要闻信息

要闻信息

中国石油长庆油田公司年产油气当量突破4 000×104 t

2011年12月27日，中国石油长庆油田公司年产油气当量突破4 000×104t，达到4 059×104t，为实现年产油气当量5 000× 104t、建设“西部大庆”目标打牢了基础。长庆油田管理开发的鄂尔多斯盆地，属于典型的“低渗、低压、低丰度”油气藏，储层致密、开采难度大，被国际多家权威机构断定为没有开发效益的边际油气田。多年来，长庆油田公司一步一个脚印，一年一个台阶，在被称为世界级难题的“三低”油气田上创造了一个又一个奇迹。

2003年长庆油田公司在年产油气当量突破1 000×104t以后，面对后备储量不足、老油田稳产难度大、已探明区块不能实现有效开发等一系列问题，将制约油气田发展的瓶颈问题作为攻关目标，进行技术创新、管理创新和深化改革。

从侏罗系延安组到三叠系延长组、从下古生界碳酸盐岩到上古生界碎屑岩的一个个新层位，从油田到气田、从低渗透油藏到致密超低渗透油藏的一个个新区块，实现了油气田开采由当初个别油气层的单打独斗到几十个油气层的分层开采。

长庆油田公司坚持勘探开发一体化策略，将油田勘探开发周期由原来的5～8年缩短到目前的2～3年，有些区块甚至实现了当年勘探、当年建产、当年开发。特别是将苏里格气田和超低渗透油藏开发作为上产主攻方向后，推动了油气当量的跨越式增长。

长庆油田公司全面推行“标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作”的“四化”管理模式，依靠市场配置资源，创造了年钻井8 000多口、进尺超过2 000×104m，平均1周完钻1口2 000 m深的油井，15天完钻1口3 000 m深的气井，3个月建成1座集气站，6个月建成1座天然气处理厂的发展速度，油气田建设质量和水平不断提高。数字化管理的实施，促使原有劳动组织构架发生革命性变革，实现了传统管理向新型工业化道路的成功转型，降低了成本。

随着油田开发规模进一步加大，长庆油田公司加大对页岩气、致密油藏开发的攻关力度，富集区筛选、水平井体积压裂、直井多层压裂等技术获得突破，找到了致密油气藏提高单井产量和开发效益的新途径。近3年来，完钻天然气水平井281口，其中38口井获得日产天然气无阻流量超百万立方米。目前，天然气水平井日均单井产量达到5.5×104m3。在苏里格气田共完钻水平井143口，投产91口，试气获得平均日产天然气无阻流量45×104m3。

长庆油田公司在技术和管理上的持续创新，把低渗透油气藏高效开采的不可能变成了可能。长庆油田年产油气当量跃上1 000×104t用了33年，跃上2 000×104t用了4年，而跃上3 000×104t和4 000×104t分别只用了2年。

（天工 摘自《中国石油报》）

2011 年国际石油十大科技进展

①储层物性纳米级实验分析技术投入应用。②致密油开发关键技术突破实现工业化生产应用。③近3 000 m超深水油气藏开发技术取得重大突破。④综合地球物理方案提高非常规油气勘探开发效益。⑤水平井钻井技术创新推动页岩气大规模开发。⑥介电测井技术取得重大进展改善储层评价效果。⑦管道激光视觉自动焊机提高焊接效率和质量。⑧微通道技术成功用于天然气制合成油。⑨石脑油催化裂解万吨级示范装置建成投产。⑩新型车用碳纤维增强塑料取得重大突破。

（天工 摘自《中国石油报》）

2011 年中国石油十大科技进展

①勘探理论和技术创新指导发现牛东超深潜山油气田。②陆上大油气区成藏理论技术突破支撑储量高峰期工程。③油田开发实验研究系列新技术新方法获重大进展。④复杂油气藏开发关键技术突破支撑“海外大庆”建设。⑤中国石油首套综合裂缝预测软件系统研发成功。⑥精细控压钻井系统研制成功解决安全钻井难题。⑦随钻测井关键技术与装备研发取得重大突破。⑧输气管道关键设备和LNG接收站成套技术国产化。⑨委内瑞拉超重油轻质化关键技术完成首次工业化试验。⑩单线产能最大丁腈橡胶技术工业应用达到长周期。

（天工 摘自《中国石油报》）

页岩气获批为新独立矿种

国土资源部2011年12月31日在其官网发布新发现矿种公告，称页岩气已被正式列为新发现矿种，将对其按单独矿种进行投资管理，至此我国已发现172种矿产。

国土资源部表示，根据《中华人民共和国矿产资源法实施细则》的有关规定，经国务院批准，现将我国新发现的页岩气予以公布。

国土资源部油气资源战略研究中心副主任张大伟在接受记者采访时表示，第二轮页岩气探矿权招标有望于2012年年初举行。

公告中标注的矿种产地坐标为：108°24′30″、29°41′42″，这一坐标正是渝页1井的井位坐标。说明国土资源部将渝页1井定位成页岩气这一新独立矿种的发现地。本刊2010年第12期曾发表《渝页1井地质背景及钻探效果》，感兴趣的读者可以一阅。

（天工 摘编自《人民网》）

“十二五”原油消费量年增5%，天然气地位凸显

中国石油和化学工业联合会2012年1月11日发布分析报告预计，2012年国内原油表观消费量将达4.8×108t，增长5.3%，成品油表观消费量约2.8×108t，增长5.8%。同时，报告预计“十二五”期间，我国原油表观消费量年均增幅5.0%左右，天然气年均增幅将达19.4%左右。

此份名为《中国石油和化学工业2011年经济运行和2012年预判分析报告》认为，由于我国正处于城镇化、工业化中后期发展阶段，扩大内需将成为未来经济工作的主要着力点，因此，油气以及主要化学品的市场需求将继续保持较快增长。

报告认为，我国能源结构调整加快，天然气在油气中的比重呈平稳快速攀升之势，天然气在能源结构中的地位日益凸显。随着天然气价格改革逐步到位，以及未来非常规气的开发利用，我国能源结构“气化”进程将进一步加快。

中国石油和化学工业联合会信息与市场部副主任祝昉表示，去年前11月，我国天然气表观消费量1 179.4×108m3，增幅为20.7%，连续5个月维持20%以上，占石油天然气表观消费总当量的19.9%。

（天工 摘自《国际燃气网》）

中亚管道向国内供气超200×108 m3

截至2012年1月7日，中亚天然气管道投运以来，管道进气、国内转供天然气双双累计突破200×108m3，为满足快速增长的国内天然气需求提供了强力保障。

中亚天然气供气范围在2010年16个省市自治区的基础上，2011年进一步扩展至22个，受益人口达5亿人。通过西气东输二线，去年4月初实现向川渝地区供气，缓解了该地区供需紧张的矛盾；11月底实现向珠三角供气，改变了经济发达的珠三角地区长期依赖液化天然气供气的用气格局。

去年入冬以来，中亚进口天然气日均转供国内5 500×104m3。中亚天然气已成为国内天然气市场供应不可或缺的重要组成部分，尤其在缓解冬季用气紧张局面和建设绿色家园等方面发挥着不可替代的关键作用。

中亚天然气管道公司认真研究跨多国管道管理模式，结合上中下游各方需求，创造性地建立了四国多方协调与中方内部协调相结合的双重协调机制，实现了“五统一、一平衡”，即统一制定输气计划、统一制定检修计划、统一制定运行方案、统一下达调度指令、统一协调应急处置，达到中亚进口天然气与国内天然气产运销平衡。目前，这一机制已成为中亚管道运行协调的“宪章”，体现了先内部统一，再跨国协调，各方分别实施，统一监督执行的管理意图。

（天工 摘自《中国石油报》）

中国石油西南油气田公司蜀南气矿领跑页岩气勘探开发

2011年，中国石油西南油气田公司蜀南气矿（以下简称蜀南气矿）页岩气勘探开发继续领跑。中国第一口页岩气水平井威201－H1井投入试采，日产气量约1×104m3，页岩气产业化示范区建设快速推进，为中国新型能源建设起到积极的示范作用。

蜀南气矿科学规划推进页岩气产业化开发，积极探索页岩气勘探开发的配套技术。继2010年中国第一口页岩气井威201井成功投产后，相继完成了宁201、宁203、宁206井的钻井、压裂施工。2011年组织对威201－H1、威201－H3、宁201－H1三口页岩气水平井进行钻探，通过不断的摸索实践，解决了页岩气钻井过程中存在的井壁失稳和油基泥浆性能不足的问题，为页岩气水平井高效开发奠定了基础。其中威201－H1井作为国内第一口页岩气水平井，创造了国内页岩气水平井压裂段数最多、泵注压力最高、单井用液量最大、施工排量最大、连续施工时间最长等多项纪录，为四川油气田页岩气水平井储层评价、微地震裂监测、压裂工艺、压裂设备和大型压裂施工现场组织管理以及相关配套措施积累了宝贵经验，编制完成了中国第一套页岩气场站标准化设计，形成了首个页岩气建设标准，为页岩气开发的地面集输提供了技术保障。

蜀南气矿通过蜀南地区页岩气勘探实践、对外合作和技术交流，逐步理清了页岩气勘探开发的思路与对策，2011年部署完成页岩气评价井7口，初步形成了以评价选区、储层评价、试验分析为核心的适宜于四川盆地页岩气勘探开发的技术序列，成为国内页岩气勘探开发的领跑者。

（天工 摘编自《四川石油报》）

煤层气市场盛宴诱人

2011年12月31日，国家能源局正式发布《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十二五”规划》（以下简称“十二五”《规划》），其中提出到2015年全国煤层气产量要达到300×108m3，远远超出此前210×108m3的市场预期。

“十二五”期间用于煤层气开发利用的各项投资预计将达1 200亿元，就全球而言，天然气目前在能源结构中所占的比重约为1／4，需求量也一直以每年超过20%的速度增长，天然气代替石油的能源格局正在显现，煤层气产业发展提速在即。

我国煤层气资源量仅次于俄罗斯和加拿大，约有36.81×1012m3，目前探明的地质储量约为2 734×108m3，仅为预测储量的0.74%。而且由于探矿权重叠、管道建设落后等因素，年开采率只有0.004 1%。与此同时，天然气需求量却以每年超过20%的速度增长，国家发改委近期宣布进行天然气价格市场化试点改革，新一轮天然气涨价或推动煤层气产业发展提速。

在“十一五”期间，我国煤层气勘探取得了8项成果，探明了2个1×108m3的大气田，还应用新技术大幅度提高了单井产量。目前，国内已经建成了鄂尔多斯盆地和沁水盆地两个最具规模的煤层气基地，“十二五”《规划》也提出，到2015年这两个煤层气基地的产量目标分别为104×108m3和50×108m3，超过“十二五”期间拟定煤层气开采总量的一半。

尽管现在国家对煤层气开采已经实施了退税和政府补贴等一系列优惠政策，但是由于煤层气开采是大投资、高风险、长回报的项目，前期开发成本较高，市场售价却较低，导致整个煤层气行业仍处于盈亏边缘。“国家正在研究提高补贴标准，同时将对纳入目录的进口瓦斯抽采设备实行免税，提高每年用于支持瓦斯治理的中央预算资金。”国家能源局煤炭司副司长魏鹏远说。

尚普咨询能源行业分析师认为，煤层气发展太过依赖于基础设施，是造成其不被看中的主要因素。但是随着“西气东输”工程的建设，煤层气作为一种优质高效的清洁能源，凭借良好的环保效益和经济效益，将逐渐受到重视。煤层气大规模开发利用前景诱人，产业发展提速在即。煤层气用途广泛，可用作发电燃料、工业燃料和居民生活燃料等，也可广泛用于生产合成氨、甲醛、甲醇等。在国家政策的激励扶持下，如果能充分利用资源优势，将推动煤层气产业规模化发展。

（天工 摘自《工人日报》）

我国开展天然气价格形成机制改革试点

近日，国家发展和改革委员会发出通知，决定自2011年12月26日起，在广东省、广西壮族自治区开展天然气价格形成机制改革试点。通知指出，我国天然气价格改革的最终目标是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成，政府只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格进行管理。近期，选择在广东、广西开展改革试点，主要是探索建立反映市场供求和资源稀缺程度的价格动态调整机制，逐步理顺天然气与可替代能源比价关系，为在全国范围内推进改革积累经验。通知明确了改革试点的总体思路：①将现行以成本加成为主的定价方法改为按“市场净回值”方法定价，选取计价基准点和可替代能源品种，建立天然气与可替代能源价格挂钩调整的机制。②以计价基准点价格为基础，综合考虑天然气主体流向和管输费用，确定各省（区、市）天然气门站价格。③对天然气门站价格实行动态调整，根据可替代能源价格变化情况每年调整一次，并逐步过渡到每半年或者按季度调整。④放开页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气出厂价格，实行市场调节。通知规定，天然气门站及以上价格由国务院价格主管部门管理，门站价格不再分类，实行政府指导价，供需双方可在不超过最高门站价格的范围内协商确定具体门站价格；门站价格以下销售价格由地方价格主管部门管理，地方可建立上下游价格联动机制并对机制进行听证。门站价格管理适用于国产陆上和进口管道天然气，进入长输管道混合输送并一起销售的页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气执行统一门站价格。按照试点的改革机制，广东、广西天然气最高门站价格分别为2 740元／103m3和2 570元／103m3，仅高于目前广东进口的澳大利亚液化天然气（LNG）价格，大幅低于目前广东其他气源价格及广西使用的国产液化天然气价格。因此，改革试点总体上不会推高两省（区）天然气价格水平。通知指出，考虑到两省区用户对新机制需要一个逐步适应和消化的过程，在其他省份天然气价格改革到位前，广东、广西门站价格不再作调整。通知要求，广东、广西两省（区）价格主管部门要高度重视改革试点工作，加强领导，认真组织落实；要规范省内天然气管道和城市配气价格管理，严格控制天然气管网加价，降低偏高的配气价格；要积极探索阶梯气价政策，研究对低收入群体实行相对较低价格的办法，降低改革对低收入居民生活的影响。天然气生产企业要加强生产和调运，做好供需衔接，保障市场供应。

（天工 摘自《中国石化新闻网》）

我国首台数字化橇装集气站在苏里格气田投运

中国石油长庆油田公司在建设“西部大庆”中再次发力。2012年1月12日，中国陆上气田首台数字化橇装集气站在苏东－1集气站成功投运。在苏里格大气田填补了我国石油天然气行业的一项装备技术空白。

随着“海外大庆”的建成及国内市场对原油天然气需求量的日益增长，“西部大庆”建设紧锣密鼓。按照长庆油田公司实现油气当量5 000×104t、建设“西部大庆”的发展规划，苏里格气田不仅要建成上万口气井和上百座集气站，而且必须在管理上进一步提高效率，保证苏里格气田又好又快发展。长庆油田公司采气五厂建成的数字化橇装集气站就是管理和技术创新的又一个成功案例。

这套设计日处理气量50×104m3的数字化橇装集气站，采用橇装设计，把气井来气汇总、气液分离、闪蒸分液、管道清管、外输计量及自用气减压等7大系统高度集成于一座1 250 m2的橇块上，通过研制进站专用三通阀实现多流程切换，并与研发DCS站控系统和RTU远程终端控制系统相结合，对所辖气井实施“数据实时采集、运行远程监控、事故紧急关断”等。这套装置不仅设计安装紧凑和工厂预制化程度高，实现了以集成化、数字化、智能化和橇装化为特点的一级半布站，而且具有“整体投资低、占地面积小、低耗节能、安全环保、迁移便捷”等优点。

在近1个月的试运行期间，长庆油田公司采气五厂技术人员蹲守现场认真检测，取全取准第一手运行数据。

试运行结果表明，这套数字化橇装集气站生产工艺流程和技术指标，满足了现场各种生产工况要求，全部符合设计标准和要求。

根据油田相关专家初步核算，我国首套数字化橇装集气站，比常规集气站减少用地60%，规模推广可降低总投资5%左右，建设周期缩短了一半，从模块化预制到安装施工工期由原来的60 d降低到35 d以内，模块工艺预配率达到90%以上，大幅提高装备安装和产能建设效率。

（天工 摘自《中国石油报》）