11月25日，渤中19-6凝析气田CEPA平台C10H井日产气达20万立方米，再创气田单井日产新高。包括该井在内气田日产10万立方米的气井占总开发井数的比例已超过30%，作为我国渤海首个千亿方大气田渤中19-6凝析气田累产天然气已突破20亿立方米，为保障国家能源安全助力京津冀协同发展增添强劲动能。
渤中19-6凝析气田累计探明天然气地质储量超2000亿立方米。气田产量的持续攀升，得益于科学的开发理念、高效的协同体系和精益的生产实践。
有限天津分公司秉持“整体部署、分步实施、试验先行”的开发理念，采用“油气并举、评价开发协同”的开发模式。
开发超大规模气田，将储量快速“变现”产量，高效协同是关键。为突破“钻井快、配套慢”的“钻采不同步”瓶颈，有限天津分公司渤西作业公司构建全流程协同机制，依托采气树三维模型，提前完成约85%管汇组件工厂化加工；通过三级管控体系推进工程作业和气井生产有效衔接；运用三维联动机制推动井上工程建设；坚持“一井一策”，动态优化生产方案。
气田投产以来，气井完井即投产达成率保持100%，构建起可复制的标准化协同作业体系。
开发超大规模气田，要有“烹小鲜”的精细。通过聚焦全产业链资源循环与流程优化，气田创新应用“一井多用”资源整合模式，对6口低产气井实施技术改造，使其转为间歇注气井，在为地层补充能量的同时实现定期放喷生产。这一举措有效盘活“闲置”资源，实现增气又增油。
渤中19-6凝析气田采用一座中心平台联动多座平台的油气集群生产模式。中心平台可实现对所有平台的集中监控与远程操作。在全域控制体系建成后，技术人员以精益管理为导向，开发气井自动倒井计量系统，实现生产参数实时采集与智能分析，持续加快建设“跨平台协同+精准调控”的智能气田。
面对季节性调峰问题，气田采用“循环注气、夏注冬采”智慧保供模式。夏季用气低谷期，平台将部分开采天然气深度处理为干气，经高压注气平台增压回注地层，减少天然气放空、提升储量利用率。冬季用气高峰期，平台利用“地下储气库”直接开采高压气藏。该模式不仅提高凝析油采收率，更进一步提高冬季保供响应时效。
今年采暖季以来，渤中19-6凝析气田扛牢保供责任，累计外输天然气超5500万立方米，持续为环渤海地区提供安全、清洁的能源保障。
油气
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