中石油特低渗

国家科学技术奖励大会在北京人民大会堂举行，“西部大庆”建设核心技术——特低渗-致密油气田开发技术获得国家科技进步一等奖。依靠特低渗-致密油气田开发技术，有“西部大庆”之称的中石油长庆油田年产油气产量从2007年的2000万吨跃升到2015年的5480万吨，已经完全达到达到世界领先水平。另外，技术的革新不仅能保证产量的提升，同时也降低了投资和管理成本，缓解了“三低”油气田开发的成本压力，也对冲了油价下跌给企业经营带来的困难。

长庆油田用特低渗-致密油气田开发技术让油气就是从这样的“磨刀石”里挤出来

特低渗-致密油气田开发技术让“多井低产”成为“少井高产”

中石油长庆油田所在的鄂尔多斯盆地有世界级特大型油气田。然而，因该地区油气储层非均质性分布和“三低”(低压、低渗、低丰度)的先天缺陷，曾经被世界知名能源咨询公司判定为边际油气田，常规技术无法实现经济有效开发。

据介绍，中国石油历经6年的科技攻关，把长庆油田年产油气产量从2007年的2000万吨提升到5195万吨，并在2014年达到5545万吨，占到全国当年油气总产量的近1/6。在我国本土建成5000万吨级油气田。

长庆油田自出创新的一系列特低渗-致密油气成藏理论和勘探、开发主体技术，成功地解放了以前国内难以发现和无法动用的非常规低品位油气资源。勘探领域，高精度地震勘探技术的创新应用，突破了黄土塬、沙漠找油禁区，掌握了寻找大型油气藏的方法和手段。2008年以来，通过新技术累计新增石油探明储量24.54亿吨、天然气探明储量4.85万亿立方米，超过了前37年的总和。

鄂尔多斯盆地“三低”油气田高效开发，关键在于压裂、注水、水平井开发等一系列主体技术的突破。仅在油田注水方面，由过去的超前注水，发展到温和注水、分层注水、精细注水，让油层获得平稳充足的压力，解决了储层低压问题。特别是针对储层低渗透实施的压裂技术研发应用，从直井、定向井，延伸到水平井分段压裂、水力喷射压裂和“体积压裂”，在油气层中开辟出尽可能多的裂缝，让地下油、气渗流通道由“羊肠小道”变成“高速公路”。为改变油气藏低丰度造成的低产现实，致力于水平井技术攻关，引导井眼轨迹横穿储层较直井增加数十倍，油井单井日产油从2吨上升6-8吨，气田单井产气量较直井增加3-5倍，长庆油田从“多井低产”迈进“少井高产”时代。

技术革新不仅提升了效益 还降低了成本

关键技术的突破，不仅大幅度提升了油气田开发效益，还对成本控制产生革命性作用。井下节流技术的发明应用，让苏里格气田实现中、低压集气，建成的8600余口气井，单井地面投资由400万元降至150万元，气田整体地面投资比开发初期下降了50%。由此形成的以多类型气井连续压裂、井下节流、地面一体化集成技术为核心的致密气藏立体开发+数字化管理模式，气井产量提高30%，地面投资减少215亿元。

长庆油田推广大井组丛式井开发技术，节约土地50%以上

在大规模油气产能建设中推进技术集成创新，把油气田开发的效益增长点从地下拓展到地面建设，将信息传输、数字控制、智能分析、远程监控等领域600多项先进技术，创新应用于油气田建设、生产、管理关键环节，催生出低成本开发模式和高效率生产方式，化解了油气产量快速增长与人力资源不足的矛盾，减少用工50%，劳动生产率提高1倍。到目前为止，长庆油田员工总量仍保持在2000万吨时的7万人左右，缓解了“三低”油气田开发的成本压力，也对冲了油价下跌给企业经营带来的困难。

作为国内天然气产量最高的大气区，长庆担负着40多个大中城市的供气任务，年产400亿立方米天然气生产能力，成为以首都北京为核心的华北地区和陕甘宁蒙区域安全稳定的气源地。截至2015年底，长庆累计生产天然气超过2700亿立方米，相当于全国2014、2015两年产量之和。

长庆油田形成的特低渗-致密油气勘探开发关键技术，开创了我国非常规油气田低成本开发之路，也为国内超过200亿吨特低渗-致密油和21万亿立方米致密气资源的规模有效开发，提供了可借鉴的技术储备和低成本开发模式。