近日，京津冀部分地区迎来久违的雪天。伴随气温骤降，天然气用量持续攀升。作为我国北方重要供气来源，坐落在天津的中国石油大港油田加足马力，日输气近千万立方米，创下冬供历史最高纪录。

　　一座投产了５４年的老油田还能保持稳定的油气产量，得益于他们坚持注入创新的“源头活水”，用科技重塑传统产业“基因”，在过去的一年多里交出了一份增储稳产的合格答卷。

　　创新成老油田重生“新引擎”

　　能源行业普遍面临边际效益，逃不出资源衰竭的现实。已到“中年”的大港油田面临同样困扰。重压之下如何突围？大港油田用实践证明，唯有创新。“创新是企业发展的原动力。”大港油田公司总经理赵贤正认为。

　　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，油田旗下的勘探院、采油院、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。”资源评价处负责人王文革信心十足地说。

　　创新之花遍地绽放，催化大港油田直接节约用工１２００余人。“新打油井不用再建站，地面系统再造成本大幅降低。”大港油田信息中心物联网技术部主任刘志忠说，一线员工从大量基础性工作中解脱出来，节省的时间用于分析数据关系，预测生产未来，油井日常管护时效明显提高。

　　２０１７年，改革培育下的大港油田“老树发新枝”，生产原油４０２．７８万吨，油气产量不但圆满完成预定目标，天然气增产还超过５０％。

　　技术创新助油田产能“基因重组”

　　开采多年，储量下降，成本居高，老油田的潜力如何深挖？答案就是技术。

　　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。截至去年底，连获日产５０吨以上高产井１４口、百吨以上９口，形成１个５０００万吨级规模增储区，建成３个５万吨级高效建产区，新增三级储量８６５４万吨同比增长２４％，新建原油产能１７．７１万吨……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。”公司副总经理周立宏深有感触地说。

　　张海１７１０１井是去年在滩海地区部署的一口重点井，产能被寄予厚望。不过，由于井深、井斜、位移大，钻井难度很大。为此，油田专门开展技术攻关，在井身结构、钻井液、固井等关键环节持续优化，最终完成钻井深５７７９米，试油即获得百吨高产。

　　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８项新技术。全年累计“诊断”３５井次，一批本应步入“暮年”的老井重现生机。

　　推动１０６个重点科研项目攻关，２６项科研成果获得了省部级奖项，向国家专利局申报专利１５６件……大港油田技术突破的２０１７年结出了累累硕果。

　　管理优化打开“效益之门”

　　国内外油价低迷不振，从产业链上游倡导节本增效就成为当务之急。

　　“过去，勘探、开发分属不同公司，各弹各的曲、各算各的账。勘探的只负责储量任务，根本不关心能开采多少，油田的成本节约其实有很大空间可挖。”大港油田公司首席专家袁淑琴说。

　　说干就干，大港油田创新性组建成熟探区增储建产一体化模式，形成攻坚合力。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。

　　大港油田刘官庄地区从１９６６年就开始勘探，已发现探明储量２０７万吨。由于迟迟未能开采，投资没有回报。

　　袁淑琴表示，大港油田去年着力打破传统勘探开发“接力跑”的模式，把勘探和开发环节上的关键业务链，整合成为一个专业相近、管理相通、目标相同的效益勘探开发体系，主要任务就是寻找规模储量、效益动用储量，快速建成产能。如今的刘官庄地区形成千万吨级增储区，快速建产１０万吨，成为老油田快速上产的“排头兵”。

　　得益于增储建产一体化模式推广，２０１７年，大港油田还建成了４个增储建产示范区，实现了“当年发现、当年增储、当年建产、当年增油”，探井成功率达到７１％，钻井成本平均下降９％，为油田提质增效、稳产效益打下了坚实的根基。

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