9月7日，記者從大慶油田測試技術服務分公司獲悉，其成功研制的廣域示蹤測井技術，實現油藏注水監(jiān)測精度和效率雙突破。該項技術為國內首創(chuàng)，可有效識別射開僅0.2米、注水量0.3立方米/日的吸水層，測試平均效率提升45%，同位素載體用量平均減少83%，為油田精細開發(fā)提供了技術支撐。        該技術創(chuàng)新研發(fā)“抗絮凝覆膜”和“表面活性覆膜”工藝，適宜各種注入介質吸水剖面測試，其獨特的“球源同制”技術可使同位素比活度靈活調節(jié)至1至30倍，適應10立方米/日至200立方米/日注水強度監(jiān)測需求。與傳統(tǒng)技術相比，該技術大幅提高了薄差油層的識別能力，特別適用于高含水油田。 據了解，該技術已累計完成215井次的現場試驗，測試成功率100%，不僅無視層間矛盾，成功捕捉到最高53.8立方米/日、

       9月7日，記者從大慶油田測試技術服務分公司獲悉，其成功研制的廣域示蹤測井技術，實現油藏注水監(jiān)測精度和效率雙突破。該項技術為國內首創(chuàng)，可有效識別射開僅0.2米、注水量0.3立方米/日的吸水層，測試平均效率提升45%，同位素載體用量平均減少83%，為油田精細開發(fā)提供了技術支撐。        該技術創(chuàng)新研發(fā)“抗絮凝覆膜”和“表面活性覆膜”工藝，適宜各種注入介質吸水剖面測試，其獨特的“球源同制”技術可使同位素比活度靈活調節(jié)至1至30倍，適應10立方米/日至200立方米/日注水強度監(jiān)測需求。與傳統(tǒng)技術相比，該技術大幅提高了薄差油層的識別能力，特別適用于高含水油田。 據了解，該技術已累計完成215井次的現場試驗，測試成功率100%，不僅無視層間矛盾，成功捕捉到最高53.8立方米/日、       截至目前，新疆油田百口泉采油廠物聯網上線率穩(wěn)定在98%，數據準確率達99%，設備完好率保持在95%，從“建得好”轉向“管得好”“用得好”，為油田數智化轉型奠定了基礎。       百口泉采油廠通過技術升級優(yōu)化管理模式，在軟件開發(fā)方面增加了電子臺賬系統(tǒng)和雙端編輯功能，讓數據記錄更精準、維護更快捷，使巡檢更加精準高效。百口泉采油廠將油氣生產的報警設置和聯鎖管理全部轉為線上操作，使流程提速90%。       百口泉采油廠技術人員還研發(fā)了智能檢測程序，自動識別生產運行管理系統(tǒng)異常數據，使油井電功圖系統(tǒng)的可用率提升至80%，為油井狀態(tài)分析提供了可靠依據。另外，技術人員開發(fā)的電功圖系統(tǒng)標準化調試工具已成功應用于500多臺設備，節(jié)省了油井維護成本。  

       9月7日，記者從大慶油田測試技術服務分公司獲悉，其成功研制的廣域示蹤測井技術，實現油藏注水監(jiān)測精度和效率雙突破。該項技術為國內首創(chuàng)，可有效識別射開僅0.2米、注水量0.3立方米/日的吸水層，測試平均效率提升45%，同位素載體用量平均減少83%，為油田精細開發(fā)提供了技術支撐。        該技術創(chuàng)新研發(fā)“抗絮凝覆膜”和“表面活性覆膜”工藝，適宜各種注入介質吸水剖面測試，其獨特的“球源同制”技術可使同位素比活度靈活調節(jié)至1至30倍，適應10立方米/日至200立方米/日注水強度監(jiān)測需求。與傳統(tǒng)技術相比，該技術大幅提高了薄差油層的識別能力，特別適用于高含水油田。 據了解，該技術已累計完成215井次的現場試驗，測試成功率100%，不僅無視層間矛盾，成功捕捉到最高53.8立方米/日、       截至目前，新疆油田百口泉采油廠物聯網上線率穩(wěn)定在98%，數據準確率達99%，設備完好率保持在95%，從“建得好”轉向“管得好”“用得好”，為油田數智化轉型奠定了基礎。       百口泉采油廠通過技術升級優(yōu)化管理模式，在軟件開發(fā)方面增加了電子臺賬系統(tǒng)和雙端編輯功能，讓數據記錄更精準、維護更快捷，使巡檢更加精準高效。百口泉采油廠將油氣生產的報警設置和聯鎖管理全部轉為線上操作，使流程提速90%。       百口泉采油廠技術人員還研發(fā)了智能檢測程序，自動識別生產運行管理系統(tǒng)異常數據，使油井電功圖系統(tǒng)的可用率提升至80%，為油井狀態(tài)分析提供了可靠依據。另外，技術人員開發(fā)的電功圖系統(tǒng)標準化調試工具已成功應用于500多臺設備，節(jié)省了油井維護成本。         截至9月10日，大港油田對40個重點區(qū)塊開展差異化注水治理，階段控遞減增油3萬余噸，自然遞減率同比下降1.7個百分點，剩余油挖潛成效顯著。       目前，大港油田處于特高含水階段，長期注水導致儲層滲流規(guī)律日趨復雜，剩余油高度分散，精準刻畫難度加大。為此，科研人員依托精細油藏描述成果，不斷提升油藏潛力認識，深入剖析不同類型油藏注采矛盾，制定差異化治理對策。       針對中高滲油藏水驅開發(fā)后期層系井網適應性差、無效水循環(huán)突出的實際，科研人員建立了單井優(yōu)勢滲流通道風險井快速識別方法，完善層系井網，精細層系內分注，加強調剖調驅，提升水驅控制程度與油層動用程度。針對低滲油藏“注不進、驅不動”的問題，科研人員持續(xù)攻關低滲油藏壓驅增能技術，規(guī)模推廣“壓—驅

       9月7日，記者從大慶油田測試技術服務分公司獲悉，其成功研制的廣域示蹤測井技術，實現油藏注水監(jiān)測精度和效率雙突破。該項技術為國內首創(chuàng)，可有效識別射開僅0.2米、注水量0.3立方米/日的吸水層，測試平均效率提升45%，同位素載體用量平均減少83%，為油田精細開發(fā)提供了技術支撐。        該技術創(chuàng)新研發(fā)“抗絮凝覆膜”和“表面活性覆膜”工藝，適宜各種注入介質吸水剖面測試，其獨特的“球源同制”技術可使同位素比活度靈活調節(jié)至1至30倍，適應10立方米/日至200立方米/日注水強度監(jiān)測需求。與傳統(tǒng)技術相比，該技術大幅提高了薄差油層的識別能力，特別適用于高含水油田。 據了解，該技術已累計完成215井次的現場試驗，測試成功率100%，不僅無視層間矛盾，成功捕捉到最高53.8立方米/日、       截至目前，新疆油田百口泉采油廠物聯網上線率穩(wěn)定在98%，數據準確率達99%，設備完好率保持在95%，從“建得好”轉向“管得好”“用得好”，為油田數智化轉型奠定了基礎。       百口泉采油廠通過技術升級優(yōu)化管理模式，在軟件開發(fā)方面增加了電子臺賬系統(tǒng)和雙端編輯功能，讓數據記錄更精準、維護更快捷，使巡檢更加精準高效。百口泉采油廠將油氣生產的報警設置和聯鎖管理全部轉為線上操作，使流程提速90%。       百口泉采油廠技術人員還研發(fā)了智能檢測程序，自動識別生產運行管理系統(tǒng)異常數據，使油井電功圖系統(tǒng)的可用率提升至80%，為油井狀態(tài)分析提供了可靠依據。另外，技術人員開發(fā)的電功圖系統(tǒng)標準化調試工具已成功應用于500多臺設備，節(jié)省了油井維護成本。         截至9月10日，大港油田對40個重點區(qū)塊開展差異化注水治理，階段控遞減增油3萬余噸，自然遞減率同比下降1.7個百分點，剩余油挖潛成效顯著。       目前，大港油田處于特高含水階段，長期注水導致儲層滲流規(guī)律日趨復雜，剩余油高度分散，精準刻畫難度加大。為此，科研人員依托精細油藏描述成果，不斷提升油藏潛力認識，深入剖析不同類型油藏注采矛盾，制定差異化治理對策。       針對中高滲油藏水驅開發(fā)后期層系井網適應性差、無效水循環(huán)突出的實際，科研人員建立了單井優(yōu)勢滲流通道風險井快速識別方法，完善層系井網，精細層系內分注，加強調剖調驅，提升水驅控制程度與油層動用程度。針對低滲油藏“注不進、驅不動”的問題，科研人員持續(xù)攻關低滲油藏壓驅增能技術，規(guī)模推廣“壓—驅       8月25日記者獲悉，渤海鉆探鉆井四公司承鉆的高166-77井順利完井，刷新冀東油田鉆井周期最短、鉆完井周期最短、平均機械鉆速最快等多項紀錄。       高166-77井是冀東油田高尚堡油田高深北區(qū)高66X1斷塊的一口定向井，地處地層巖性復雜區(qū)域，面臨館陶底礫巖、黑色玄武巖以及大段棕紅色泥巖等多重施工挑戰(zhàn)。鉆井四公司技術人員在前期高166-79井優(yōu)質完井基礎上，持續(xù)探索提速提效路徑，通過技術革新與工藝優(yōu)化打響攻堅戰(zhàn)。       在二開施工中，技術人員精準施策，突破排量壁壘，將配套缸套更換為180毫米，為大井眼鉆進提供強勁動力。針對礫巖與玄武巖高研磨性等特點，定制四刀翼雙排齒PDC鉆頭，顯著提升鉆頭的耐磨性，實現提速目標，為后續(xù)施工奠定堅實基礎。在三開

       9月7日，記者從大慶油田測試技術服務分公司獲悉，其成功研制的廣域示蹤測井技術，實現油藏注水監(jiān)測精度和效率雙突破。該項技術為國內首創(chuàng)，可有效識別射開僅0.2米、注水量0.3立方米/日的吸水層，測試平均效率提升45%，同位素載體用量平均減少83%，為油田精細開發(fā)提供了技術支撐。        該技術創(chuàng)新研發(fā)“抗絮凝覆膜”和“表面活性覆膜”工藝，適宜各種注入介質吸水剖面測試，其獨特的“球源同制”技術可使同位素比活度靈活調節(jié)至1至30倍，適應10立方米/日至200立方米/日注水強度監(jiān)測需求。與傳統(tǒng)技術相比，該技術大幅提高了薄差油層的識別能力，特別適用于高含水油田。 據了解，該技術已累計完成215井次的現場試驗，測試成功率100%，不僅無視層間矛盾，成功捕捉到最高53.8立方米/日、       截至目前，新疆油田百口泉采油廠物聯網上線率穩(wěn)定在98%，數據準確率達99%，設備完好率保持在95%，從“建得好”轉向“管得好”“用得好”，為油田數智化轉型奠定了基礎。       百口泉采油廠通過技術升級優(yōu)化管理模式，在軟件開發(fā)方面增加了電子臺賬系統(tǒng)和雙端編輯功能，讓數據記錄更精準、維護更快捷，使巡檢更加精準高效。百口泉采油廠將油氣生產的報警設置和聯鎖管理全部轉為線上操作，使流程提速90%。       百口泉采油廠技術人員還研發(fā)了智能檢測程序，自動識別生產運行管理系統(tǒng)異常數據，使油井電功圖系統(tǒng)的可用率提升至80%，為油井狀態(tài)分析提供了可靠依據。另外，技術人員開發(fā)的電功圖系統(tǒng)標準化調試工具已成功應用于500多臺設備，節(jié)省了油井維護成本。         截至9月10日，大港油田對40個重點區(qū)塊開展差異化注水治理，階段控遞減增油3萬余噸，自然遞減率同比下降1.7個百分點，剩余油挖潛成效顯著。       目前，大港油田處于特高含水階段，長期注水導致儲層滲流規(guī)律日趨復雜，剩余油高度分散，精準刻畫難度加大。為此，科研人員依托精細油藏描述成果，不斷提升油藏潛力認識，深入剖析不同類型油藏注采矛盾，制定差異化治理對策。       針對中高滲油藏水驅開發(fā)后期層系井網適應性差、無效水循環(huán)突出的實際，科研人員建立了單井優(yōu)勢滲流通道風險井快速識別方法，完善層系井網，精細層系內分注，加強調剖調驅，提升水驅控制程度與油層動用程度。針對低滲油藏“注不進、驅不動”的問題，科研人員持續(xù)攻關低滲油藏壓驅增能技術，規(guī)模推廣“壓—驅       8月25日記者獲悉，渤海鉆探鉆井四公司承鉆的高166-77井順利完井，刷新冀東油田鉆井周期最短、鉆完井周期最短、平均機械鉆速最快等多項紀錄。       高166-77井是冀東油田高尚堡油田高深北區(qū)高66X1斷塊的一口定向井，地處地層巖性復雜區(qū)域，面臨館陶底礫巖、黑色玄武巖以及大段棕紅色泥巖等多重施工挑戰(zhàn)。鉆井四公司技術人員在前期高166-79井優(yōu)質完井基礎上，持續(xù)探索提速提效路徑，通過技術革新與工藝優(yōu)化打響攻堅戰(zhàn)。       在二開施工中，技術人員精準施策，突破排量壁壘，將配套缸套更換為180毫米，為大井眼鉆進提供強勁動力。針對礫巖與玄武巖高研磨性等特點，定制四刀翼雙排齒PDC鉆頭，顯著提升鉆頭的耐磨性，實現提速目標，為后續(xù)施工奠定堅實基礎。在三開       今年年初以來，大慶石化公司以“宜油則油、宜烯則烯、宜芳則芳”為原則，科學調整煉油區(qū)物料流向，優(yōu)化自產重質乙烯原料生產，實現煉油區(qū)裝置高效運行。1至7月，乙烯綜合收率同比提高0.12%，雙烯綜合收率同比提高0.13%，煉化一體化布局增效顯著。       系統(tǒng)優(yōu)化結構，提升原料品質。面對成品油調和與乙烯原料供應的雙重挑戰(zhàn)，大慶石化統(tǒng)籌平衡上下游生產需求，全面梳理煉油區(qū)各餾分物料的性質與流向，確定優(yōu)化利用方案。創(chuàng)新應用精細原料評價方法進行精準識別，把加氫尾油、600萬噸/年常減壓裝置常二線餾分作為優(yōu)質乙烯料，采取壓減劣質原料量、增產加氫尾油至每日1200噸等措施，逐步降低高芳烴的組分比例，提升優(yōu)質裂解料占比，從源頭提升乙烯原料的經濟性。       分步

       9月7日，記者從大慶油田測試技術服務分公司獲悉，其成功研制的廣域示蹤測井技術，實現油藏注水監(jiān)測精度和效率雙突破。該項技術為國內首創(chuàng)，可有效識別射開僅0.2米、注水量0.3立方米/日的吸水層，測試平均效率提升45%，同位素載體用量平均減少83%，為油田精細開發(fā)提供了技術支撐。        該技術創(chuàng)新研發(fā)“抗絮凝覆膜”和“表面活性覆膜”工藝，適宜各種注入介質吸水剖面測試，其獨特的“球源同制”技術可使同位素比活度靈活調節(jié)至1至30倍，適應10立方米/日至200立方米/日注水強度監(jiān)測需求。與傳統(tǒng)技術相比，該技術大幅提高了薄差油層的識別能力，特別適用于高含水油田。 據了解，該技術已累計完成215井次的現場試驗，測試成功率100%，不僅無視層間矛盾，成功捕捉到最高53.8立方米/日、       截至目前，新疆油田百口泉采油廠物聯網上線率穩(wěn)定在98%，數據準確率達99%，設備完好率保持在95%，從“建得好”轉向“管得好”“用得好”，為油田數智化轉型奠定了基礎。       百口泉采油廠通過技術升級優(yōu)化管理模式，在軟件開發(fā)方面增加了電子臺賬系統(tǒng)和雙端編輯功能，讓數據記錄更精準、維護更快捷，使巡檢更加精準高效。百口泉采油廠將油氣生產的報警設置和聯鎖管理全部轉為線上操作，使流程提速90%。       百口泉采油廠技術人員還研發(fā)了智能檢測程序，自動識別生產運行管理系統(tǒng)異常數據，使油井電功圖系統(tǒng)的可用率提升至80%，為油井狀態(tài)分析提供了可靠依據。另外，技術人員開發(fā)的電功圖系統(tǒng)標準化調試工具已成功應用于500多臺設備，節(jié)省了油井維護成本。         截至9月10日，大港油田對40個重點區(qū)塊開展差異化注水治理，階段控遞減增油3萬余噸，自然遞減率同比下降1.7個百分點，剩余油挖潛成效顯著。       目前，大港油田處于特高含水階段，長期注水導致儲層滲流規(guī)律日趨復雜，剩余油高度分散，精準刻畫難度加大。為此，科研人員依托精細油藏描述成果，不斷提升油藏潛力認識，深入剖析不同類型油藏注采矛盾，制定差異化治理對策。       針對中高滲油藏水驅開發(fā)后期層系井網適應性差、無效水循環(huán)突出的實際，科研人員建立了單井優(yōu)勢滲流通道風險井快速識別方法，完善層系井網，精細層系內分注，加強調剖調驅，提升水驅控制程度與油層動用程度。針對低滲油藏“注不進、驅不動”的問題，科研人員持續(xù)攻關低滲油藏壓驅增能技術，規(guī)模推廣“壓—驅       8月25日記者獲悉，渤海鉆探鉆井四公司承鉆的高166-77井順利完井，刷新冀東油田鉆井周期最短、鉆完井周期最短、平均機械鉆速最快等多項紀錄。       高166-77井是冀東油田高尚堡油田高深北區(qū)高66X1斷塊的一口定向井，地處地層巖性復雜區(qū)域，面臨館陶底礫巖、黑色玄武巖以及大段棕紅色泥巖等多重施工挑戰(zhàn)。鉆井四公司技術人員在前期高166-79井優(yōu)質完井基礎上，持續(xù)探索提速提效路徑，通過技術革新與工藝優(yōu)化打響攻堅戰(zhàn)。       在二開施工中，技術人員精準施策，突破排量壁壘，將配套缸套更換為180毫米，為大井眼鉆進提供強勁動力。針對礫巖與玄武巖高研磨性等特點，定制四刀翼雙排齒PDC鉆頭，顯著提升鉆頭的耐磨性，實現提速目標，為后續(xù)施工奠定堅實基礎。在三開       今年年初以來，大慶石化公司以“宜油則油、宜烯則烯、宜芳則芳”為原則，科學調整煉油區(qū)物料流向，優(yōu)化自產重質乙烯原料生產，實現煉油區(qū)裝置高效運行。1至7月，乙烯綜合收率同比提高0.12%，雙烯綜合收率同比提高0.13%，煉化一體化布局增效顯著。       系統(tǒng)優(yōu)化結構，提升原料品質。面對成品油調和與乙烯原料供應的雙重挑戰(zhàn)，大慶石化統(tǒng)籌平衡上下游生產需求，全面梳理煉油區(qū)各餾分物料的性質與流向，確定優(yōu)化利用方案。創(chuàng)新應用精細原料評價方法進行精準識別，把加氫尾油、600萬噸/年常減壓裝置常二線餾分作為優(yōu)質乙烯料，采取壓減劣質原料量、增產加氫尾油至每日1200噸等措施，逐步降低高芳烴的組分比例，提升優(yōu)質裂解料占比，從源頭提升乙烯原料的經濟性。       分步       8月5日，隨著固平41-52井場部署的一口水平井順利完鉆，標志著長慶合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)井數突破650口，成為國內****的致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)。目前，開發(fā)區(qū)自開發(fā)以來累計產油量達500余萬噸，與定向井開發(fā)區(qū)相比累計產油量提升6.5倍，油井生產時率同比增長17%，致密油效益開發(fā)邁入新發(fā)展航道。       長慶隴東合水油田是典型的致密油藏，資源基礎豐厚，然而儲層物性差、滲流能力弱的特性嚴重制約了其效益建產，開發(fā)難度極大。自開發(fā)以來，長慶油田產建科研團隊秉持技術創(chuàng)新與理論創(chuàng)新并重的理念，逐步攻克致密油藏開發(fā)難題，助力合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)實現連續(xù)10年穩(wěn)產，并推動其年產量以1.5萬噸以上的增量持續(xù)攀升。       在水平井效

       9月7日，記者從大慶油田測試技術服務分公司獲悉，其成功研制的廣域示蹤測井技術，實現油藏注水監(jiān)測精度和效率雙突破。該項技術為國內首創(chuàng)，可有效識別射開僅0.2米、注水量0.3立方米/日的吸水層，測試平均效率提升45%，同位素載體用量平均減少83%，為油田精細開發(fā)提供了技術支撐。        該技術創(chuàng)新研發(fā)“抗絮凝覆膜”和“表面活性覆膜”工藝，適宜各種注入介質吸水剖面測試，其獨特的“球源同制”技術可使同位素比活度靈活調節(jié)至1至30倍，適應10立方米/日至200立方米/日注水強度監(jiān)測需求。與傳統(tǒng)技術相比，該技術大幅提高了薄差油層的識別能力，特別適用于高含水油田。 據了解，該技術已累計完成215井次的現場試驗，測試成功率100%，不僅無視層間矛盾，成功捕捉到最高53.8立方米/日、       截至目前，新疆油田百口泉采油廠物聯網上線率穩(wěn)定在98%，數據準確率達99%，設備完好率保持在95%，從“建得好”轉向“管得好”“用得好”，為油田數智化轉型奠定了基礎。       百口泉采油廠通過技術升級優(yōu)化管理模式，在軟件開發(fā)方面增加了電子臺賬系統(tǒng)和雙端編輯功能，讓數據記錄更精準、維護更快捷，使巡檢更加精準高效。百口泉采油廠將油氣生產的報警設置和聯鎖管理全部轉為線上操作，使流程提速90%。       百口泉采油廠技術人員還研發(fā)了智能檢測程序，自動識別生產運行管理系統(tǒng)異常數據，使油井電功圖系統(tǒng)的可用率提升至80%，為油井狀態(tài)分析提供了可靠依據。另外，技術人員開發(fā)的電功圖系統(tǒng)標準化調試工具已成功應用于500多臺設備，節(jié)省了油井維護成本。         截至9月10日，大港油田對40個重點區(qū)塊開展差異化注水治理，階段控遞減增油3萬余噸，自然遞減率同比下降1.7個百分點，剩余油挖潛成效顯著。       目前，大港油田處于特高含水階段，長期注水導致儲層滲流規(guī)律日趨復雜，剩余油高度分散，精準刻畫難度加大。為此，科研人員依托精細油藏描述成果，不斷提升油藏潛力認識，深入剖析不同類型油藏注采矛盾，制定差異化治理對策。       針對中高滲油藏水驅開發(fā)后期層系井網適應性差、無效水循環(huán)突出的實際，科研人員建立了單井優(yōu)勢滲流通道風險井快速識別方法，完善層系井網，精細層系內分注，加強調剖調驅，提升水驅控制程度與油層動用程度。針對低滲油藏“注不進、驅不動”的問題，科研人員持續(xù)攻關低滲油藏壓驅增能技術，規(guī)模推廣“壓—驅       8月25日記者獲悉，渤海鉆探鉆井四公司承鉆的高166-77井順利完井，刷新冀東油田鉆井周期最短、鉆完井周期最短、平均機械鉆速最快等多項紀錄。       高166-77井是冀東油田高尚堡油田高深北區(qū)高66X1斷塊的一口定向井，地處地層巖性復雜區(qū)域，面臨館陶底礫巖、黑色玄武巖以及大段棕紅色泥巖等多重施工挑戰(zhàn)。鉆井四公司技術人員在前期高166-79井優(yōu)質完井基礎上，持續(xù)探索提速提效路徑，通過技術革新與工藝優(yōu)化打響攻堅戰(zhàn)。       在二開施工中，技術人員精準施策，突破排量壁壘，將配套缸套更換為180毫米，為大井眼鉆進提供強勁動力。針對礫巖與玄武巖高研磨性等特點，定制四刀翼雙排齒PDC鉆頭，顯著提升鉆頭的耐磨性，實現提速目標，為后續(xù)施工奠定堅實基礎。在三開       今年年初以來，大慶石化公司以“宜油則油、宜烯則烯、宜芳則芳”為原則，科學調整煉油區(qū)物料流向，優(yōu)化自產重質乙烯原料生產，實現煉油區(qū)裝置高效運行。1至7月，乙烯綜合收率同比提高0.12%，雙烯綜合收率同比提高0.13%，煉化一體化布局增效顯著。       系統(tǒng)優(yōu)化結構，提升原料品質。面對成品油調和與乙烯原料供應的雙重挑戰(zhàn)，大慶石化統(tǒng)籌平衡上下游生產需求，全面梳理煉油區(qū)各餾分物料的性質與流向，確定優(yōu)化利用方案。創(chuàng)新應用精細原料評價方法進行精準識別，把加氫尾油、600萬噸/年常減壓裝置常二線餾分作為優(yōu)質乙烯料，采取壓減劣質原料量、增產加氫尾油至每日1200噸等措施，逐步降低高芳烴的組分比例，提升優(yōu)質裂解料占比，從源頭提升乙烯原料的經濟性。       分步       8月5日，隨著固平41-52井場部署的一口水平井順利完鉆，標志著長慶合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)井數突破650口，成為國內****的致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)。目前，開發(fā)區(qū)自開發(fā)以來累計產油量達500余萬噸，與定向井開發(fā)區(qū)相比累計產油量提升6.5倍，油井生產時率同比增長17%，致密油效益開發(fā)邁入新發(fā)展航道。       長慶隴東合水油田是典型的致密油藏，資源基礎豐厚，然而儲層物性差、滲流能力弱的特性嚴重制約了其效益建產，開發(fā)難度極大。自開發(fā)以來，長慶油田產建科研團隊秉持技術創(chuàng)新與理論創(chuàng)新并重的理念，逐步攻克致密油藏開發(fā)難題，助力合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)實現連續(xù)10年穩(wěn)產，并推動其年產量以1.5萬噸以上的增量持續(xù)攀升。       在水平井效       截至目前，吐哈油田今年以來完成產能建設等各類方案46項，方案設計符合率達100%、措施有效率達98%，有效節(jié)約了鉆井和壓裂成本，工程技術的支撐保障作用更加凸顯。       隨著油田增儲上產轉向超深層、非常規(guī)領域，地質條件復雜情況加劇，為工程技術服務提出了更高要求。今年年初以來，吐哈油田工程技術服務單位緊盯重點項目，加快技術創(chuàng)新，提升服務質量，工程技術服務創(chuàng)下多項新紀錄，助力油田扭虧脫困。       聚焦“儲量工程”和“春雷行動”，吐哈油田鉆井工程圍繞超深井、重點領域開展井身結構優(yōu)化、提速工具、鉆井液迭代升級等技術攻關，儲層改造圍繞壓成、壓好和儲量升級，持續(xù)開展技術攻關與試驗。       在鉆井提速方面，吐哈油田工程

       9月7日，記者從大慶油田測試技術服務分公司獲悉，其成功研制的廣域示蹤測井技術，實現油藏注水監(jiān)測精度和效率雙突破。該項技術為國內首創(chuàng)，可有效識別射開僅0.2米、注水量0.3立方米/日的吸水層，測試平均效率提升45%，同位素載體用量平均減少83%，為油田精細開發(fā)提供了技術支撐。        該技術創(chuàng)新研發(fā)“抗絮凝覆膜”和“表面活性覆膜”工藝，適宜各種注入介質吸水剖面測試，其獨特的“球源同制”技術可使同位素比活度靈活調節(jié)至1至30倍，適應10立方米/日至200立方米/日注水強度監(jiān)測需求。與傳統(tǒng)技術相比，該技術大幅提高了薄差油層的識別能力，特別適用于高含水油田。 據了解，該技術已累計完成215井次的現場試驗，測試成功率100%，不僅無視層間矛盾，成功捕捉到最高53.8立方米/日、       截至目前，新疆油田百口泉采油廠物聯網上線率穩(wěn)定在98%，數據準確率達99%，設備完好率保持在95%，從“建得好”轉向“管得好”“用得好”，為油田數智化轉型奠定了基礎。       百口泉采油廠通過技術升級優(yōu)化管理模式，在軟件開發(fā)方面增加了電子臺賬系統(tǒng)和雙端編輯功能，讓數據記錄更精準、維護更快捷，使巡檢更加精準高效。百口泉采油廠將油氣生產的報警設置和聯鎖管理全部轉為線上操作，使流程提速90%。       百口泉采油廠技術人員還研發(fā)了智能檢測程序，自動識別生產運行管理系統(tǒng)異常數據，使油井電功圖系統(tǒng)的可用率提升至80%，為油井狀態(tài)分析提供了可靠依據。另外，技術人員開發(fā)的電功圖系統(tǒng)標準化調試工具已成功應用于500多臺設備，節(jié)省了油井維護成本。         截至9月10日，大港油田對40個重點區(qū)塊開展差異化注水治理，階段控遞減增油3萬余噸，自然遞減率同比下降1.7個百分點，剩余油挖潛成效顯著。       目前，大港油田處于特高含水階段，長期注水導致儲層滲流規(guī)律日趨復雜，剩余油高度分散，精準刻畫難度加大。為此，科研人員依托精細油藏描述成果，不斷提升油藏潛力認識，深入剖析不同類型油藏注采矛盾，制定差異化治理對策。       針對中高滲油藏水驅開發(fā)后期層系井網適應性差、無效水循環(huán)突出的實際，科研人員建立了單井優(yōu)勢滲流通道風險井快速識別方法，完善層系井網，精細層系內分注，加強調剖調驅，提升水驅控制程度與油層動用程度。針對低滲油藏“注不進、驅不動”的問題，科研人員持續(xù)攻關低滲油藏壓驅增能技術，規(guī)模推廣“壓—驅       8月25日記者獲悉，渤海鉆探鉆井四公司承鉆的高166-77井順利完井，刷新冀東油田鉆井周期最短、鉆完井周期最短、平均機械鉆速最快等多項紀錄。       高166-77井是冀東油田高尚堡油田高深北區(qū)高66X1斷塊的一口定向井，地處地層巖性復雜區(qū)域，面臨館陶底礫巖、黑色玄武巖以及大段棕紅色泥巖等多重施工挑戰(zhàn)。鉆井四公司技術人員在前期高166-79井優(yōu)質完井基礎上，持續(xù)探索提速提效路徑，通過技術革新與工藝優(yōu)化打響攻堅戰(zhàn)。       在二開施工中，技術人員精準施策，突破排量壁壘，將配套缸套更換為180毫米，為大井眼鉆進提供強勁動力。針對礫巖與玄武巖高研磨性等特點，定制四刀翼雙排齒PDC鉆頭，顯著提升鉆頭的耐磨性，實現提速目標，為后續(xù)施工奠定堅實基礎。在三開       今年年初以來，大慶石化公司以“宜油則油、宜烯則烯、宜芳則芳”為原則，科學調整煉油區(qū)物料流向，優(yōu)化自產重質乙烯原料生產，實現煉油區(qū)裝置高效運行。1至7月，乙烯綜合收率同比提高0.12%，雙烯綜合收率同比提高0.13%，煉化一體化布局增效顯著。       系統(tǒng)優(yōu)化結構，提升原料品質。面對成品油調和與乙烯原料供應的雙重挑戰(zhàn)，大慶石化統(tǒng)籌平衡上下游生產需求，全面梳理煉油區(qū)各餾分物料的性質與流向，確定優(yōu)化利用方案。創(chuàng)新應用精細原料評價方法進行精準識別，把加氫尾油、600萬噸/年常減壓裝置常二線餾分作為優(yōu)質乙烯料，采取壓減劣質原料量、增產加氫尾油至每日1200噸等措施，逐步降低高芳烴的組分比例，提升優(yōu)質裂解料占比，從源頭提升乙烯原料的經濟性。       分步       8月5日，隨著固平41-52井場部署的一口水平井順利完鉆，標志著長慶合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)井數突破650口，成為國內****的致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)。目前，開發(fā)區(qū)自開發(fā)以來累計產油量達500余萬噸，與定向井開發(fā)區(qū)相比累計產油量提升6.5倍，油井生產時率同比增長17%，致密油效益開發(fā)邁入新發(fā)展航道。       長慶隴東合水油田是典型的致密油藏，資源基礎豐厚，然而儲層物性差、滲流能力弱的特性嚴重制約了其效益建產，開發(fā)難度極大。自開發(fā)以來，長慶油田產建科研團隊秉持技術創(chuàng)新與理論創(chuàng)新并重的理念，逐步攻克致密油藏開發(fā)難題，助力合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)實現連續(xù)10年穩(wěn)產，并推動其年產量以1.5萬噸以上的增量持續(xù)攀升。       在水平井效       截至目前，吐哈油田今年以來完成產能建設等各類方案46項，方案設計符合率達100%、措施有效率達98%，有效節(jié)約了鉆井和壓裂成本，工程技術的支撐保障作用更加凸顯。       隨著油田增儲上產轉向超深層、非常規(guī)領域，地質條件復雜情況加劇，為工程技術服務提出了更高要求。今年年初以來，吐哈油田工程技術服務單位緊盯重點項目，加快技術創(chuàng)新，提升服務質量，工程技術服務創(chuàng)下多項新紀錄，助力油田扭虧脫困。       聚焦“儲量工程”和“春雷行動”，吐哈油田鉆井工程圍繞超深井、重點領域開展井身結構優(yōu)化、提速工具、鉆井液迭代升級等技術攻關，儲層改造圍繞壓成、壓好和儲量升級，持續(xù)開展技術攻關與試驗。       在鉆井提速方面，吐哈油田工程       7月7日筆者獲悉，今年上半年，華北油田煤層氣商品量同比增加4500萬立方米。       華北油田堅持把煤層氣業(yè)務作為建設千萬噸當量綜合能源公司的重要增長極。今年年初以來，華北油田按照“發(fā)展沁水，拓展外圍”的思路，自營和合作雙向賦能，抓好煤層氣高效增產，加快打造“一主三輔”煤層氣綠色智能化產業(yè)基地。       華北油田聚焦加快探明評價與水平井技術攻關，以“探明儲量、升級技術、落實產能”為主線，在不同深度、不同區(qū)域開展水平井高產試驗，為實現沁水盆地資源效益動用夯實基礎。       華北油田整體規(guī)劃產能規(guī)模，突出協同高效，持續(xù)開展精細地質評價，優(yōu)化鉆井軌跡設計，從源頭確保井網****化控儲；實施過程中專人對接現場，及時分析解

       9月7日，記者從大慶油田測試技術服務分公司獲悉，其成功研制的廣域示蹤測井技術，實現油藏注水監(jiān)測精度和效率雙突破。該項技術為國內首創(chuàng)，可有效識別射開僅0.2米、注水量0.3立方米/日的吸水層，測試平均效率提升45%，同位素載體用量平均減少83%，為油田精細開發(fā)提供了技術支撐。        該技術創(chuàng)新研發(fā)“抗絮凝覆膜”和“表面活性覆膜”工藝，適宜各種注入介質吸水剖面測試，其獨特的“球源同制”技術可使同位素比活度靈活調節(jié)至1至30倍，適應10立方米/日至200立方米/日注水強度監(jiān)測需求。與傳統(tǒng)技術相比，該技術大幅提高了薄差油層的識別能力，特別適用于高含水油田。 據了解，該技術已累計完成215井次的現場試驗，測試成功率100%，不僅無視層間矛盾，成功捕捉到最高53.8立方米/日、       截至目前，新疆油田百口泉采油廠物聯網上線率穩(wěn)定在98%，數據準確率達99%，設備完好率保持在95%，從“建得好”轉向“管得好”“用得好”，為油田數智化轉型奠定了基礎。       百口泉采油廠通過技術升級優(yōu)化管理模式，在軟件開發(fā)方面增加了電子臺賬系統(tǒng)和雙端編輯功能，讓數據記錄更精準、維護更快捷，使巡檢更加精準高效。百口泉采油廠將油氣生產的報警設置和聯鎖管理全部轉為線上操作，使流程提速90%。       百口泉采油廠技術人員還研發(fā)了智能檢測程序，自動識別生產運行管理系統(tǒng)異常數據，使油井電功圖系統(tǒng)的可用率提升至80%，為油井狀態(tài)分析提供了可靠依據。另外，技術人員開發(fā)的電功圖系統(tǒng)標準化調試工具已成功應用于500多臺設備，節(jié)省了油井維護成本。         截至9月10日，大港油田對40個重點區(qū)塊開展差異化注水治理，階段控遞減增油3萬余噸，自然遞減率同比下降1.7個百分點，剩余油挖潛成效顯著。       目前，大港油田處于特高含水階段，長期注水導致儲層滲流規(guī)律日趨復雜，剩余油高度分散，精準刻畫難度加大。為此，科研人員依托精細油藏描述成果，不斷提升油藏潛力認識，深入剖析不同類型油藏注采矛盾，制定差異化治理對策。       針對中高滲油藏水驅開發(fā)后期層系井網適應性差、無效水循環(huán)突出的實際，科研人員建立了單井優(yōu)勢滲流通道風險井快速識別方法，完善層系井網，精細層系內分注，加強調剖調驅，提升水驅控制程度與油層動用程度。針對低滲油藏“注不進、驅不動”的問題，科研人員持續(xù)攻關低滲油藏壓驅增能技術，規(guī)模推廣“壓—驅       8月25日記者獲悉，渤海鉆探鉆井四公司承鉆的高166-77井順利完井，刷新冀東油田鉆井周期最短、鉆完井周期最短、平均機械鉆速最快等多項紀錄。       高166-77井是冀東油田高尚堡油田高深北區(qū)高66X1斷塊的一口定向井，地處地層巖性復雜區(qū)域，面臨館陶底礫巖、黑色玄武巖以及大段棕紅色泥巖等多重施工挑戰(zhàn)。鉆井四公司技術人員在前期高166-79井優(yōu)質完井基礎上，持續(xù)探索提速提效路徑，通過技術革新與工藝優(yōu)化打響攻堅戰(zhàn)。       在二開施工中，技術人員精準施策，突破排量壁壘，將配套缸套更換為180毫米，為大井眼鉆進提供強勁動力。針對礫巖與玄武巖高研磨性等特點，定制四刀翼雙排齒PDC鉆頭，顯著提升鉆頭的耐磨性，實現提速目標，為后續(xù)施工奠定堅實基礎。在三開       今年年初以來，大慶石化公司以“宜油則油、宜烯則烯、宜芳則芳”為原則，科學調整煉油區(qū)物料流向，優(yōu)化自產重質乙烯原料生產，實現煉油區(qū)裝置高效運行。1至7月，乙烯綜合收率同比提高0.12%，雙烯綜合收率同比提高0.13%，煉化一體化布局增效顯著。       系統(tǒng)優(yōu)化結構，提升原料品質。面對成品油調和與乙烯原料供應的雙重挑戰(zhàn)，大慶石化統(tǒng)籌平衡上下游生產需求，全面梳理煉油區(qū)各餾分物料的性質與流向，確定優(yōu)化利用方案。創(chuàng)新應用精細原料評價方法進行精準識別，把加氫尾油、600萬噸/年常減壓裝置常二線餾分作為優(yōu)質乙烯料，采取壓減劣質原料量、增產加氫尾油至每日1200噸等措施，逐步降低高芳烴的組分比例，提升優(yōu)質裂解料占比，從源頭提升乙烯原料的經濟性。       分步       8月5日，隨著固平41-52井場部署的一口水平井順利完鉆，標志著長慶合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)井數突破650口，成為國內****的致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)。目前，開發(fā)區(qū)自開發(fā)以來累計產油量達500余萬噸，與定向井開發(fā)區(qū)相比累計產油量提升6.5倍，油井生產時率同比增長17%，致密油效益開發(fā)邁入新發(fā)展航道。       長慶隴東合水油田是典型的致密油藏，資源基礎豐厚，然而儲層物性差、滲流能力弱的特性嚴重制約了其效益建產，開發(fā)難度極大。自開發(fā)以來，長慶油田產建科研團隊秉持技術創(chuàng)新與理論創(chuàng)新并重的理念，逐步攻克致密油藏開發(fā)難題，助力合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)實現連續(xù)10年穩(wěn)產，并推動其年產量以1.5萬噸以上的增量持續(xù)攀升。       在水平井效       截至目前，吐哈油田今年以來完成產能建設等各類方案46項，方案設計符合率達100%、措施有效率達98%，有效節(jié)約了鉆井和壓裂成本，工程技術的支撐保障作用更加凸顯。       隨著油田增儲上產轉向超深層、非常規(guī)領域，地質條件復雜情況加劇，為工程技術服務提出了更高要求。今年年初以來，吐哈油田工程技術服務單位緊盯重點項目，加快技術創(chuàng)新，提升服務質量，工程技術服務創(chuàng)下多項新紀錄，助力油田扭虧脫困。       聚焦“儲量工程”和“春雷行動”，吐哈油田鉆井工程圍繞超深井、重點領域開展井身結構優(yōu)化、提速工具、鉆井液迭代升級等技術攻關，儲層改造圍繞壓成、壓好和儲量升級，持續(xù)開展技術攻關與試驗。       在鉆井提速方面，吐哈油田工程       7月7日筆者獲悉，今年上半年，華北油田煤層氣商品量同比增加4500萬立方米。       華北油田堅持把煤層氣業(yè)務作為建設千萬噸當量綜合能源公司的重要增長極。今年年初以來，華北油田按照“發(fā)展沁水，拓展外圍”的思路，自營和合作雙向賦能，抓好煤層氣高效增產，加快打造“一主三輔”煤層氣綠色智能化產業(yè)基地。       華北油田聚焦加快探明評價與水平井技術攻關，以“探明儲量、升級技術、落實產能”為主線，在不同深度、不同區(qū)域開展水平井高產試驗，為實現沁水盆地資源效益動用夯實基礎。       華北油田整體規(guī)劃產能規(guī)模，突出協同高效，持續(xù)開展精細地質評價，優(yōu)化鉆井軌跡設計，從源頭確保井網****化控儲；實施過程中專人對接現場，及時分析解     6月27日6時25分，吉林油田扶余采油廠采油作業(yè)三區(qū)的物聯網監(jiān)控大屏突然閃爍起紅色預警。“東24-20井組盤根漏失報警，請立即處置！”監(jiān)控員吳春杰第一時間將故障井號同步發(fā)送至工作群，僅8分鐘，東20生產區(qū)的維修人員便抵達現場完成處置。       從過去依靠人力頻繁跑現場，到如今借助智能系統(tǒng)精準“診脈”；從以往憑借經驗進行判斷，到現在依據數據科學決策，物聯網技術為吉林油田的轉型發(fā)展提供了堅實的數字化保障。       在川南頁巖氣田生產指揮中心，屏幕上實時跳動著氣井壓力、產量等關鍵數據，這是吉林油田數智技術公司為川南分公司打造的“智能化生產智慧場景”。項目團隊還編制了《川南數智化建設工作方案（2025—2027）》，為未來3年川南地區(qū)的數智化建設制定了“路線圖”。“

       9月7日，記者從大慶油田測試技術服務分公司獲悉，其成功研制的廣域示蹤測井技術，實現油藏注水監(jiān)測精度和效率雙突破。該項技術為國內首創(chuàng)，可有效識別射開僅0.2米、注水量0.3立方米/日的吸水層，測試平均效率提升45%，同位素載體用量平均減少83%，為油田精細開發(fā)提供了技術支撐。        該技術創(chuàng)新研發(fā)“抗絮凝覆膜”和“表面活性覆膜”工藝，適宜各種注入介質吸水剖面測試，其獨特的“球源同制”技術可使同位素比活度靈活調節(jié)至1至30倍，適應10立方米/日至200立方米/日注水強度監(jiān)測需求。與傳統(tǒng)技術相比，該技術大幅提高了薄差油層的識別能力，特別適用于高含水油田。 據了解，該技術已累計完成215井次的現場試驗，測試成功率100%，不僅無視層間矛盾，成功捕捉到最高53.8立方米/日、       截至目前，新疆油田百口泉采油廠物聯網上線率穩(wěn)定在98%，數據準確率達99%，設備完好率保持在95%，從“建得好”轉向“管得好”“用得好”，為油田數智化轉型奠定了基礎。       百口泉采油廠通過技術升級優(yōu)化管理模式，在軟件開發(fā)方面增加了電子臺賬系統(tǒng)和雙端編輯功能，讓數據記錄更精準、維護更快捷，使巡檢更加精準高效。百口泉采油廠將油氣生產的報警設置和聯鎖管理全部轉為線上操作，使流程提速90%。       百口泉采油廠技術人員還研發(fā)了智能檢測程序，自動識別生產運行管理系統(tǒng)異常數據，使油井電功圖系統(tǒng)的可用率提升至80%，為油井狀態(tài)分析提供了可靠依據。另外，技術人員開發(fā)的電功圖系統(tǒng)標準化調試工具已成功應用于500多臺設備，節(jié)省了油井維護成本。         截至9月10日，大港油田對40個重點區(qū)塊開展差異化注水治理，階段控遞減增油3萬余噸，自然遞減率同比下降1.7個百分點，剩余油挖潛成效顯著。       目前，大港油田處于特高含水階段，長期注水導致儲層滲流規(guī)律日趨復雜，剩余油高度分散，精準刻畫難度加大。為此，科研人員依托精細油藏描述成果，不斷提升油藏潛力認識，深入剖析不同類型油藏注采矛盾，制定差異化治理對策。       針對中高滲油藏水驅開發(fā)后期層系井網適應性差、無效水循環(huán)突出的實際，科研人員建立了單井優(yōu)勢滲流通道風險井快速識別方法，完善層系井網，精細層系內分注，加強調剖調驅，提升水驅控制程度與油層動用程度。針對低滲油藏“注不進、驅不動”的問題，科研人員持續(xù)攻關低滲油藏壓驅增能技術，規(guī)模推廣“壓—驅       8月25日記者獲悉，渤海鉆探鉆井四公司承鉆的高166-77井順利完井，刷新冀東油田鉆井周期最短、鉆完井周期最短、平均機械鉆速最快等多項紀錄。       高166-77井是冀東油田高尚堡油田高深北區(qū)高66X1斷塊的一口定向井，地處地層巖性復雜區(qū)域，面臨館陶底礫巖、黑色玄武巖以及大段棕紅色泥巖等多重施工挑戰(zhàn)。鉆井四公司技術人員在前期高166-79井優(yōu)質完井基礎上，持續(xù)探索提速提效路徑，通過技術革新與工藝優(yōu)化打響攻堅戰(zhàn)。       在二開施工中，技術人員精準施策，突破排量壁壘，將配套缸套更換為180毫米，為大井眼鉆進提供強勁動力。針對礫巖與玄武巖高研磨性等特點，定制四刀翼雙排齒PDC鉆頭，顯著提升鉆頭的耐磨性，實現提速目標，為后續(xù)施工奠定堅實基礎。在三開       今年年初以來，大慶石化公司以“宜油則油、宜烯則烯、宜芳則芳”為原則，科學調整煉油區(qū)物料流向，優(yōu)化自產重質乙烯原料生產，實現煉油區(qū)裝置高效運行。1至7月，乙烯綜合收率同比提高0.12%，雙烯綜合收率同比提高0.13%，煉化一體化布局增效顯著。       系統(tǒng)優(yōu)化結構，提升原料品質。面對成品油調和與乙烯原料供應的雙重挑戰(zhàn)，大慶石化統(tǒng)籌平衡上下游生產需求，全面梳理煉油區(qū)各餾分物料的性質與流向，確定優(yōu)化利用方案。創(chuàng)新應用精細原料評價方法進行精準識別，把加氫尾油、600萬噸/年常減壓裝置常二線餾分作為優(yōu)質乙烯料，采取壓減劣質原料量、增產加氫尾油至每日1200噸等措施，逐步降低高芳烴的組分比例，提升優(yōu)質裂解料占比，從源頭提升乙烯原料的經濟性。       分步       8月5日，隨著固平41-52井場部署的一口水平井順利完鉆，標志著長慶合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)井數突破650口，成為國內****的致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)。目前，開發(fā)區(qū)自開發(fā)以來累計產油量達500余萬噸，與定向井開發(fā)區(qū)相比累計產油量提升6.5倍，油井生產時率同比增長17%，致密油效益開發(fā)邁入新發(fā)展航道。       長慶隴東合水油田是典型的致密油藏，資源基礎豐厚，然而儲層物性差、滲流能力弱的特性嚴重制約了其效益建產，開發(fā)難度極大。自開發(fā)以來，長慶油田產建科研團隊秉持技術創(chuàng)新與理論創(chuàng)新并重的理念，逐步攻克致密油藏開發(fā)難題，助力合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)實現連續(xù)10年穩(wěn)產，并推動其年產量以1.5萬噸以上的增量持續(xù)攀升。       在水平井效       截至目前，吐哈油田今年以來完成產能建設等各類方案46項，方案設計符合率達100%、措施有效率達98%，有效節(jié)約了鉆井和壓裂成本，工程技術的支撐保障作用更加凸顯。       隨著油田增儲上產轉向超深層、非常規(guī)領域，地質條件復雜情況加劇，為工程技術服務提出了更高要求。今年年初以來，吐哈油田工程技術服務單位緊盯重點項目，加快技術創(chuàng)新，提升服務質量，工程技術服務創(chuàng)下多項新紀錄，助力油田扭虧脫困。       聚焦“儲量工程”和“春雷行動”，吐哈油田鉆井工程圍繞超深井、重點領域開展井身結構優(yōu)化、提速工具、鉆井液迭代升級等技術攻關，儲層改造圍繞壓成、壓好和儲量升級，持續(xù)開展技術攻關與試驗。       在鉆井提速方面，吐哈油田工程       7月7日筆者獲悉，今年上半年，華北油田煤層氣商品量同比增加4500萬立方米。       華北油田堅持把煤層氣業(yè)務作為建設千萬噸當量綜合能源公司的重要增長極。今年年初以來，華北油田按照“發(fā)展沁水，拓展外圍”的思路，自營和合作雙向賦能，抓好煤層氣高效增產，加快打造“一主三輔”煤層氣綠色智能化產業(yè)基地。       華北油田聚焦加快探明評價與水平井技術攻關，以“探明儲量、升級技術、落實產能”為主線，在不同深度、不同區(qū)域開展水平井高產試驗，為實現沁水盆地資源效益動用夯實基礎。       華北油田整體規(guī)劃產能規(guī)模，突出協同高效，持續(xù)開展精細地質評價，優(yōu)化鉆井軌跡設計，從源頭確保井網****化控儲；實施過程中專人對接現場，及時分析解     6月27日6時25分，吉林油田扶余采油廠采油作業(yè)三區(qū)的物聯網監(jiān)控大屏突然閃爍起紅色預警�！皷|24-20井組盤根漏失報警，請立即處置！”監(jiān)控員吳春杰第一時間將故障井號同步發(fā)送至工作群，僅8分鐘，東20生產區(qū)的維修人員便抵達現場完成處置。       從過去依靠人力頻繁跑現場，到如今借助智能系統(tǒng)精準“診脈”；從以往憑借經驗進行判斷，到現在依據數據科學決策，物聯網技術為吉林油田的轉型發(fā)展提供了堅實的數字化保障。       在川南頁巖氣田生產指揮中心，屏幕上實時跳動著氣井壓力、產量等關鍵數據，這是吉林油田數智技術公司為川南分公司打造的“智能化生產智慧場景”。項目團隊還編制了《川南數智化建設工作方案（2025—2027）》，為未來3年川南地區(qū)的數智化建設制定了“路線圖”�！�       5月21日，在蘭州石化煉油區(qū)集中控制室，500萬噸/年常減壓裝置內線操作人員正在仔細比對質檢分析結果，對著屏幕上的控制點，滑動鼠標，再次調節(jié)常一線外放量，精準將航煤冰點控制在質量指標上線，確保航煤收率****化。       今年以來，蘭州石化以市場為導向，全面落實“減柴增航”，產銷運高效聯動，優(yōu)化煉油產品結構，全力以赴確保出廠。       1至4月，蘭州石化航煤產量超34萬噸，同比增長8.94%，產量創(chuàng)歷史新高；航煤鐵路發(fā)運1281車，創(chuàng)歷史新高。       在生產中，蘭州石化2套常減壓裝置提高常一線航煤終餾點，根據原油性質變化間歇調整常二線汽提塔蒸汽量，****程度生產航煤組分；2套航煤加氫裝置優(yōu)化產品結構，強化全流程管

       9月7日，記者從大慶油田測試技術服務分公司獲悉，其成功研制的廣域示蹤測井技術，實現油藏注水監(jiān)測精度和效率雙突破。該項技術為國內首創(chuàng)，可有效識別射開僅0.2米、注水量0.3立方米/日的吸水層，測試平均效率提升45%，同位素載體用量平均減少83%，為油田精細開發(fā)提供了技術支撐。        該技術創(chuàng)新研發(fā)“抗絮凝覆膜”和“表面活性覆膜”工藝，適宜各種注入介質吸水剖面測試，其獨特的“球源同制”技術可使同位素比活度靈活調節(jié)至1至30倍，適應10立方米/日至200立方米/日注水強度監(jiān)測需求。與傳統(tǒng)技術相比，該技術大幅提高了薄差油層的識別能力，特別適用于高含水油田。 據了解，該技術已累計完成215井次的現場試驗，測試成功率100%，不僅無視層間矛盾，成功捕捉到最高53.8立方米/日、       截至目前，新疆油田百口泉采油廠物聯網上線率穩(wěn)定在98%，數據準確率達99%，設備完好率保持在95%，從“建得好”轉向“管得好”“用得好”，為油田數智化轉型奠定了基礎。       百口泉采油廠通過技術升級優(yōu)化管理模式，在軟件開發(fā)方面增加了電子臺賬系統(tǒng)和雙端編輯功能，讓數據記錄更精準、維護更快捷，使巡檢更加精準高效。百口泉采油廠將油氣生產的報警設置和聯鎖管理全部轉為線上操作，使流程提速90%。       百口泉采油廠技術人員還研發(fā)了智能檢測程序，自動識別生產運行管理系統(tǒng)異常數據，使油井電功圖系統(tǒng)的可用率提升至80%，為油井狀態(tài)分析提供了可靠依據。另外，技術人員開發(fā)的電功圖系統(tǒng)標準化調試工具已成功應用于500多臺設備，節(jié)省了油井維護成本。         截至9月10日，大港油田對40個重點區(qū)塊開展差異化注水治理，階段控遞減增油3萬余噸，自然遞減率同比下降1.7個百分點，剩余油挖潛成效顯著。       目前，大港油田處于特高含水階段，長期注水導致儲層滲流規(guī)律日趨復雜，剩余油高度分散，精準刻畫難度加大。為此，科研人員依托精細油藏描述成果，不斷提升油藏潛力認識，深入剖析不同類型油藏注采矛盾，制定差異化治理對策。       針對中高滲油藏水驅開發(fā)后期層系井網適應性差、無效水循環(huán)突出的實際，科研人員建立了單井優(yōu)勢滲流通道風險井快速識別方法，完善層系井網，精細層系內分注，加強調剖調驅，提升水驅控制程度與油層動用程度。針對低滲油藏“注不進、驅不動”的問題，科研人員持續(xù)攻關低滲油藏壓驅增能技術，規(guī)模推廣“壓—驅       8月25日記者獲悉，渤海鉆探鉆井四公司承鉆的高166-77井順利完井，刷新冀東油田鉆井周期最短、鉆完井周期最短、平均機械鉆速最快等多項紀錄。       高166-77井是冀東油田高尚堡油田高深北區(qū)高66X1斷塊的一口定向井，地處地層巖性復雜區(qū)域，面臨館陶底礫巖、黑色玄武巖以及大段棕紅色泥巖等多重施工挑戰(zhàn)。鉆井四公司技術人員在前期高166-79井優(yōu)質完井基礎上，持續(xù)探索提速提效路徑，通過技術革新與工藝優(yōu)化打響攻堅戰(zhàn)。       在二開施工中，技術人員精準施策，突破排量壁壘，將配套缸套更換為180毫米，為大井眼鉆進提供強勁動力。針對礫巖與玄武巖高研磨性等特點，定制四刀翼雙排齒PDC鉆頭，顯著提升鉆頭的耐磨性，實現提速目標，為后續(xù)施工奠定堅實基礎。在三開       今年年初以來，大慶石化公司以“宜油則油、宜烯則烯、宜芳則芳”為原則，科學調整煉油區(qū)物料流向，優(yōu)化自產重質乙烯原料生產，實現煉油區(qū)裝置高效運行。1至7月，乙烯綜合收率同比提高0.12%，雙烯綜合收率同比提高0.13%，煉化一體化布局增效顯著。       系統(tǒng)優(yōu)化結構，提升原料品質。面對成品油調和與乙烯原料供應的雙重挑戰(zhàn)，大慶石化統(tǒng)籌平衡上下游生產需求，全面梳理煉油區(qū)各餾分物料的性質與流向，確定優(yōu)化利用方案。創(chuàng)新應用精細原料評價方法進行精準識別，把加氫尾油、600萬噸/年常減壓裝置常二線餾分作為優(yōu)質乙烯料，采取壓減劣質原料量、增產加氫尾油至每日1200噸等措施，逐步降低高芳烴的組分比例，提升優(yōu)質裂解料占比，從源頭提升乙烯原料的經濟性。       分步       8月5日，隨著固平41-52井場部署的一口水平井順利完鉆，標志著長慶合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)井數突破650口，成為國內****的致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)。目前，開發(fā)區(qū)自開發(fā)以來累計產油量達500余萬噸，與定向井開發(fā)區(qū)相比累計產油量提升6.5倍，油井生產時率同比增長17%，致密油效益開發(fā)邁入新發(fā)展航道。       長慶隴東合水油田是典型的致密油藏，資源基礎豐厚，然而儲層物性差、滲流能力弱的特性嚴重制約了其效益建產，開發(fā)難度極大。自開發(fā)以來，長慶油田產建科研團隊秉持技術創(chuàng)新與理論創(chuàng)新并重的理念，逐步攻克致密油藏開發(fā)難題，助力合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)實現連續(xù)10年穩(wěn)產，并推動其年產量以1.5萬噸以上的增量持續(xù)攀升。       在水平井效       截至目前，吐哈油田今年以來完成產能建設等各類方案46項，方案設計符合率達100%、措施有效率達98%，有效節(jié)約了鉆井和壓裂成本，工程技術的支撐保障作用更加凸顯。       隨著油田增儲上產轉向超深層、非常規(guī)領域，地質條件復雜情況加劇，為工程技術服務提出了更高要求。今年年初以來，吐哈油田工程技術服務單位緊盯重點項目，加快技術創(chuàng)新，提升服務質量，工程技術服務創(chuàng)下多項新紀錄，助力油田扭虧脫困。       聚焦“儲量工程”和“春雷行動”，吐哈油田鉆井工程圍繞超深井、重點領域開展井身結構優(yōu)化、提速工具、鉆井液迭代升級等技術攻關，儲層改造圍繞壓成、壓好和儲量升級，持續(xù)開展技術攻關與試驗。       在鉆井提速方面，吐哈油田工程       7月7日筆者獲悉，今年上半年，華北油田煤層氣商品量同比增加4500萬立方米。       華北油田堅持把煤層氣業(yè)務作為建設千萬噸當量綜合能源公司的重要增長極。今年年初以來，華北油田按照“發(fā)展沁水，拓展外圍”的思路，自營和合作雙向賦能，抓好煤層氣高效增產，加快打造“一主三輔”煤層氣綠色智能化產業(yè)基地。       華北油田聚焦加快探明評價與水平井技術攻關，以“探明儲量、升級技術、落實產能”為主線，在不同深度、不同區(qū)域開展水平井高產試驗，為實現沁水盆地資源效益動用夯實基礎。       華北油田整體規(guī)劃產能規(guī)模，突出協同高效，持續(xù)開展精細地質評價，優(yōu)化鉆井軌跡設計，從源頭確保井網****化控儲；實施過程中專人對接現場，及時分析解     6月27日6時25分，吉林油田扶余采油廠采油作業(yè)三區(qū)的物聯網監(jiān)控大屏突然閃爍起紅色預警�！皷|24-20井組盤根漏失報警，請立即處置！”監(jiān)控員吳春杰第一時間將故障井號同步發(fā)送至工作群，僅8分鐘，東20生產區(qū)的維修人員便抵達現場完成處置。       從過去依靠人力頻繁跑現場，到如今借助智能系統(tǒng)精準“診脈”；從以往憑借經驗進行判斷，到現在依據數據科學決策，物聯網技術為吉林油田的轉型發(fā)展提供了堅實的數字化保障。       在川南頁巖氣田生產指揮中心，屏幕上實時跳動著氣井壓力、產量等關鍵數據，這是吉林油田數智技術公司為川南分公司打造的“智能化生產智慧場景”。項目團隊還編制了《川南數智化建設工作方案（2025—2027）》，為未來3年川南地區(qū)的數智化建設制定了“路線圖”�！�       5月21日，在蘭州石化煉油區(qū)集中控制室，500萬噸/年常減壓裝置內線操作人員正在仔細比對質檢分析結果，對著屏幕上的控制點，滑動鼠標，再次調節(jié)常一線外放量，精準將航煤冰點控制在質量指標上線，確保航煤收率****化。       今年以來，蘭州石化以市場為導向，全面落實“減柴增航”，產銷運高效聯動，優(yōu)化煉油產品結構，全力以赴確保出廠。       1至4月，蘭州石化航煤產量超34萬噸，同比增長8.94%，產量創(chuàng)歷史新高；航煤鐵路發(fā)運1281車，創(chuàng)歷史新高。       在生產中，蘭州石化2套常減壓裝置提高常一線航煤終餾點，根據原油性質變化間歇調整常二線汽提塔蒸汽量，****程度生產航煤組分；2套航煤加氫裝置優(yōu)化產品結構，強化全流程管 據悉，近日，從國家管網西氣東輸長沙輸氣分公司獲悉，該公司圓滿完成湖南省境內天然氣冬季保供任務，累計向湖南省境內輸送 天然氣16.25億立方米，同比增長9.26%。 國家管網西氣東輸長沙輸氣分公司累計向湖南省境內輸送天然氣16.25億立方米，同比增長9.26%。 長沙輸氣分公司以安全生產為根基，以應急處置為抓手，以市場開發(fā)為動力，為湖南省經濟高速發(fā)展、千家萬戶安寧生活筑牢用氣 屏障。 去冬今春天然氣保供期間，長沙輸氣分公司以安全生產為根基，以應急處置為抓手，以市場開發(fā)為動力，多舉措確保湖南地區(qū)用上 平穩(wěn)供應的清潔能源，為湖南省經濟高速發(fā)展、千家萬戶安寧生活筑牢用氣屏障。 穩(wěn)中求進開拓市場，能源供應勇創(chuàng)新高。冬季保供期間，分公司迎難而上主動開發(fā)新增用戶，堅持“從客戶中來到客戶中去”“從 群眾中來到群眾中去”的工作策略，新增設湖南省天

       9月7日，記者從大慶油田測試技術服務分公司獲悉，其成功研制的廣域示蹤測井技術，實現油藏注水監(jiān)測精度和效率雙突破。該項技術為國內首創(chuàng)，可有效識別射開僅0.2米、注水量0.3立方米/日的吸水層，測試平均效率提升45%，同位素載體用量平均減少83%，為油田精細開發(fā)提供了技術支撐。        該技術創(chuàng)新研發(fā)“抗絮凝覆膜”和“表面活性覆膜”工藝，適宜各種注入介質吸水剖面測試，其獨特的“球源同制”技術可使同位素比活度靈活調節(jié)至1至30倍，適應10立方米/日至200立方米/日注水強度監(jiān)測需求。與傳統(tǒng)技術相比，該技術大幅提高了薄差油層的識別能力，特別適用于高含水油田。 據了解，該技術已累計完成215井次的現場試驗，測試成功率100%，不僅無視層間矛盾，成功捕捉到最高53.8立方米/日、       截至目前，新疆油田百口泉采油廠物聯網上線率穩(wěn)定在98%，數據準確率達99%，設備完好率保持在95%，從“建得好”轉向“管得好”“用得好”，為油田數智化轉型奠定了基礎。       百口泉采油廠通過技術升級優(yōu)化管理模式，在軟件開發(fā)方面增加了電子臺賬系統(tǒng)和雙端編輯功能，讓數據記錄更精準、維護更快捷，使巡檢更加精準高效。百口泉采油廠將油氣生產的報警設置和聯鎖管理全部轉為線上操作，使流程提速90%。       百口泉采油廠技術人員還研發(fā)了智能檢測程序，自動識別生產運行管理系統(tǒng)異常數據，使油井電功圖系統(tǒng)的可用率提升至80%，為油井狀態(tài)分析提供了可靠依據。另外，技術人員開發(fā)的電功圖系統(tǒng)標準化調試工具已成功應用于500多臺設備，節(jié)省了油井維護成本。         截至9月10日，大港油田對40個重點區(qū)塊開展差異化注水治理，階段控遞減增油3萬余噸，自然遞減率同比下降1.7個百分點，剩余油挖潛成效顯著。       目前，大港油田處于特高含水階段，長期注水導致儲層滲流規(guī)律日趨復雜，剩余油高度分散，精準刻畫難度加大。為此，科研人員依托精細油藏描述成果，不斷提升油藏潛力認識，深入剖析不同類型油藏注采矛盾，制定差異化治理對策。       針對中高滲油藏水驅開發(fā)后期層系井網適應性差、無效水循環(huán)突出的實際，科研人員建立了單井優(yōu)勢滲流通道風險井快速識別方法，完善層系井網，精細層系內分注，加強調剖調驅，提升水驅控制程度與油層動用程度。針對低滲油藏“注不進、驅不動”的問題，科研人員持續(xù)攻關低滲油藏壓驅增能技術，規(guī)模推廣“壓—驅       8月25日記者獲悉，渤海鉆探鉆井四公司承鉆的高166-77井順利完井，刷新冀東油田鉆井周期最短、鉆完井周期最短、平均機械鉆速最快等多項紀錄。       高166-77井是冀東油田高尚堡油田高深北區(qū)高66X1斷塊的一口定向井，地處地層巖性復雜區(qū)域，面臨館陶底礫巖、黑色玄武巖以及大段棕紅色泥巖等多重施工挑戰(zhàn)。鉆井四公司技術人員在前期高166-79井優(yōu)質完井基礎上，持續(xù)探索提速提效路徑，通過技術革新與工藝優(yōu)化打響攻堅戰(zhàn)。       在二開施工中，技術人員精準施策，突破排量壁壘，將配套缸套更換為180毫米，為大井眼鉆進提供強勁動力。針對礫巖與玄武巖高研磨性等特點，定制四刀翼雙排齒PDC鉆頭，顯著提升鉆頭的耐磨性，實現提速目標，為后續(xù)施工奠定堅實基礎。在三開       今年年初以來，大慶石化公司以“宜油則油、宜烯則烯、宜芳則芳”為原則，科學調整煉油區(qū)物料流向，優(yōu)化自產重質乙烯原料生產，實現煉油區(qū)裝置高效運行。1至7月，乙烯綜合收率同比提高0.12%，雙烯綜合收率同比提高0.13%，煉化一體化布局增效顯著。       系統(tǒng)優(yōu)化結構，提升原料品質。面對成品油調和與乙烯原料供應的雙重挑戰(zhàn)，大慶石化統(tǒng)籌平衡上下游生產需求，全面梳理煉油區(qū)各餾分物料的性質與流向，確定優(yōu)化利用方案。創(chuàng)新應用精細原料評價方法進行精準識別，把加氫尾油、600萬噸/年常減壓裝置常二線餾分作為優(yōu)質乙烯料，采取壓減劣質原料量、增產加氫尾油至每日1200噸等措施，逐步降低高芳烴的組分比例，提升優(yōu)質裂解料占比，從源頭提升乙烯原料的經濟性。       分步       8月5日，隨著固平41-52井場部署的一口水平井順利完鉆，標志著長慶合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)井數突破650口，成為國內****的致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)。目前，開發(fā)區(qū)自開發(fā)以來累計產油量達500余萬噸，與定向井開發(fā)區(qū)相比累計產油量提升6.5倍，油井生產時率同比增長17%，致密油效益開發(fā)邁入新發(fā)展航道。       長慶隴東合水油田是典型的致密油藏，資源基礎豐厚，然而儲層物性差、滲流能力弱的特性嚴重制約了其效益建產，開發(fā)難度極大。自開發(fā)以來，長慶油田產建科研團隊秉持技術創(chuàng)新與理論創(chuàng)新并重的理念，逐步攻克致密油藏開發(fā)難題，助力合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)實現連續(xù)10年穩(wěn)產，并推動其年產量以1.5萬噸以上的增量持續(xù)攀升。       在水平井效       截至目前，吐哈油田今年以來完成產能建設等各類方案46項，方案設計符合率達100%、措施有效率達98%，有效節(jié)約了鉆井和壓裂成本，工程技術的支撐保障作用更加凸顯。       隨著油田增儲上產轉向超深層、非常規(guī)領域，地質條件復雜情況加劇，為工程技術服務提出了更高要求。今年年初以來，吐哈油田工程技術服務單位緊盯重點項目，加快技術創(chuàng)新，提升服務質量，工程技術服務創(chuàng)下多項新紀錄，助力油田扭虧脫困。       聚焦“儲量工程”和“春雷行動”，吐哈油田鉆井工程圍繞超深井、重點領域開展井身結構優(yōu)化、提速工具、鉆井液迭代升級等技術攻關，儲層改造圍繞壓成、壓好和儲量升級，持續(xù)開展技術攻關與試驗。       在鉆井提速方面，吐哈油田工程       7月7日筆者獲悉，今年上半年，華北油田煤層氣商品量同比增加4500萬立方米。       華北油田堅持把煤層氣業(yè)務作為建設千萬噸當量綜合能源公司的重要增長極。今年年初以來，華北油田按照“發(fā)展沁水，拓展外圍”的思路，自營和合作雙向賦能，抓好煤層氣高效增產，加快打造“一主三輔”煤層氣綠色智能化產業(yè)基地。       華北油田聚焦加快探明評價與水平井技術攻關，以“探明儲量、升級技術、落實產能”為主線，在不同深度、不同區(qū)域開展水平井高產試驗，為實現沁水盆地資源效益動用夯實基礎。       華北油田整體規(guī)劃產能規(guī)模，突出協同高效，持續(xù)開展精細地質評價，優(yōu)化鉆井軌跡設計，從源頭確保井網****化控儲；實施過程中專人對接現場，及時分析解     6月27日6時25分，吉林油田扶余采油廠采油作業(yè)三區(qū)的物聯網監(jiān)控大屏突然閃爍起紅色預警�！皷|24-20井組盤根漏失報警，請立即處置！”監(jiān)控員吳春杰第一時間將故障井號同步發(fā)送至工作群，僅8分鐘，東20生產區(qū)的維修人員便抵達現場完成處置。       從過去依靠人力頻繁跑現場，到如今借助智能系統(tǒng)精準“診脈”；從以往憑借經驗進行判斷，到現在依據數據科學決策，物聯網技術為吉林油田的轉型發(fā)展提供了堅實的數字化保障。       在川南頁巖氣田生產指揮中心，屏幕上實時跳動著氣井壓力、產量等關鍵數據，這是吉林油田數智技術公司為川南分公司打造的“智能化生產智慧場景”。項目團隊還編制了《川南數智化建設工作方案（2025—2027）》，為未來3年川南地區(qū)的數智化建設制定了“路線圖”�！�       5月21日，在蘭州石化煉油區(qū)集中控制室，500萬噸/年常減壓裝置內線操作人員正在仔細比對質檢分析結果，對著屏幕上的控制點，滑動鼠標，再次調節(jié)常一線外放量，精準將航煤冰點控制在質量指標上線，確保航煤收率****化。       今年以來，蘭州石化以市場為導向，全面落實“減柴增航”，產銷運高效聯動，優(yōu)化煉油產品結構，全力以赴確保出廠。       1至4月，蘭州石化航煤產量超34萬噸，同比增長8.94%，產量創(chuàng)歷史新高；航煤鐵路發(fā)運1281車，創(chuàng)歷史新高。       在生產中，蘭州石化2套常減壓裝置提高常一線航煤終餾點，根據原油性質變化間歇調整常二線汽提塔蒸汽量，****程度生產航煤組分；2套航煤加氫裝置優(yōu)化產品結構，強化全流程管 據悉，近日，從國家管網西氣東輸長沙輸氣分公司獲悉，該公司圓滿完成湖南省境內天然氣冬季保供任務，累計向湖南省境內輸送 天然氣16.25億立方米，同比增長9.26%。 國家管網西氣東輸長沙輸氣分公司累計向湖南省境內輸送天然氣16.25億立方米，同比增長9.26%。 長沙輸氣分公司以安全生產為根基，以應急處置為抓手，以市場開發(fā)為動力，為湖南省經濟高速發(fā)展、千家萬戶安寧生活筑牢用氣 屏障。 去冬今春天然氣保供期間，長沙輸氣分公司以安全生產為根基，以應急處置為抓手，以市場開發(fā)為動力，多舉措確保湖南地區(qū)用上 平穩(wěn)供應的清潔能源，為湖南省經濟高速發(fā)展、千家萬戶安寧生活筑牢用氣屏障。 穩(wěn)中求進開拓市場，能源供應勇創(chuàng)新高。冬季保供期間，分公司迎難而上主動開發(fā)新增用戶，堅持“從客戶中來到客戶中去”“從 群眾中來到群眾中去”的工作策略，新增設湖南省天 據悉日前，內蒙古電力集團首批12項保障性風電、光伏項目接網工程獲得核準，涉及國電、華電、華潤、明陽等10余家新能源投資 企業(yè)的12項光伏風電項目，裝機容量共計230萬千瓦，分布于烏蘭察布、鄂爾多斯、巴彥淖爾、烏海、阿拉善等地區(qū)。 按照內蒙古自治區(qū)第十一次黨代會報告明確提出“兩率先”“兩超過”目標，內蒙古電力集團充分發(fā)揮電網資源調配優(yōu)勢，全 力以赴，積極部署，制定了“優(yōu)化流程、按旬調度、深化協作、靶向紓困”的新能源并網推進方案，從規(guī)劃、前期、投資等方面提 出并落實保障措施15項，確保配套工程與新能源項目實現“同步規(guī)劃、同步核準、同步建設、同步投運”。 按照目標要求，2022年網內新能源將投產1410萬千瓦，保障性并網新能源項目、新能源示范項目、可再生能源制氫項目、大型風電 光伏基地項目、火電靈活性改造項目、分散式新能源項目等接網工程，均在緊鑼密鼓的推進，

       9月7日，記者從大慶油田測試技術服務分公司獲悉，其成功研制的廣域示蹤測井技術，實現油藏注水監(jiān)測精度和效率雙突破。該項技術為國內首創(chuàng)，可有效識別射開僅0.2米、注水量0.3立方米/日的吸水層，測試平均效率提升45%，同位素載體用量平均減少83%，為油田精細開發(fā)提供了技術支撐。        該技術創(chuàng)新研發(fā)“抗絮凝覆膜”和“表面活性覆膜”工藝，適宜各種注入介質吸水剖面測試，其獨特的“球源同制”技術可使同位素比活度靈活調節(jié)至1至30倍，適應10立方米/日至200立方米/日注水強度監(jiān)測需求。與傳統(tǒng)技術相比，該技術大幅提高了薄差油層的識別能力，特別適用于高含水油田。 據了解，該技術已累計完成215井次的現場試驗，測試成功率100%，不僅無視層間矛盾，成功捕捉到最高53.8立方米/日、       截至目前，新疆油田百口泉采油廠物聯網上線率穩(wěn)定在98%，數據準確率達99%，設備完好率保持在95%，從“建得好”轉向“管得好”“用得好”，為油田數智化轉型奠定了基礎。       百口泉采油廠通過技術升級優(yōu)化管理模式，在軟件開發(fā)方面增加了電子臺賬系統(tǒng)和雙端編輯功能，讓數據記錄更精準、維護更快捷，使巡檢更加精準高效。百口泉采油廠將油氣生產的報警設置和聯鎖管理全部轉為線上操作，使流程提速90%。       百口泉采油廠技術人員還研發(fā)了智能檢測程序，自動識別生產運行管理系統(tǒng)異常數據，使油井電功圖系統(tǒng)的可用率提升至80%，為油井狀態(tài)分析提供了可靠依據。另外，技術人員開發(fā)的電功圖系統(tǒng)標準化調試工具已成功應用于500多臺設備，節(jié)省了油井維護成本。         截至9月10日，大港油田對40個重點區(qū)塊開展差異化注水治理，階段控遞減增油3萬余噸，自然遞減率同比下降1.7個百分點，剩余油挖潛成效顯著。       目前，大港油田處于特高含水階段，長期注水導致儲層滲流規(guī)律日趨復雜，剩余油高度分散，精準刻畫難度加大。為此，科研人員依托精細油藏描述成果，不斷提升油藏潛力認識，深入剖析不同類型油藏注采矛盾，制定差異化治理對策。       針對中高滲油藏水驅開發(fā)后期層系井網適應性差、無效水循環(huán)突出的實際，科研人員建立了單井優(yōu)勢滲流通道風險井快速識別方法，完善層系井網，精細層系內分注，加強調剖調驅，提升水驅控制程度與油層動用程度。針對低滲油藏“注不進、驅不動”的問題，科研人員持續(xù)攻關低滲油藏壓驅增能技術，規(guī)模推廣“壓—驅       8月25日記者獲悉，渤海鉆探鉆井四公司承鉆的高166-77井順利完井，刷新冀東油田鉆井周期最短、鉆完井周期最短、平均機械鉆速最快等多項紀錄。       高166-77井是冀東油田高尚堡油田高深北區(qū)高66X1斷塊的一口定向井，地處地層巖性復雜區(qū)域，面臨館陶底礫巖、黑色玄武巖以及大段棕紅色泥巖等多重施工挑戰(zhàn)。鉆井四公司技術人員在前期高166-79井優(yōu)質完井基礎上，持續(xù)探索提速提效路徑，通過技術革新與工藝優(yōu)化打響攻堅戰(zhàn)。       在二開施工中，技術人員精準施策，突破排量壁壘，將配套缸套更換為180毫米，為大井眼鉆進提供強勁動力。針對礫巖與玄武巖高研磨性等特點，定制四刀翼雙排齒PDC鉆頭，顯著提升鉆頭的耐磨性，實現提速目標，為后續(xù)施工奠定堅實基礎。在三開       今年年初以來，大慶石化公司以“宜油則油、宜烯則烯、宜芳則芳”為原則，科學調整煉油區(qū)物料流向，優(yōu)化自產重質乙烯原料生產，實現煉油區(qū)裝置高效運行。1至7月，乙烯綜合收率同比提高0.12%，雙烯綜合收率同比提高0.13%，煉化一體化布局增效顯著。       系統(tǒng)優(yōu)化結構，提升原料品質。面對成品油調和與乙烯原料供應的雙重挑戰(zhàn)，大慶石化統(tǒng)籌平衡上下游生產需求，全面梳理煉油區(qū)各餾分物料的性質與流向，確定優(yōu)化利用方案。創(chuàng)新應用精細原料評價方法進行精準識別，把加氫尾油、600萬噸/年常減壓裝置常二線餾分作為優(yōu)質乙烯料，采取壓減劣質原料量、增產加氫尾油至每日1200噸等措施，逐步降低高芳烴的組分比例，提升優(yōu)質裂解料占比，從源頭提升乙烯原料的經濟性。       分步       8月5日，隨著固平41-52井場部署的一口水平井順利完鉆，標志著長慶合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)井數突破650口，成為國內****的致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)。目前，開發(fā)區(qū)自開發(fā)以來累計產油量達500余萬噸，與定向井開發(fā)區(qū)相比累計產油量提升6.5倍，油井生產時率同比增長17%，致密油效益開發(fā)邁入新發(fā)展航道。       長慶隴東合水油田是典型的致密油藏，資源基礎豐厚，然而儲層物性差、滲流能力弱的特性嚴重制約了其效益建產，開發(fā)難度極大。自開發(fā)以來，長慶油田產建科研團隊秉持技術創(chuàng)新與理論創(chuàng)新并重的理念，逐步攻克致密油藏開發(fā)難題，助力合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)實現連續(xù)10年穩(wěn)產，并推動其年產量以1.5萬噸以上的增量持續(xù)攀升。       在水平井效       截至目前，吐哈油田今年以來完成產能建設等各類方案46項，方案設計符合率達100%、措施有效率達98%，有效節(jié)約了鉆井和壓裂成本，工程技術的支撐保障作用更加凸顯。       隨著油田增儲上產轉向超深層、非常規(guī)領域，地質條件復雜情況加劇，為工程技術服務提出了更高要求。今年年初以來，吐哈油田工程技術服務單位緊盯重點項目，加快技術創(chuàng)新，提升服務質量，工程技術服務創(chuàng)下多項新紀錄，助力油田扭虧脫困。       聚焦“儲量工程”和“春雷行動”，吐哈油田鉆井工程圍繞超深井、重點領域開展井身結構優(yōu)化、提速工具、鉆井液迭代升級等技術攻關，儲層改造圍繞壓成、壓好和儲量升級，持續(xù)開展技術攻關與試驗。       在鉆井提速方面，吐哈油田工程       7月7日筆者獲悉，今年上半年，華北油田煤層氣商品量同比增加4500萬立方米。       華北油田堅持把煤層氣業(yè)務作為建設千萬噸當量綜合能源公司的重要增長極。今年年初以來，華北油田按照“發(fā)展沁水，拓展外圍”的思路，自營和合作雙向賦能，抓好煤層氣高效增產，加快打造“一主三輔”煤層氣綠色智能化產業(yè)基地。       華北油田聚焦加快探明評價與水平井技術攻關，以“探明儲量、升級技術、落實產能”為主線，在不同深度、不同區(qū)域開展水平井高產試驗，為實現沁水盆地資源效益動用夯實基礎。       華北油田整體規(guī)劃產能規(guī)模，突出協同高效，持續(xù)開展精細地質評價，優(yōu)化鉆井軌跡設計，從源頭確保井網****化控儲；實施過程中專人對接現場，及時分析解     6月27日6時25分，吉林油田扶余采油廠采油作業(yè)三區(qū)的物聯網監(jiān)控大屏突然閃爍起紅色預警�！皷|24-20井組盤根漏失報警，請立即處置！”監(jiān)控員吳春杰第一時間將故障井號同步發(fā)送至工作群，僅8分鐘，東20生產區(qū)的維修人員便抵達現場完成處置。       從過去依靠人力頻繁跑現場，到如今借助智能系統(tǒng)精準“診脈”；從以往憑借經驗進行判斷，到現在依據數據科學決策，物聯網技術為吉林油田的轉型發(fā)展提供了堅實的數字化保障。       在川南頁巖氣田生產指揮中心，屏幕上實時跳動著氣井壓力、產量等關鍵數據，這是吉林油田數智技術公司為川南分公司打造的“智能化生產智慧場景”。項目團隊還編制了《川南數智化建設工作方案（2025—2027）》，為未來3年川南地區(qū)的數智化建設制定了“路線圖”�！�       5月21日，在蘭州石化煉油區(qū)集中控制室，500萬噸/年常減壓裝置內線操作人員正在仔細比對質檢分析結果，對著屏幕上的控制點，滑動鼠標，再次調節(jié)常一線外放量，精準將航煤冰點控制在質量指標上線，確保航煤收率****化。       今年以來，蘭州石化以市場為導向，全面落實“減柴增航”，產銷運高效聯動，優(yōu)化煉油產品結構，全力以赴確保出廠。       1至4月，蘭州石化航煤產量超34萬噸，同比增長8.94%，產量創(chuàng)歷史新高；航煤鐵路發(fā)運1281車，創(chuàng)歷史新高。       在生產中，蘭州石化2套常減壓裝置提高常一線航煤終餾點，根據原油性質變化間歇調整常二線汽提塔蒸汽量，****程度生產航煤組分；2套航煤加氫裝置優(yōu)化產品結構，強化全流程管 據悉，近日，從國家管網西氣東輸長沙輸氣分公司獲悉，該公司圓滿完成湖南省境內天然氣冬季保供任務，累計向湖南省境內輸送 天然氣16.25億立方米，同比增長9.26%。 國家管網西氣東輸長沙輸氣分公司累計向湖南省境內輸送天然氣16.25億立方米，同比增長9.26%。 長沙輸氣分公司以安全生產為根基，以應急處置為抓手，以市場開發(fā)為動力，為湖南省經濟高速發(fā)展、千家萬戶安寧生活筑牢用氣 屏障。 去冬今春天然氣保供期間，長沙輸氣分公司以安全生產為根基，以應急處置為抓手，以市場開發(fā)為動力，多舉措確保湖南地區(qū)用上 平穩(wěn)供應的清潔能源，為湖南省經濟高速發(fā)展、千家萬戶安寧生活筑牢用氣屏障。 穩(wěn)中求進開拓市場，能源供應勇創(chuàng)新高。冬季保供期間，分公司迎難而上主動開發(fā)新增用戶，堅持“從客戶中來到客戶中去”“從 群眾中來到群眾中去”的工作策略，新增設湖南省天 據悉日前，內蒙古電力集團首批12項保障性風電、光伏項目接網工程獲得核準，涉及國電、華電、華潤、明陽等10余家新能源投資 企業(yè)的12項光伏風電項目，裝機容量共計230萬千瓦，分布于烏蘭察布、鄂爾多斯、巴彥淖爾、烏海、阿拉善等地區(qū)。 按照內蒙古自治區(qū)第十一次黨代會報告明確提出“兩率先”“兩超過”目標，內蒙古電力集團充分發(fā)揮電網資源調配優(yōu)勢，全 力以赴，積極部署，制定了“優(yōu)化流程、按旬調度、深化協作、靶向紓困”的新能源并網推進方案，從規(guī)劃、前期、投資等方面提 出并落實保障措施15項，確保配套工程與新能源項目實現“同步規(guī)劃、同步核準、同步建設、同步投運”。 按照目標要求，2022年網內新能源將投產1410萬千瓦，保障性并網新能源項目、新能源示范項目、可再生能源制氫項目、大型風電 光伏基地項目、火電靈活性改造項目、分散式新能源項目等接網工程，均在緊鑼密鼓的推進， 港口是對外貿易的窗口，而油氣交易是其最為重要的業(yè)務之一。黨的十九大報告提出“賦予自由貿易試驗區(qū)更大改革自主權，探索建設自由貿易港”，國內大小港口紛紛響應。舟山港、天津港和惠州港作為長三角經濟圈、環(huán)渤海經濟圈和珠三角經濟圈的沿海油港，發(fā)揮上海期貨交易所在油氣貿易金融市場的引領作用，帶領周邊港口不斷探索適合自己的油氣發(fā)展道路，使得國內港口油氣業(yè)務呈現欣欣向榮之態(tài)。 自國家將探索建設自由貿易港納入政府工作以來，各省港口都不斷落實出臺相關政策，其中油氣行業(yè)發(fā)展尤為迅猛。但在新冠疫情不斷肆虐、全球經濟形勢下行的雙重壓力下，各大港口承受著十分嚴峻的考驗，部分油氣港口多項指標都出現整體性下滑。 近年來，作為油氣大港的舟山港、青島港和惠州港通過不斷調整、規(guī)劃油氣交易與目標，油氣貿易增長迅速，形成了新的油氣港口競爭格局。

       9月7日，記者從大慶油田測試技術服務分公司獲悉，其成功研制的廣域示蹤測井技術，實現油藏注水監(jiān)測精度和效率雙突破。該項技術為國內首創(chuàng)，可有效識別射開僅0.2米、注水量0.3立方米/日的吸水層，測試平均效率提升45%，同位素載體用量平均減少83%，為油田精細開發(fā)提供了技術支撐。        該技術創(chuàng)新研發(fā)“抗絮凝覆膜”和“表面活性覆膜”工藝，適宜各種注入介質吸水剖面測試，其獨特的“球源同制”技術可使同位素比活度靈活調節(jié)至1至30倍，適應10立方米/日至200立方米/日注水強度監(jiān)測需求。與傳統(tǒng)技術相比，該技術大幅提高了薄差油層的識別能力，特別適用于高含水油田。 據了解，該技術已累計完成215井次的現場試驗，測試成功率100%，不僅無視層間矛盾，成功捕捉到最高53.8立方米/日、       截至目前，新疆油田百口泉采油廠物聯網上線率穩(wěn)定在98%，數據準確率達99%，設備完好率保持在95%，從“建得好”轉向“管得好”“用得好”，為油田數智化轉型奠定了基礎。       百口泉采油廠通過技術升級優(yōu)化管理模式，在軟件開發(fā)方面增加了電子臺賬系統(tǒng)和雙端編輯功能，讓數據記錄更精準、維護更快捷，使巡檢更加精準高效。百口泉采油廠將油氣生產的報警設置和聯鎖管理全部轉為線上操作，使流程提速90%。       百口泉采油廠技術人員還研發(fā)了智能檢測程序，自動識別生產運行管理系統(tǒng)異常數據，使油井電功圖系統(tǒng)的可用率提升至80%，為油井狀態(tài)分析提供了可靠依據。另外，技術人員開發(fā)的電功圖系統(tǒng)標準化調試工具已成功應用于500多臺設備，節(jié)省了油井維護成本。         截至9月10日，大港油田對40個重點區(qū)塊開展差異化注水治理，階段控遞減增油3萬余噸，自然遞減率同比下降1.7個百分點，剩余油挖潛成效顯著。       目前，大港油田處于特高含水階段，長期注水導致儲層滲流規(guī)律日趨復雜，剩余油高度分散，精準刻畫難度加大。為此，科研人員依托精細油藏描述成果，不斷提升油藏潛力認識，深入剖析不同類型油藏注采矛盾，制定差異化治理對策。       針對中高滲油藏水驅開發(fā)后期層系井網適應性差、無效水循環(huán)突出的實際，科研人員建立了單井優(yōu)勢滲流通道風險井快速識別方法，完善層系井網，精細層系內分注，加強調剖調驅，提升水驅控制程度與油層動用程度。針對低滲油藏“注不進、驅不動”的問題，科研人員持續(xù)攻關低滲油藏壓驅增能技術，規(guī)模推廣“壓—驅       8月25日記者獲悉，渤海鉆探鉆井四公司承鉆的高166-77井順利完井，刷新冀東油田鉆井周期最短、鉆完井周期最短、平均機械鉆速最快等多項紀錄。       高166-77井是冀東油田高尚堡油田高深北區(qū)高66X1斷塊的一口定向井，地處地層巖性復雜區(qū)域，面臨館陶底礫巖、黑色玄武巖以及大段棕紅色泥巖等多重施工挑戰(zhàn)。鉆井四公司技術人員在前期高166-79井優(yōu)質完井基礎上，持續(xù)探索提速提效路徑，通過技術革新與工藝優(yōu)化打響攻堅戰(zhàn)。       在二開施工中，技術人員精準施策，突破排量壁壘，將配套缸套更換為180毫米，為大井眼鉆進提供強勁動力。針對礫巖與玄武巖高研磨性等特點，定制四刀翼雙排齒PDC鉆頭，顯著提升鉆頭的耐磨性，實現提速目標，為后續(xù)施工奠定堅實基礎。在三開       今年年初以來，大慶石化公司以“宜油則油、宜烯則烯、宜芳則芳”為原則，科學調整煉油區(qū)物料流向，優(yōu)化自產重質乙烯原料生產，實現煉油區(qū)裝置高效運行。1至7月，乙烯綜合收率同比提高0.12%，雙烯綜合收率同比提高0.13%，煉化一體化布局增效顯著。       系統(tǒng)優(yōu)化結構，提升原料品質。面對成品油調和與乙烯原料供應的雙重挑戰(zhàn)，大慶石化統(tǒng)籌平衡上下游生產需求，全面梳理煉油區(qū)各餾分物料的性質與流向，確定優(yōu)化利用方案。創(chuàng)新應用精細原料評價方法進行精準識別，把加氫尾油、600萬噸/年常減壓裝置常二線餾分作為優(yōu)質乙烯料，采取壓減劣質原料量、增產加氫尾油至每日1200噸等措施，逐步降低高芳烴的組分比例，提升優(yōu)質裂解料占比，從源頭提升乙烯原料的經濟性。       分步       8月5日，隨著固平41-52井場部署的一口水平井順利完鉆，標志著長慶合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)井數突破650口，成為國內****的致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)。目前，開發(fā)區(qū)自開發(fā)以來累計產油量達500余萬噸，與定向井開發(fā)區(qū)相比累計產油量提升6.5倍，油井生產時率同比增長17%，致密油效益開發(fā)邁入新發(fā)展航道。       長慶隴東合水油田是典型的致密油藏，資源基礎豐厚，然而儲層物性差、滲流能力弱的特性嚴重制約了其效益建產，開發(fā)難度極大。自開發(fā)以來，長慶油田產建科研團隊秉持技術創(chuàng)新與理論創(chuàng)新并重的理念，逐步攻克致密油藏開發(fā)難題，助力合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)實現連續(xù)10年穩(wěn)產，并推動其年產量以1.5萬噸以上的增量持續(xù)攀升。       在水平井效       截至目前，吐哈油田今年以來完成產能建設等各類方案46項，方案設計符合率達100%、措施有效率達98%，有效節(jié)約了鉆井和壓裂成本，工程技術的支撐保障作用更加凸顯。       隨著油田增儲上產轉向超深層、非常規(guī)領域，地質條件復雜情況加劇，為工程技術服務提出了更高要求。今年年初以來，吐哈油田工程技術服務單位緊盯重點項目，加快技術創(chuàng)新，提升服務質量，工程技術服務創(chuàng)下多項新紀錄，助力油田扭虧脫困。       聚焦“儲量工程”和“春雷行動”，吐哈油田鉆井工程圍繞超深井、重點領域開展井身結構優(yōu)化、提速工具、鉆井液迭代升級等技術攻關，儲層改造圍繞壓成、壓好和儲量升級，持續(xù)開展技術攻關與試驗。       在鉆井提速方面，吐哈油田工程       7月7日筆者獲悉，今年上半年，華北油田煤層氣商品量同比增加4500萬立方米。       華北油田堅持把煤層氣業(yè)務作為建設千萬噸當量綜合能源公司的重要增長極。今年年初以來，華北油田按照“發(fā)展沁水，拓展外圍”的思路，自營和合作雙向賦能，抓好煤層氣高效增產，加快打造“一主三輔”煤層氣綠色智能化產業(yè)基地。       華北油田聚焦加快探明評價與水平井技術攻關，以“探明儲量、升級技術、落實產能”為主線，在不同深度、不同區(qū)域開展水平井高產試驗，為實現沁水盆地資源效益動用夯實基礎。       華北油田整體規(guī)劃產能規(guī)模，突出協同高效，持續(xù)開展精細地質評價，優(yōu)化鉆井軌跡設計，從源頭確保井網****化控儲；實施過程中專人對接現場，及時分析解     6月27日6時25分，吉林油田扶余采油廠采油作業(yè)三區(qū)的物聯網監(jiān)控大屏突然閃爍起紅色預警�！皷|24-20井組盤根漏失報警，請立即處置！”監(jiān)控員吳春杰第一時間將故障井號同步發(fā)送至工作群，僅8分鐘，東20生產區(qū)的維修人員便抵達現場完成處置。       從過去依靠人力頻繁跑現場，到如今借助智能系統(tǒng)精準“診脈”；從以往憑借經驗進行判斷，到現在依據數據科學決策，物聯網技術為吉林油田的轉型發(fā)展提供了堅實的數字化保障。       在川南頁巖氣田生產指揮中心，屏幕上實時跳動著氣井壓力、產量等關鍵數據，這是吉林油田數智技術公司為川南分公司打造的“智能化生產智慧場景”。項目團隊還編制了《川南數智化建設工作方案（2025—2027）》，為未來3年川南地區(qū)的數智化建設制定了“路線圖”。“       5月21日，在蘭州石化煉油區(qū)集中控制室，500萬噸/年常減壓裝置內線操作人員正在仔細比對質檢分析結果，對著屏幕上的控制點，滑動鼠標，再次調節(jié)常一線外放量，精準將航煤冰點控制在質量指標上線，確保航煤收率****化。       今年以來，蘭州石化以市場為導向，全面落實“減柴增航”，產銷運高效聯動，優(yōu)化煉油產品結構，全力以赴確保出廠。       1至4月，蘭州石化航煤產量超34萬噸，同比增長8.94%，產量創(chuàng)歷史新高；航煤鐵路發(fā)運1281車，創(chuàng)歷史新高。       在生產中，蘭州石化2套常減壓裝置提高常一線航煤終餾點，根據原油性質變化間歇調整常二線汽提塔蒸汽量，****程度生產航煤組分；2套航煤加氫裝置優(yōu)化產品結構，強化全流程管 據悉，近日，從國家管網西氣東輸長沙輸氣分公司獲悉，該公司圓滿完成湖南省境內天然氣冬季保供任務，累計向湖南省境內輸送 天然氣16.25億立方米，同比增長9.26%。 國家管網西氣東輸長沙輸氣分公司累計向湖南省境內輸送天然氣16.25億立方米，同比增長9.26%。 長沙輸氣分公司以安全生產為根基，以應急處置為抓手，以市場開發(fā)為動力，為湖南省經濟高速發(fā)展、千家萬戶安寧生活筑牢用氣 屏障。 去冬今春天然氣保供期間，長沙輸氣分公司以安全生產為根基，以應急處置為抓手，以市場開發(fā)為動力，多舉措確保湖南地區(qū)用上 平穩(wěn)供應的清潔能源，為湖南省經濟高速發(fā)展、千家萬戶安寧生活筑牢用氣屏障。 穩(wěn)中求進開拓市場，能源供應勇創(chuàng)新高。冬季保供期間，分公司迎難而上主動開發(fā)新增用戶，堅持“從客戶中來到客戶中去”“從 群眾中來到群眾中去”的工作策略，新增設湖南省天 據悉日前，內蒙古電力集團首批12項保障性風電、光伏項目接網工程獲得核準，涉及國電、華電、華潤、明陽等10余家新能源投資 企業(yè)的12項光伏風電項目，裝機容量共計230萬千瓦，分布于烏蘭察布、鄂爾多斯、巴彥淖爾、烏海、阿拉善等地區(qū)。 按照內蒙古自治區(qū)第十一次黨代會報告明確提出“兩率先”“兩超過”目標，內蒙古電力集團充分發(fā)揮電網資源調配優(yōu)勢，全 力以赴，積極部署，制定了“優(yōu)化流程、按旬調度、深化協作、靶向紓困”的新能源并網推進方案，從規(guī)劃、前期、投資等方面提 出并落實保障措施15項，確保配套工程與新能源項目實現“同步規(guī)劃、同步核準、同步建設、同步投運”。 按照目標要求，2022年網內新能源將投產1410萬千瓦，保障性并網新能源項目、新能源示范項目、可再生能源制氫項目、大型風電 光伏基地項目、火電靈活性改造項目、分散式新能源項目等接網工程，均在緊鑼密鼓的推進， 港口是對外貿易的窗口，而油氣交易是其最為重要的業(yè)務之一。黨的十九大報告提出“賦予自由貿易試驗區(qū)更大改革自主權，探索建設自由貿易港”，國內大小港口紛紛響應。舟山港、天津港和惠州港作為長三角經濟圈、環(huán)渤海經濟圈和珠三角經濟圈的沿海油港，發(fā)揮上海期貨交易所在油氣貿易金融市場的引領作用，帶領周邊港口不斷探索適合自己的油氣發(fā)展道路，使得國內港口油氣業(yè)務呈現欣欣向榮之態(tài)。 自國家將探索建設自由貿易港納入政府工作以來，各省港口都不斷落實出臺相關政策，其中油氣行業(yè)發(fā)展尤為迅猛。但在新冠疫情不斷肆虐、全球經濟形勢下行的雙重壓力下，各大港口承受著十分嚴峻的考驗，部分油氣港口多項指標都出現整體性下滑。 近年來，作為油氣大港的舟山港、青島港和惠州港通過不斷調整、規(guī)劃油氣交易與目標，油氣貿易增長迅速，形成了新的油氣港口競爭格局。 當下，綠色低碳已成為全球主流社會的共識，我國政府承諾力爭在2030年前實現碳達峰、2060年前實現碳中和。為此，大力發(fā)展非化石能源的同時，“去煤減油”，逐步縮減天然氣在能源消費中的份額和數量成為今后能源領域發(fā)展的主旋律。 “雙碳”背景下，“綠色金融”概念升溫，一些人提出要大幅縮減對化石能源的投資，而且要求金融機構不再為其提供貸款。油氣是“夕陽產業(yè)”的議論再度掀起。 但完成能源轉型絕非一蹴而就之事，要經過一個漸變的歷史過程。即使在碳達峰后，化石能源作為燃料的作用逐步下降，但其作為碳基化工原材料的作用仍不可或缺。其中，天然氣作為能源轉型中的過渡能源將發(fā)揮重要作用，對于大部分國家來說，近中期天然氣占能源構成的比例還會有所上升。 我國強調“要把能源飯碗端在自己手里”，強調把“油桶提在自己手上”。面臨百年未有之大變局，必須充分保障我國的能源安全。且不說近中期

       9月7日，記者從大慶油田測試技術服務分公司獲悉，其成功研制的廣域示蹤測井技術，實現油藏注水監(jiān)測精度和效率雙突破。該項技術為國內首創(chuàng)，可有效識別射開僅0.2米、注水量0.3立方米/日的吸水層，測試平均效率提升45%，同位素載體用量平均減少83%，為油田精細開發(fā)提供了技術支撐。        該技術創(chuàng)新研發(fā)“抗絮凝覆膜”和“表面活性覆膜”工藝，適宜各種注入介質吸水剖面測試，其獨特的“球源同制”技術可使同位素比活度靈活調節(jié)至1至30倍，適應10立方米/日至200立方米/日注水強度監(jiān)測需求。與傳統(tǒng)技術相比，該技術大幅提高了薄差油層的識別能力，特別適用于高含水油田。 據了解，該技術已累計完成215井次的現場試驗，測試成功率100%，不僅無視層間矛盾，成功捕捉到最高53.8立方米/日、       截至目前，新疆油田百口泉采油廠物聯網上線率穩(wěn)定在98%，數據準確率達99%，設備完好率保持在95%，從“建得好”轉向“管得好”“用得好”，為油田數智化轉型奠定了基礎。       百口泉采油廠通過技術升級優(yōu)化管理模式，在軟件開發(fā)方面增加了電子臺賬系統(tǒng)和雙端編輯功能，讓數據記錄更精準、維護更快捷，使巡檢更加精準高效。百口泉采油廠將油氣生產的報警設置和聯鎖管理全部轉為線上操作，使流程提速90%。       百口泉采油廠技術人員還研發(fā)了智能檢測程序，自動識別生產運行管理系統(tǒng)異常數據，使油井電功圖系統(tǒng)的可用率提升至80%，為油井狀態(tài)分析提供了可靠依據。另外，技術人員開發(fā)的電功圖系統(tǒng)標準化調試工具已成功應用于500多臺設備，節(jié)省了油井維護成本。         截至9月10日，大港油田對40個重點區(qū)塊開展差異化注水治理，階段控遞減增油3萬余噸，自然遞減率同比下降1.7個百分點，剩余油挖潛成效顯著。       目前，大港油田處于特高含水階段，長期注水導致儲層滲流規(guī)律日趨復雜，剩余油高度分散，精準刻畫難度加大。為此，科研人員依托精細油藏描述成果，不斷提升油藏潛力認識，深入剖析不同類型油藏注采矛盾，制定差異化治理對策。       針對中高滲油藏水驅開發(fā)后期層系井網適應性差、無效水循環(huán)突出的實際，科研人員建立了單井優(yōu)勢滲流通道風險井快速識別方法，完善層系井網，精細層系內分注，加強調剖調驅，提升水驅控制程度與油層動用程度。針對低滲油藏“注不進、驅不動”的問題，科研人員持續(xù)攻關低滲油藏壓驅增能技術，規(guī)模推廣“壓—驅       8月25日記者獲悉，渤海鉆探鉆井四公司承鉆的高166-77井順利完井，刷新冀東油田鉆井周期最短、鉆完井周期最短、平均機械鉆速最快等多項紀錄。       高166-77井是冀東油田高尚堡油田高深北區(qū)高66X1斷塊的一口定向井，地處地層巖性復雜區(qū)域，面臨館陶底礫巖、黑色玄武巖以及大段棕紅色泥巖等多重施工挑戰(zhàn)。鉆井四公司技術人員在前期高166-79井優(yōu)質完井基礎上，持續(xù)探索提速提效路徑，通過技術革新與工藝優(yōu)化打響攻堅戰(zhàn)。       在二開施工中，技術人員精準施策，突破排量壁壘，將配套缸套更換為180毫米，為大井眼鉆進提供強勁動力。針對礫巖與玄武巖高研磨性等特點，定制四刀翼雙排齒PDC鉆頭，顯著提升鉆頭的耐磨性，實現提速目標，為后續(xù)施工奠定堅實基礎。在三開       今年年初以來，大慶石化公司以“宜油則油、宜烯則烯、宜芳則芳”為原則，科學調整煉油區(qū)物料流向，優(yōu)化自產重質乙烯原料生產，實現煉油區(qū)裝置高效運行。1至7月，乙烯綜合收率同比提高0.12%，雙烯綜合收率同比提高0.13%，煉化一體化布局增效顯著。       系統(tǒng)優(yōu)化結構，提升原料品質。面對成品油調和與乙烯原料供應的雙重挑戰(zhàn)，大慶石化統(tǒng)籌平衡上下游生產需求，全面梳理煉油區(qū)各餾分物料的性質與流向，確定優(yōu)化利用方案。創(chuàng)新應用精細原料評價方法進行精準識別，把加氫尾油、600萬噸/年常減壓裝置常二線餾分作為優(yōu)質乙烯料，采取壓減劣質原料量、增產加氫尾油至每日1200噸等措施，逐步降低高芳烴的組分比例，提升優(yōu)質裂解料占比，從源頭提升乙烯原料的經濟性。       分步       8月5日，隨著固平41-52井場部署的一口水平井順利完鉆，標志著長慶合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)井數突破650口，成為國內****的致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)。目前，開發(fā)區(qū)自開發(fā)以來累計產油量達500余萬噸，與定向井開發(fā)區(qū)相比累計產油量提升6.5倍，油井生產時率同比增長17%，致密油效益開發(fā)邁入新發(fā)展航道。       長慶隴東合水油田是典型的致密油藏，資源基礎豐厚，然而儲層物性差、滲流能力弱的特性嚴重制約了其效益建產，開發(fā)難度極大。自開發(fā)以來，長慶油田產建科研團隊秉持技術創(chuàng)新與理論創(chuàng)新并重的理念，逐步攻克致密油藏開發(fā)難題，助力合水油田致密油整裝水平井立體開發(fā)區(qū)實現連續(xù)10年穩(wěn)產，并推動其年產量以1.5萬噸以上的增量持續(xù)攀升。       在水平井效       截至目前，吐哈油田今年以來完成產能建設等各類方案46項，方案設計符合率達100%、措施有效率達98%，有效節(jié)約了鉆井和壓裂成本，工程技術的支撐保障作用更加凸顯。       隨著油田增儲上產轉向超深層、非常規(guī)領域，地質條件復雜情況加劇，為工程技術服務提出了更高要求。今年年初以來，吐哈油田工程技術服務單位緊盯重點項目，加快技術創(chuàng)新，提升服務質量，工程技術服務創(chuàng)下多項新紀錄，助力油田扭虧脫困。       聚焦“儲量工程”和“春雷行動”，吐哈油田鉆井工程圍繞超深井、重點領域開展井身結構優(yōu)化、提速工具、鉆井液迭代升級等技術攻關，儲層改造圍繞壓成、壓好和儲量升級，持續(xù)開展技術攻關與試驗。       在鉆井提速方面，吐哈油田工程       7月7日筆者獲悉，今年上半年，華北油田煤層氣商品量同比增加4500萬立方米。       華北油田堅持把煤層氣業(yè)務作為建設千萬噸當量綜合能源公司的重要增長極。今年年初以來，華北油田按照“發(fā)展沁水，拓展外圍”的思路，自營和合作雙向賦能，抓好煤層氣高效增產，加快打造“一主三輔”煤層氣綠色智能化產業(yè)基地。       華北油田聚焦加快探明評價與水平井技術攻關，以“探明儲量、升級技術、落實產能”為主線，在不同深度、不同區(qū)域開展水平井高產試驗，為實現沁水盆地資源效益動用夯實基礎。       華北油田整體規(guī)劃產能規(guī)模，突出協同高效，持續(xù)開展精細地質評價，優(yōu)化鉆井軌跡設計，從源頭確保井網****化控儲；實施過程中專人對接現場，及時分析解     6月27日6時25分，吉林油田扶余采油廠采油作業(yè)三區(qū)的物聯網監(jiān)控大屏突然閃爍起紅色預警。“東24-20井組盤根漏失報警，請立即處置！”監(jiān)控員吳春杰第一時間將故障井號同步發(fā)送至工作群，僅8分鐘，東20生產區(qū)的維修人員便抵達現場完成處置。       從過去依靠人力頻繁跑現場，到如今借助智能系統(tǒng)精準“診脈”；從以往憑借經驗進行判斷，到現在依據數據科學決策，物聯網技術為吉林油田的轉型發(fā)展提供了堅實的數字化保障。       在川南頁巖氣田生產指揮中心，屏幕上實時跳動著氣井壓力、產量等關鍵數據，這是吉林油田數智技術公司為川南分公司打造的“智能化生產智慧場景”。項目團隊還編制了《川南數智化建設工作方案（2025—2027）》，為未來3年川南地區(qū)的數智化建設制定了“路線圖”�！�       5月21日，在蘭州石化煉油區(qū)集中控制室，500萬噸/年常減壓裝置內線操作人員正在仔細比對質檢分析結果，對著屏幕上的控制點，滑動鼠標，再次調節(jié)常一線外放量，精準將航煤冰點控制在質量指標上線，確保航煤收率****化。       今年以來，蘭州石化以市場為導向，全面落實“減柴增航”，產銷運高效聯動，優(yōu)化煉油產品結構，全力以赴確保出廠。       1至4月，蘭州石化航煤產量超34萬噸，同比增長8.94%，產量創(chuàng)歷史新高；航煤鐵路發(fā)運1281車，創(chuàng)歷史新高。       在生產中，蘭州石化2套常減壓裝置提高常一線航煤終餾點，根據原油性質變化間歇調整常二線汽提塔蒸汽量，****程度生產航煤組分；2套航煤加氫裝置優(yōu)化產品結構，強化全流程管 據悉，近日，從國家管網西氣東輸長沙輸氣分公司獲悉，該公司圓滿完成湖南省境內天然氣冬季保供任務，累計向湖南省境內輸送 天然氣16.25億立方米，同比增長9.26%。 國家管網西氣東輸長沙輸氣分公司累計向湖南省境內輸送天然氣16.25億立方米，同比增長9.26%。 長沙輸氣分公司以安全生產為根基，以應急處置為抓手，以市場開發(fā)為動力，為湖南省經濟高速發(fā)展、千家萬戶安寧生活筑牢用氣 屏障。 去冬今春天然氣保供期間，長沙輸氣分公司以安全生產為根基，以應急處置為抓手，以市場開發(fā)為動力，多舉措確保湖南地區(qū)用上 平穩(wěn)供應的清潔能源，為湖南省經濟高速發(fā)展、千家萬戶安寧生活筑牢用氣屏障。 穩(wěn)中求進開拓市場，能源供應勇創(chuàng)新高。冬季保供期間，分公司迎難而上主動開發(fā)新增用戶，堅持“從客戶中來到客戶中去”“從 群眾中來到群眾中去”的工作策略，新增設湖南省天 據悉日前，內蒙古電力集團首批12項保障性風電、光伏項目接網工程獲得核準，涉及國電、華電、華潤、明陽等10余家新能源投資 企業(yè)的12項光伏風電項目，裝機容量共計230萬千瓦，分布于烏蘭察布、鄂爾多斯、巴彥淖爾、烏海、阿拉善等地區(qū)。 按照內蒙古自治區(qū)第十一次黨代會報告明確提出“兩率先”“兩超過”目標，內蒙古電力集團充分發(fā)揮電網資源調配優(yōu)勢，全 力以赴，積極部署，制定了“優(yōu)化流程、按旬調度、深化協作、靶向紓困”的新能源并網推進方案，從規(guī)劃、前期、投資等方面提 出并落實保障措施15項，確保配套工程與新能源項目實現“同步規(guī)劃、同步核準、同步建設、同步投運”。 按照目標要求，2022年網內新能源將投產1410萬千瓦，保障性并網新能源項目、新能源示范項目、可再生能源制氫項目、大型風電 光伏基地項目、火電靈活性改造項目、分散式新能源項目等接網工程，均在緊鑼密鼓的推進， 港口是對外貿易的窗口，而油氣交易是其最為重要的業(yè)務之一。黨的十九大報告提出“賦予自由貿易試驗區(qū)更大改革自主權，探索建設自由貿易港”，國內大小港口紛紛響應。舟山港、天津港和惠州港作為長三角經濟圈、環(huán)渤海經濟圈和珠三角經濟圈的沿海油港，發(fā)揮上海期貨交易所在油氣貿易金融市場的引領作用，帶領周邊港口不斷探索適合自己的油氣發(fā)展道路，使得國內港口油氣業(yè)務呈現欣欣向榮之態(tài)。 自國家將探索建設自由貿易港納入政府工作以來，各省港口都不斷落實出臺相關政策，其中油氣行業(yè)發(fā)展尤為迅猛。但在新冠疫情不斷肆虐、全球經濟形勢下行的雙重壓力下，各大港口承受著十分嚴峻的考驗，部分油氣港口多項指標都出現整體性下滑。 近年來，作為油氣大港的舟山港、青島港和惠州港通過不斷調整、規(guī)劃油氣交易與目標，油氣貿易增長迅速，形成了新的油氣港口競爭格局。 當下，綠色低碳已成為全球主流社會的共識，我國政府承諾力爭在2030年前實現碳達峰、2060年前實現碳中和。為此，大力發(fā)展非化石能源的同時，“去煤減油”，逐步縮減天然氣在能源消費中的份額和數量成為今后能源領域發(fā)展的主旋律。 “雙碳”背景下，“綠色金融”概念升溫，一些人提出要大幅縮減對化石能源的投資，而且要求金融機構不再為其提供貸款。油氣是“夕陽產業(yè)”的議論再度掀起。 但完成能源轉型絕非一蹴而就之事，要經過一個漸變的歷史過程。即使在碳達峰后，化石能源作為燃料的作用逐步下降，但其作為碳基化工原材料的作用仍不可或缺。其中，天然氣作為能源轉型中的過渡能源將發(fā)揮重要作用，對于大部分國家來說，近中期天然氣占能源構成的比例還會有所上升。 我國強調“要把能源飯碗端在自己手里”，強調把“油桶提在自己手上”。面臨百年未有之大變局，必須充分保障我國的能源安全。且不說近中期 水利工程既是重要的基礎工程，同時也是重要的民生工程。在修建各項水利工程中，自然離不開減壓閥。減壓閥對于修建輸水管道 ，水電閘門以及水泵工程等都發(fā)揮著重要的作用。在修筑水利項目中，如果減壓閥的性能不理想，那么可能影響水利項目的正常交 付使用。打造高標準的水利工程，務必需要高品質減壓閥作為保障。 減壓閥是通過調節(jié)，將進口壓力減至某一需要的出口壓力，并依靠介質本身的能量，使出口壓力自動保持穩(wěn)定的閥門。高標準的減 壓閥具有以下幾個特征：耐久性更好。水利工程是一項長期工程，要求水利各設備以及結構等，都需要有良好的耐久性。才能夠確 保水利工程安全而平穩(wěn)地長期運行。高品質水利減壓閥，精密制造加上優(yōu)選材料，能夠確保減壓閥具有強大的耐久性，在正常條件 下，支持水利系統(tǒng)安全長期運行，從而確保水利工程長治久安。 第二精密度更高。減壓閥對精密度要求也相對比較高的，如果減壓閥