天然气勘探开发正当时 首席专家建言献策招招制胜

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陆家亮

低油价下，天然气效益贡献日益凸显，加大天然气勘探开发力度，增加国内天然气产量是当前集团公司提质增效的重要抓手。就此话题， 中国石油勘探开发研究院油气发展战略规划首席技术专家、国家油气战略研究中心副主任陆家亮 及团队，为集团公司天然气勘探开发提质增效建言献策。

加大上产规模 优化产量结构 实现产效双增

加大国内天然气上产规模，是立足丰富资源、发挥市场竞争优势、加大销售规模、实现最大经济效益的发展方式，更是缓解集团公司经营压力的重要抓手。

加大上产力度，一是针对安岳、克拉2等优质大气田，开展短期提产可行性论证，为必要的提产做好准备；二是针对储量规模大、资源落实程度高、已实现十几年的规模效益开发的苏里格致密气田，开展快建快产方案研究，为必要的加快储产转化做好准备。

优化产量结构，一是增加低成本常规气产量，适当控制高成本的非常规气产量。必须优化生产运行、科学提产、效益提产，做好产运销平衡。二是增加冬季高峰期供气规模，既保障安全平稳供气，体现社会责任，同时由于供气价格提高，对天然气效益有积极拉动作用。特别是对于非常规气，要充分利用好国家的财政补贴政策安排好产量运行，尽可能在冬季采暖期（ 1月、2月、11月、12月 ）多采气，更大程度享受到“多增多补和冬增冬补”的政策红利。

突出精细开发 深挖老区潜力 改善开发效果

预计到2020年年底，已开发气田产量规模将突破1200亿立方米，这是公司实现天然气可持续发展的“压舱石”，必须牢固树立“精细开发”理念，全面加强气田有效稳产工作，持续开展气田精细管理、精细气藏描述、气田整体治水和增压等措施深挖老气田潜力，不断改善开发效果。

为此，要着重做好以下工作：一是加强综合地质研究，深化气藏规律认识，建立三维数字地质模型，在有利区开展“井网完善、加密、扩边打新井”，开展不同气田、不同区块效益分类评价和分类治理，增加措施产量，将已开发气田的综合递减率控制在13%以内。二是加强精细管理，建立“一井一卡”“一井一策”和“气井异常”报告制度，加强气井跟踪分析，对症下药，确保气井正常生产，做到“方气必争、颗粒归仓”，有效延缓老气田产量递减，提高气田采收率。

突出效益建产 优化方案设计 提高产建效果

大规模产能建设是实现天然气产量快速上产的根本保障，“十三五”期间，公司天然气年均新建产能达到200亿立方米以上。按照“七年行动计划”部署，“十四五”期间公司年均新建产能仍将保持在此规模以上。在当前资源劣质化趋势不断加大的形势下，如何实现效益建产至关重要。

一是加强方案设计优化，从源头控制投资成本。 坚持方案设计优化是最大的效益源头，以问题、目标、效益为导向，应用先进成熟、合理适用技术，实现技术最优效益最大。实行气藏-井筒-地面一体化融合设计、多方案比选，优化井身结构、地面场站、路由、流程、材料等，确保工艺最优、经济高效。

二是突出重点领域，针对不同类型气藏特点，加强开发技术政策研究 。 鄂尔多斯盆地致密气推行“多层系、立体式、大井丛、工厂化”建产模式，加大水平井、大斜度井应用规模，全面推广水平井固井桥塞压裂技术，不断完善小井眼钻完井技术。在储层品位变差情况下，力争单井产能稳中有升，投资有效控制；川中深层碳酸盐岩、塔里木克拉苏博大地区攻关并应用差异化分段酸压技术，深层快速钻井技术，降本提产，实现高效开发；川南页岩气全面推行水平井丛式井组，整体部署，分年实施，应用“密切割+高强度加砂”“大排量+段内多簇”等压裂技术及手段，逐步实现深层页岩气的规模效益开发。

三是应对资源劣质化加大趋势，加大前期评价投入力度，按照“实施一批，评价一批，准备一批”总体工作部署，优选经济可动用储量，满足产建规模需求。 突出三大气区、突出三维地震、突出生产导向，持续开展高密度三维地震采集，优选开发有利区，提高钻井成功率和高效井比例，助力天然气整体效益建产。四是做好重点产能建设项目的组织实施和动态跟踪，及时优化调整，确保产能建设效益。产能完成率提高5%以上，方案符合率达到95%以上，新井产能贡献率达到30%以上。

坚持战略引领 着力提质增效 提升投资质量

科学谋划，高质量编制完成公司“十四五”天然气发展规划。

一是 牢牢把握新形势新变化，坚持底线思维、竞争思维和市场思维，突出规划的前瞻性、时效性和可操作性 。

二是 以提质增效作为规划研究的主攻方向，突出问题导向、目标导向、结果导向，把形势任务分析透、措施对策研究好、效益评价做到位 。

三是 全力推进”七年行动计划“落地，瞄准“两个不变”、实施“二升二降”，持续优化规划方案 。“两个不变”即2025年1500亿立方米的产量目标不变、上产节奏不变；“二升二降”即产能到位率提升10%、新井产量提升10%，总投资成本降低10%、钻完井和地面工程成本降低10%。

总之，要实施效益倒逼优化成本，精细化控制降低管理性支出和非生产费用，将公司天然气完全成本由2019年878元/千方降控到2025年的800元/千方，以实现公司国内天然气量效齐增。

联系方式：010-64523406

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编辑：王琳琳

校对：李诗琪

审核：梁刚

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