少讲待遇 多做贡献----解放苏格里(2)

xinpan1021

永远凝固的河
　　数千万年前，鄂尔多斯地区是另一番景象。纵横交错的河流和大小不一的湖泊中，各种史前动物在游弋。那时的鄂尔多斯是一个史前生物的天堂。在这些河流和湖泊中，一场滔天洪水可能带来厚厚的沙粒淤积，而沙层不久又被淤泥所覆盖，河流随之改道。然而有一天，这种景象在突如其来的地质变迁中被凝固成了永恒，并深埋在3500多米的地层深处，形成了鄂尔多斯盆地特有的河流相三角洲沉积体系。这种复杂的沉积体系，使苏里格气田成为一个世界级的开发难题。   
　　正是这种沉积体系，决定了苏里格气田的储层特性。整个大苏里格地区，包括现在苏里格气田的东部、北部、西部，分布面积达4万多平方千米，预测资源量超过3.8万亿立方米，以上古界的盒8和山1气藏为主。与其他规模开发的整装气田储层性质完全不同。这些已经投入开发的整装气田，只要找到砂体，就等于找到了储层，而在苏里格气田，纵向上，多达14个沉积体系层层叠叠，即使是同一个砂体也可能被夹在其中的致密泥岩岩层分割开来，储层和非储层难以通过地震识别，找到砂体并不意味着找到储层。横向上，不同沉积时期的储层犬牙交错，储层或疏或密，支离破碎，导致储层之间不连通或连通性极差，使一个储层与邻近储层无法形成同一压力体系。在油气藏描述上通常把储层的这种特性叫做非均质性，但苏里格气田的非均质性达到了无以复加的地步，就好像整个储层被分割成一个个的小块。因此，有人形象地比喻说，在别的气田，储层像棉被，而苏里格气田的储层像鸡窝。即使找到了储层，也面临着低渗、低压、低产的挑战，如果不实施压裂等储层改造措施，气井普遍没有自然产能。这样的储层特性，导致的直接结果是，单井控制储量小、产量低、压力下降快，稳产期短。其间接结果是，投资回报率低甚至严重亏损，没有经济开发价值。按照前期开发评价中的常规钻井，一口3500米的天然气开发井，综合建井成本大约1200万元。加上配套的开发成本，单井综合投资高达1500万元，按目前的天然气价格，苏里格气田的单井累计产量至少要达到2000万立方米以上，才有经济效益可言。但实际上，在前期的开发试验中，平均单井最终采出量只有1800万立方米，亏损是铁定的。更让长庆油田无法接受的是，前期评价和开发先导试验中，三维多波、二维多波等地震技术，水平井钻井、欠平衡钻井、空气钻井等钻井技术，CO2压裂、大规模压裂等各种先进的储层改造技术都曾在苏里格一试身手，最终都没有收到令人满意的效果。
　　储量巨大的苏里格气田难以形成规模开采，八十多口开发井或开发评价井5年的累计产量只有3亿多立方米，还不及中国西部另一个气田——克拉2气田一口气井一个半月的产量。  
　　两大难题摆到了开发者的面前：一是提高钻井成功率，提高单井平均产量；二是要降低钻井成本，提高经济效益。为此，长庆油田面临着巨大的压力，中国石油同样面临着巨大的压力。   
　　曲折延伸的路  
　　“看，我们到了。”李明的提醒把记者拉回到现实中来。顺着他指的方向望去，两台巨大的升降机吊臂直指苍穹。那的确是我们当晚的宿营地——年处理能力达30亿立方米的苏里格第一天然气处理厂。
　　OCTOBER 长庆油田有油有气，油气并举，但无一例外全是难啃的硬骨头，同样，长庆人别无选择和这一块块硬骨头较上了劲儿。
　　1983年，最终探明储量达3.3744亿吨的安塞油田被发现，该油田储层埋藏深度为400-1600米，平均有效渗透率只有0.49毫平方微米，是国内外罕见的“低渗、低产、低压”油田。同一年，靖安油田的发现井也钻探成功，后来证实，靖安油田同样是一个“低渗、低产、低压”油田。安塞油田的巨大储量吸引了一些国际著名油田开发公司的注意，CER公司就是其中之一，但该公司试验研究后得出的结论是：安塞油田没有开发价值。随之打消了与长庆油田的合作意向，放弃了参与合作开发安塞油田的机会。  
　　然而，长庆油田没有放弃。在经过12年艰苦探索之后，1995年，在油价与1983年基本持平的情况下，安塞油田开发技术难关被攻克，实现规模开发。此后不久靖安油田也投入规模开发。2005年，安塞油田的原油产量突破200万吨，而靖安油田后来居上，2005年产量突破300万吨。   
　　在此过程中，长庆在实现了10个毫平方微米油藏的成功开发后，相继攻克了1个毫平方微米、0.5个毫平方微米特低渗、超低渗油气藏的开发难关，大批难动用储量被解放出来。这一过程，体现了长庆油田不折不挠的企业精神，展示了长庆油田技术创新的实力。这一过程也说明，某一时期遇到的困难，并不意味着永远不能逾越。   
　　这一天虽然姗姗来迟，但终于还是来了。随着中国石油集团体制创新和机制创新举措的出台，随着长庆石油勘探局、辽河石油勘探局等五家未上市企业的加入，随着一个个技术难题的攻破，随着“技术集成化、材料国产化、设备撬装化、服务市场化”战略的实施，苏里格气田有效开发的瓶颈技术相继取得突破，会战之势迅速形成。
　　2006年底，刚刚启动合作开发只有一年的苏里格气田，已经出现了几个方面的良好趋势。钻井周期由原来的45天左右，缩短到15天以内；单井油管和套管可节约成本200万元。加上井口简化、计量简化等措施，其结果是，单井平均综合建井成本由原来的1200万元，降至800万元以内。与此同时，开发井的钻井成功率却大为提高。按照开发先导试验中形成的静态和动态评价标准，合作开发前，累积产量可以达到2000万立方米以上的Ⅰ+Ⅱ类井比例只有62.7%左右，到2006年5月份，这一比例提高到了73.7%左右，提高了11个百分点。虽然这一切都有继承性，但所有这些技术和思路更具颠覆性的色彩，这是一种创新与发展的色彩。
　　毛乌素沙漠的钻井工程施工季节从3月初开始，到2006年5月底，五个项目经理部和长庆油田采气三厂的第一轮钻井刚刚进入高潮，但好消息已经接踵而至。2006年5月31日，时任长庆油田采气三厂党委书记、苏里格气田开发技术攻关组组长的张振红向记者介绍说：“从目前完钻72口开发井看，效果比预想要好得多。”与此同时，30亿立方米骨架工程、30亿立方米天然气处理厂工程相继开工……寂静荒凉的毛乌素沙漠，春天来了。