辽河油田勘探获重大突破，老油田传统模式正在改变
位于中国东北的辽河油田，是一座拥有近50年历史的老油田。它连续32年实现千万吨以上稳产，并建成了全国最大的稠油、高凝油生产基地。
作为中石油率先推进自主经营改革的上游单位，辽河油田在油价低迷的3年里几乎保持着稳定发展。而最近，辽河油田更是打开了新的发展方向。
辽河油田勘探获重大突破
今年以来，辽河油田以“突出高效勘探、增加经济可采储量”为中心，共部署了14口探井，兴隆台中生界、牛居中浅层、外围陆东后河、奈曼凹陷、龙湾筒凹陷等多个区域取得重大突破。
其中，在陆东后河构造带收获7口工业油流井，初步落实含油面积26.2平方千米;兴隆台中生界部署新井9口，提出老井试油6口，目前实施的兴古7-4井已见油，正在压裂施工。
此外，在龙湾筒凹陷实施的汉7井在火山岩段试油，压后日产油6.96立方米，证实了该区具有丰富的油气资源和良好的勘探前景。
辽河滩海地区部署的风险探井顺利通过股份公司审查，辽河滩海地区勘探的新局面也有望被打开。
除了在勘探开发上获得不少突破外，辽河油田今年在流转区块的开发上也有了新的部署。
去年12月，中石油正式开展了首批矿权内部流转项目，辽河油田获得了青海油田4个探矿权、2个采矿权。对于拥有世界级油气勘探开发技术的辽河油田而言，这无疑是一次新的机遇。
今年4月初，辽河油田确定了最新的三年开发框架方案，对于柴达木盆地的流转区块，辽河油田表示今年将扭转动用效果差的低迷开发状态，完成产量5万吨;2019年产量将达到6万吨;2020年将达到10万吨。
根据方案，辽河油田计划在已动用区，优化措施提高单井产量，通过二次开发提高油藏采收率;在未动用区，深化评价提高储量动用率;在新领域，深层勘探拓展增储空间。
对于这来之不易的新区块，辽河油田重新评价区块潜力，通过优化部署来构建新的上产布局。短期来看，这将对油田稳产上产产生积极影响，长远来看，这也在一定程度上解决了东部老油田的生存之难。
随着新区块的开发和更多油气资源潜力区块的出现，辽河油田获得了更多的发展空间。
储气库新风口出现
今年以来，辽河油田除了在勘探开发上取得重大突破外，还抓住储气行业发展的风口，为油田发展打开了一个新方向。
在4月27日刚刚召开的国家发改委召开新闻发布会上，相关负责人表示“去年冬季，我国北方部分地区一度出现天然气供应紧张的局面，暴露出我们在天然气生产、供应、储备、销售等环节还存在一些不足。”
而为了解决这一问题，近期国家制定了《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》(以下简称《意见》)，着力解决储气能力严重不足和储气调峰机制不完善的问题。
在此次制定的《意见》中，重头戏之一就是加快储气设施建设。辽河油田顺应这一趋势，推进储气库建设，打造储气库保供核心群。
截至4月17日，被称为“东北第一库”的辽河双6储气库自投产以来已累计注汽34亿立方米、调峰采气14.1亿立方米。
这是目前东北地区唯一建成投产的储气库，也是全国第三大地下储气库。按照辽河油田规划，5年内储气库的日产气量由1250万立方米提升至4500万立方米，年调峰能力从10亿立方米提升至40亿立方米。
在推进双6储气库建设的同时，辽河油田还计划未来将位于双台子油田的双9、双602、双7、双51和双56五个区块改建为储气库，大幅度提升调峰能力。
据预计，改建过后工作气量将达到43亿立方米，储气库容量也由原来的50亿立方米增加到82亿立方米。
此外，辽河油田还加快推进雷61、高3两大储气库的建设步伐。
据悉，这三大储气库群建成投产后，辽河油田将拥有库容200亿立方米、年调峰能力突破100亿立方米的储气库群，有望形成辐射京津冀地区的大型储气库群。
对于辽河油田而言，储气行业的发展将是一次全新的机遇，在储气库群的建设同时，配套管网等行业也将随之得到发展。
老油田传统模式正在改变
作为一个典型的老油田，辽河油田率先参与了中石油的上游改革。
2014年，中国石油上游推出重大改革，辽河油田和吉林油田两个单位被作为扩大经营自主权试点单位。
如今，辽河油田完成了三年试点改革任务，更新、更深入的改革也将进一步开展。
3年多来，通过持续推进低成本开发、大力整合组织机构、强化工效挂钩激励机制、积极推进简政放权等措施，辽河油田取得了卓有成效的发展。
从机构、业务的重组到矿区系统、薪酬分配的改变，辽河油田正在改变一个传统“老油田”的发展模式。
今年，中石油继续推进上游单位的扩大经营自主权改革试点，包括辽河、吉林在内，新加入新疆、大港、华北、吐哈4家油田。
而辽河油田这三年的发展历程也将成为其他油田借鉴的样本。
