8月24日，中国海油发布消息，我国渤海首个千亿方大气田——渤中19-6气田累计生产天然气超过10亿立方米，有力保障了京津冀及环渤海地区的用气需求，对保障国家能源安全、优化能源结构具有重要意义。

上证报中国证券网讯（记者 陈其珏）8月24日，中国海油发布消息，我国渤海首个千亿方大气田——渤中19-6气田累计生产天然气超过10亿立方米，有力保障了京津冀及环渤海地区的用气需求，对保障国家能源安全、优化能源结构具有重要意义。

渤中19-6气田位于渤海中部海域，区域平均水深约20米，已探明天然气地质储量超2000亿立方米、探明石油地质储量超2亿立方米，是我国东部第一个大型、整装的千亿方大气田。气田按照“整体部署、分期开发、试验先行”的方案进行开发，试验区和一期开发项目分别于2020年10月、2023年11月投产。目前建成海上油气平台6座，高峰日产天然气达到240万立方米，产能建设进入快速上升阶段。

据中国海油渤海石油研究院开发地质资深工程师程奇介绍，渤中19-6气田的油气埋藏在深度超5000米的潜山储层，布置的开发井平均井深5598米，深度超过6000米的超深井多达20口，最深的达到6494米，对勘探开发工程技术要求极高。

在我国油气勘探开发中，一般认为埋深超过4500米的地层为深层，埋深超过6000米的地层为超深层。渤中19-6气田目前已经成功实施了两口超深井，地层温度超过180摄氏度，井底压力达到56兆帕，油气储存在只有0.01至0.1毫米宽的裂缝中，相当于在头发丝中抽取油气。

面对钻采难题，油田人员提出“褶皱-断裂-充填”三控优势储层模式规律及预测方法，自主研制抗高温高润滑钻井液，成功破解了井下温度高、井内压力系统复杂、井下工具易失效等技术难题，为深层油气藏开发提供了解决方案。

据中国海油渤海石油研究院渤西开发室主任张雷介绍，提高凝析油采收率，最有效的办法是“循环注气”，将开采出的天然气分离处理后，剩余的气体通过高压注气压缩机增压后重新注入地下，让地层压力保持一定压力之上，使凝析油一直溶解在地下随气体一同采出。

渤中19-6气田属于高含凝析油的凝析气藏，具有埋藏深、储层薄、裂缝小的特点，在开发过程中，随着地层压力逐渐降低，凝析油会在地下提前析出，导致天然气流动“管道”被堵塞。一旦被堵塞，天然气就无法到达地面，这样气田的油气产量将会快速下降。

为此，渤中19-6凝析气田建设了一座国内增压能力最大的海上循环注气平台，其搭载的4台高压注汽压缩机出口压力可达50兆帕，可以有效补充地下能量，确保天然气流动的畅通无阻，减少反凝析现象导致的凝析油损失。

中国海油天津分公司副总经理张春生表示，现阶段，渤中19-6气田的开发已经进入油气上产的关键时期，随着项目建设的稳步推进，科研人员对渤中19-6气田储层分布规律和油藏地质特征的认识进一步加深，对后续气田的安全高效开发具有重要实践意义，将有力推动渤海海域超深层领域大型油气资源的规模性开发。