统筹各种资源(统筹资源整合)

天然气 2024-04-09 19:30:02 647 能源网

全年生产天然气210.25亿立方米，销售天然气252.52亿立方米。产销量和同比增速均创历史新高，川西北等地区取得重要勘探新成果。这是西南油气田（西南销售）公司去年建设的300米项目的成果。亿战略大气区、气化西南、建设长江生态屏障，谱写了壮丽的篇章。

新时代的新成就，凝聚着西南油气田（西南销售）公司干部员工的智慧和心血。

新领域、新领域勘探取得重要新成果，为资源稳定开发奠定了坚实基础。

规模优质储量的发现是油气工业稳定发展的基础。

西南油气田（西南销售）公司始终把勘探工作放在第一位。2017年，我们以寻找“优质、规模、可利用”储量为目标，推进集中评价勘探与预勘探相结合，重点关注下二叠统和震旦系—下古生界两大领域四川盆地，新增天然气三级地质储量增至2269.31亿立方米，其中技术可采储量1288.09亿立方米。连续14年实现储量增长峰值，取得5项新勘探成果，进一步巩固年产气300亿立方米战略大气区建设。资源基础。

兴探1井风险探井位于川西大兴场地层构造复合圈闭高部。去年11月钻探了工业气流。这是继中坝气田之后在川西雷口坡组发现的第二个气藏，进一步证实了川西雷口坡组具有良好的含气性和巨大的勘探潜力。

双探7井、双探8井钻探期间，在泥盆系观雾山组和下二叠统栖霞组发现了良好的油气显示，并发现了层状白云岩储层，标志着川西上古生界海域的出现。阶段性勘探取得重要进展。

高磨地区台缘带延伸评价勘探取得新成果。高石19井区高石110井灯4段已测试日产高产工业气流65.77万立方米。磨溪52井区磨溪120、121井灯四段遇优质多孔气层，分别获得测试高产工业气流90.17万立方米/日、33.08万立方米/日。高石19井区、磨溪52井区灯四气藏评价勘探取得良好成果，实现了平台震旦系灯四段高产富集区总体勘探目标边缘区已基本实现。

龙探1井是部署在川西北九龙山构造的风险探井。2017年6月，在栖霞组测试了日产105.66万立方米的高产工业气流，进一步证实了川西北九龙山构造下二叠统栖霞组气藏具有良好的勘探潜力。

南充7井在茅口组获得工业气流，进一步证实磨溪39井区茅口组构造——岩性复合圈闭气藏大范围含气。有利勘探区面积780平方公里，勘探潜力巨大。

在大力推进勘探实践的同时，开展上古生界、震旦系—下古生界、雷口坡组、长兴组—飞仙关组、须家河组等领域重点地质问题研究，设立5个第三纪研究项目，深化地质认识掌握重点勘探区和备用区的情况，为勘探部署提供决策依据。目前研究工作进展顺利。

安岳气田，加快产能建设步伐，打造超级气田规模高效开发新模式

安岳气田横跨四川省资阳市、遂宁市和重庆市潼南区，包括磨西区块和高石梯区块。

磨溪区块龙王庙组气藏已探明地质储量4403.85亿立方米，技术可采储量3082亿立方米。是目前我国最大的海相碳酸盐岩一体化气藏。

2015年10月，磨溪区块龙王庙组气藏实现年产110亿立方米，创造了中国石油天然气集团公司大型一体化气藏从发现到全面投产的最快速度。

2017年，西南油气田（西南销售）公司以“建设展示中国石油实力和水平的现代化大型气田”为目标，持续创新技术，大胆实践，打造超油气安全高效开发典范。——大型深层碳酸盐岩气藏。

打造磨溪区块龙王庙组“透明气藏”，促进高效开发。2017年，通过精准气藏描述研究，加深了对气藏地质的认识，发现水侵有利通道，优化开发技术方案；部署6口产能补充井，促进气藏储量均衡利用；并组织60余场动态分析会，对2000余个动态数据样本所传达的信息进行了详细讲解，制定了24项优化调整措施，提高气井产能和装置运行效率，气藏日均产气量保持在2400万立方米以上。

设计气田早期总体治水方案，提高资源回收率。以长期稳定生产为目标，制定井下、井筒、地面“三合一”措施，实施主动排水。工艺测试现已开始。

磨溪区块龙王庙组气藏开发深化工业化与工业化融合，控制运营成本。构建超级物联网，推出数字化管理平台，部署综合工作流程，形成生产过程一体化智能管控、油气生产经营效益实时评估，初步实现数字气田升级智能化气田，大幅降低运营成本。

以安岳气田灯影组气藏开发为重点，统筹布局，有序建产。高石1井区和磨溪22井区被选定为新的生产建设区域。以提高单井日产量为重点，开展重点研究试验。所钻7口井全部获得高产工业气流，形成井位部署模式和增产改造主体。技术，单井日产能是同地区直井的2倍以上，为灯影组气藏高水平开发积累了技术和实践经验。目前，安岳气田灯影组气藏开发方案设计已完成，20口气井已投产，年产能力15亿立方米。

川南地区页岩气开发加快，已成为西南油气田增储上产的主力军。

川南页岩气开发从2010年钻探国内第一口页岩气井——威201井到2016年建成长宁—威远国家页岩气示范区，经历了“摸着石头过河”的历程。主要技术研发华丽转身。

2017年，川南地区启动年产100亿立方米天然气生产能力建设，生产页岩气30亿立方米，成为快速增储上产的主力军，发挥了西南石油的作用与气田（西南销售）公司打造300亿战略大气协奏曲。

不断完善主要技术研发。地质导向技术集成应用，进一步完善压裂工艺，固化“井位部署平台化、钻井压裂工厂化、撬装式生产运输作业化、工程服务市场化、组织管理一体化”模式，长宁H20-7井创下单井钻井周期最短记录36.08天。

积极开展开发试点。大力实施长水平段、强化钻井参数、石英砂替代陶粒、简化压裂液配方、重复压裂等现场试验。长宁H24-8井成功钻“勺子井”，完钻深度4225米；卫202H9-7水平段长度2533米，创下水平段长度新纪录；长宁H3-6井开展国内首次页岩气井重复压裂现场试验、复产试验，日产3万立方米，挖掘老页岩气井增产潜力初步成功；组织开展国产旋转转向系统现场试验，攻克四项关键技术，研制出国产旋转转向系统样机，并在长宁H24-7井成功应用。

继续攻克地质工程一体化，培育高产井。推广高性能油基钻井液、清洁压裂液等新技术，完井25口。其中，长宁地区新井平均测试日产量29.12万立方米，一类油藏钻遇率100%，一二类井达到100%，井平均可采储量增加1.1倍，井筒完整性100%；卫远区块新井日均产量21.12万立方米，一类油藏钻遇率100%，一+二类井钻遇率达93%，单井可采储量翻倍。

长宁页岩气田第二条页岩气出口干线已建成，年输气能力40亿立方米，为川南今年页岩气产量51亿立方米创造了条件。

推进高效清洁生产，去年节约用地约2600亩，节水150万多立方米，实现废水零排放。

在成熟气区，精心开发“甜点区”，提高储量采收率和开发效益。

西南油气田（西南销售）公司拥有五百梯、铁山山、中坝等老气田100多个。他们有很多站点和很长的阵线。大多处于发展中后期，稳定生产困难。以提高储量利用率、提高采收率、降低递减率为目标，组织成熟气区生产，促进成熟气区稳产。

2017年，西南油气田（西南销售）公司完成39个区块储量重新计算，新增探明储量315.93亿立方米，老气区产气63.3亿立方米。综合递减控制在8.5%以内，负荷率控制在0.8左右，不仅为成熟气区挖潜指明了方向，也为促进成熟气区稳产积累了宝贵的实践经验。

促进老气区稳产、加强气井日常生产管理是首要措施。包括：加强“三结合三统一”动态分析，优化“一井一策一系统”生产管理体系，强化异常井生产动态监测分析，确保气井正常生产。

应用新工艺、新技术挖掘老气区生产潜力成效显着。应用精细气藏描述新成果，增钻开发井，补充年产能3亿立方米；优化工艺和技术措施，增产8亿立方米。

开展区块和单井开发效益评价，坚持按效调度生产，对提高成熟气区开发效益发挥了重要作用。2017年，关停低效无效井55口，低效高耗装置35套，关停低负荷运行的净化厂2座，使老气区盈利产出比例达到降低生产能耗97.2%，减少生产能耗吨标准煤。节约生产成本402万元。

“互联网+”融入天然气生产和运输作业，大幅降低劳动强度和人力成本。生产组织模式转变，一线由“一井一站一套人”转变为“无人值守+电子巡检+集中控制”模式。建成中心站136个，无人值守站1040个，无人值守率76%，后者向区域控制、专业支撑、精益高效转型，建成区域控制中心41个；改变了生产作业模式，作业监控由“手动、半自动”变为“自动化、智能”，作业作业由“单一兵作业”变为“远程保障协作”，工单任务自动下发，作业流程自动记录提示，工作效率考核自动评判；转变生产管理模式，实现“生产自动化、办公数字化、管理智能化”。（西南销售）公司老气区连续四年保持稳定生产，减少劳动力就业800余人。

气化西南，探索市场一体化管理模式，高效利用天然气产能

统筹各种资源(统筹资源整合)

西南油气田（西南销售）公司天然气市场已从四川、重庆拓展至云南、贵州、广西。2017年销量强劲增长，比上年增长16.06%。其中，川渝地区比上年增加23.66亿立方米。云南、贵州、广西比上年增加8.13亿立方米。

川渝地区天然气应用范围和气化率远高于云贵广西。面对市场整体协调发展问题，西南油气田（西南销售）公司会同科研院所，结合供给侧结构性改革等发展，编制了《扩大西南销售天然气利用方案》《2018年-2022年天然气销售分省规划》整合西南五省（市、区）市场开发。顶层设计，提供精准的营销信息。

2017年4月中旬、9月下旬，西南油气田（西南销售）公司组织国内经济专家、行业专家、西南五省（市、区）政府部门、重点客户企业共同期待会议讨论了西南地区天然气利用前景，讨论错峰填谷、规划供气管网布局、进一步推进市场开发一体化等问题。如今，广西藤县陶瓷、贵州仁怀、云南电开玻璃等工业园区使用的能源已改为天然气，分布式发电、天然气车（船）利用等燃气项目也已实施。

用气淡季和旺季峰谷差较大，调峰能力不足，对稳定输气供应造成严重影响。西南油气田（西南销售）公司认真落实西南地区天然气市场综合调峰填谷措施，制定川渝云贵广保供综合应急预案，确保产销平衡：精准分析客户日常需求，强化“用气量日指定、周报告、月度偏差分析、季度综合研判”执行能力，提高掌控客户节奏的可行性用气量；合理安排产气输送设备和客户用气设备的检查维护时间，提高用气高峰压平能力科学；密切跟踪新客户产气进度，提高市场需求增长的可预测性；及时启动相国寺储气库注采作业，避免产能闲置。

推进西南五省（市、区）客户关系一体化管理，争取政府和客户的理解支持，营造良好的市场发展环境。具体措施包括：以提高质量、为客户创造效益为中心，践行“不忘小量、不忘小利、不忘烦恼”，降低用气成本；以提高服务质量为重点，推进顾客经理负责制，组织燃气供应商和消费者相互评价满意度，发现问题及时整改；延伸客户服务链，为客户提供管道设计、材料采购等专业服务，实现互利共赢。

西南油气田（西南销售）公司推进西南五省（市、区）市场管理一体化，拓展天然气产销市场空间，对控制月销量偏差发挥重要作用偏离计划3%以内，确保稳定供气。此前大幅萎缩的夹江陶瓷产业园天然气市场再度繁荣，云贵广西市场持续升温，客户满意度超过95%。