苏里格气田的成本是如何降低的

　　记者 毛浓曦 通讯员 袁伟 彭旭峰

　　也许不久的将来，苏里格气田“中国陆上第一大气田”的地位会被其他气田暂时取代，但其开发难度却极难再被超越。了解苏里格气田的人知道，用常规开采方法，苏里格气田不可能有经济效益。从2000年8月苏里格气田诞生到2005年底，83口气井在长达5年多的时间内，只从这个探明储量达5336亿立方米气田里采出了大约3亿立方米天然气，只相当于塔里木盆地克拉2气田一口气井一个多月的产量。

　　然而，苏里格气田已经实现了规模有效开发。2006年底，以当时国家有关部门核定的0.77元的井口气价格计算，苏里格气田的投资回报率超过了中国石油集团的规定值。这其中，成本控制功不可没。

　　那么成本是如何降低的？机制创新拉动成本下降

　　任何事物的发生和发展都有其内在因素，苏里格气田之所以能大幅度降低开发成本，管理创新就是这种内在的控制因素。

　　中国石油集团内部重组以后，工程技术服务企业和油田公司成为两个相对独立的实体，前者通过向后者提供服务来实现生存和发展。就一个地区而言，工程技术服务企业与油田公司是一一对应的关系，二者通过关联交易形成一定的地区垄断，其结果是这一地区的工程技术服务市场缺乏适度的竞争。同时，由于油田公司的成本正是工程技术服务企业的利润来源，所以工程技术服务企业降低成本也就失去了原动力。苏里格气田前期开发评价试验中，钻井周期较长、综合建井成本较高的问题一直没有得到解决。

　　“5+1”合作模式的建立，使参与气田合作开发的5家未上市企业的最终利润来源不再是工程技术服务，而是生产的

天然气。工程技术服务方面的投资是羊毛出在羊身上。比如钻井，过去钻井公司按照油田公司的设计方案，把井打出来就可以了，剩下的就是等待到油田公司去结算。如果把钻井周期降下来了，材料费用也降下来了，那么等到打下一口井的时候，油田公司也会把投资降下来，利润空间可能反而缩小了。合作开发以后，井是给自己打的，没有人给你结算费用，所花的钱得从气井的产量中挣回来。如果气井的产量很高，成本高一点也许不算什么，可关键是，苏里格气田单井产量低是不以人的意志为转移的客观现实，要想在开发中得到效益，降低成本成了惟一的选择。技术创新提升钻井速度

　　苏里格气田降低成本首先是从PDC快速钻井技术开始的。

　　了解石油、天然气钻井的人都知道，钻井周期也是决定总费用的主要依据。钻井周期越长，费用就越高。面对这一问题，中国石油集团的整体优势得到发挥，长庆油田与工程技术服务配合，大力开展技术创新，PDC快速钻井技术取得成功，形成以PDC钻头为核心，涵盖了井身结构、泥浆体系等内容的快速钻井技术。使苏里格气井钻井周期由平均45天降低到15天，缩短了三分之二。2006年底，第二项目部首先把单井钻井周期缩短到14天，接着第一项目部又把这一纪录改写为11天3小时。此后，该项目部又在苏36-5-18井，更是创造了最短钻井周期9天23小时的历史纪录。国内目前的钻井日费一般在5万元左右，以此计算，钻井周期缩短30天，直接节约费用就达150万元。

　　2000年8月，苏6井在实施压裂后，强大的地层压力驱动着天然气喷薄而出，计算无阻流量高达120万立方米。此后，苏6井的压力迅速下降，5年累计产气量也只有1866万立方米。这就是苏里格的现实：初期产量高，压力高，但单井控制储量少，压力下降快，产量递减快。这一现实给气田开发带来的直接影响是，投产前期，井口和集输装置性能要求高，投资大，但后期压力下降后，装置剩余功能大，造成很大的浪费。同样的矛盾也出现在集输系统上。如果采用高压集输，由于集输管道同样需要高强度的进口管材，同时还要配备压缩机，以满足气井开发后期增压外输的需要。采用价格昂贵的高压集输系统，势必带来成本的增加，而采用低压集输系统，则又难以确保生产初期高压或超高压情况下的安全生产。

　　更重要的是，在高压集输中，井口气由于含有水分，会堵塞管道，造成气井停产。为了防堵和解堵，必须在井口部位增加注入解堵剂甲醇的装置，而且还要长期注醇，同样要增加成本。如果是采用中低压集输，就可以避免管道堵塞，可问题是，气井前期的高压或超高压又是必须面对的问题。2006年以来，由长庆油田第三采气厂主导的井下节流技术试验取得了实质性的进展，与之配套的紧急截断装置实现国产化；价格昂贵的进口管材被废旧油管所取代；不加热、不注醇、中低压集输技术投入工业化应用……与此同时，单井地面投资比原来下降了一半，由原来的220万元，降至110万元。

    开发模式创新节约投资

　　石油和天然气钻井要下套管和油管，由于天然气开发往往要面对高压、含硫等带来的高风险性，在国内，大部分气田都采用进口的油管和套管。但进口的油管和套管价格远远高于国产的。如果能实现国产化，那么每米套管就可以节约400多元，3500多米的气井，每口气井就可以节约成本近160万元，加上油管国产化单井可降低成本40多万元，每口井就可节约成本200万元。

　　但问题是，如果采用国产的油管和套管能否满足苏里格气田开发的技术要求。此时，中国石油集团的整体优势再次得到发挥，长庆油田公司与中国石油管材研究所等单位通力配合，在较短的时间内，研制出了适合苏里格气田的油管和套管，取代了进口油管和套管。仅此一项，苏里格气田平均单井可节约投资200万元。

　　苏里格气田还形成了独特的集输模式，也大大降低了开发成本。通过采用井间串接、树状集气模式，大大缩短了输气管线的长度，节约了大量的建设费用。现在，长庆油田采气三厂正在研究用价格性能均可保证气田开发需要，而且能回收再利用的非金属管线代替金属管线。据悉这一试验已经取得重要进展。

　　简化计量是苏里格气田的又一降本措施。通过使用简易旋进旋涡流量计，取代了价格昂贵的传统流量计，达到了生产计量的要求。此外，还通过设备橇装化，把功能相关联设备组合在一起，避免了反复运输造成的浪费。