渤海中部海域，平均水深约20米的水面之下，钻头要穿越5000多米的海床与岩层，才能触到那座沉睡数亿年的太古界潜山。2026年8月9日，中国海油天津分公司传来消息：渤海首个千亿方大气田——渤中19-6气田一期开发项目全面投产，日产油气当量超5200吨，其中日产气达350万立方米。从2023年11月首期投产到如今整体达产，这片深埋地下的油气宝藏，终于稳稳接入环渤海的能源动脉。

深埋潜山寻气

渤中19-6气田探明天然气地质储量超2000亿立方米，石油液体地质储量超2亿立方米，是中国东部最大的整装海上气田。它的难，写在每一个地质参数里：储层埋深超5000米，井下最高温度204℃，地层硬度超过常规碳钢；油气不藏在整块储集空间里，而是浸在仅0.01至0.1毫米宽的微米级裂缝中，形如头发丝里的凝析气。

更要命的是，这是太古界变质岩潜山，裂缝密布却彼此勾连无序，常规勘探手段很难判断哪条缝里有气、哪口井该往哪打。中国天然气储量长期西多东少，东部沿海用气高度依赖西气东输与进口LNG，渤中19-6的出现，等于在渤海湾家门口补上了一块就近气源。

超深井破硬岩

向5000米以下要气，先得把井打下去。一期项目成功实施6000米以上超深井10口，创下渤海油田开发项目超深井井数纪录，钻井作业平均井深超5500米，部分井深逼近6500米。

面对极硬地层、高温高压和复杂裂缝，技术团队陆续突破极硬地层钻井工艺、抗高温钻井液体系等关键技术，构建起自主可控的海上超深层潜山开发技术体系，并完成全球首次太古界潜山地层分支井作业——相当于在数千米地下顺着古老山体裂缝网络分叉钻进，把分散的油气一点点勾出来。项目配套1座中心处理平台、3座无人井口平台和1座天然气处理终端，从设计、建造到运维全链路国产化。

循环注气稳产

潜山里的凝析气若走常规衰竭开采，地层压力一降，气态烃转成液态卡在微缝中，凝析油采不出，采收率极低。技术团队换思路：把采出的部分天然气脱水加压，经海上循环注气平台回注地层补压，以气保气、以气保油。

这套闭环还顺带解出一道季节题——夏季用气低谷回注富余气，相当于在潜山里压出一座地下储气库，冬季采暖高峰再释放高压气，夏注冬采对接京津冀峰值需求，也免去了传统海上气田放空烧气的浪费。目前气田已累计产气超28亿立方米，正值迎峰度夏，日产350万立方米的气流直接汇入环渤海50余座城市的管网，为京津鲁冀的民生与工业用气托底。

渤中19-6的全面投产，不只是多了一个气田。它意味着中国在海上超深、超硬、超高温潜山油气藏开发上跑通了全套自主技术，也让我们在西部气源之外，多了一张握在自己手里的东部海上牌。往后采暖季再算用气缺口时，渤海湾这一端，能填的份额实打实变多了。（此文出自见道官网www.seetao.com未经允许不得转载否则必究，转载请注明见道网+原文链接）见道网宏观栏目编辑/杨美玲