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油气勘探开发

2017年新增石油控制储量1.6亿吨、预测储量2.1亿吨;新增天然气控制储量2511亿立方米、预测储量2656亿立方米。全年生产原油3505.36万吨;生产天然气257.38亿立方米,上产41.48亿立方米,增幅19.2%。年新建原油产能200万吨,增加92万吨;新建天然气产能41.2亿立方米,增加7.8亿立方米。

油气勘探

突出战略突破、规模增储和储量经济可动用,瞄准“六大提升”,开展圈闭分级清理,加强基础研究,规范基础工作,设立风险勘探专项资金,加大三维地震和风险勘探力度,严把“两不定三不打”原则,取得3项重要发现、14项新发现、20项商业发现的新成果。预探井、评价井成功率分别提高9.8个、10.2个百分点,控制储量发现成本比计划下降3.8元/吨。

突出成果有:在塔里木盆地顺北5号断裂带2口探井均获百吨以上高产油流,勘探场面持续扩大,顺北一区累计新增控制储量1亿吨,落实了一期百万吨产建阵地;持续加大济阳及滩海新类型、新领域潜山勘探力度,8口探井获高产油流,新增控制储量1350万吨,开辟了低油价下成熟探区规模效益增储的新阵地;四川盆地威荣负向构造带取得3500米以深页岩气勘探重要新发现,5口评价井均获高产气流,新增控制储量1206亿立方米,开辟了涪陵之外又一个页岩气规模产建阵地;涪陵二期部署的评价井全部获高产气流,新增探明储量2202亿立方米,落实了江东和平桥2个商业开发区,涪陵页岩气田累计探明储量6008亿立方米。

天然气开发

页岩气开发:抓实涪陵二期江东、平桥产建方案优化和实施,全年新建产能30亿立方米,涪陵页岩气田累计建成产能100亿立方米。加强涪陵一期精细管理,优化开发技术政策,配套清管降输压等措施,抓好井网加密试验和上部气层开发评价,年产气60亿立方米、上产10亿立方米。

常规气开发:抓好杭锦旗、川西东坡等产能建设,彭州气田评价试采进展顺利;积极推进普光、大牛地、元坝、松南、雅克拉等气田调整挖潜,加强动态分析和“一井一策”管理,加大排水采气、系统增压等措施增产力度,着力控水侵、控递减、延长稳产期。全年新建产能14.5亿立方米,产气194.3亿立方米、上产30.6亿立方米。

煤层气开发:持续抓好延川南煤层气田精细排采,产气3亿立方米、上产1.2亿立方米。

油田开发

紧抓油价回升的时机,全面落实效益稳产各项部署,细化生产计划,强化运行管理,提高油水井生产时率,提高钻井作业运行时效,加快效益复产,优选加大措施力度。

增量方面,加大效益产建力度,强化滚动勘探与油藏评价,加快落实商业开发阵地。聚焦提高产能效益、降低开发成本,更加突出油藏、工艺、工程方案一体化优化和设计、运行、施工全过程优化,高效实施顺北、济阳、苏北等重点产建工程,新建产能增加92万吨;新井当年产油171万吨,增加73万吨。

存量方面,围绕老油田提质提效,加大精细油藏描述力度,覆盖储量2.5亿吨,规模应用低成本技术,积极推进注采输系统优化降耗,全年自然递减率10.8%、综合递减率6.5%,分别下降2.2个、2.5个百分点,创“十二五”以来最好水平。水驱油藏以一体化降本提效示范区为抓手,在提升水质、细分注水和精细注采调配上持续发力,加大流场流线调整力度,自然递减率和操作成本实现“双降”。塔河碳酸盐岩缝洞型油藏精细开发调整深挖储量动用潜力,扩大注水注气提高采收率技术应用规模,自然递减率控制在16%以内。稠油油藏抓好热效能管理,提高制汽、输汽、注汽全过程热效率,优化应用组合吞吐、分层注汽、封窜堵调等增效技术,热采年产量稳定在480万吨以上、油汽比保持在0.55以上。化学驱油藏持续开展井组个性化调整,狠抓驱油剂注入质量,优化驱油段塞和注采参数,年增油126万吨,吨聚增油提高1.1吨。