用科技重塑传统产业“基因” 一座老油田的挖潜新路
经过半个多世纪的锤炼，坐落在渤海湾畔盐碱荒滩上的中国石油大港油田已经步入“中年”。但这家老国企“不服老”，更“不服输”。从陆上到滩海，从国内到国外，大港油田依托创新，深挖潜能，转变观念，力促油田“老树发新枝”，提出了到2022年实现年原油产量500万吨上产的目标，为保障国家能源供应勇挑重担。
1月22日，中国石油驻津企业协调组长、大港油田公司总经理赵贤正签发嘉奖令，对埕海6-H1井各参建单位通令嘉奖。大港油田海上自营区首口产能评价井埕海6-H1喜获百吨高产，截至目前保持日产原油200吨以上，这标志着大港油田实施的“滩海上产突击战”首战告捷。
大港油田始建于1964年，从一片盐碱荒滩上起步。它是继大庆、胜利之后，新中国自主开发的第三座油田。作为我国东部老油田，大港油田矿权面积仅18717平方千米，面临着勘探井位难定、新增储量难动、投资成本难控的“三难”问题。
但这些年，大港油田年产量不但没有出现大幅下滑，保持稳产，并努力上产，向着年产500万吨原油上产发起冲锋，成为中国石油旗下我国东部地区原油上产幅度最大的油田，为保障国家能源安全做出了贡献。
大港油田“老树发新枝”的秘诀在哪里？记者日前前往大港油田一探究竟。
驱车从天津中心城区出发一路驶往东南方向的滨海新区，经津港高速进入大港油田矿区，马路两侧或单独安置或三两成群的“磕头机”——抽油机提醒着脚下这片沃土蕴含有丰富的原油。前往埕海2-2人工岛的路途要更远。从陆上开车过去还要经过一段数公里长的进海路。隆冬时节，桥两侧一面是浮冰一面是海水，分外明显。
背靠渤海，大港油田探区的滩海、极浅海埋藏着丰富的油气资源。但是，潮涨一片海，潮退一片泥，坡缓、泥厚、潮差大等种种恶劣海况条件，成为滩海开发的“拦路虎”。大港油田经过多年探索，在海上建设人工岛，用于浅滩石油开采，埕海2-2正是其中之一。
“别看人工岛面积不大，油管辐射的范围可远着咧。”埕海二区党支部书记孙高超介绍，大港油田实现500万吨原油上产，埕海2-2的潜力挖掘是重中之重。随着对地下油藏认识的不断提高，岛上已经密布了80多口井。这些井通过并行不悖的地下管线，延伸至岛外最远可达4公里处，最深的井已打到5700多米。
在岛上指挥中心，工作人员陈敏坐在电脑前密切监控着参数的变化，“这里称得上是岛上的‘大脑’，不但连接着全岛164个摄像头，而且能够实时发现不同设备数值变化，做到提前预警预判。”即使智能操作如此便捷，可为安全起见，工作人员仍需要不时走出指挥中心，现场巡检。人工岛周围就是宽广的渤海，一望无际。冬日里，海风迎着脸面肆意吹来，冻得人直打哆嗦。
白殿刚是埕海二区所属大港油田滩海开发公司产能建设部副主任。2006年毕业走进油田的他见证了埕海2-2整个开发建设历程。他说：“岛上除了井越打越多，效率也越来越高，原来打一口3200米的井需要30几天，随着地下井眼轨迹控制及测量技术、油管输送射孔与电潜泵联作技术等一系列先进技术的介入，如今只需要20来天。”
大港油田的陆上油井，单井保持每天2至3吨的产量就算不错。可在人工岛上，单井产量在40吨以上的不在少数。也正因如此，沿海浅滩的潜力挖掘被寄予厚望，技术革新的脚步从未停滞。
为了确保岛上油田开采的绿色高效，大港油田将清洁作业贯穿始终，油井钻探泥浆不落地，防止海域污染，把风险降为零。岛上电力供应由噪声大、有害气体排放多的柴油发电机改为岸上供电。在更清洁的同时，供电也更为稳定。
深度挖潜“暮年”老井重现生机
在刚刚过去的2018年，大港油田交出了一份高质量发展的喜人成绩单：原油生产完成计划的100.25%，天然气生产完成计划的133.65%，桶油完全成本实现“硬下降”，四大业务板块业绩飘红。在赵贤正看来，这些业绩的取得离不开创新的“源头活水”。
油水井是油田最基础的生产设备。过去，油井工况诊断、管道泄漏巡查等高度依赖人工。围绕创新做文章，大港油田引入油水井监控系统、地理信息系统等物联网手段，实现了小站场无人值守、大中型站场少人值守，油田数字化正在成为现实。
突破资源稀缺瓶颈，大港油田创新团队摒弃“等靠要”思想。大港油田旗下勘探院、采油院、工程院、物探院等院所几乎每晚挑灯夜战，专家们潜心研究地层状况。“大港油田地层渗透率很低，但低渗透油层储量可观。我们要通过创新，把这些资源挖出来。”大港油田资源评价处负责人王文革信心十足。
同时，大港油田以科技创新转变发展方式，利用物联网、大数据技术，在4个联合站19个小型场站推广“王徐庄模式”，优化用工260人，提高劳动生产率28%。在机关和部分所属单位推广数字化办公平台，提高生产率324.24%，年总工时由38.52万人小时缩减到了11.88万人小时，打造出中国石油老油田数字化建设样本。
开采多年，油田通常会面临储量下降，成本居高的弊病。老油田的潜力如何深挖？答案正是技术。
坚持储量能动用、可升级原则，大港油田用新技术推进增储建产。2018年收获8口百吨高产井，建成2个日产百吨高效区块，形成1个2000万吨级高效增储建产区，初步落实1个300亿方规模的天然气增储区。全年新增石油探明储量、石油控制储量、石油预测储量分别完成年度计划的111.6%、106.9%、170.2%……这些正是大港油田的未来和希望。
“我们要做高产井的‘守护者’、问题井的‘医治者’、低产井的‘再造者’，就需要技术上持续不断发力，面对新问题迅速拿出解决方法。”大港油田勘探开发研究院院长肖敦清深有感触。
以地质工程一体化为统领，大港油田创新老区流场调控新理念，创建二三结合开发新模式，探索油藏渗流地球物理新学科，深入实施港东等7个老油田二次开发，重点强化小集、沈家铺等24个区块注水专项治理，油井开井率、水井开井率、自然递减率等开发管理指标持续向好，油气生产平稳高效，超额完成任务。
面对低产“问题井”，大港油田不抛弃、不放弃，将科研环节前移。科研单位与生产单位坐到一起，共同确定油井的最佳投入产出比，分析产量下降原因，推广水力喷射分层多簇压裂、控水增油酸化等多项新技术。一批本应步入“暮年”的老井重现生机。
“唤醒”储量科技成果转化为现实产量
根据国内国际形势，大港油田制定出台了“12345”总体战略规划，其中一个核心即原油年产量2022年达到500万吨并保持较长时期稳产、原油完全成本控制在每桶50美元之内“两个5”的战略目标。
老区保稳产、新区快上产。以地质工程一体化和技术经济一体化为引领，大港油田深入推进滩海上产突击战、未动用储量歼灭战、页岩油开采攻坚战等原油上产“五大战役”，以及井丛场、数字场、试验场等“五场建设”，开启油气双增新征程，努力实现“既要快速上产、更要效益上产”，这是大港油田深挖潜能确立的落实路径。
“这几年我们不断转变开发观念，油田充分动用储量也有了更多新的希望。”大港油田勘探开发研究院总地质师张家良说，过去受认识水平和技术手段的限制，动用的储量还不到30%，未动用储量呈现出埋藏深、渗透率低等瓶颈。而如今，随着观念的转变以及技术水平的提高，越来越多未动用储量被“唤醒”，每年增加近10万吨的产量，成为增产重要生力军。
科技成果的持续积累正不断转化为现实产量，2018年，大港油田新增日产20吨以上高效井占总数42.4%，并涌现日产百吨井8口。与此同时，老区稳产技术成熟，开发水平处于不断提升中。大港油田规划2018年至2025年累计建产能240万吨，年均建产能30万吨，按照已完成的大港油田“二三结合”整体实施规划，陆续在港西、枣园、港东、羊三木等油田实施，提高采收率16.5%。
降本增效也有很大潜力可挖。大港油田创新性打造成熟探区增储建产一体化模式，形成勘探开发攻坚合力，井位共同研究、施工共同组织、投资共同分担，加快勘探开发节奏，力求缩短储产转换周期。探索建立了生产经营一体化管理模式，实现了从开发油田向经营油田的思想转变，强化控投降本源头管理，深挖增收创效内在潜力，上市业务桶油完全成本、单位操作成本、员工总量连续5年“硬下降”。油田整体发展质量和经济效益明显提升。
就在不久前，中石油首家院士专家工作站落户大港油田。院士专家工作站共有7位合作院士进站，将开展“陆相断陷盆地页岩油富集地质理论创新”等一系列世界级技术难题的攻关研究工作。大港油田公司方面也初步组建了62人的专业研发团队，直接参与相关项目的研究工作，其中18人为国内石油勘探开发领域的知名专家。
赵贤正认为，此举是通过高层次、宽领域、多形式的创新合作，全面提高企业自主创新能力，推动创新成果有形化、产业化，打造创新型、成长型现代能源企业。
目前，大港油田拥有规模总数达1629人的科技研发队伍，具备“两站五院十八所两中心”的科研创新体系，门类之全、规模之大，在中国石油地区企业中也不多见。去年，大港油田继续保持年6亿元左右的科研投入，占公司营收的4%以上。
在此带动下，大港油田去年全年共申报国家专利165件，获得专利授权147件（发明专利42件），软件著作权登记27件，申报科技成果鉴定34项，获得包括中国石油技术发明一等奖在内的省部级科技成果奖励26项，自主知识产权成果数量创历年新高。（记者 毛振华天津报道）
