中国石油石化行业2009年回顾与2010年展望
2005年，中国石油人在苏里格再次摆开战场，开展了井下节流、废旧油管浅埋、钻井提速、井间串接和高精度二维地震等一系列重大试验，并形成了对付苏里格“低渗透”的新技术和新战略，初战告捷。
随后，长庆油田根据气田建设进程和当时的技术力量，提出了更符合苏里格气田开发的“新四化”，即技术集成化、建设标准化、管理数字化、服务市场化的开发方略和建设目标。
在新战略的指引下，开发人员依靠新技术，逐步攻克了开发初期三维地震与二维地震效果一样、大规模压裂与小规模压裂效果一样、水平井与直井效果一样等一系列技术难题。井位优选技术不再选择砂体而是选择有效储层，钻井技术发展到PDC钻头快速钻井，储层改造实行分压合采，井下节流从传统的防治水合物发展到地面简化……12项开发配套技术攻克了开发难题，降低了开发成本，苏里格的I+II类井从评价初期的50%提高到80%。“低渗透”的“封锁”终于被突破。2007年，苏里格气田产量增加到18亿立方米，“低渗透”已经不再是油气战场上的“铜墙铁壁”。
在苏里格，中国石油人针对“低渗透”打了一场漂亮的攻坚战。今天，苏里格已经成为我国陆上最大的产气区之一。但这只是一场局部“战争”，我国的“低渗透”战斗还在继续。
除鄂尔多斯盆地外，我国渤海湾盆地、松辽盆地、四川盆地、准噶尔盆地、吐哈盆地等天然气田均为“低渗透”砂岩气藏分布的盆地。然而，它们与苏里格有着不同的特点，“苏里格上产之战”的经验并不能复制过来直接使用。要成功开发每一个低渗透气田，石油人只能在实践中不断摸索、不断积累，以打持久战的心态与 “低渗透”对决。
尽管困难重重，中国石油人还是取得了一个又一个胜利。在四川盆地的八角场、鄂尔多斯盆地的榆林、长北气田，东濮凹陷的白庙、李屯，不断战胜“低渗透”，不断完善低渗透砂岩岩性气藏开发技术，气田产量不断攀升。
我国的天然气蕴藏量十分丰富，资源总量位列世界第五、亚洲第一，探明的天然气可采资源总量达到14万亿立方米至22万亿立方米。但是，资源评价研究结果显示，我国陆上待发现的天然气资源中，超过50%的资源存在于低渗透和致密储层中，特别是近几年新增探明油气储量中，低渗透油气更是达到80%，而当前我国新建产能气藏中，85%为低渗透、超深、超高压等类型的气藏。
目前，我国的天然气总资源探明率只有15%左右，产能提高主要依靠储层压裂增产技术。由此，我们可以得出这样的判断：与低渗透气藏的战斗才刚刚天始。
科技攻坚“低渗透”
上世纪80年代以来，中国石油陆续在鄂尔多斯、松辽、四川、准噶尔、塔里木等盆地发现了一大批地质储量超亿吨油气当量的低渗透油气田。中国最大的低渗透天然气田——苏里格气田，是其中最具代表性的发现。苏里格气田2008年储量达到了2.2万亿立方米，目前勘探范围仍在扩大。
中国石油在低渗透油气开发中经过坚持不懈的探索与实践，陆续在鄂尔多斯盆地的安塞和苏里格、松辽盆地长垣外围、塔里木盆地的塔河、三塘湖的牛东等油气田实现了经济有效开发，形成了一整套先进的具有完全自主产权的开发配套技术，为近几年中国原油产量的稳定增长和天然气产量的快速上升，发挥了至关重要的作用。
长庆油田在开发低渗透气藏的“攻坚战”中，创造了安塞模式、苏里格模式，为我国低渗透(致密)油气开发积累了技术和经验。
与此同时，吉林油田、新疆油田和大庆油田也针对本油区低渗透油气藏特性展开技术攻关，取得了不同程度的突破。目前，中国石油已经形成了一套具有自主知识产权的低渗透油气田勘探开发技术，为低渗透油气的经济有效开发奠定了坚实的基础。
目前，我国在低渗透油气藏领域已经形成了具有世界先进水平的勘探开发配套技术系列。这些技术包括分类评价与相对富集区优选技术、特低渗透渗流机理与井网优化技术、超前注水技术、储层压裂改造技术、水平井与规模丛式井开发技术、低成本提高单井产量及采收率技术、地面简化集输处理技术等。实践证明，这些技术的成功研发与应用，对低渗透油气的增储上产发挥了十分重要的作用。
应该说，开发低渗透气藏还需要我们继续发挥科技优势，围绕提高单井产量、提高经济效益两个目标，破解难题。需要我们用科技利刃，持续开展地质规律与储层预测技术、非达西渗流理论与建立有效驱动压力系统技术、有效补充地层能量技术及注二氧化碳等新的开发方式、低伤害长效储层改造技术、水平井与小井眼钻采技术、数字化高效管理技术，以及市场机制的建立与完善等关键环节的研究与探索。
近年来，低渗透气藏在年新增探明储量中的比例已经占到80%以上，低渗透气藏将成为未来中国油气勘探开发的主流。应该说，大规模低渗透油气藏的发现为近几年中国油气探明储量的快速增长发挥了重要作用。在这个现实面前，我们要决胜低渗透，就必须紧握科技利剑。
栀的区间内，炼油企业还过得去，为了不提升国内CPI，在上半年不太会调。但如Ḳ ᷳ
[中国石化新闻网 2011年4月12日] 元坝探区新完钻的5口海相探井，平均钻井周期比提速前缩短131.71天，缩短了26%；平均钻机台月比提速前提高了181米/台月，提高了51%，顺利实现阶段提速提效目标。
一名离家三年的钻井工人，完成钻探任务回到家，三岁的儿子看着突然出现的陌生男人，怯怯地叫了声叔叔。虽然没有核实过这故事的源头，但最长钻井周期达850天的元坝探区具备了这样的故事背景。
这么长的钻井周期牵动着倡导高效勘探的中国石化集团公司党组的神经。元坝钻井提速提效摆上了重要议事日程。2009年5月，集团公司党组成员、股份公司高级副总裁王志刚，到勘探南方分公司调研，提出一年内元坝钻井周期缩短100天力争120天的目标，并当即组建了由总部相关部门和勘探南方等单位领导组成的提速提效领导小组。2009年7月，中国石化召开元坝提速动员大会，拉开了提速序幕。
部署提速组合拳
大巴山深处的元坝探区，山高林密，沟壑纵横，岩石坚硬，地层陡峭，海相油气埋深超过7000米，属高难度钻探区。勘探南方的钻井专家将该探区2007年钻探元坝1井获得重大突破以来遇到主要钻探难点归结为两个方面：一是上部陆相地层研磨性强、可钻性差，钻进过程垮塌和蹩跳钻严重；二是从陆相到海相，存在多套压力系统，钻进过程喷漏同存，井漏和卡钻等复杂情况频繁出现。
面对这些技术难题，在油田事业部、石油工程管理部的领导下，勘探南方分公司组织来自胜利油田、中原油田和西南石油局等单位的钻井施工队，展开了一场提速提效攻坚战。
思路决定出路，方案决定成败。勘探南方和施工单位一起，共同确定了“科学钻探、安全钻井、技术推动、管理促进”的钻井提速提效思路；制定了以钻井提速技术攻关为主，“抓两头、促中间”，管理提速、安全提速、技术提速三位一体、同步推进为主要内容的提速方案。“抓两头”：一是3200米以上陆相地层以气体钻井为主，配合“干法固井”，力争最快钻速和最大钻深；二是在雷口坡及以下海相地层推广应用高效PDC钻头加大功率动力钻具复合钻井技术，实现快速钻进。“促中间”是在介于“两头”的中间——下沙溪庙至须家河地层，这一钻探难度最大的层段，全面开展低密度钻井液钻进、PDC钻头加扭力脉冲发生器、孕镶金刚石钻头加涡轮钻具等钻井技术攻关，突破技术提速瓶颈。
科学的思路和正确的方案给元坝钻井提速提效提供了清晰的路线图。
技术攻关突破瓶颈
“勘探南方出台激励政策鼓励乙方开展钻井提速新技术攻关，这为我们突破钻井技术瓶颈解除了后顾之忧。”这是施工单位报告元坝钻井提速工作时总结的一条经验。
元坝地区自流井至须家河组地层研磨性强、可钻性差，常规机械钻速仅0.7米/小时，是提速的最大瓶颈。为了突破这一难题，勘探南方元坝工作部和胜利油田川东北工委的技术人员，根据地层特点，借鉴国内外经验，提出了实施高速涡轮钻具加孕镶金刚石钻头复合钻井新技术的攻关思路。甲乙双方工程技术人员通过对孕镶涡轮钻具性能认真研究和在全球的应用情况的详细调研，首次在元坝123井和元坝124井钻探过程中，大胆引进了美国史密斯钻具公司生产的孕镶金刚石钻头，配合高速涡轮钻具钻进，取得了立竿见影的效果。元坝123井须家河组地层平均机械钻速1.69米/小时，提高了141.43%，开元坝须家河组提速先河。元坝124井二开后利用该项技术，22天完成了常规钻进54天的进尺；该井钻井周期253天，比提速后设计的钻井周期还少50天。
胜利油田钻井队的成功鼓舞了元坝探区其它施工单位。中原油田西南钻井分公司走了另一条技术攻关线路。他们从国外引进“扭力脉冲发生器”，配合改进后的PDC钻头钻进，在元坝10井和元陆6井须家河地层，平均机械钻速达到3.22米/小时和2.76米/小时