中国改革报、改革网6月27日讯(记者袁小峰) 日前，记者从大庆油田有限责任公司天然气开发部获悉，今年1至5月份，大庆油田累计生产天然气19.27亿立方米，同比增长13.4%，完成年度计划的46.1%；销售天然气12.38亿立方米，同比增长15.5%，完成年度计划的45.5%。
还有一组数据同样醒目：
——2013年生产天然气34.42亿立方米，销售天然气22.44亿立方米，生产轻烃92.4万吨。
——2014年生产天然气35.1亿立方米，天然气销量较计划超出0.4亿立方米，生产轻烃95.1万吨。
——2015年生产天然气35.3亿立方米，天然气销量完成计划的101.8%，生产轻烃97.2万吨。
——2016年生产天然气37.7亿立方米，折合原油首次超过300万吨；销售天然气23.6亿立方米；生产轻烃100.4万吨，首次突破百万大关。
——2017年天然气产量40亿立方米，销量25.73亿立方米，日销量首次突破800万立方米，最高日销售量达到837万立方米。
大庆油田是如何实现天然气持续上产的？
气层，技术突破助力。
大庆油田气井气开发立足松辽本土，开辟合川、塔东两个战场，发展深层气、开发中浅层气，已探明天然气地质储量5414.28亿立方米，含气面积1980.73平方公里。
特别是自2004年深层气开发以来，大庆油田天然气年产量节节攀升。步入“十三五”后，每年以超过2亿立方米的速度增长，2017年年产气量突破18亿立方米。
储量是如何变成产量的？
以技术换资源。大庆油田围绕中浅层、深层两类气藏不同岩性储层实际，逐步摸索形成了储层描述及评价技术、水平井设计与导向技术、产能评价及配产技术、储层改造技术、排水采气技术、腐蚀防护技术、隐患治理技术及气田地面集输技术等8个方面的配套技术，为气田稳产上产奠定了坚实的技术基础。
其中，在水平井设计与导向技术优化发展方面，形成了“三选三定”设计方法和六种设计模式，有效指导水平井井位部署，通过“三调整、三对比”确保了精确入靶，平均储层钻遇率达70%；随着储层改造技术的不断完善，大庆油田研究形成了以裸眼分段压裂为主体的储层改造技术，目前已压裂施工应用于20口水平井上，压后产量可达到相邻直井的3至5倍；在直井上研究应用分段投球压裂、压裂完井一体化、射孔压裂联作等6种压裂技术，满足了不同储层压裂改造需求。以“泡沫排水为主，其他排水方式为辅”的排水采气技术模式，累计开展近100井次排水试验，累计增气超5000万立方米。
溶解气，严格考核护航。
溶解气是指以溶解状态存在于原油或水中的天然气。每吨原油中溶解气的量，少则几立方米，多则可达数百甚至是数千立方米。
从原油中“拿气”，安全是头等大事。为此，大庆油田溶解气生产牢固树立安全意识，狠抓装置运行管理。与此同时，经过45年的实践，大庆油田溶解气业务不断发展，逐步形成了以伴生气处理、原油稳定、油气储运、信息化建设为核心的一整套高寒地区油气初加工装置运维管理经验和配套技术系列。
2006年以来，面对能源需求快速增长的挑战，油田溶解气业务大力实施“走出去”战略和上产建设，建成庆哈、庆齐天然气长输管道，改造新建7套深冷装置、5套原稳装置，轻烃年产量2016年达到100万吨，2017年集输天然气达到40亿立方米以上。
去年，为确保溶解气稳产，严格实施考核制度，将各采油厂溶解气产量纳入绩效考核，根据原油产量和气油比严格分解各单位溶解气产量，促使各单位加快节能改造，严格控制原油集输温度和采暖温度。
45年来，大庆油田累计集输天然气748亿立方米，稳定原油9.6亿吨，生产轻烃2245万吨，为保障大庆地区炼化、石化企业快速发展，打造龙江油气经济圈、支持哈大齐工业走廊建设作出了贡献。
商品气，产销一体增效。
以“以产定销、产销平衡、效益优先、高端为主”为原则，大庆油田统筹协调管理天然气产供销运行，强化需求侧管理，努力实现效益最大化，并连续5年实现了天然气销售量的快速增长。
在天然气销售上，立足哈大齐工业走廊，辐射安达、肇东等周边城市，组织召开天然气销售与市场开发研讨会，与黑龙江省，哈、大、齐三市相关部门，各城市燃气公司等单位，共同商讨扩大天然气利用领域，探讨增销提效相关措施，建立上下游产销联动机制和协调机制。
在销售管理上，采取拓市场，走出去、引进来等方式，做到供气一批、跟踪一批、开发一批、培育一批，有效突破了市场开发瓶颈，实现了天然气产销持续稳增长。
针对我省存在冬夏季天然气供需严重不平衡这一实际，每年冬季，大庆油田将根据天然气产量及管网压力的变化随时调控，做到措施挖潜增一点，生产用气省一点，化工用气限一点，调峰用户停一点，错峰运行削一点，全力做好冬季保供工作。
天然气是大庆油田未来油气生产的重要领域，振兴发展的强劲力量。大庆油田天然气开发将深入贯彻党的十九大会议精神，继续落实集团公司党组《关于大庆油田当好标杆旗帜建设百年油田的意见》要求，切实推进“十三五”发展规划，按照“巩固已有阵地，开辟两个战场”的总要求，不断实现天然气总产量的持续增长和经济效益的稳步提升，为油田振兴发展、地区经济发展作出新贡献。
“徐深模式”初形成
一直以来，火山岩气藏的有效开发被称为世界级难题。徐深气田火山岩储层多以Ⅱ、Ⅲ类为主，其有效开发更加艰难。
面对困难不退缩，大庆油田天然气开发系统积极解放思想，转变开发思路，着眼开发效益，持续开展技术攻关，不断推进管理提升，探索形成了火山岩开发的“徐深模式”，为徐深气田持续上产提供了保障。截至2017年年底，徐深气田实现了连续6年10亿立方米以上持续上产。
“老区不老”。大庆油田深入开展徐深1区块地质再评价和再认识，通过对老三维地震资料的逆时偏移处理和精细解释，以及三级火山体的精细刻画，两次扩边共新发现储量110亿立方米，并通过井位优选、快速钻井、分压合采、高效投产、地面优化，见到了显著效果。
在此基础上，大庆油田还通过加强动态分析，优化生产制度，深挖措施潜力，逐步形成了“日监控、月配产、季预警、年总结”的“四步管理”开发调整模式，将老井递减率控制在5%以内，进一步夯实了稳产基础。
“小块不小”。大庆油田积极攻关徐深3、7区块等难采储量零散区块。其中，徐深3-平1井、徐深7-平1井相继高产，使难采小区块得到了高效动用。
重节气降本增效“并肩走”
近几年，国际油价持续低位徘徊，给油田生产经营带来了一定的压力和挑战。身处其中，油田天然气系统牢固树立“省下就是赚到”理念，在节能降耗、降本增效工作上做功课，出实招。
通过开展油田内部节气工作，提升节气效果。采油一厂推广油井免清蜡低温流动改进剂、加热炉热管及紫外线节能剂涂敷等实用技术工艺，加大全年停掺、季节性停掺等低温集输力度，进一步降低自耗气量，控制吨液耗气量；采油五厂靠实“最大程度低温集输节气、最小采暖负荷节气、最佳热洗方式节气、最优集输模式节气和最大限度减少漏失节气”举措，形成节气合力。
通过组织召开深层天然气钻完井控投资降成本研讨会，编制下发《深层天然气钻完井控投资降成本指导意见》，将钻井投资细分为10项，其中钻井液、测量工具、钻机作业和固定成本4项降投资潜力大；将完井、压裂、试气费用细分为14项，其中完井工具、压裂液、支撑剂、压裂车组等9项降投资潜力大，同时制定了以优化方案设计、加大新技术应用、加强现场管理为主要内容的控投资措施，并全面组织实施，实现了控投资、降成本的目标。
通过建立钻采一体化组织模式，优选零散气井开展撬装CNG试采回收工作，探索总承包模式开发难采储量，降本增效成果显著。其中，建立钻采一体化组织模式运行以来，施工周期平均降低30%，工程投资平均降低25%。