天然气：石油工业发展新亮点

2009-02-19　　关键字：　　来源：中国石油石化工程信息网

岩油气藏开发难度大等不利因素，如何稳定并提高单井日产量，继续传承好“稀井高产”高效开发法宝，成为塔里木油田发展中值得深入探索的课题，并伴随着效益开发的深入，成为新一代塔里木石油人肩上的重要责任。

=left>　　经过近40年的发展，长庆油田已经探明22个油层组、18个气层组，累计达4ă油气层组，立体勘探让长庆石油人终于拿下了一个“立体”型大油气田。根据有关部门资料显示，仅今年新发现的油气层就有8个。

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　　[中国石油报2009年12月29日] 12月19日，长庆油田油气当量突破3000万吨。一个曾经被称作“磨刀石”，“低渗、低压、低丰度”达到罕见程度的“三低”油气田，靠什么实现了快速上产？科学技术是推动油气田跨越式发展的直接动力之一。其中，压裂技术、注水技术和立体勘探是挑战“磨刀石”的“三板斧”。

　　压裂技术：“压”出来

　　在长庆油田，有几句顺口溜，“吃压裂饭，过压裂年，唱压裂歌”、“要想油层吐油快，先给油层注能量”。以压裂为核心的井下技术作业，在长庆油田增储上产中所起的作用不言而喻。所以有人说，长庆油田今天的油气大场面是靠先进的压裂技术“压”出来的。

　　在鄂尔多斯盆地，自产井所占比例还不到1%，基本上口口井都需要进行以压裂为主的井下作业。针对低渗油藏岩性致密，孔喉细密，应力敏感性强，物性差，开发难度大的实际，长庆油田广大科技工作者从建立区块储层改造模式、提高单井产量试验攻关、降低开发成本等方面入手，积极借鉴国内外先进压裂技术，结合以往的成功经验，深入分析储层压裂地质特征，加强压裂地质基础资料录取，强化测试效果评价，进一步优化各区块储层改造参数，建立了区块改造模式，为提高整体压裂改造效果奠定基础。西峰油田白马区整体压裂取得显著效果，压后试排平均日产量达37.5立方米，投产前3个月日产油高达6.3吨。压裂增产技术的重大突破，使苏里格气田实现规模开发成为可能。12月16日，以日产气量突破3000万立方米为标志，苏里格气田已经进入如火如荼的规模开发阶段，目前已累计生产天然气约146亿立方米。　　注水技术：“赶”出来 　　为了增强低渗透油藏的开发效果，提高探明储量动用程度，长庆油田经过不断探索，找出了一条提高单井产量、实现特低渗透油田高效开发的新路子，即采用超前注水、先注后采的注水开发方式，合理补充地层能量，提高地层压力，使油井能够长期保持较高的地层能量和旺盛的生产能力，产量递减明显减小。同时，通过实施先注后采能有效地保证原油渗流通道的畅通，提高注入水波及体积，最终能够实现特低渗透油田开发效益的最大化。　　据负责靖安油田开发建设的长庆油田采油三厂技术人员介绍，靖安油田成功开发的关键是采用了“完善注采井网，调整注采关系”的技术路线，强调把注水放在首位，成功运用了超前注水技术。对比研究表明，在安塞和靖安两大油田，超前注水比同步注水可以提高采收率3%～5%。2000至2002年，长庆油田积极探索低渗油藏有效开发的新理论、新方法，提出了“启动压力梯度是影响单井产量的核心因素”的新理论，创新发展了以建立有效压力驱替系统为核心的超前注水为主体的开发配套技术。之后，在西峰、靖安、南梁、安塞、姬塬等油田实施这项技术。据统计，超前注水区对应油井852口，初期平均单井日产油比相邻区域非超前注水区油井初期产能高1.35吨，平均单井产量提高20%～30%。　　　　立体勘探：“牵”出来 　　面对鄂尔多斯盆地典型的“三低”隐蔽型岩性油气藏地质特征及油气共存，资源丰富，多层系等特点，长庆人坚持立体勘探理论，不仅在地域上实现了从宁夏到甘肃、陕西、山西以及内蒙古等覆盖盆地25万平方公里的跨越，探寻到马岭、安塞、靖安、西峰、姬塬等亿吨级大油田，以及靖边、榆林、苏里格、子洲、神木等千亿立方米大气田，勘探成果令世人瞩目。而且在新层系勘探上，敢于创新突破传统思维，顺藤摸瓜，取得了从侏罗系延安组到三叠系延长组，从下古生界海相碳酸盐岩到上古生界陆相碎屑岩层层推进、步步为营的重大成果，牵出更多油气，实现了油气勘探由开始个别油气层的“单打独奏”到几十个油气层的“联合秀演”。　　　经过近40年的发展，长庆油田已经探明22个油层组、18个气层组，累计达40个油气层组，立体勘探让长庆石油人终于拿下了一个“立体”型大油气田。根据有关部门资料显示，仅今年新发现的油气层就有8个。贀源没有形成稀缺价格，这些都是导致勘探后劲不足、消费结构ߓ理的重要因素。天然气输气管线是连接天然气上游气田和下游用户的纽带。我国天然气资源主要分布在中、西部地区，而天然气消费市场却主要集中在东部经济发达地区，因此，输气管线的建设成为我国天然气生产的一个“瓶颈”，需要制定和出台天然气长输管网法规政策，实现气田、管网、利用的独立运营模式。要加强政府监管，实行市场准入制度，遏制垄断。同时，要加速天然气干线管网建设，尽快形成地区和城市间管网体系，实现天然气管网独立运营，进一步扩大西气东输、川气东送、海气上岸和液化天然气进口的规模，有效推进我国天然气工业的健康发展。价格是制约天然气工业发展的一个重要因素，合理的价格可以促进天然气行业的发展，而气价水平取决于天然气的定价机制。天然气价格一般由井口价格、管输价格和配送价格等部分组成。井口价格反映天然气勘探、产能建设和开采成本，是天然气的出厂价格；管输价格则主要包括输气管线建设和运营成本，它形成了天然气到达各城市的门站价格；配气价格包括天然气到达各城市门站后，各级天然气支线及配套设施建设和运营成本，并最终形成了用户价格。目前，我国对天然气价格实行严格监管，天然气井口价格和管输价格采用政府定价或政府指导价，主要定价方法为成本加合理利润，配气价格则由地方物价部门制定。计划经济模式下的天然气价格机制，不能及时反映市场供求关系和资源的稀缺程度，不能正确体现价值规律的要求。调整和完善天然气定价机制势在必行，引导资源合理使用，促进资源节约与开发。从长远看，随着竞争性市场的建立，天然气价格最终将通过市场竞争形成。新一轮全国油气资源评价成果显示，我国天然气可采资源量22.03万亿立方米，与石油可采资源量212.03亿吨相当。但是我国天然气资源探明程度远低于石油资源探明程度，天然气勘探尚处在勘探早期阶段，随着一大批大中型气田相继发现以及长输骨干管线的建成，我国天然气工业将迎来跨越式发展时期。

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