塔河采油二厂：念好精细经 打好上产仗

题制约着煤层气开发。”
　　一直以来，我国的煤层气开采技术一直以引进为主，对外合作依赖程度比较高。
　　近年来，国家鼓励煤层气开发。2007年以来，国家发改委专门组建了两个煤层气相关的国家工程研究中心，科技部在16个重大专项中也专门设立了大型煤气田及煤层气开发国家重大专项。
　　此外，中石油去年专门成立了煤层气勘探开发关键技术示范工程重大科技专项，并在实践中作出很多尝试。徐凤银介绍，中石油已初步形成适合我国煤层气特点的勘探开发技术。首先，在800米以深的地区进行开发，在地质认识上有了新的进展，但是规律还没有完全掌握，有待进一步证实。
　　第二，研究发现，煤储存条件的研究应该是煤层气开发中关键性的制约因素。
　　第三，中石油近两年加大了现场实验的投资力度，过去主要是引进国外成熟技术，现场新的实验比较少。近几年实验了很多不同类型的煤阶和煤体结构、构造条件、水文地质条件下的煤层气储存特点。
　　徐凤银表示，我国的地质条件和美国有所区别，但不管哪个国家的开发应用都源于美国最早的那套理论，现在随着我国的广泛开发，这套理论是否适合中国还有待进一步证实。而中国本身不同盆地的地质条件就有很大差别，应针对不同的储存条件开发不同的勘探技术，研究符合我国煤层气地质条件的、指导煤层气生产实践的开发理论。
　　另外，针对我国地质条件的开采设备有很大突破，但很多关键技术还被外国公司垄断。“这块只有突破才能降低煤层气开采成本，还是一个很大的难题。”徐凤银说。
　　模式创新待深入
　　陈卫东指出，我国拥有全世界最好的煤层气开发政策，煤层气公司甚至找不出还需要什么优惠政策了，但最近10多年的煤层气发展并不成功，“这就需要考虑模式问题了”。
　　美国天然气发展的成功案例被多次引用。陈卫东指出，完全市场竞争是其良好发展的主要原因。据悉，美国大约有7000家油气公司，本土主要由中小公司提供产量，大公司主要拓展海外市场，而这些中小公司中有30%处于破产的边缘。竞争的压力使中小公司成为重大技术创新的来源。
　　陈卫东说：“由于国情环境条件不同，我国开发煤层气的技术路线必须创新。但深化改革、扩大开放是发展的根本动力。”
　　陈卫东表示，煤层气是长期的投资，边际利润很低，不能一夜暴富。在开发过程中，管道不配套是一大问题。由于我国煤层气分布区域广泛，人口分散，基础设施的投资需很长时间。他举例说，我国的高速公路在采取“谁投资谁受益”的机制后迅速发展起来，煤层气管线能否考虑类似模式。
　　在开发应用上，煤层气和传统天然气有很多不同，不能直接进入天然气管道。徐凤银介绍道，中石油这几年加大天然气管网的建设，同时把煤层气作为相对独立的传输、销售和利用，单独发展煤层气的管网，但是要形成相对独立又能和天然气有机结合的管网还有难度。
　　此外，煤层气和煤炭资源存在的矿权重叠问题也是阻碍煤层气发展的一大因素。陈卫东介绍，美国煤层气开发成功的基础保障是采煤层气的地方不准开发煤炭。徐凤银表示，在管理上，中石油通过和煤炭企业合作有了很大进步，但矿权重叠的问题不容忽视，先采气后采煤、发电上网等问题虽然国家有明确政策规定，但实施起来还有一定困难。
　　据悉，中石油近两年和煤炭企业形成了3种合作模式。分别是：沁南模式——在矿权重叠区协议划分，分别开采，下游利用方面合作；潞安模式——采煤采气一体化；三交模式——共同开发，先采气后采煤。徐凤银表示，这些模式还有待进一步深化。
　　另外，目前全国煤层气开采情况和储量情况等数据信息流通不畅，徐凤银建议，国家有关部门应该打通全国煤层气开发的信息渠道，做到信息共享。
 

开竞争力。
　　“到明年2套乙烯冷箱、压缩机系统完成改造后，我们的能耗要下降到每吨乙烯580千克标油；最终，三轮乙烯改г，我们要降低到520千克标油。”在乙烯车间副班会议上，马秋林总经理提出了扬子乙烯的节能减排蓝图。
 

dquo;高产井针对性优化工作制度，含水上升快井缩嘴压锥，高含水井选择性关井压锥、间开，水体能量弱的井提液̳dquo;等具有塔河特色的技术工艺，实现增油6.56万吨，减缓递减2.5个百分点。
　　该厂还对部分地层能量严重不足或高含水无法正常连续生产井实施“吨油回收工程”，不断加强间开井的优化、调节工作，依据单井水体能量强弱、供液状况制定不同间开制度，恢复产量2.2万吨，采取捞油和定期泄压结合增油400吨。