全国企业管理现代化创新成果名单公布

中国石油12项成果获奖 1月14日获悉，全国企业管理现代化创新成果审定委员会发布第三十二届全国企业管理现代化创新成果名单，中国石油12项管理创新成果榜上有名。其中，一等成果2项，二等成果10项。 据了解，经审定，华北油田巴彦勘探开发分公司“实现‘油气能碳’高效融合的油田新区快速增储上产管理”、（伊拉克）哈法亚公司“海外高风险地区践行‘丝路精神’的大型油气项目联合体运营管理”入围一等成果。国际勘探开发有限公司“中东特大型原油生产基地高质量科技供给体系构建与实施”，大庆油田第三采油厂“大型油气生产企业以‘四化’为核心的数智化转型升级管理”，勘探开发研究院“中央企业服务金砖国家能源治理的支持体系建设”，阿姆河公司“石油企业海外复杂运营环境下一体化统筹管理体系的构建与实施”，长庆油田长北作业分公司“油气开采企业安全风险的双重预防与网格管理”，西南油气田“油气田企业以‘提速、提质、提产、提效’为目标的井工程一体化管理”等3项成果，塔里木油田“油气田企业以世界一流为目标的高质量发展能力提升”等2项成果，入围二等成果。 据悉，全国企业管理现代化创新成果是由国务院批准，中国企业联合会、中国企业家协会组织的国家级企业管理创新审定项目，对企业深化改革、加强管理、创新发展起到积极作用。

长庆油田“十四五”期间生产油气当量超3亿吨

1月12日获悉，“十四五”期间，我国第一大油气田——长庆油田生产经营展现出强劲势头：生产油气当量超3亿吨，较“十三五”期间上涨17.4%，助力端牢“能源饭碗”。 据悉，“十四五”期间，地处鄂尔多斯盆地的长庆油田牢记重大嘱托，大力提升油气勘探开发力度，将保障国家能源安全作为第一要务，从“二次加快发展”到“质的有效提升和量的合理增长”，发展战略不断调整、丰富，从“国之所需”把握核心功能，在能源转型中向新而行。 面对低渗、低压、低丰度“三低”油气藏的世界级开发难题，长庆油田深化油气分布规律研究，形成六大成藏理论体系，围绕页岩油、致密气、深层煤岩气等领域，持续加强科技攻关，在前期已有成果的基础上，通过“十四五”持续勘探，形成五个十亿吨规模含油区和五个万亿立方米整装含气区，油气探明储量增幅约占全国1/3，为产量攀升筑牢资源根基。 长庆油田直面资源品质降低、储量接替矛盾突出等一系列难题，系统依托工程技术力量持续向“非、深、老”领域进军。系统攻关试验低渗透油藏提采技术，CCUS、压驱渗、空气驱、化学驱等四大核心技术不断成熟，实施靖安、姬塬2个重点压舱石工程，自然递减控降到10.4%；加强老井精细管理，气田综合递减率降至19.5%，天然气年产能力稳定在500亿立方米，巩固了国内第一大气区领先优势。立足国家能源战略需求，引领以页岩油、致密气、煤岩气为代表的非常规油气开发革命，页岩油年产量从不足50万吨跃升至350万吨级，占全国页岩油产量的半壁江山；苏里格气田实现致密气规模效益开发，跻身世界第十大巨型致密气田；首次实施煤岩气“无砂”压裂作业，为国内煤岩气效益开发开辟新路径。 绿色发展与能源开发协同推进成为鲜明特色。“十四五”期间，油田主动封停油气水井1.4万余口，在生态敏感区放弃油气当量46万吨，栽种绿植210多万株。同时，建成2900座光伏发电站，光伏装机总规模达36.4万千瓦，累计发电量突破11亿千瓦时，构建起“油气+新能源”多能互补发展格局。 自“十三五”末建成国内首个6000万吨级特大型油气田后，长庆油田油气当量已连续第6年突破6000万吨，为国家能源饭碗盛上更多优质的“长庆粮”。

江汉油田红星页岩气田年产量增长24.3%

1月14日获悉，2025年，中石化江汉油田创新推行新井快投、老井稳投、散井归集、病井施治四位一体提产工作法，全方位挖掘红星页岩气田生产潜力，年产量较上年增长逾24.3%。 据悉，红星页岩气田是江汉油田开辟的我国志留系以外首个千亿方级新层系页岩气田，作为我国大型页岩气田和页岩气战略增储新阵地，其高效开发对保障国家能源安全具有重要意义。 该气田为深层常压页岩气田，受气井产量、地层压力影响，连续排液难度较大。江汉油田采气一厂试气开采小组结合气井参数变化进行靶向分析，建立“一井一策”机制，开展从气藏到地面的全流程分析。为加快气井稳产期排液、充分释放产能，团队从气井压力、井深、井筒积液等关键维度入手，先后完成29井次作业，有效保障气井稳定生产。 为推动新井快速转化为产能，该厂提前制定新井投产运行大表，主动介入产建阶段，每日动态跟踪施工进度，保障新井顺利交接。同时，做好新井资料录取与动态跟踪，及时制定调整措施和配产方案，确保新井平稳运行。目前，红星地区7口新井已全部按计划投产，成为产量增长的重要支撑。 除了新井发力，以往难以效益开发的边远零散井也“变废为宝”。通过合作投运LNG橇装装置，零散天然气经处理后实现外销，真正做到“颗粒归仓”。目前，该模式已累计回收零散气超2000万立方米，助力气田稳产。

青海油田微生物采油技术规模化应用获突破

1月14日获悉，2025年，青海油田微生物采油技术实现从重点试验到规模化高效应用的历史性跨越，构建起覆盖油井维护、措施增油、安全生产的成熟技术体系，全年累计增油2.3万吨，创造直接经济效益近6000万元，为高原油田绿色低碳高质量发展注入强劲动能。 据了解，随着油田开发进入中后期，油井结蜡、近井堵塞、硫化氢超标等问题日益突出，传统处理工艺成本高、污染大、效果有限。青海油田研究团队锚定菌种选育与工业化生产两大核心，系统开展本源微生物研究。通过本源筛选、定向驯化，成功构建油田专属菌种资源库，研发出具备降黏、防蜡、反硝化等多功能菌株20余株，其降黏防蜡率稳定在60%以上，最高耐盐达20万ppm、耐温80摄氏度，可完美适配高原油藏工况。同时，团队创造性整合现有设备，优化发酵工艺与营养液配方，将发酵周期从120小时缩短至36小时，建成年产5000吨微生物菌液生产线，彻底摆脱对外依赖。 2025年，该油田微生物清防蜡技术已实现1353口油井常态化应用，全年减少热洗作业3700余井次，节约费用超1100万元，单井年均增加生产时间10天以上。在措施增油领域，该油田实施微生物解堵作业167井次，有效率超70%，平均单井日增油0.72吨，累计增油超8000吨。值得一提的是，该技术在硫化氢治理中成效显著，6口高含硫油井硫化氢含量降至0，集输系统浓度稳定控制在安全范围，相比传统化学法更环保、更持久。 目前，该技术已形成清防蜡维护、有机质解堵、微生物驱油与硫化氢治理协同并进的应用格局，成为油田增油稳产、降本增效的关键支撑。下一步，青海油田将继续深化微生物技术研究，拓展应用场景，为建设绿色低碳新型能源体系提供更多“生物解决方案”。

新疆油田一体化技术创新助力玛北风城组页岩油迈入高效开发新阶段

1月13日获悉，中石油首个正式通过验收的页岩油开发先导试验项目——夏子街油田玛51X井区风城组页岩油开发先导试验区交出耀眼成绩单：试验井组自2024年9月投产至今，累产油突破9万吨，单井效果全面超预期，标志着我国在4500米以深超深层页岩油效益开发技术上取得重大阶段性突破，对推动玛北风城组页岩油规模效益开发具有里程碑意义。 据悉，玛51X井区二叠系风城组页岩油开发先导试验区是玛北风城组设立的第一个开发先导试验井组。项目针对9-12号层系部署6口试验井（水平井3口，大斜度井3口）。目前，井组累产油突破9万吨，稳产一年，平均单井日产油36.1吨，单井日产油保持在21.6至41.1吨的高位，是中石油当前产量最高的页岩油先导试验井组，展现出超深层页岩油巨大的开发前景。 超深层页岩油开发面临地质结构复杂、低成本高效压裂技术未定型等诸多地质工程难题，新疆油田玛湖勘探开发项目部联合勘探开发研究院、采油工艺研究院、西部钻探、东方物探、测井公司等单位，依托地质工程一体化体系，以技术创新助力高效建产。地质研究方面，建立碱湖超深层混积型页岩油甜点评价及分区标准，迭代升级形成“地质模型+地震预测+元素矿物+方位伽玛”甜点精准导航技术，甜点钻遇率超90%。钻井提速方面，初步配套“高抗磨PDC钻头+大扭矩螺杆+强刚性钻具组合+16~20吨大钻压”钻井提速技术体系，钻井周期提速53%。压裂提效方面，探索形成“段内3～4簇+大排量+高比例滑溜水提升缝网改造体积”压裂技术体系，米压裂费用控降11%。开发先导试验项目高效完成各项方案指标，有力支撑2025年新增探明石油地质储量1.53亿吨及扩大试验方案编制，成功打造超深层页岩油可复制模板。