【中央媒体看甘肃】“三低”油气田如何实现产量持续攀高——长庆油田取得非常规油气开发重大突破调查

2020-12-28 16:25

公里；储层改造采用自主研发的体积压裂关键工具，单井油、气产量提升了8至10倍。
“资源优势的积累，关键核心技术的突破，让长庆油田如今在产能6000万吨的巨大体量上，仍具备可持续上探的潜力。”何江川说。
“少井高产”是怎么做到的
今年新冠肺炎疫情和超低油价叠加影响，给国际石油市场带来巨大冲击。在此背景下，长庆油田全年压投资、降成本超过100亿元，不仅超额完成年初计划生产目标，还创造出150亿元利润。
付锁堂说，“长庆油田能够取得这样的成绩，得益于长期应对‘三低’油气田高成本挑战形成的低成本优势”。在历次国际低油价冲击中，始终能保持效益开发，长庆油田的发展被业内称作低成本革命。
何江川说，“相比北美地区的海相页岩油，我国陆相页岩油由于储层薄、压力低、渗透率更低，规模开发在成本上更具挑战性”。长庆油田作为我国非常规油气开发的引领者，创造了页岩油开发新模式，统一采用大平台水平井组开发，平均单井产量达到18吨；砍掉生产流程中的计量站、增压站，注水站，颠覆了“三低”油田注水开发的历史；百万吨采油区只需300人，用工总量相当于过去的15%。
看似集约简单的新模式，凝结了长庆油田10多年转变发展方式的积极创新。21世纪以来，随着盆地大规模特低渗、超低渗油气储量被发现，为尽快把资源优势转化为经济产量，长庆人从地面、地下两个层面，启动了油气开发全产业链变革。
地面从优化设计、建设入手，剔除无效流程、提升低效功能，从单项突破到系统优化，先后自主创新应用了54类2659台一体化集成设备，让地面生产流程按最佳效益布局。地下以提高单井产量为核心，发掘油气生产效能。苏里格气田开发初期，技术人员反复实践，创造性地在井下试验成功节流装置，把地面所有管汇变为中低压集气，平均每口井地面投资降低150万元。源头技术创新，倒逼地面集气系统变革，才有了国内第一大气田的经济有效开发。
“多井低产”是“三低”油气田不可回避的现实难题，长庆油田从2003年就开始探索数字化油气田建设，目前有1200多个站场实现无人值守，通过机器人巡检、无人机巡线，驱动油气生产方式、管理模式向新型工业化转型。长庆油

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