渤中 19-6 凝析气田迎来产能新突破

中国经济报导：中国渤海首个千亿方大气田 —— 渤中 19-6 凝析气田在 2025 年 6 月迎来产能新突破，日产油气当量超过 5600 吨，天然气年产量突破 4 亿立方米，达到 2024 年全年产量的近 70%。这一成果标志着我国海上深层复杂潜山油气藏开发进入新阶段，对保障国家能源安全、优化能源结构具有里程碑意义。

气田概况与开发背景

渤中 19-6 气田位于渤海中部海域，区域平均水深约 20 米，是我国东部首个大型整装千亿方凝析气田，已探明天然气地质储量超 2000 亿立方米、凝析油储量超 2 亿立方米。其油气藏埋深超 5000 米，储层裂缝宽度仅 0.01-0.1 毫米，井底温度达 180-204℃，压力达 56 兆帕，开发难度堪称世界级。该气田于 2017 年发现，2020 年试验区投产，2023 年一期开发项目全面建成，设计高峰日产油气超 5000 吨油当量。

产能跃升的核心驱动力

开发模式创新

采用 “双船对打” 钻井模式，2024 年以来投产开发井近 40 口，同时调整注气时机，增产近亿立方米。通过 “完井即投产” 策略，开发井从完井到产气周期缩短 30% 以上，实现产能快速释放。

低效井治理突破

对 A3 井、D3 井等实施注气吞吐措施，三口井合计日增油近 70 吨、日增气 10 万立方米，单井产能提升 2-3 倍。该技术通过高压注气恢复地层能量，解决了凝析气藏反凝析导致的产能衰减问题。

智能运维体系

构建 “数字化巡检 + 人工复检” 双保险模式，对 6 座平台、65 口生产井实施全流程监控，设备运行时率提升至 99.8%，非计划关停次数同比减少 60%。中心平台可远程操控 3 座无人井口平台，实现 “少人化” 高效生产。

技术创新与行业标杆价值

钻完井技术突破

自主研发 210℃抗高温无固相钻井液体系，攻克超深井（最深 6494 米）窄压力窗口钻井难题，钻井周期缩短 25%。采用光纤智能监测技术，M19 井投产首日即实现日产气 11 万立方米、油 300 立方米，储层识别精度提升 40%。

绿色开发实践

建成国内最大海上油田群岸电工程，通过 10 条海底电缆实现平台 100% 绿电供应，年减排二氧化碳 23.7 万吨。生产污水 “零排海” 处理，回用率达 100%，获 “近零碳工厂” 认证。

国际领先指标

综合开发成本较西气东输低 20%-30%，较进口 LNG 低 50% 以上，桶油当量成本控制在 28 美元以内，技术经济指标达国际深水气田先进水平。其 “超高压循环注气 + 智能调控” 模式被纳入全球深水开发技术标准。

战略意义与区域影响

能源安全保障

气田年产 4 亿立方米天然气可满足天津市约 10% 的年用气需求，通过海底管道直供京津冀，将区域天然气对外依存度降低 5 个百分点。2025 年渤海油田冲刺 4000 万吨油气当量目标，渤中 19-6 贡献增量占比超 30%。

产业链协同效应

带动高端装备制造、海洋工程等配套产业发展，形成 “技术研发 - 装备制造 - 工程服务” 完整链条。例如，国产 1200V 半桥塑封功率部件在平台电力系统实现规模化应用，替代进口产品成本降低 40%。

全球开发范式

作为全球首个大型整装凝析气田，其开发经验被国际能源署（IEA）列为 “复杂地质条件下油气藏高效开发” 典型案例。气田采用的 “星罗棋布” 井网布局和 “四星连珠” 平台集群模式，为全球同类气田提供了可复制的中国方案。

未来发展规划

产能持续释放

2025 年计划新增开发井 20 口，配套建设第二座高压注气平台，年底日产油气当量将突破 6000 吨，天然气年产量有望达 8 亿立方米。

技术迭代升级

推进光纤传感、AI 智能决策等技术应用，目标将采收率从当前 35% 提升至 45%。同时开展深层（超 6000 米）潜山油气藏开发试验，计划 2026 年部署首口 7000 米超深井。

低碳转型深化

建设海上 CCUS（碳捕集利用与封存）中心，2030 年前实现年封存二氧化碳 100 万吨。规划 2030 年绿电占比超 50%，打造 “零碳气田” 示范工程。

渤中 19-6 气田的产能突破，不仅是中国海油在深海科技领域的重大胜利，更是我国从 “海洋油气开发大国” 向 “技术强国” 跨越的关键一步。其成功经验表明，通过自主创新和全产业链协同，我国完全有能力破解世界级油气开发难题，为全球能源转型贡献中国智慧。