当前位置：首页 > 勘探与钻采工程 > 吉林油田：向千万吨大油气田进军

关于我们

勘探与钻采工程

吉林油田：向千万吨大油气田进军

2009-02-04　　关键字：　　来源：中国石油石化工程信息网

[中国石化新闻网2009年12月8日] 截至12月4日，石油工程西南公司共开动钻机71台套，完成钻井总进尺88.74万米（含国外59964.96米），完成年计划的109.56%。这是石油工程西南公司今年大力推进钻井提速、技术创新、提升核心竞争能力的一个真实写照。

今年生产启动伊始，面对国际金融危机带来的工作量不落实、钻机等停频繁等制约钻井生产的难题，石油工程西南公司强化发展意识、市场意识、责任意识和竞争意识，公司上下主动出击，积极应对，从抓市场开发入手，采取有效措施，主动应对挑战，了解掌握市场信息，及时落实钻井工作部署，使公司钻井生产全年处于饱和状态，从而进一步巩固国内市场。同时，积极加快海外市场步伐，形成了辐射中国石化国内外主要油气区的市场格局。该公司成立不到三年时间，就累计收入107.68亿元，年产值增长了16%，累计创利3.6亿元。

今年初，集团公司召开川西地区深井钻井提速科技攻关活动动员大会后，石油工程西南公司动员各方面的技术力量，采用强有力的技术措施和管理手段，切实提高深井钻井速度，加快川西深层勘探开发步伐。目前，在承担的川西8口深井施工中，该公司积极开展PDC钻头、“四合一”的改进完善与集成应用，进一步优化钻头选型、钻具结构、钻井参数、钻井液体系，积极探索PDC钻头在不同地层的适应性和参数匹配方式，形成适应低成本发展的配套快速工艺技术系列，从目前完成的4口井来看，平均井深提高了3.16%，钻井周期缩短了10.39%，台月效率提高了13.94%，纯钻时间利用率提高了12.50%，平均日进尺提高了13.94%，取得很好的技术经济指标，获得了良好的油气成果。

加大技术攻关，提高生产能力。石油工程西南公司以市场为导向，坚持“集成应用、创新攻关、前沿研究”相结合，围绕勘探开发难点热点问题，创新思维，全面提升作业能力，全年共投入科研经费2500余万元，新开题25项，取得了“五大突破、五项进展”，有力地支撑了生产。同时，该公司加大新技术推广运用，把大量国内外新技术引入工区，形成了一批特色技术和优势技术。今年以来，该公司在塔河工区成功应用了脉冲接头、脉冲水眼等钻井新工艺，全面推广了应用复合钻井技术，有针对性地进行单井应用，有效提高了单井机械钻速和台月效率。70458井队施工的TH12412井，仅用80.03天完钻井深6547.58米，创下了中石化6500米以上井深钻井周期最短纪录。在大邑103井使用GP536DPDC钻头获得较好的机械钻速及较高进尺，单只进尺1194.18m，平均机械钻速达到7.61m/h；固录测井和油田服务建设队伍加强技术创新，形成了相对成熟的粉煤灰低密度水泥浆固井工艺技术和水泥浆体系，尾管固井不循环洗井直接起钻成为塔河工区尾管固井规范;对污油回收处理站加强稠油处理技术进行工艺改进，既满足了甲方交油时间的要求，也节约了成本。

国内外市场取得新飞跃。该公司牢牢把握“开拓市场求效益求生存”的观念，勇于走出大西南，发展大西南，四面出击，国内外两个市场节节胜利，实现了“齐开花、共结果”。在国内市场上，石油工程西南公司站稳新疆、东北、临盘等市场，在国内形成了“主战区+主工区”模式，不断加大市场开拓力度，提升服务水平，从而不断拓展生存发展空间，取得了较好的成绩。在国外市场上，该公司加快“走出去”战略步伐，初步形成了南美、东南亚、中东三大市场格局。在以厄瓜多尔为中心的南美市场，各项工作稳步推进，在以缅甸为中心的东南亚市场，新进一台70D钻机和扩大了缅甸市场份额。在科威特新中标两台750钻（修井）机，取得了中东市场的突破。在专业结构上，该公司积极由单一专业向多专业服务推进，先后投标了伊朗雅达泥浆环保项目及缅甸钻前工程服务项目。

目前，该公司海外钻井年度进尺达59964.96米，比去年同期增加了26538.51米，完成年计划105%。今年前10个月，该公司海外项目累计实现收入人民币17464万元，较去年同期增长58%，实现利润人民币1860.5万元，取得了较好经济效益和社会效益。

　通过依靠工程技术进步，加大对隐蔽、复杂油气藏勘探理论的深化和配套技术的研究，使长岭断陷深层天然气火山岩勘探获得重大突破。长深1井获日产46万立方米ଲ੉ 　　[中国石油报2010年2月21日]以2010年打水平井80口、建产能10亿立方米的工作部署为标志，长庆油田在苏里格气田集成多项技术、实施有效开发的举措取得了显著成效。看到2月4日苏里格气田3000多万立方米的日产气量，长庆油田采气三厂技术负责人说：“没有对多项成熟技术集成和成功利用，就没有苏里格大气田的今天。” 　　苏里格气田属于世界罕见的低渗、低压、低丰度的“三低”整装气田。2000年8月26日，以苏6井喷出无阻流量120万立方米的强大气流为标志，苏里格气田横空出世。到2003年，气田累计探明天然气储量5336亿立方米，成为我国陆上探明储量最大的整装气田。但是，苏里格气田从发现的第一天起，严酷的现实就摆在开发者面前：一方面，由于气田有效储层埋深达3500米，平均单井综合投资1300多万元；另一方面，由于气田储层呈现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气田开发根本无效益可谈。　　为此，长庆油田结合集团公司在苏里格实施的“5+1”合作模式，把技术集成创新作为降低苏里格气田开发成本的重要一环，专门把采气三厂负责开发的苏14井区，作为新技术培植的“试验园”，大面积进行新技术试验开发。在短短的两年多时间里，采气三厂紧紧抓住得天独厚的地域优势，博采众长，吸引油田内外科研院所参加技术试验，并收集整理油田内外的60多项常规性气田开采工艺技术，在现场进行杂交、归纳、筛选、整理、改进、集成、优化，广集先进技术之精华，最终形成了适应苏里格气田的井位优选、快速钻井、分压合采、井下节流等12项配套开发技术和6项关键技术。按照“技术共享”的前期约定，长庆油田公司又将所有新技术反哺给各合作方，从而使集成技术在整个苏里格地区连环出击、遍地开花。　　集成技术的广泛利用，成为苏里格气田实现“低成本、高产量”开发的回天之术。地质选井技术使目前新钻井的Ⅰ类井+Ⅱ类井比例达到80%以上，个别区域达到了90%，较2005年提高了20多个百分点。“不注醇、不加热、不保温”的井下节流技术，减少了地面集气管网投资，单井地面投资降低了50%。材料优化选用后，各种用材价格全面降低，仅油管和套管实行国产化后，平均单井就可节约投资200多万元。在水平井攻关试验中，2009年开钻17口，完钻10口，钻井周期缩短至50天左右，投产的6口井日产量均大于5万立方米，达到邻井的3至5倍以上，其中苏平36-6-23井试气获得无阻流量101.5万立方米/日。随着苏东、苏南区域的规模开发，苏里格地区目前已形成了从南到北、从东到西的大面积开发之势。一个曾让“三低”捆住手脚的世界级大气田，如今已被长庆油田“杂交”形成的集成技术彻底解放。一工艺和分段酸压改造技术，取得了良好效果。轮古地区半智能完井，塔中地区多口井下入完井试油一体化管柱，单井产量明显提高。　　相关链接 　　半个多世纪以来，塔里木几代石油人面对艰苦恶劣的自然环境和复杂的地质条件，在“死亡之海”顽强拼搏，面对油气藏埋藏深、单井开发投资高等难题，积极利用水平井、丛式井方式开发，先后找到以克拉2为代表的27个整装油气田，开发建设了以轮南、牙哈、克拉为代表的8个主要油气生产基地，让“稀井高产”成为塔里木油田实现高效开发的法宝之一。　　对于单井高产的追求，塔里木油田从来没有松懈过。尤其面对老

友情链接