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| 中原油田：老区装上稳产增效新引擎 |
| 来源：科技日报 作者：记者 孙 越 通讯员 杨静丽 时间：2026/8/11 |
8月3日，中原油田柳屯中心处理站，控制室屏幕上“天然气消耗”一栏的数据归零。这座豫北地区最大原油油库，首次在夏季低负荷工况下实现生产用热“零消耗”。“余热+光热+储热”新能源综合利用系统替代了传统加热系统，综合能耗下降近九成。
这一突破，是中原油田科技攻关的成果。近年来，中原油田聚力转型升级，发展成果丰硕：连续6年原油产量上升;普光气田稳产期由8年延长至16年;已建5座储气库达容率平均提升24%;今年前7个月，风光绿电发电量达2.4亿千瓦时……
产业出题，科研作答。中原油田打破创新链与产业链的壁垒，将人才、资金、平台等核心资源集中投向增储稳产、节能降碳、智能转型等关键领域。一系列技术成果落地见效，让老区装上稳产增效新引擎，有效扭转老区产能递减态势，稳步推动油田数字化、智能化、绿色化深度转型。
重塑老油田生产逻辑
8月1日，中原油田物探研究院地震处理所，科研人员吕庆达正使用AI地震智能速度扫描软件，对普光复杂地质构造进行精细的速度模型构建。屏幕上，地下CT成像快速滚动刷新。放在几年前，完成同等精度的成像成果，需要五六名技术人员趴在电脑前“折腾”整整一周，如今仅需两个人工作三天即可完成。
AI的“快”，反衬出传统地震处理的“慢”与“难”。地震处理依托人工激发地震波在不同岩层中的传播速度、反射信号差异，来反演地下构造，实现油气藏位置精准定位，是油气勘探链条中的核心“透视”环节。中原油田探区地质条件复杂，地震初至拾取、速度建模、偏移成像等全流程工序，长期依赖资深专家人工完成。这不仅人力成本高，也难以保证工序标准化程度。
针对这些瓶颈，中原油田联合高校开展产学研协同攻关，研发速度谱智能快速拾取与扫描技术，融合多尺度动态感知与物理一致性约束技术，大幅提升工作效率。“原本一个月的工作量压缩到一周以内，速度建模吻合率超过90%。”中原油田物探研究院博士后国运东介绍，以此为基础，中原油田构建起勘探开发智能技术体系，让油气勘探开发的第一步迈得更稳更快。
油田生产一线同样迎来智能化改造。在油管杆自动化修复基地，传统车间热火朝天的生产场景不复存在，取而代之的是智能流畅的自动作业场景。自动排摆上料装置将杂乱管杆逐一码齐，可自动切换探头的探伤设备对装置开展细致“体检”……整条修复线安静运转，偌大厂区几乎看不到人影。
中控室内，操作员鲍静辉面前的屏幕显示着清洗、除垢等各环节运行状态。“以前每道工序都得有人盯着，光操作工就有二三十人，现在两个人就能监控整个厂区。”鲍静辉告诉记者，作为中国石化首家全链条油管杆自动化修复线，基地已实现全流程100%自动化，人均生产效率提升80%。
突破传统勘探理论局限
日前，中原油田东濮凹陷西南洼陷带孟居构造传来捷报——新投产的孟6-5井和孟6-9井双双获得高产工业气流，日产气分别达10.2万立方米和4.9万立方米。孟居区块从沉寂多年的“留白区”，一跃成为东濮天然气增储上产的新阵地。
东濮凹陷地质条件复杂，呈现“多隆多洼”的构造特征。“传统理论认为洼陷带埋藏深、储层致密，油气藏规模小、丰度低，开发前景黯淡。”中原油田油气勘探高级专家徐田武说。于是，在传统勘探理论指导下，区内98%的探明储量集中分布于隆起构造带;而占面积一半以上的洼陷带，探井密度仅为构造带的1/35。
这导致隆起构造带上的圈闭越找越小，最小的仅0.01平方千米。如此小的圈闭，油气藏规模不会大，投入巨资打一口井根本不划算。
那么，到哪里去找新的油气资源?中原油田把目标转向了洼陷带。
聚焦洼陷带勘探难题，中原油田联合多家科研院校组成多学科“大兵团”发起攻关。团队创新提出优源控层、三元控储等邻源地质体勘探理论，重新回答了“油气从哪里来、在哪里停下、如何找到它”三个基本问题，突破了传统勘探的认知局限。
依托全新成藏理论与隐蔽油藏勘探技术，中原油田新发现5个千万吨级、3个千亿立方米级增储阵地，油气战略储备持续扩容。同时，智能分层注采、多介质三次采油等关键技术的创新应用，支撑东濮老区产能自然递减率连续6年保持在10%以内，实现了老区稳产增效。
东濮老区在洼陷带实现勘探突破，千里之外的普光气田，也依靠关键技术攻关打赢了一场硬仗。
普光气田进入开发中后期，产能递减加快，持续稳产形势日趋严峻。增压开采是气田确保接续稳产、提高采收率的主要途径之一。然而，高含硫湿气增压开采的核心设备和成套技术长期被国外垄断，安全控制难度大，国内尚无成熟先例。
面对技术空白，科研团队从“零”起步自主攻关，基于物模实验，建立了考虑水—硫附加影响的高含硫有水气藏采收率评价方法。核心装备国产化攻关同步推进，中原油田联合中石化石油机械股份有限公司，成功研制出系列抗硫压缩机，并集成创新湿气增压工艺，建成国内首座千万立方米级高含硫湿气增压站。
通过实施控硫控水、湿气增压等成套深度治理举措，普光气田整体产能重回70亿立方米/年高位，稳产期延长8年。
打造绿色多元增长极
今年5月以来，中原油田储气库群全面进入注气期。压缩机轰鸣作响，日均近550万立方米天然气持续注入地下，为今冬明春华北地区调峰保供备足“底气”。
确保天然气“注得进、存得住、采得出”，是储气库运维的核心目标。
文24储气库属于边水型储气库，地下储气空间紧邻大面积地下水体。注气时气把水向外推，采气时水又向库内渗，会导致井筒积液，气被水压住无法采出，影响单井采气量。为解决这一问题，技术人员利用数值模拟，精准识别剩余气富集区与井网控制盲区，部署新井，让注采井同时扮演“排水井”角色。
“地下仓库里装满了水，只有先抽干，才能腾出空间注气。”中原油田储气库管理中心技术中心主任凡俊说。水一抽出，地层压力下降，高部位天然气被驱赶着向低部位地层跑，被低部位井采出来，库容动用率自然提高。
针对文13西等水侵更为严重的储气库，中原油田研发了严重水侵储气库梯次立体排液达容技术。针对白9储气库这类凝析气藏，中原油田创新了凝析气藏相渗时变—循环驱替扩容技术。因地制宜的技术攻关，使已建的5座储气库达容率平均提升24%。
在“双碳”目标引领下，油田新能源产业正以前所未有的速度开疆拓土。从多电源接入电网综合提效关键技术的突破，到油田用热场景解决方案与技术的迭代升级，再到自主构建高效协同的绿电制氢关键技术体系，科技正成为绿色产业发展的关键。
数据印证转型成效。今年前7个月，中原油田风光绿电发电量达2.4亿千瓦时，自发绿电占总用电量比例超过40%。目前，东濮老区83%的中转站完成绿热改造，采出水余热替代燃气炉已成为常态;中国石化首个绿电制绿氢项目平稳运行超过16000小时，创下行业多项纪录。
“‘十五五’期间，我们将推动新能源产业化、低碳化、电动化、智能化发展，打造油气新能源综合供给基地。”中原油田新能源开发中心经理张诚表示。
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