低硫令下的新航向

○ 文／本刊記者 鄭 丹

低硫船用油將攪動全球煉油市場。對國內煉企來說，如何生產還得看政策。

特邀嘉賓（排名不分先后）

胡志海……………………………………中國石化石油化工科學研究院副總工程師

馬玉姣……………………………………中國石油經濟技術研究院石油市場所經濟師

馬....冬……………………………………生態環境部機動車排污監控中心項目主管

彭傳圣……………………………………交通運輸部水運科學研究院副總工程師

冒著滾滾黑煙的航船可能會慢慢看不到了。

根據國際海事組織（IMO）頒布的《國際防止船舶造成污染公約》規定，2020年1月1日起，全球航行船舶將使用0.5%低硫燃料油。我國船舶排放控制區船用燃料油標準也將升級。根據交通運輸部今年7月9日公布的《船舶排放控制區調整方案(征求意見稿)》要求，2019年1月1日起，船舶進入原環渤海（京津冀）、長三角、珠三角水域船舶排放控制區，應使用硫含量≤0.5%的船用燃料油；2020年1月1日起，船舶進入排放控制區應使用硫含量≤0.1%的船用燃料油。

不論陸路、海路或者航空，“低硫”、“清潔”已成為對燃料的共同要求。在迫切的環保要求下，全球煉廠屆時能否保證供應？我國是否有必要發展船用燃料油市場？煉廠將會發生怎樣的變化……本刊記者特邀行業專家進行討論。

禁令一統江湖？

中國石油石化：各位專家好！我國和國際相關規定是否意味著無論國內還是國際航線，無論內貿油還是保稅油，2020年1月1日起硫含量都要從當前的3.5%降至0.5%？

馬冬：目前，除國際排放控制區硫含量水平要求不高于0.1%外，其他海域硫含量水平要求不高于3.5%。我國船舶排放控制區要求2018年起，船舶在排放控制區內所有港口靠岸停泊期間應使用硫含量不高于0.5%的燃油，而其他區域和行駛狀態不做要求，可使用硫含量不高于3.5%的燃油。

彭傳圣：根據《船舶排放控制區調整方案(征求意見稿)》要求，我國船舶排放控制區的地理范圍將進一步擴大，船舶排放控制要求將更加嚴格。在排放控制區內除了對船用燃料油的硫含量嚴格要求以便控制船舶的硫氧化物排放外，對部分船舶還增加了氮氧化物排放控制要求。IMO的要求原則上只適用于國際航行船舶。不過，國內航行船舶燃料油質量要求通常高于國際航行船舶。因此，不論內貿油還是保稅油都要施行這一要求。

中國石油石化：請簡要介紹一下船用燃料油的主要類型和全球船用油的市場狀況？

馬冬：船用油按燃料類型分為普通柴油和船用燃料油（餾分油、殘渣油）。普柴一般用于小型船舶，船用燃料油主要用于長途運輸的大型船舶，成本較普柴低。按供給對象分為內貿油和保稅油。內貿油主要用于國內航線船舶，保稅油主要用于國際航線船舶。亞洲主要保稅油市場在新加坡和香港。這兩個地方具有明顯的價格優勢，油品質量也有保障，另外，油品種類豐富、加油服務好、效率高。過往遠洋船舶一般都到這兩個地方加油，甚至有些船舶選擇繞航新加坡、香港等地加油。

胡志海：航運業消費全球石油需求總量約5%。根據IMO統計，全球船用燃料市場規模約2.55億噸/年。其中，船用燃料油2.14億噸，占比84%；船用柴油3280萬噸，占比13%；天然氣820萬噸，占比3%。海運承擔全球約85%的貿易運輸任務，船用燃料成本占船舶總運營成本的50%左右，因此船用燃料市場與全球貿易活動、經濟增長密切相關。據IMF展望預測，世界經濟中短期增長前景趨好，全球經濟貿易有望維持較好增長態勢，船用燃料消費仍將保持增長。

供應恐有缺口？

中國石油石化：全球范圍內滿足新規的0.5%低硫船用油有哪些供給渠道？

馬玉姣：當前全球大部分煉廠的加工原料仍采用含硫量較高的原油。這使得符合新規的0.5%低硫燃料油的供應仍需要通過擁有完善的二次加工裝置的煉廠來完成。因此，全球先進煉廠仍將是低硫船用油的主要供應者。對于缺乏二次加工裝置的煉廠來說，可以選擇加工輕質低硫原油或者投資新裝置來生產。除了生產端的變革外，還可以通過“二次轉化”方式形成達標的低硫燃油。

中國石油石化：到2020年時，全球煉廠能否提供所需的0.5%低硫船用油？

胡志海：目前，全球船用燃料油需求量大致有2億噸，全球煉油加工能力在45億噸左右，船用燃料油所占比例很小。預計到2020年，全球低硫船用燃料油需求將達到9000萬噸。

在現有煉油格局下，生產低硫船用油的技術不成問題，依靠固定床渣油加氫即可達到標準，但在產能上可能存在問題，因目前加氫渣油主要用作催化裂化原料來生產汽油。大多數渣油的硫含量較高，不能直接生產低硫船用油；一些低硫原油的渣油雖然可以直接生產低硫船用油，但量少、成本高。

馬玉姣：從全球煉廠產能結構現狀看，先進煉廠總體占比仍然較低。加上煉廠改造所需的大量資金難以一步到位，規劃建設也需3～5年的周期，由此可以推斷全球煉廠無法在2020年前完全達到滿足IMO排放要求的低硫船用燃料油產能，預計2020年全球船用低硫燃料油缺口將達到200萬桶/日。

催生國內市場？

中國石油石化：目前，國內船用油的市場情況如何？

●●低硫船用油會給中國煉油企業開辟一塊新的市場嗎？● 供圖/柴志杰

馬冬：內貿油大多為國內調油商在重油中添加瀝青料、煤焦油、輪胎油、廢機油等調和而成，資源渠道多樣，燃料油品種差異巨大，質量參差不齊。內貿油市場準入門檻較低，市場開放程度高，市場競爭激烈，參與者主要以民營企業為主。我國保稅油主要依靠國外進口，來源國主要有委內瑞拉、新加坡、俄羅斯、韓國、馬來西亞等。國內保稅油業務主要以央企為主，屬于特許經營性質。

中國石油石化：央企不生產船用油，民企主要“生產”船用調和油。為什么會出現這個情況？

馬玉姣：從國內針對燃料油相關的政策看，長期以來，我國針對燃料油產品出口征收高額的消費稅，使國內燃料油相比新加坡市場缺乏價格優勢，導致整體市場規模發展受限，煉廠總體生產積極性不高。從煉廠的產品結構看，國內大型煉廠長期以來堅持提高成品油自給率的原則，煉廠設計主要為生產輕油組分，燃料油不作為其主要生產的產品。而且煉廠生產的燃料油難以直接作為船舶燃料，一般只能作為下游企業生產所需的原料或者其他調和原料使用。

彭傳圣：目前，國內民企或者小型燃料油生產企業主要“生產”船用調和油，滿足了內貿市場100%的需求；央企不生產船用油，原因在燃料油最終的殘渣既可以生產成船用燃料油，也可以生產成瀝青。但生產燃料油產品需要上繳消費稅1280元/噸，生產瀝青則無需上繳消費稅。

胡志海：低硫船用油成本較高。如果市場定價低的話，企業可能無利可圖，沒有動力生產。按照2018年上半年中國石化平均價格（70美元/桶價格體系）測算，固定床工藝方案測算的低硫燃料油產品保本價約3915元/噸（不含稅價，以下同），與2018年1-8月份新加坡180CST平均價格2715元/噸相比，高約1200/噸）。該測算方案是依托現有的固定床渣油加氫裝置，僅考慮了加上油漿脫固設施的投資。若考慮新建固定床渣油加氫及配套儲運設施的投資，計提折舊，成本還要增加。

中國石油石化：在你們看來，我國現時是否有必要發展船用油市場？

胡志海：2018年中國保稅船加油市場規模預計將超過1200萬噸；2020年，如國內資源生產供應能力提升，中國市場將達到2000萬噸的規模，并在10年甚至更短時間內達到3000萬噸，形成與新加坡抗衡甚至趕超新加坡的格局，占據亞太地區船供油中心的地位。目前，國家規劃在舟山建設船用燃料油集散、調和基地，估計2020年將達到1000萬噸的規模。據了解，中石化作為國有企業，在積極響應國家規劃，已要求下屬部分煉油企業規劃低硫船用油生產方案。

彭傳圣：生產低硫船用燃料油需要投資改造設備，增加生產成本。而調和油的質量監督缺位，劣質調和油質量差成本低，所以生產低硫燃料油難以競爭過調和油。在沒有優質優價保障的情況下，內貿船用燃料油市場仍將是調和油特別是劣質調和油的市場，難以有生產的船用低硫燃料油供應。

不過，我國央企仍然可以生產船用油滿足保稅油和國內市場的需要，充分揮發我國煉油企業的生產能力。但是，這需要克服政策障礙。放松出口燃料油管制，還需要克服管理障礙，如打擊非法燃料油供應、監督船用燃料油質量到位，保證優質優價。民企或者小型燃料油生產企業也可以繼續“生產”船用調和油，但調和油質量管理需進一步明確。如果內貿船用油質量監管仍然缺位，內貿船用油市場仍將是調和油和劣質調和油的市場。在加強船用油市場質量監管，保證優質優價的情況下，0.5%低硫燃料油在內貿船用油市場上才可能占有一定份額。

煉企向左向右？

中國石油石化：亞洲是全球船用燃料油的主要市場。在您們看來，船用油采用0.5%低硫標準，會對亞洲和全球煉油格局產生怎樣的影響？

馬玉姣：IMO的船用油新規無疑將加快全球煉油行業升級改造的進程。全球煉油結構因此可能將發生重大變化，老舊和先進煉廠的境遇可謂是“冰火兩重天”。伍德麥肯茲數據顯示，新建一套可脫硫渣油加氫裂化裝置的成本高達10億美元。如此高昂的升級改造成本將令一些煉廠望而卻步，最終的結局只能是被迫退出船用油市場。與此同時，先進煉廠將成為新規的最大受益者，因為其不僅能夠生產符合要求的低硫燃料油，而且能夠生產市場需要的其他輕質產品。再加上新規將帶動中間餾分油煉油毛利的提升，先進煉廠的加工利潤也將獲得較大提升。

胡志海：高盛的研究報告顯示，2017年，全球船用燃料油銷售350萬桶/日。其中，新加坡地區約90萬桶/日，約占全球的1/4。因為目前許多煉廠不具備生產低硫船燃的重油加氫裝置，如生產低硫船用油，生產高硫船燃的集中調和優勢將不復存在，亞洲市場格局將全面重塑。對于煉油廠來說，生產低硫船用油是一個要實現全廠配套的問題。

中國石油石化：船用油硫含量降至0.5%，可能引起國內煉廠發生怎樣的變化？

胡志海：首先，這會引起煉油裝置和煉油產品結構發生變化，煉廠的產品結構和裝置需要重新調整達到平衡。加氫渣油是催化裂化汽油很好的進料，如果要多生產低硫船用燃料油，在不新增渣油加氫能力的情況下，催化裂化產品產量就得降下來。這樣會降低汽油的生產，影響企業效益。所以，需要增加固定床渣油加氫裝置達到重油加工的重新平衡。煉廠也可以采購低硫原油進行短流程加工。再有，因為加氫渣油成本較高，所以也可以想辦法調和生產低硫船用油，如加入催化油漿或者較劣質的催化裂化柴油進行調和，解決成本問題。

馬玉姣：IMO新規對于國內煉油企業來說是一大機遇。對國內煉廠而言，應加快升級改造的步伐，進一步提升煉廠的深加工能力，靈活調整煉廠的產品生產結構，加大生產符合硫含量排放新規及市場需求的低硫產品，努力在2020年新規生效之前抓住市場需求打開的有利時機，進一步提高煉廠的盈利水平。

當前，由于燃料油出口不享受一般貿易出口退稅政策的優惠，只能依靠來料加工貿易方式出口，復雜的申請手續無形中給煉油企業帶來大量負擔。所以，從國家政策角度看，如果國內煉廠沒有相配套的燃料油消費稅退稅政策支持，可能將導致企業不愿意大規模投資升級煉廠裝置，無法帶動煉廠的生產積極性，導致我國煉油企業錯失市場機遇。

建議國家可以進一步擴大成品油退稅范圍，除國內緊缺產品或重要戰略物資外，將燃料油等產品納入一般貿易出口退稅范圍，提高煉油企業出口的積極性，提高國內船用燃料油產品的價格競爭力。

責任編輯：石杏茹

華東石油局：圓夢百萬噸

○ 文／本刊記者 盧凱瑞

百萬噸不是夢，是高質量發展的起步。

●●夢圓百萬噸，華東石油局將以更堅定的步伐邁向高質量發展。●

1958年，為解決國家建設起步階段的“吃飯、穿衣、經濟發展”三大問題，也為保障我國能源安全，華東石油局前身—六物、六普來到祖國腹地江蘇地區尋油找氣。

數十載滄桑砥礪，幾多次春華秋實。60年，他們曾將辛苦尋到的24個油田移交給江蘇油田；也曾轉戰松遼盆地，再次將所發現的油氣田整體移交給東北油氣分公司；更曾在功成名就之時從零開始，向非常規油氣發起挑戰，探索油氣新出路。

三次“創業”，三次創新。新的十年，華東人從零起步，在百萬噸油氣田戰略的指引下，建成了中國石化首個煤層氣田，實現了頁巖氣的突破建產，取得了蘇北老區跨越式發展，預計今年可生產油氣129萬噸油當量，并全面實現扭虧為盈，“華東人”再次刷新百萬噸級油氣田標記。

“百萬噸級油氣田的建成，是華東石油局第三次創業的標志性成果，也使得企業全面扭虧為盈。”華東石油局局長、總經理方志雄說。

常規油—做優

提起華東石油局主力油田蘇北油田，老一輩地質家形象地將其地質構造比成“像一只盤子摔在地上，被踩了一腳，再踢了一下”的復雜油藏。

“十二五”以來，采油廠依靠技術攻關和精細化管理，年產原油從13萬噸增長到35萬噸，連續6年以20%速度遞增，華東石油局把蘇北常規油的增儲上產作為企業扭虧為盈的關鍵支柱之一。

經過四十余年的勘探開發，蘇北油田目前已進入高勘探程度階段，斷塊油藏的發現難度越來越大，在復雜斷塊盆地能否找到規模優質儲量是華東石油局扭虧脫困的關鍵所在。深刻認識“今天的投資，就是明天的成本”，華東石油局向高效產建宣戰，堅決打贏扭虧為盈保衛戰。

“我們運用‘快、優、通、省、智’五字訣實現高效建產，掃除高成本這一扭虧為盈路上最大的攔路虎，實現產量增長的同時降低盈虧平衡油價。”泰州采油廠廠長張國榮介紹。

“快”即優化組織運行，實現多方聯動，加強過程控制；“優”即強化理論研究，注重探索實踐，打造最優方案；“通”即四網同步，集成化布局，力爭整體效益最大化；“省”即減資降耗，單管集輸降成本，套管氣回收增效益；“智”即搭建智能油田一體化平臺，鑄造企業本質安全。“五字真功”為華東石油局高效產建提供了方法，為新區產建奠定了基礎。

這五字訣應用到華東石油局南華常規油產建中，就是緊扣上產、提效兩條主線，堅持滾評建一體化進行，有利、有節實現南華產建高效開發。南華產建順利的完成，實施3大項15個小項降本提效措施，同比措施優化前節約投資5000多萬元。南華效益產建模式，為華東石油局在倉吉、陳家舍、廣山等其他新區產建時提供了指導意義。

油井產量遞減是油田穩產最大的挑戰之一，蘇北油田自然遞減率一度攀升至29%，嚴重制約油田增儲上產。二氧化碳氣驅采油是蘇北油田自然遞減率逐步下降到7%的制勝法寶。

面對蘇北老油田低滲油藏能量低、裂縫水竄、高含水的困境，采油廠加強了利用提高采收率技術研究探索。從2006年起，采油廠自身豐富的二氧化碳資源持續開展驅、吞吐、氣水交替驅試驗，并在蘇北油田九個開發單元得到了規模應用。截至2017年末，油田混相驅覆蓋儲量1162.64萬噸，形成54注126采井網，階段換油率2.75噸/噸油，階段提高采收率1.7%，新增經濟可采儲量5.84萬噸。“目前，采油廠年注入二氧化碳12萬噸，二氧化碳氣驅采油為采油廠貢獻了四分之一的產量。”蔣永平介紹。

多年來，泰州采油廠致力于驅油技術研究，將混相驅進行了推廣應用。混相驅通過有效補充地層能量，改善地層滲透性，驅替剩余油，精準為老區油井“補營養”。專家評價，二氧化碳驅油對所有油藏類型、不同開發時期都有效果。

新區高效建產、老區挖潛穩產、二氧化碳氣驅增產，華東石油局常規油穩步增產。2018年，泰州采油廠預計生產原油43萬噸，較2017年增長19.4%；盈虧平衡油價降至40.4美元/桶，較2017年降低10.2%

煤層氣—增盈

2013年4月23日北京，中石化總部經過反復調研、多方論證，批準了華東石油局延川南煤層氣試驗基地5億方產能建設方案。延川南試驗基地位于鄂爾多斯盆地東南邊緣，地處山西陜西交界的黃河峽谷區域。該方案共動用儲量136.3億立方米，面積131.8平方公里。這標志著延川南煤層氣試驗區正式進入開發階段，也意味著中石化第一個煤層氣田即將誕生于華東石油局。

由于煤層氣的低品位特點，解析緩慢而復雜，平均見氣周期需要180天，產量達到1000立方米需要200至520天，平均400天。單井產量低、見氣周期長，這些制約因素大大降低了煤層氣的經濟效益。“我國富煤、缺油、少氣，開采煤層氣不僅可為國家增加燃氣供應，更能減少氣體外排對空氣的污染及煤礦的瓦斯爆炸，一舉多得。”方志雄解釋，煤層氣開采的社會意義遠大于其經濟價值。

煤層氣井單井產量低，這就需要整個產建過程必須嚴格控制成本。

延川南區塊為黃土塬地貌，土地利用難度大，平臺部署受地形和道路交通條件制約明顯。為此，非常規指揮部成立由地質、土地管理與協調、鉆井、安全環保部門人員組成的現場工作組，與室內部署組密切配合，分區整體考慮平臺部署，逐個調整落實，并對平臺上井位組合進行合理優化，增加單平臺部署井數，解決消化征地困難的平臺。

考慮到產能建設工作量具備充分滿足施工方規模生產、連續施工、減少停待的因素，指揮部將產建的鉆井進尺單價進行了大幅削減，同比產建前下降了12%。同時，優化了井隊設備配置，大大減少了施工單位的動遷費，取消了等待和泥漿漏失的考慮，總價比產建前下降了18%。

勘探階段，每口單井都需要測、錄井。通過后期開發實踐的深入，針對同一鉆井平臺部署井占有層位及巖性變化不大的特征，技術人員經過研究決定同一鉆井平臺只錄一口井，每口井由過去的有源組合加標準測井只采用標準組合系列測井。兩項指標與產建前相比，每口單井減少了6萬元。

●●產能建設離不開工作人員對每口井的精心護理。●●攝影/沈志軍

固井工程方面，指揮部加大表層套管固井工藝的研究，尋找適合工區地質條件的普通水泥代替油井水泥方案，這樣每口單井節約了投資2萬元。

為控制采氣工程成本，指揮部改變以往把壓裂拆分為壓裂、井下作業模式，采取大包，由壓裂施工隊伍工程含射孔、壓裂工程、壓裂材料和新井投產井下工程進行統一總承包。此項工作的開展，增加了壓裂隊整體的工作量，降低了單個項目的單價，使單井節約了成本10萬元。

2014年11月30日，隨著延6-34-34井完井，延川南5億立方米煤層氣產能建設808口新井全部完成鉆井施工，累計進尺108萬米。通過技術革新、管理創新，實現了鉆井提速提效目標。通過創建軌道鉆井“井工廠”模式，縮短了鉆完井周期，控制了鉆井成本。產建全部鉆井井身質量合格率100%，固井質量合格率100%。

2015年，建成延川南5億立方米煤層氣田，是國內外投入商業開發最深的煤層氣田，實現了1000米以深煤層氣的效益動用，推動了鄂爾多斯盆地1000～1500米埋深范圍的7萬億立方米煤層氣資源開發。

2018年，華東石油局預計生產煤層氣3.8億立方米。堅持一井一策、多措并舉的精細管控思路和降本減費、顆粒歸倉的效益管理，今年以來煤層氣各項開發指標顯著好轉，實現扭虧為盈。

“煤層氣屬于我們戰略儲備資源，它的潛力在未來，目前我們正在貴州織金培育第二個煤氣田。”憧憬未來，方志雄信心滿滿。

頁巖氣—降本

建設啟動以來，華東石油局超前謀劃、精心組織、創新工藝，全力控制開發成本，高效推進產建進程。截至目前，平橋南區施工平臺數8個，開鉆30口井，完井30口，投產28口，實現當年建產當年銷售，創出頁巖氣產建的華東模式和華東速度。目前日銷售頁巖氣212萬立方米，可為420多萬戶家庭提供清潔能源，今年已累計銷售4.4億立方米。

“頁巖氣屬于清潔能源，華東的定位是成長型企業，要高質量發展應該變以油為主向以氣為主。”方志雄認為。

產建以來，華東石油局堅持滾評建一體化開發思路，平穩推進平橋南頁巖氣建產，積極探索東勝背斜、陽春溝斷鼻頁巖氣勘探潛力，攻關武隆向斜、金佛斷坡常壓頁巖氣低成本工藝技術，上半年頁巖氣多點開花，成效顯著。

●●華東石油局的百萬噸石油夢也是綠色高質量的發展之夢。● 攝影/沈志軍

針對山區耕地面積少、工農協調難度大的現實，頁巖氣項目部未雨綢繆，全面推廣井工廠模式，實現集約化用地，單井土地使用面積節約30%以上。他們還對工區所有平臺環保設備設施實行動態管理，減少水池修建面積，單平臺減少征用農耕土地約1000平方米。

產建啟動以來，南川頁巖氣項目部以質量為準繩，以進度為標尺，精心組織，從嚴管理，確保產建有序推進。他們先后制定鉆固井、測錄井及壓裂等工程質量獎懲管理辦法，建立優勝劣汰競爭機制，強化跟蹤管理和監督，嚴考核、硬兌現，構建公平競爭的會戰平臺，大大調動了承包商隊伍的積極性，形成“比學趕幫超”的良好氛圍。

頁巖氣勘探開發建設點多、線長、面廣，所需物資要求復雜、品種繁多，且用料具有突發性，物資供應難度較大。華東石油局物供中心持續優化物資供應物流模式，由傳統汽運改為火車運輸與短途汽運相結合，運輸成本下降一半；在火車站場內設立管材倉庫，減少二次倒運，最大化降低中間環節成本。同時，大宗物資全面實行“儲物于商”，按需求保障供應庫存，按實際用量結算，提高了物資周轉率，實現物資零積壓。

在產建過程中，項目部通過科技創新、優化工藝，實現降本增效。

優化應用電泵壓裂，可有效降低壓裂成本。為降低頁巖氣開發成本并實現減排降噪，項目部、油服中心與宏華電器多次對接和探討，優化工藝參數和現場施工條件，在平橋南工區試驗并推廣應用電動泵作為主壓裂設備。相比常規壓裂車組，電動泵可顯著降低單位體積壓裂施工能耗，單立方米液量注入成本降低20%。目前工區已累計應用電動泵壓裂14井次，節省費用逾千萬元。

重復利用生產污水，可實現環保降本增效。項目部采取源頭控制、過程保護、循環利用等措施保證地下水不污染。鉆井一開施工，約1000米的直井段采用純清水鉆進，避免污染淺層地下水；同時研制應用高效的固井工藝和固井水泥漿體系，保證固井質量，防止井漏污染地下水。鉆采過程中產生的污水則集中處理，壓裂時重復利用，有效控制新鮮水取水量。截至目前，工區累計完成約15萬立方米生產污水的處理及重復利用，實現工區污水零排放、零污染，節約用水成本300多萬元。

井工廠模式壓裂，可大大提高壓裂效率。項目部通過多方調研和優化，提出井工廠拉鏈壓裂模式。如焦頁197平臺5口井，采用一套車組三套泵送設備，按照“統一泵送，逐一壓裂，不交叉作業”“分流控制，高低壓分開，互不干擾”“獨立泵送，不影響正常壓裂施工”等模式，實現每天施工3～4段，提高壓裂效率50%以上。僅用時32天就完成5口井98段的壓裂施工，為頁巖氣效益開發創造了條件。

2018年，華東石油局頁巖氣產量預計將達5億立方米，至十三五期末，頁巖氣產量將達11.5億立方米。

華東石油局的發展史，是一部眾志成城、找油增氣的奮斗史。一代人有一代人的擔當，一代人有一代人的使命。未來，華東人將以發展華東、振興華東為永恒的使命、不變的初心；在建成百萬噸級油氣田后繼續實現企業持續有效發展。