高效开发推动天然气快增长

□ 本刊记者 马 玲

高效开发推动天然气快增长

□ 本刊记者 马 玲

坚持走高效管理、技术创新、大力降本的开发之道，是中国石化实现天然气大发展的关键。

加快天然气发展，是集团公司党组落实绿色低碳战略、打造上游新的效益增长点的重要举措，也是低油价下油田板块鏖战寒冬、调整油气结构的重大举措。中国石化重组以来，天然气实现了大发展，产量从1998年的35亿立方米上升到2016年的216亿立方米，产生了巨大的经济效益，同时，满足了国民经济发展对清洁高效能源的需求，带来了良好的社会效益。

普光气田、元坝气田、涪陵页岩气田……这些享誉国内外的大气田创造了无数个辉煌。奇迹背后，是中国石化坚持走高效管理、技术创新、大力降本的开发之道。“经验告诉我们，要实现天然气效益规模化开发，抓好管理、技术、成本是关键。”中国石化天然气处负责人语气坚定地表示。

涪陵页岩气田。宋国梁 摄

高效管理保障气田高效开发

截至2016年底，中国石化开发的首个酸性气田普光气田创造200多亿元效益。这个开发近十年的气田至今发展势头强劲。

然而，开发之初，由于国内没有成功先例，又缺乏相应配套技术、标准和经验，普光气田不得不“摸着石头过河”。

作为川气东送的主供气源，普光气田的开发直接关系到川气东送工程的效果和效益。从立项到开发，中国石化可谓慎之又慎。为了避免管理部门多、相互掣肘导致管理松散、效率低下的问题，专门成立川气东送建设指挥部，负责气田勘探开发、酸性气田净化处理、长输管道工程的组织管理工作，协调各参战单位的力量。

开发之初，指挥部建立三级审查机制，充分发挥了组织保障作用，确保了气田开发设计科学合理、应用技术先进实用、安全保障措施切实可行。

高效开发，安全保障是基础。普光气田总投资600多亿元，是国内已探明规模最大、世界第二个百亿立方米级的特大型高含硫气田，开发风险大、难度大、挑战大。为此，中国石化建立完备的安全环保监测、监督、处置和三级企地应急联动机制，形成了安全技术、设备材料、安全监管三位一体的安全保障体系，在四川宣汉县土主乡境内组建了川东北地区应急救援指挥中心。目前，该中心是国内唯一的油气田救援示范基地。

8月21日，中原油田普光气田采气厂员工对P104集气站实施点火棒检修作业进行实地监督管控。白国强 摄

在普光气田净化厂建设中，中国石化首次采用“EPC总承包+工程监理”的建设管理模式，建立了“建设单位—总体监理—标段监理—EPC总承包商”的管理控制体系。严格甲乙方管理、市场化运作，“油公司”的管理雏形应运而生。

元坝气田是中国石化继普光气田之后开发的储量超千亿立方米的大型高酸性生物礁气田。在借鉴“普光模式”的基础上，元坝气田按照四级质量控制理念，通过专项检查、质量巡检、质量例会和质量专题会等方式，强化项目实施过程中的质量控制。截至2016年底，累计生产净化气42亿立方米，管理效益和运行质量大幅提高。

“高效为目标，安全是保障”， 按照气田开发的这个总体思路，中国石化突出产能建设和气田开发管理等核心业务，组建企地合资公司、实行油公司模式、推行市场化运作、实施项目化管理，从始至终都紧紧抓住管理这个牛鼻子不放手，形成了一套可复制、可推广的开发标准体系。

在涪陵页岩气开发中形成的“技术型+管理型”油公司模式，成为引领带动国内页岩气产业整体提升的“涪陵模式”。

涪陵页岩气田是继北美之后第一个投入商业开发的大型气田，它的管理机构涪陵页岩气公司仅有员工209人，却管理着年产能70亿立方米的页岩气田和来自全国各地270多家参建单位、近万人的施工队伍。

中国石化在这个国家级的页岩气产能建设示范区，不断探索完善“井工厂”钻井、压裂施工组织模式，建立“学习曲线”模型，创造了一系列工程施工的“涪陵速度”：钻井、压裂施工周期较初期缩短40%左右，平均单井钻井周期由120天提速至60天左右。“井工厂”钻井模式被国土资源部列入《矿产资源节约与综合利用先进适用技术推广目录》。

结合气田特点，涪陵页岩气田还创立了“标准化设计、标准化采购、模块化建设、信息化提升”的地面建设模式，实现了地面集输系统的工厂化预制、模块化成撬、撬装化安装；采取“电子巡井+定期巡检+周期维护”无人值守采气管理方式，打造了数据自动采集、报表自动生成、信息远程传输、井口自动关断的数字气田、智能气田。目前，37座集气站满足无人值守条件，其中17座已实现无人值守。

截至2017年6月底，涪陵页岩气田累计探明储量6008亿立方米，累计产气123.3亿立方米。依靠高效管理，涪陵页岩气田实现了大发展、快发展、优发展。

技术创新支撑气田有效建产

面对致密砂岩气藏、高含硫化氢、高地层压力等世界级的开发难题，中国石化坚持不懈地学习、创新和实践，组织国内外相关领域知名专家和公司进行技术咨询和技术帮扶，依靠中国石化广大技术工作者持之以恒的攻关研究，深入开展了礁滩沉积相、储层、含气性等专题研究和工程技术的创新突破，为气田高效建产提供了强有力的技术支撑。

大牛地气田是典型的致密砂岩气藏。针对未动用储量品位差、直井产量低的特点，中国石化运用以致密低渗气田水平井整体开发气藏工程优化、煤系地层薄储层含气性定量预测等5项开发关键技术，打破了致密砂岩气藏不能规模经济有效开发的魔咒，带动鄂尔多斯盆地千亿立方米致密气储量开发动用

普光气田气藏埋藏深、储层变化大，气水关系、渗流规律复杂，加之高含硫化氢、高地层压力的特点，让这个超深海相酸性气田一问世，就面临世界级的开发难题。中国石化充分发挥上游科研院所的核心作用，构建了普光气田高效开发的科技支撑体系；搭建了地下地面一体化、地质工程一体化、生产科研一体化研究攻关平台；形成了相关研究单位平行研究、项目部—分公司—总部三级审查、跟踪优化调整的技术保障体系。

针对制约气田高产稳产的关键技术瓶颈，技术人员应用多专业技术手段，开展气藏-气井-集输系统一体化技术攻关研究，创新形成了“多打高产井、少打低产井、避免无效井”的优化布井技术，攻关推广了超深井水平井钻井技术，创新应用了长井段射孔酸压提高单井产量完井技术，引进吸收推广了酸性气田湿气输送技术，探索应用了稳气控水、调整治理的气田高产稳产技术，实现了开发钻井成功率100%，气井产能达标率100%。因为在技术创新上的卓越表现，2012年“特大型超深高含硫气田安全高效开发技术及工业化应用”荣获国家科技进步特等奖。

截至今年8月底，普光气田累计生产净化气469亿立方米、硫黄1200多万吨。在技术创新的支撑下，气田整体开发效益突出。

元坝气田储层埋藏深、单礁体规模小、非均质性强、气水关系复杂。中国石化发挥集团优势，组织联合攻关，开展复杂条带状生物礁气藏井网、井型、井距研究，建立了以水平井为主、大斜度井为辅的超深复杂条带状生物礁气藏开发井网模式，发展完善了超深复杂礁滩相储层预测、超深水平井优快钻完井技术系列。

历经5年，元坝气田建成为国内第一个深度7000米的高酸性海相大气田，建成了国内第一座具有自主知识产权的大型天然气净化厂，年产净化气能力34亿立方米，年产硫黄能力30万吨，成为“十三五”上游的一个重要效益增长点。

“十五”以来相继在普光、元坝等海相大中型气田实现了成功开发，标志着中国石化已攻克超深气藏、高温高压、高含硫化氢等世界级难题，基本形成了深层气藏开发工程的配套技术。“十二五”以来又取得页岩气开发的大突破，这依然得益于以关键地质问题为导向的技术创新。

中国石化在涪陵页岩气田通过开展先导试验、微地震监测、干扰试井与数值模拟等现场试验与室内综合研究，形成了以海相页岩气目标选区评价技术、页岩气地球物理技术、开发设计与优化技术、水平井钻完井及压裂工程技术为主的页岩气勘探开发技术体系，为页岩气开发奠定了理论和实践基础。

尽管中国石化通过自主创新、项目合作、产学研合作等方式大力推动集成创新，在深层复杂储层识别、描述与综合预测技术方面取得了新成果，在钻、完、测、试等关键工程技术方面取得了系列成果，形成了相配套的技术体系，实现了常规天然气，以及非常规天然气3500米以浅页岩气的成功开发，但随着开发对象进一步转向超深层、超高压、裂缝性、海域等复杂气藏，技术创新之路仍然任重道远。

“十三五”期间，中国石化天然气产能目标为400亿立方米。为了实现这个目标，技术人员正加快技术创新的步伐，因地制宜地研发符合中国复杂气藏特点的核心工程技术和配套装备，确保气田实现规模化有效开发。

大力降本推动气田经济开发

复杂的地貌和地下地质条件，为天然气钻采、压裂、地面工程带来系列挑战，也导致天然气勘探开发成本居高不下、开发效益差。

“高投入、低产出”让开发者头疼，为了提高气田开发效益，必须想尽办法做到“低投入、高产出”。

在四川盆地、鄂尔多斯等天然气勘探开发重点地区，中国石化坚持勘探与开发结合，加强项目效益评价，实现“评价研究、井位部署、资料录取、储量落实、产能建设”五个一体化结合，最大限度提高整体效益。

比如对于类似大牛地气田的成熟开发区，在以“效益最优、增加动用、提高产量、降低投资”的气藏工程研究为核心的水平井开发理念的指导下，技术人员通过勘探开发一体化进行精细挖潜，增加可动用储量，确保储量替代率，实现了稳产保效益。

面对普光气田开发的成本“大头”，技术人员通过地震储层预测、含气性研究等高科技手段，不断寻找面积大且高产的“甜点”，实行勘探开发一体化。

勘探开发一体化带来的不仅仅是开发更加精细高效，还有工作方式的转变。气田勘探评价完，开发人员针对已审查通过的勘探储量，不是像过去那样马上投入开发，而是对气藏做进一步的精细描述。从部署的井网中，筛选出几口骨干井去打，结果确实与原来的勘探认识、开发方案相一致才去开发。如果有差异，就会优化井网，重新部署井位。

普光气田每口井的投入平均2亿元。开发之初，技术人员通过井型优选、井身轨迹和井位部署方案优化，将原计划打的52口开发井减少了14口，一下子减少投资28亿元，大幅降低了开发成本。

一位开发技术人员说：“打评价井的目的就是加深对气藏的精细认识，为后面的开发方案实施提供科研支撑。现在虽然开发井数减少了，储量动用并没有减少，这就是最大的降本。我们所做的一切，就是要让后面打的井‘不白打’。”

勘探井打出来要测试、要提前试采，这也是新的变化。普光气田在开发中，为解决试采试气问题，专门从加拿大引进了6套焚烧炉。

普光气田在开发中还大力实施低成本战略，每个项目都要经过多次论证。他们把预算和全员成本管控作为抓手，全力压缩非生产性费用，压减低无效措施，通过有效降低刚性成本，深化全员成本目标管理，落实调整挖潜优化措施，加大经营活动分析和过程管控力度。

他们还强化物资采购管理，严格库存规模控制，实现物资管理增效2000多万元；积极推进设备和部件修旧利废工作，集输、净化系统共增效2000多万元。为提升组织运行效率和效益，普光气田还创建了高含硫气田成本消耗定额体系项目，成为国内首个高酸气田成本定额管理标准。

针对川西中浅层气井自然产能低、施工周期长、建井成本高、经济有效开发难度大的问题，中国石化通过“简化工序、优化物资、销库利库”三项措施降本增效。

材质材料的国产化，也是中国石化气田开发实现降本增效的“秘密武器”。

大牛地气田是中国石化自行开发的第一个低渗致密气田，也是国内首个致密砂岩气区块率先实现效益开发的气田。该气田每千立方米天然气的操作成本仍保持在集团公司最低，让人叹服！

大牛地气田将井场作为降本增效的主战场之一，在全国率先应用“钻井液不落地装置”，利用撬装设备省去了现场需要开挖的钻井泥浆池，有效降低了污染风险，节约了生产成本。同时，采用电化学处理技术对钻井液进行处理，实现了重复再利用。他们还完善以“PDC+螺杆+MWD、多靶点轨道设计”为核心的水平井优快钻完井技术，提高了机械钻速，缩短了钻井周期，降低了钻井成本，单井钻采投资由2700万元降至1900万元。

元坝气田具有分布零散、复杂、工期紧、投资控制风险高的高含硫边际气田特点。关键涉酸设备、材料产品国内不能生产，国外公司长期垄断、技术封锁，进口价格昂贵、供货周期长，这些都严重制约气田建设目标、经济效益目标的实现。对此，技术人员摸索形成了针对复杂高含硫边际气田提速增效目标的国产化方针。以前，元坝气田生产中采用的是进口高级别合金抗硫完井材质，导致投入产出比无法达到产能建设方案的经济要求。他们通过技术攻关，成功研发出国产高镍合金油管组合、镀钨衬管等防腐新材料，单井节约投资成本数百万元。元坝气田自开发以来，紧盯降本目标，成功研发了一系列涉酸关键设备、物资的国产化技术；完井物资、净化厂和集输工程设备国产化率分别达到85%、85.9%、85%。直接节约投资约4亿元，装置设备采购周期平均缩短6个月，保证了气田投资受控。

“新药方”助力西北油田天然气产量稳步提升。图为AT集气站岗位员工巡检高压气井生产情况。侯小鹏 摄

关键设备和工具的国产化，也让涪陵页岩气田“把不该花的钱省了下来”。针对涪陵地质特点和页岩气开发需要，技术人员充分利用产业链完整的优势，自主研发了千吨级自走式、滑轨式和轮轨式钻机系列，井控压力70兆帕高压大负载带压作业，6200米大容量连续油管等成套装备，一体式超短PDC钻头和等壁厚耐油螺杆钻具、8000牛大功率测井牵引器等系列井下工具，形成了关键装备和配套工具的国产化，提高了生产效率，大幅降低了生产成本。

目前，降本理念已深入每一位气田开发者的心中。面对较高的钻井、压裂成本，一位设计人员说：“我们设计前，会先了解完井、测试、修井设计的工程造价，攻关低成本钻完井技术，有针对性地优化工艺，加快设备国产化的进度。”

大力实施降本战略，推动气田经济有效开发，“低投入、高产出”的梦想正在中国石化天然气开发中一步步变为现实。