2024年，中国石油集团天然气产量1586亿立方米。鉴于国内天然气业务基础条件较好、受国际油价波动影响较小，中国石油对天然气业务提出了2025年率先实现高质量发展的明确要求。
经过20年的高速发展，天然气业务从早期主要依赖新气田建产推动产量快速增长，逐步转变为已开发气田持续稳产与新气田建产共同稳步推动的发展阶段。随着生产规模不断扩大，新气田投入开发的产量规模占比越来越小，同时一批主力气田开发即将进入或已经进入稳产中后期与递减阶段，老气田稳产成为中国石油天然气持续上产与高质量发展的基石。为实现高质量发展目标，中国石油高瞻远瞩，自“十四五”以来，实施了老气田“压舱石工程”“采收率再提高工程”等一系列不同层面的重大科技工程，支撑当前、引领未来，推动中国石油天然气业务持续高质量发展。
围绕老气田稳产，中国石油正在如火如荼地推进老气田“压舱石工程”，并提出“从过去重产能建设、轻后期管理，向产建和管理并重转变”的理念。各示范工程围绕转变开发理念、创新管理体系、优化技术对策等目标，通过科学研判形势、完善顶层设计、统筹组织、跟踪优化等方式，以重新评价气藏、重选技术路径、重构层系井网、重调气藏压力场、重组地面及工艺流程的“五重”技术路线为指导，优化形成以提高储量动用程度为核心的非常规气藏、以滚动扩边为核心的碳酸盐岩气藏、以整体治水优化为核心的常规有水气藏、以精细挖潜为核心的多层疏松砂岩气藏四类开发调整对策。
长庆油田针对不同气藏类型建立了三类稳产模式，老气田综合递减率持续下降。西南油气田通过开发调整实现质效双升，关键技术攻关与推广应用助力中深层页岩气开发。塔里木油田系统开展数物模实验研究，建立“气水单元”划分方法，指导精准治水。青海油田紧抓“控降递减率、提高采收率”两条主线，实现涩北气田稳产提效。实施以来，逐步形成了有代表性、指导性和可复制推广的气田开发模式，实现了产量超预期、综合递减率有效控制和完全成本压降等阶段性成果，为中国石油天然气业务率先实现高质量发展奠定了基础。
围绕提高采收率，延长老气田“生命线”，中国石油正在积极部署“天然气提高采收率重大开发试验”。聚焦转变开发方式和寻找战略性接替技术，以“突出重点，精心组织，重在试验，务求实效”为指导思想，推动气藏开发由以衰竭开发为主向衰竭开发与人工补能相结合的开发方式转变。重点瞄准CCUS-EGR、注氮气、空气热氧化驱和防控注一体化4条技术路径，开辟苏里格、柯克亚、克拉2、涩北、卧龙河5个气田转变开发方式提高采收率先导试验，探索技术和经济可行的天然气采收率再提高技术路径。实施以来，开展了不同类型气藏、不同技术路径提高采收率物理模拟和数值模拟，实验评价了不同类型气藏注气提采效果和关键参数，揭示了气藏转变开发方式提高采收率的机理。形成了不同类型气藏注气方案编制优化方法，制定了不同路径提高采收率先导试验方案编制技术流程。创新形成凝析气藏低温热氧化阶梯启动关键技术、疏松砂岩气藏注氮气实时跟踪优化与评价技术、碳酸盐岩气藏CCUS-EGR数值模拟技术、CCUS-EGR钻采—地面—经济评价全流程技术体系等多项先导试验现场关键技术，指导编制优化了5个试验区先导试验方案。目前，青海涩北气田、库车山前等多个气田正在实施注氮气试验，已经初见成效，为中国石油天然气业务持续高质量发展储备了技术。
2025年是中国石油“老气田稳产提效年”，科技创新重点将持续强化老气田稳产提效技术对策研究。强化储层精细描述，找准气藏挖潜方向；持续优化稳产对策，维护老气田生产能力；加强进攻性提采技术攻关，推动气藏提采迈进新代系，持续激发老区活力；做精开发管理，尤其要做好气田全生命周期开发方案管理与生产制度的优化，提升天然气开发管理水平，助力老气田提质增效。通过持续科技创新，致力提高气田储量动用率、最终采收率和投资回报率，推动中国石油天然气业务率先实现并持续保持高质量发展。
作者系中国石油勘探开发研究院企业高级专家
