年初以来,辽河油田坚持以地质为基础,秉持“以能量换能源”理念,持续强化供给侧与采出侧协同治理,开展“基层典型做法推广”“采油基础管理强化”等活动,做到“藏藏有略、层层有策”,使阶段综合递减、自然递减、综合注采比等各项指标大幅改善。

强化基础研究,夯实开发根基。辽河油田将静态油藏描述升级为动态油藏描述,让储量动用评价由厚度法全面向网格法转变,上半年完成小层级动态油藏描述4.1亿吨;完成三维地震处理800平方公里,实施取芯井16口、测井二次解释1400口,支撑方案编制36项;聚焦产量跟踪预警、基础规律研究、合理技术界限制定等五项核心任务,全面强化生产和经营管理动态分析,及时制定对策。

在强化基础研究的基础上,辽河油田拓展实施低效井治理、热注井细分、汽窜和水窜治理等“十个一千”工程,使有效率和阶段投入产出比均好于2025年同期,老区稳产基础进一步夯实;目前,已阶段性完成6800余井次,累计增油超36万吨、增注130多万立方米,令水驱注采比提升0.15,使34个区块地层压力上升,180个区块自然递减减缓或稳定,27个区块自然不递减。

“千口长停井治理”突出井网完善、强化能量补充、优化效益排队,实现日增油1090吨。“千口井压裂”针对油藏平面动用不均、地层能量亏空等矛盾,精准实施注采协同和蓄能压裂、压防、压驱等措施,阶段性增油5.6万吨。“千口监测井网”优化部署固定监测井3300余口,新增1900余口监测井,有效指导170个油藏进行综合调整。

按照“平面集团、纵向细分、边部封堵、内部补能、对顶注入”的思路,辽河油田7个稠油热采井组开展二氧化碳“网格化、围栏式”汽窜治理试验后效果显现。目前,投产总计65口井,同比节汽2.9万吨,注汽压力上升1.3兆帕,日产油提高近40吨。

半年来,辽河油田多类二氧化碳补能提产取得丰硕成果。稠油由降压向保压开发转变,阶段性注“碳”超25万吨。“二氧化碳吞吐控水”“集团+气汽剂”等四类模式补能比例由54.8%升至72.8%,使实施区域地层压力上升0.7兆帕,蒸汽吞吐日产量对比年初增加700多吨。

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