试气求产量焰红苏里格

走进采气三厂到处呈现出和谐的氛围

　　【点击关键词】新能源基地

　　蒋洁敏总经理视察长庆时提出"努力把鄂尔多斯盆地建设成为我国重要的石油天然气能源基地"。苏里格气田已成为长庆天然气大规模建设上产的主要接替区。到2010年，在苏里格气田将建成100亿立方米生产能力；到2013年，累积在这一地区建设247亿立方米产能，建设5个天然气处理厂，使苏里格气田年产天然气达到200亿立方米。

　　7月的鄂尔多斯大地上绿草如茵，热流在地下奔腾。

　　7月1日下午15时48分，苏里格气田日产量突破1500万立方米，已经具备80亿立方米的年生产能力。随着一批开发井的近期投产，苏里格气田年内将达到40亿立方米天然气的年生产能力，标志着我国探明储量最大的整装气田进入规模开发的新时期。

　　解放思想打开新局面

　　苏里格气田是我国陆上探明储量最大的整装气田。同时，也是全球开发难度最大的气田：有效储层埋深达3500米，平均单井综合钻井成本高达1200万元。另一方面，由于储层呈现低渗、低压、低丰度、低产和非均质性特征，单井日产气不到1万立方米，投资高与产量低的矛盾十分突出。三维多波、二维多波、大型压裂、二氧化碳压裂等先进技术，在前期开发试验中都没有收到满意的效果。从2002年开始陆续投入试采生产井28口，到2005年底，只采出了3.2亿立方米的天然气，这与所探明的巨大储量形成强烈反差。

　　苏里格气田勘探面积达4万平方千米,总资源量达3.8万亿立方米。气田距北京直线距离只有约800千米，是陕京一、二线的气源地，距西气东输靖边增压站直线距离只有50千米，从而在覆盖大半个中国的天然气管网中发挥着应急气田和调峰气田的作用。苏里格气田无疑承载着中国石油的社会责任和政治责任。按常规开发，苏里格气田必然是亏损的。中国石油要么放弃经济利益，要么放弃政治责任和社会责任，三者不可能形成统一。

　　解放思想唤醒了苏里格气田。2005年底，时任中国石油集团公司党组副书记、副总经理、股份公司总裁蒋洁敏作出了“引入市场竞争机制，加快苏里格气田开发步伐”的指示。此后，长庆石油勘探局、辽河石油勘探局、四川石油管理局、大港油田集团公司、华北石油管理局5家未上市企业参与合作开发，与长庆油田采气三厂一起，组成了我国石油天然气开发史上独一无二的“5+1”合作模式。各合作区块自主投资开发，并负责集气管线、集气站等地面配套设施建设，生产的天然气以内部价出售给长庆油田公司。长庆油田除在苏14区开展重大技术试验和评价外，还负责集气干线和天然气处理厂等骨架工程的建设。至此，由于体制的变革创新，一场新时期的石油会战在苏里格气田展开。

　　正是由于思想的解放，新体制的确立，给机制创新和技术创新提供了平台，一系列制约苏里格气田有效开发的技术瓶颈迎刃而解。其最终结果是，单井综合投资大幅度降低，而单井产量大幅度提升。

　　机制创新拓展大场面

　　解放思想，使“5+1”合作的体制形成，为机制创新创造了条件。“六统一，三共享”的运行机制应运而生，“统一规划部署、统一组织机构、统一技术政策、统一外部协调、统一生产调度、统一后勤保障”，将各合作方形成一个整体，而资源共享、技术共享、信息共享则使这个机体充满了活力。

　　机制创新调动了各方的能动性，实事求是的思想，确定了苏里格气田走低成本开发的思路，从而实现整体开发、规模开发、效益开发的目标。“Ⅰ类井+Ⅱ类井比例”是苏里格气田特有的概念，是指最终累计采出量能够达2000万立方米以上井在总开发井中的比例。2002年这一比例是35%，而2003—2005年，这一比例也只有62%。而Ⅰ类井+Ⅱ类井比例达到80%以上、单井综合建井成本控制在800万元以内，是实现苏里格气田能否有效开发的分界线。

　　要提高Ⅰ类井+Ⅱ类井比例，井位优选技术是关键。长庆油田公司充分发挥了对苏里格气田地质认识和开发技术的优势，在高精度二维地震技术进行井位优选方面取得重大突破，Ⅰ类井+Ⅱ类井比例大幅度提高。各合作方在地震技术方面可谓驾轻就熟，于是，高精度二维地震技术迅速得到推广，各方的Ⅰ类井+Ⅱ类井比例都得到提高。2006年，合作开发所钻的294口井的Ⅰ类井+Ⅱ类井比例达到75%，2007年完钻新井的Ⅰ类井+Ⅱ类井比例则达到80%以上。

　　合作开发之前，苏里格气田平均钻井周期长达45天，单井综合建井成本平均高达1200多万元，这对于苏里格这样的低渗气田来说，是实现有效开发的最大障碍。合作开发后，各合作方的效益主要来自气井产量和成本的控制，从而充分发挥了工程技术优势，形成了PDC快速钻井技术为代表的快速建井技术系列，钻井周期降至15天，钻井成本大幅度降低。

　　“服务市场化”是机制创新的又一亮点。通过以市场配置资源的方式，实现效率和效益的最大化。“不加热、不注醇、中低压集气”的集气模式是简化地面流程、降低地面建设投资的关键技术，而井下节流器是实现这一模式的关键设备。多家企业竞相研制井下节流器，都拿着自己生产的样品到苏里格气田免费试用，结果，效果最好、价格最低的企业留下了来。目前投产的700多口气井中，95%的井投放了井下节流器，单井地面建设投资由原来的220万元，降低到110万元。

　　集成创新催生大发展

　　合作开发激发了各合作方创新的活力，创新成为一股不可阻挡的洪流，将许多原来认为的“不可能”变成了现实。

　　当初，在苏里格建设现代化的大气田，被认为是最不可能实现的。这样一个单井日产量只有1万余立方米的气田，要建设标准化和管理数字化，都需要增加成本，这与低成本开发的要求便产生了矛盾。但问题的另一个方面是，苏里格气田单井产量低，为了提高气田的采收率，必然要加密井网。苏里格气田最终的建井数量将超过1万口，这么多的气井，都要采气工去管理，至少需要数千人，加上集气站管理、处理厂运营和各项目部管理层，整个气田开发队伍将达近万人，庞大的管理费用最终使气田开发将无效益可言。面对矛盾，苏里格气田的开发者没有被“不可能”所约束，提出了“远程数据传输”的构想，用一套价格低廉的装置把气井的流量、压力、温度等井场重要数据传输到集气站，再由集气站通过光缆传到指挥中心。这一想法的提出，吸引了国内顶尖电子技术公司参与竞争，把各自的样机拿到苏里格气田免费试用并获得成功。远程控制开关井的思路创新，经过攻关试验也实现了目标，为苏里格气田低成本大规模开发提供了新的思路。

　　在苏里格气田开发评价阶段，为了提高Ⅰ类井+Ⅱ类井比例，技术人员使用了三维多波、二维多波等先进的地震技术，均未收到满意的效果。2006年，长庆油田勘探开发研究院提出了用二维地震技术解决井位优选问题时，许多人认为可笑，是技术倒退。但经过不懈努力，用高精度全数字二维地震技术在苏14区块进行井位优选，Ⅰ类井+Ⅱ类井比例由62%一下子提高到了80%以上，又一个“不可能”变成了实现，也成就了一个集成技术创新的典范。

　　由长庆局组成的第一项目部在2005年底从长庆油田公司第三采气厂接管了苏1集气站，一个冬天过去，忧愁也爬上了眉头：由天然气水合物引发的井堵，使气井的开井时率只有60%。2006年，井下节流技术取得突破，消除了天然气水合物的形成要素，不加热、不注醇、中低压集气的工艺得以推广，为国产化集气管线的应用提供了技术支撑，不仅实现了地面投资的大幅降低，气井开井时率也提高到96.3%。创新的力量是强大的，分压合采技术、井下节流技术、地面优化技术等一系列技术集成创新，让苏里格气田迎来快速发展的春天：按照中国石油已确立的规划，到2010年，苏里格气田年产天然气将达到100亿立方米；2012年将具备200亿立方米的年产能力。而为苏里格气田带来辉煌灿烂的现实和无限美好明天的，无疑是中国石油国有大型企业的责任意识和创新动力。

　　通过2007年大规模勘探评价，在苏里格东部已拿到5000亿立方米基本探明储量；苏里格西部发现中高产含气富集区；苏里格北部发现石英砂体发育带，苏里格南部勘探亦取得突破。目前，一个探明储量超万亿立方米的特大型气田已呈现在世人面前。随着勘探力度的进一步加大，2007年-2010年，苏里格气田基本探明储量正以每年5000亿立方米的速度增加并达到2万亿立方米。

　　气壮山河的苏里格大气田，未来更辉煌！

　　记者感言：曾一度被认为是世界开发难题的苏里格经过多年艰辛探索，终于打破“沉默”，朝着“技术集成化、建设标准化、管理数字化、服务市场化”的现代化大气田迈进。按照蒋洁敏总经理视察长庆时提出的“努力把鄂尔多斯盆地建设成为我国重要的石油天然气能源基地”指示精神，2013年，要实现油气当量5000万吨的宏伟目标，其中天然气产量达到300亿立方米，而苏里格气田要承载起年产200亿立方米的重任。绽放出炫目光彩的苏里格气田，又一次站在创造奇迹和辉煌的新起点上，而这一系列新思路、新体制、新机制、新技术也为“奇迹”的落地开花准备了肥厚的“土壤”。我们相信，“大苏里格”的概念不再是梦想。