要聞信息

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中國石油長慶油田公司年產油氣當量突破4 000×104 t

2011年12月27日，中國石油長慶油田公司年產油氣當量突破4 000×104t，達到4 059×104t，為實現年產油氣當量5 000× 104t、建設“西部大慶”目標打牢了基礎。長慶油田管理開發的鄂爾多斯盆地，屬于典型的“低滲、低壓、低豐度”油氣藏，儲層致密、開采難度大，被國際多家權威機構斷定為沒有開發效益的邊際油氣田。多年來，長慶油田公司一步一個腳印，一年一個臺階，在被稱為世界級難題的“三低”油氣田上創造了一個又一個奇跡。

2003年長慶油田公司在年產油氣當量突破1 000×104t以后，面對后備儲量不足、老油田穩產難度大、已探明區塊不能實現有效開發等一系列問題，將制約油氣田發展的瓶頸問題作為攻關目標，進行技術創新、管理創新和深化改革。

從侏羅系延安組到三疊系延長組、從下古生界碳酸鹽巖到上古生界碎屑巖的一個個新層位，從油田到氣田、從低滲透油藏到致密超低滲透油藏的一個個新區塊，實現了油氣田開采由當初個別油氣層的單打獨斗到幾十個油氣層的分層開采。

長慶油田公司堅持勘探開發一體化策略，將油田勘探開發周期由原來的5～8年縮短到目前的2～3年，有些區塊甚至實現了當年勘探、當年建產、當年開發。特別是將蘇里格氣田和超低滲透油藏開發作為上產主攻方向后，推動了油氣當量的跨越式增長。

長慶油田公司全面推行“標準化設計、模塊化建設、數字化管理、市場化運作”的“四化”管理模式，依靠市場配置資源，創造了年鉆井8 000多口、進尺超過2 000×104m，平均1周完鉆1口2 000 m深的油井，15天完鉆1口3 000 m深的氣井，3個月建成1座集氣站，6個月建成1座天然氣處理廠的發展速度，油氣田建設質量和水平不斷提高。數字化管理的實施，促使原有勞動組織構架發生革命性變革，實現了傳統管理向新型工業化道路的成功轉型，降低了成本。

隨著油田開發規模進一步加大，長慶油田公司加大對頁巖氣、致密油藏開發的攻關力度，富集區篩選、水平井體積壓裂、直井多層壓裂等技術獲得突破，找到了致密油氣藏提高單井產量和開發效益的新途徑。近3年來，完鉆天然氣水平井281口，其中38口井獲得日產天然氣無阻流量超百萬立方米。目前，天然氣水平井日均單井產量達到5.5×104m3。在蘇里格氣田共完鉆水平井143口，投產91口，試氣獲得平均日產天然氣無阻流量45×104m3。

長慶油田公司在技術和管理上的持續創新，把低滲透油氣藏高效開采的不可能變成了可能。長慶油田年產油氣當量躍上1 000×104t用了33年，躍上2 000×104t用了4年，而躍上3 000×104t和4 000×104t分別只用了2年。

（天工 摘自《中國石油報》）

2011 年國際石油十大科技進展

①儲層物性納米級實驗分析技術投入應用。②致密油開發關鍵技術突破實現工業化生產應用。③近3 000 m超深水油氣藏開發技術取得重大突破。④綜合地球物理方案提高非常規油氣勘探開發效益。⑤水平井鉆井技術創新推動頁巖氣大規模開發。⑥介電測井技術取得重大進展改善儲層評價效果。⑦管道激光視覺自動焊機提高焊接效率和質量。⑧微通道技術成功用于天然氣制合成油。⑨石腦油催化裂解萬噸級示范裝置建成投產。⑩新型車用碳纖維增強塑料取得重大突破。

（天工 摘自《中國石油報》）

2011 年中國石油十大科技進展

①勘探理論和技術創新指導發現牛東超深潛山油氣田。②陸上大油氣區成藏理論技術突破支撐儲量高峰期工程。③油田開發實驗研究系列新技術新方法獲重大進展。④復雜油氣藏開發關鍵技術突破支撐“海外大慶”建設。⑤中國石油首套綜合裂縫預測軟件系統研發成功。⑥精細控壓鉆井系統研制成功解決安全鉆井難題。⑦隨鉆測井關鍵技術與裝備研發取得重大突破。⑧輸氣管道關鍵設備和LNG接收站成套技術國產化。⑨委內瑞拉超重油輕質化關鍵技術完成首次工業化試驗。⑩單線產能最大丁腈橡膠技術工業應用達到長周期。

（天工 摘自《中國石油報》）

頁巖氣獲批為新獨立礦種

國土資源部2011年12月31日在其官網發布新發現礦種公告，稱頁巖氣已被正式列為新發現礦種，將對其按單獨礦種進行投資管理，至此我國已發現172種礦產。

國土資源部表示，根據《中華人民共和國礦產資源法實施細則》的有關規定，經國務院批準，現將我國新發現的頁巖氣予以公布。

國土資源部油氣資源戰略研究中心副主任張大偉在接受記者采訪時表示，第二輪頁巖氣探礦權招標有望于2012年年初舉行。

公告中標注的礦種產地坐標為：108°24′30″、29°41′42″，這一坐標正是渝頁1井的井位坐標。說明國土資源部將渝頁1井定位成頁巖氣這一新獨立礦種的發現地。本刊2010年第12期曾發表《渝頁1井地質背景及鉆探效果》，感興趣的讀者可以一閱。

（天工 摘編自《人民網》）

“十二五”原油消費量年增5%，天然氣地位凸顯

中國石油和化學工業聯合會2012年1月11日發布分析報告預計，2012年國內原油表觀消費量將達4.8×108t，增長5.3%，成品油表觀消費量約2.8×108t，增長5.8%。同時，報告預計“十二五”期間，我國原油表觀消費量年均增幅5.0%左右，天然氣年均增幅將達19.4%左右。

此份名為《中國石油和化學工業2011年經濟運行和2012年預判分析報告》認為，由于我國正處于城鎮化、工業化中后期發展階段，擴大內需將成為未來經濟工作的主要著力點，因此，油氣以及主要化學品的市場需求將繼續保持較快增長。

報告認為，我國能源結構調整加快，天然氣在油氣中的比重呈平穩快速攀升之勢，天然氣在能源結構中的地位日益凸顯。隨著天然氣價格改革逐步到位，以及未來非常規氣的開發利用，我國能源結構“氣化”進程將進一步加快。

中國石油和化學工業聯合會信息與市場部副主任祝昉表示，去年前11月，我國天然氣表觀消費量1 179.4×108m3，增幅為20.7%，連續5個月維持20%以上，占石油天然氣表觀消費總當量的19.9%。

（天工 摘自《國際燃氣網》）

中亞管道向國內供氣超200×108 m3

截至2012年1月7日，中亞天然氣管道投運以來，管道進氣、國內轉供天然氣雙雙累計突破200×108m3，為滿足快速增長的國內天然氣需求提供了強力保障。

中亞天然氣供氣范圍在2010年16個省市自治區的基礎上，2011年進一步擴展至22個，受益人口達5億人。通過西氣東輸二線，去年4月初實現向川渝地區供氣，緩解了該地區供需緊張的矛盾；11月底實現向珠三角供氣，改變了經濟發達的珠三角地區長期依賴液化天然氣供氣的用氣格局。

去年入冬以來，中亞進口天然氣日均轉供國內5 500×104m3。中亞天然氣已成為國內天然氣市場供應不可或缺的重要組成部分，尤其在緩解冬季用氣緊張局面和建設綠色家園等方面發揮著不可替代的關鍵作用。

中亞天然氣管道公司認真研究跨多國管道管理模式，結合上中下游各方需求，創造性地建立了四國多方協調與中方內部協調相結合的雙重協調機制，實現了“五統一、一平衡”，即統一制定輸氣計劃、統一制定檢修計劃、統一制定運行方案、統一下達調度指令、統一協調應急處置，達到中亞進口天然氣與國內天然氣產運銷平衡。目前，這一機制已成為中亞管道運行協調的“憲章”，體現了先內部統一，再跨國協調，各方分別實施，統一監督執行的管理意圖。

（天工 摘自《中國石油報》）

中國石油西南油氣田公司蜀南氣礦領跑頁巖氣勘探開發

2011年，中國石油西南油氣田公司蜀南氣礦（以下簡稱蜀南氣礦）頁巖氣勘探開發繼續領跑。中國第一口頁巖氣水平井威201－H1井投入試采，日產氣量約1×104m3，頁巖氣產業化示范區建設快速推進，為中國新型能源建設起到積極的示范作用。

蜀南氣礦科學規劃推進頁巖氣產業化開發，積極探索頁巖氣勘探開發的配套技術。繼2010年中國第一口頁巖氣井威201井成功投產后，相繼完成了寧201、寧203、寧206井的鉆井、壓裂施工。2011年組織對威201－H1、威201－H3、寧201－H1三口頁巖氣水平井進行鉆探，通過不斷的摸索實踐，解決了頁巖氣鉆井過程中存在的井壁失穩和油基泥漿性能不足的問題，為頁巖氣水平井高效開發奠定了基礎。其中威201－H1井作為國內第一口頁巖氣水平井，創造了國內頁巖氣水平井壓裂段數最多、泵注壓力最高、單井用液量最大、施工排量最大、連續施工時間最長等多項紀錄，為四川油氣田頁巖氣水平井儲層評價、微地震裂監測、壓裂工藝、壓裂設備和大型壓裂施工現場組織管理以及相關配套措施積累了寶貴經驗，編制完成了中國第一套頁巖氣場站標準化設計，形成了首個頁巖氣建設標準，為頁巖氣開發的地面集輸提供了技術保障。

蜀南氣礦通過蜀南地區頁巖氣勘探實踐、對外合作和技術交流，逐步理清了頁巖氣勘探開發的思路與對策，2011年部署完成頁巖氣評價井7口，初步形成了以評價選區、儲層評價、試驗分析為核心的適宜于四川盆地頁巖氣勘探開發的技術序列，成為國內頁巖氣勘探開發的領跑者。

（天工 摘編自《四川石油報》）

煤層氣市場盛宴誘人

2011年12月31日，國家能源局正式發布《煤層氣（煤礦瓦斯）開發利用“十二五”規劃》（以下簡稱“十二五”《規劃》），其中提出到2015年全國煤層氣產量要達到300×108m3，遠遠超出此前210×108m3的市場預期。

“十二五”期間用于煤層氣開發利用的各項投資預計將達1 200億元，就全球而言，天然氣目前在能源結構中所占的比重約為1／4，需求量也一直以每年超過20%的速度增長，天然氣代替石油的能源格局正在顯現，煤層氣產業發展提速在即。

我國煤層氣資源量僅次于俄羅斯和加拿大，約有36.81×1012m3，目前探明的地質儲量約為2 734×108m3，僅為預測儲量的0.74%。而且由于探礦權重疊、管道建設落后等因素，年開采率只有0.004 1%。與此同時，天然氣需求量卻以每年超過20%的速度增長，國家發改委近期宣布進行天然氣價格市場化試點改革，新一輪天然氣漲價或推動煤層氣產業發展提速。

在“十一五”期間，我國煤層氣勘探取得了8項成果，探明了2個1×108m3的大氣田，還應用新技術大幅度提高了單井產量。目前，國內已經建成了鄂爾多斯盆地和沁水盆地兩個最具規模的煤層氣基地，“十二五”《規劃》也提出，到2015年這兩個煤層氣基地的產量目標分別為104×108m3和50×108m3，超過“十二五”期間擬定煤層氣開采總量的一半。

盡管現在國家對煤層氣開采已經實施了退稅和政府補貼等一系列優惠政策，但是由于煤層氣開采是大投資、高風險、長回報的項目，前期開發成本較高，市場售價卻較低，導致整個煤層氣行業仍處于盈虧邊緣。“國家正在研究提高補貼標準，同時將對納入目錄的進口瓦斯抽采設備實行免稅，提高每年用于支持瓦斯治理的中央預算資金。”國家能源局煤炭司副司長魏鵬遠說。

尚普咨詢能源行業分析師認為，煤層氣發展太過依賴于基礎設施，是造成其不被看中的主要因素。但是隨著“西氣東輸”工程的建設，煤層氣作為一種優質高效的清潔能源，憑借良好的環保效益和經濟效益，將逐漸受到重視。煤層氣大規模開發利用前景誘人，產業發展提速在即。煤層氣用途廣泛，可用作發電燃料、工業燃料和居民生活燃料等，也可廣泛用于生產合成氨、甲醛、甲醇等。在國家政策的激勵扶持下，如果能充分利用資源優勢，將推動煤層氣產業規模化發展。

（天工 摘自《工人日報》）

我國開展天然氣價格形成機制改革試點

近日，國家發展和改革委員會發出通知，決定自2011年12月26日起，在廣東省、廣西壯族自治區開展天然氣價格形成機制改革試點。通知指出，我國天然氣價格改革的最終目標是放開天然氣出廠價格，由市場競爭形成，政府只對具有自然壟斷性質的天然氣管道運輸價格進行管理。近期，選擇在廣東、廣西開展改革試點，主要是探索建立反映市場供求和資源稀缺程度的價格動態調整機制，逐步理順天然氣與可替代能源比價關系，為在全國范圍內推進改革積累經驗。通知明確了改革試點的總體思路：①將現行以成本加成為主的定價方法改為按“市場凈回值”方法定價，選取計價基準點和可替代能源品種，建立天然氣與可替代能源價格掛鉤調整的機制。②以計價基準點價格為基礎，綜合考慮天然氣主體流向和管輸費用，確定各省（區、市）天然氣門站價格。③對天然氣門站價格實行動態調整，根據可替代能源價格變化情況每年調整一次，并逐步過渡到每半年或者按季度調整。④放開頁巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規天然氣出廠價格，實行市場調節。通知規定，天然氣門站及以上價格由國務院價格主管部門管理，門站價格不再分類，實行政府指導價，供需雙方可在不超過最高門站價格的范圍內協商確定具體門站價格；門站價格以下銷售價格由地方價格主管部門管理，地方可建立上下游價格聯動機制并對機制進行聽證。門站價格管理適用于國產陸上和進口管道天然氣，進入長輸管道混合輸送并一起銷售的頁巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規天然氣執行統一門站價格。按照試點的改革機制，廣東、廣西天然氣最高門站價格分別為2 740元／103m3和2 570元／103m3，僅高于目前廣東進口的澳大利亞液化天然氣（LNG）價格，大幅低于目前廣東其他氣源價格及廣西使用的國產液化天然氣價格。因此，改革試點總體上不會推高兩省（區）天然氣價格水平。通知指出，考慮到兩省區用戶對新機制需要一個逐步適應和消化的過程，在其他省份天然氣價格改革到位前，廣東、廣西門站價格不再作調整。通知要求，廣東、廣西兩省（區）價格主管部門要高度重視改革試點工作，加強領導，認真組織落實；要規范省內天然氣管道和城市配氣價格管理，嚴格控制天然氣管網加價，降低偏高的配氣價格；要積極探索階梯氣價政策，研究對低收入群體實行相對較低價格的辦法，降低改革對低收入居民生活的影響。天然氣生產企業要加強生產和調運，做好供需銜接，保障市場供應。

（天工 摘自《中國石化新聞網》）

我國首臺數字化橇裝集氣站在蘇里格氣田投運

中國石油長慶油田公司在建設“西部大慶”中再次發力。2012年1月12日，中國陸上氣田首臺數字化橇裝集氣站在蘇東－1集氣站成功投運。在蘇里格大氣田填補了我國石油天然氣行業的一項裝備技術空白。

隨著“海外大慶”的建成及國內市場對原油天然氣需求量的日益增長，“西部大慶”建設緊鑼密鼓。按照長慶油田公司實現油氣當量5 000×104t、建設“西部大慶”的發展規劃，蘇里格氣田不僅要建成上萬口氣井和上百座集氣站，而且必須在管理上進一步提高效率，保證蘇里格氣田又好又快發展。長慶油田公司采氣五廠建成的數字化橇裝集氣站就是管理和技術創新的又一個成功案例。

這套設計日處理氣量50×104m3的數字化橇裝集氣站，采用橇裝設計，把氣井來氣匯總、氣液分離、閃蒸分液、管道清管、外輸計量及自用氣減壓等7大系統高度集成于一座1 250 m2的橇塊上，通過研制進站專用三通閥實現多流程切換，并與研發DCS站控系統和RTU遠程終端控制系統相結合，對所轄氣井實施“數據實時采集、運行遠程監控、事故緊急關斷”等。這套裝置不僅設計安裝緊湊和工廠預制化程度高，實現了以集成化、數字化、智能化和橇裝化為特點的一級半布站，而且具有“整體投資低、占地面積小、低耗節能、安全環保、遷移便捷”等優點。

在近1個月的試運行期間，長慶油田公司采氣五廠技術人員蹲守現場認真檢測，取全取準第一手運行數據。

試運行結果表明，這套數字化橇裝集氣站生產工藝流程和技術指標，滿足了現場各種生產工況要求，全部符合設計標準和要求。

根據油田相關專家初步核算，我國首套數字化橇裝集氣站，比常規集氣站減少用地60%，規模推廣可降低總投資5%左右，建設周期縮短了一半，從模塊化預制到安裝施工工期由原來的60 d降低到35 d以內，模塊工藝預配率達到90%以上，大幅提高裝備安裝和產能建設效率。

（天工 摘自《中國石油報》）