[油 气]长庆油田气势大涨

■文/杨文礼 马军弟 郑益权

[油 气]长庆油田气势大涨

■文/杨文礼 马军弟 郑益权

作为我国目前最大的天然气生产基地，长庆油田天然气产量今年将突破2 0 0亿立方米，进而实现油气当量各占半壁江山的目标。

继 2009年完成产量189.5亿立方米后，长庆油田今年的最高日产量达到了6800万立方米，上半年天然气产量为109亿立方米，全年将突破200亿立方米的水平线，进而实现油气当量各占半壁江山的目标。

比油田迟发现近20年、规模开采晚了近30年、而近几年每年都以30亿～40亿立方米速度增长的长庆天然气业务，是什么力量造就了如此神速的增长？深秋时节，记者走进长庆气田的每一个角落，一个极具成长力的大气田轨迹赫然在目。

“磨刀石”上创建新模式

“心胸有限，心境无边。长庆油田一座座大气田的不断发现和有效开发，是长庆创业者成功创建一个个符合长庆气田不同区块开发模式的结果。”谈起大气田的异军突起，长庆油田一位老科技工作者如是说。

尽管鄂尔多斯盆地的天然气储层非均质性强，以隐蔽性岩性气藏为主，勘探难度大，素有“磨刀石”之称，但“追求不断，雄心不死，拿不下大气田不放手”的长庆人，上世纪90年代初终于在位于陕西靖边的陕参1井发现了百万立方米的高产工业气流。

然而由于靖边气田属于典型的低产、低压、低渗和低丰度气田，随着气田开发年限的增加，气田地层压力不断下降，低压气井逐年增加，不能连续生产。另外，由于建设周期长，储层非均质性强，造成整个气田压力不均衡，导致气田高低压气井相间分布，给气田开发带来了困难。

在气田的开采技术还处在一片空白的情况下，长庆油田坚持走引进国外先进技术与自身研发技术相结合的路子，逐渐形成了具有长庆特色的“高压集气、集中注醇、多井加热、撬装脱水、间歇计量、生产数据自动采集和传输”等多项先进工艺，形成了具有靖边气田特色的技术系列——“靖边模式”，不仅简化了集气工艺流程，而且降低了生产成本，在国内处于领先水平。后来，靖边气田不但创造了连续13年实现稳产的奇迹，而且成为长庆气田首次向外供气的发祥地，也成为“西气东输”先锋气的源头。

如果说靖边模式的形成成就了下古生界气藏开发的话，那么，榆林模式的形成又使长庆低渗透气藏的开发实现了向上古生界的纵向延伸。由采气二厂负责的榆林气田虽然天然气储量丰富，但地质情况复杂，渗透率低、物性变化大、存在阻流带，开采难度大。在大胆地实践中，长庆油田创造性地提出“自主开发+国际合作”的新思路，将榆林大气田一分为二，从此走出了一条“一个气田，两种开发思路、两种开发技术、两种开采模式、两种管理体制”的独特发展之路。

在自主开发区块方面，采气二厂探索出了以“高压集气、节流制冷、低温分离、集中处理”为主要内容的一整套上古生界气藏开发及配套技术系列，形成了具有上古气藏特色的气田开发模式——“榆林模式”，成为长庆气田开发的主要模式之一，享誉油田内外。

◎先进的管理模式与高科技让长庆油田气势非凡。供图/杨文礼

“自主开发+国际合作”的独特发展之路，使采气二厂在9年多时间里由“零”起步，实现了跨越式发展：2008年底生产能力突破50亿立方米；2009年天然气产量突破60亿立方米， 2010年的目标为66亿立方米。

市场化构建气田“开放村”

如果说长庆的天然气产量已占据全油田油气当量半壁江山的话，那么，把长庆天然气产量二分天下，苏里格气田的产量就占其一。“四年多时间，将一个曾经备受争论的低渗透气田建成如此规模，市场化的作用功不可没！”谈到苏里格气田的成功开发，不止一人发出这样的感慨。

众所周知，由于苏里格气田储层呈现低渗、低压、低丰度和严重的非均质性特征，先导试验区建产头5年，28口气井总共才生产了3亿立方米的天然气。高投入、低产出现象使苏里格根本无效益可谈。另外，由于苏里格气田有效储层埋深达3500米，试验开发中，平均单井综合钻井成本高达1200万元，加上采气费用，单井总投资需要1300多万元。

然而，由于国家需要大量天然气，开发苏里格气田又迫在眉睫，加上苏里格气田距北京直线距离只有800公里左右，是陕京一线、二线的气源地，距西气东输靖边增压站直线距离只有50公里，在覆盖大半个中国的天然气管网中发挥重要的应急和调峰作用，因而开发苏里格气田的意义重大。

实施对苏里格气田的开发，必须具备庞大的队伍和能促使低成本开发的高端技术。于是，不可回避的问题就摆在面前，按照2010年100亿立方米产气量的建产计划，苏里格每年都需要100多台大型钻机的投入量，不要说长庆油田内部，就是在中国石油系统也难以调配。

2005年底，按照中国石油“引入市场竞争机制，加快苏里格气田开发步伐”的重大决策，长庆油田将苏里格气田已经探明的区域分成若干区块，在中国石油内部招标引入5个合作单位共同开发。同时，又向社会公开招标引入工程技术队伍，充分利用社会资源参与开发，从而使中国历史上第一个天然气田“开放村”在长庆苏里格诞生。截至目前，每年直接参与苏里格气田开发的国内外企业有10多家，仅参加会战的中国石油以外的钻井队就100多个。

市场竞争机制的引入，为社会各方面提供了一个参与竞争的平台，原来令人棘手的队伍配置、技术引进、降低成本等一系列制约苏里格气田有效开发的瓶颈问题迎刃而解。按照“技术共享”的前期约定，长庆油田又将12项新技术反哺给各个合作方，不但实现了新技术在整个苏里格地区连环出击，产生了遍地开花的效果，而且大幅降低了气田开采各个环节的成本费用，仅“不注醇、不加热、不保温”的井下节流技术减少地面集气管网建设后，就将单井地面投资降低了50%。

科技攻关拿下“低渗透”

苏里格气田广泛利用集成技术促成了这座世界头号气田的快速有效规模开发，靖边和榆林气田在开采技术、管理体制、运行模式等各方面的持续创新，夯实了长庆大气区形成的牢固基础。

长庆油田开采的靖边、榆林、苏里格、米脂—子洲等气田，均属于典型的低渗、低压、低丰度气藏，多井低产现象在这里表现得尤为突出。“投产之日，就是递减之时”，几乎是长庆气田每一口气井的通病。

老井产量稳不住，新井投产也会功亏一篑。在实施气田增压、工艺优化等综合措施稳产增产的基础上，年产能力分别达到50亿立方米和60亿立方米的靖边和榆林气田，始终把提高单井产量作为高效开发大气田的首选目标，在大胆引入丛式井布井、斜井钻井工艺技术的同时，加大“歪打”技术力度，通过实施高难度的水平井钻井和双分支水平井钻井工艺技术，打开了气层深处天然气生产的“高速通道”。

上古生界气藏开发典范的榆林气田，借鉴与壳牌石油公司合作开发的良机，大胆借鉴国际已经成熟的“海洋大位移钻井”经验，全面落实“丛式水平井组开发、稀井高产、分区开发”的钻井施工和开发理念，在同一地区传统直井单井日产量只有几万立方米的情况下，投产的20多口双分支水平井，有13口的平均日产量达到了80万立方米，最高的单井日产达180万立方米。

开发历史最长、在向北京及油田周边城市天然气供应中立下汗马功劳的靖边气田，在提高单井产量工程中也不示弱，仅2009年就完成9口水平井钻井，前4口井试气均获高产。其中，位于靖边气田北部的1口井还喜获日产80万立方米的高产气流，为靖边气田的持续发展提供了有力保障。

“能获得这样的高产井，别说是在以‘磨刀石’著称的典型‘三低’油气田的长庆油田，就是在国内其他任何区块也称得上是奇迹。”中国石油的勘探专家评价说。

在不懈努力下，长庆油田天然气产量的轨迹如今清晰在目：2006年天然气产量为80.24亿立方米，2007年达到110.1亿立方米，2008年为144亿立方米，2009年跃升到189.5亿立方米，2010年上半年为109亿立方米。作为目前我国最大的天然气生产基地，长庆油田的大“气”地位更加稳固！