《我国建成首个年产500亿立方米特大型产气区》

  • 来源专题:能源情报网信息监测服务平台
  • 编译者: guokm
  • 发布时间:2023-01-04
  • 西安12月27日电 记者27日从长庆油田获悉,今天上午10时,中国石油长庆油田生产指挥中心电子显示屏上显示,该油田天然气生产曲线跃上500亿立方米大关,达到500.6亿立方米,连续12年保持我国最大产气区地位。

    长庆气区单井日均产气不到1万立方米,仅为国内中高产气田的几十分之一甚至百分之一。在如此“贫瘠”的气田创造高效开发和持续上产奇迹,得益于依靠自主创新破解“三低”气田系统性难题,探索形成的低成本开发模式。该油田把增储上产的重心,放在基础研究、科技攻关基点上,突破低渗、特低渗、致密气田勘探、开发关键核心技术,推动油气资源发现,加速可采储量转化,让“三低”油气藏爆发出巨大能量。

    新时代10年,长庆油田集成创新国内外上千项先进适用技术,把2万余口气井、500余座站(厂)、3万公里输气管线的生产、管理要素,“装”进电脑里,集中于鼠标控制,生产方式、管理模式加速向新型工业化转型。继2010年天然气产量突破200亿立方米,跃居我国最大产气区之后,先后建成国内首个300亿立方米、400亿立方米大气区。

    长庆油田承担着国内上百个大中城市用气和调峰作用。今年以来,全年投产气井2338口,新增日产天然气3100万立方米,建成了历史上规模最大的气田产能,确保今冬明春高峰供气日产气达到1.6亿立方米以上水平运行,为国家重大区域战略和区域协调发展注入绿色动能。

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    • 我国首个商业开发大型页岩气田涪陵页岩气田,累计生产页岩气突破700亿立方米。目前,该气田日产气量超2000万立方米,源源不断地为长江经济带沿线6省70多个城市、2亿多居民送去绿色清洁能源,为保障国家能源安全助力实现“双碳”目标贡献积极力量。 涪陵页岩气田分布于重庆市涪陵、南川、武隆等区县境内,于2012年底实现重大勘探突破,2014年3月投入商业开发,2017年如期建成100亿立方米年产能。 目前,涪陵页岩气田已累计探明页岩气地质储量近9000亿立方米,保持国内单个页岩气田累产最高、单井累产最高等多项纪录,连续多年保持80亿立方米以上稳产,约占我国页岩气年产量的三分之一,对促进能源结构调整、缓解我国中东部地区天然气市场供应压力具有重要意义。 页岩气是一种非常规气藏,开发十余年来,涪陵页岩气田从零起步,创新形成页岩气高效开发六大核心技术体系,制定176项页岩气勘探开发标准和规范,取得404件国家专利授权,关键开发技术实现100%国产化。 特别是,面对水平段长超过3000米的施工技术难题,涪陵页岩气田打造了从理论、技术到装备的涪陵第三代钻完井、压裂技术系列,有效提升单井产量和开发效益,推动实现气田少井高产的目标;首创“瘦身井”技术,科学缩小井眼及套管尺寸,有助于提高钻井速度、节约施工成本,实现国内页岩油气钻井工程工艺革命性突破,该技术已应用在208口井,源头节约成本近5亿元。 涪陵页岩气田所在地区是长江经济带上游重要的生态保护区,中国石化精准实施井位部署勘测,避开植被丰富等环境敏感区,采用“井工厂”施工,大幅减少征地面积;全面推行“减量化-再循环-再利用”清洁生产方式,应用网电钻机、电驱压裂设备,能源消耗平均减少60%,有效减少二氧化碳排放;投运国内首个页岩气产出水处理工程,废水回收利用率达100%;研发绿色环保的页岩超滑水基钻井液,油基钻屑实行无害化处理后资源化利用,被自然资源部评价为“绿色典范”。 据测算,涪陵页岩气田的成功开发建设,每年可减排二氧化碳1200万吨,相当于植树1.1亿棵,或800万辆经济型轿车停开一年。
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    • 来源专题:能源情报网监测服务平台
    • 编译者:郭楷模
    • 发布时间:2024-08-26
    • 8月24日,中国海油发布消息,我国渤海首个千亿方大气田——渤中19-6气田累计生产天然气超过10亿立方米,有力保障了京津冀及环渤海地区的用气需求。 渤中19-6气田位于渤海中部海域,区域平均水深约20米,已探明天然气地质储量超2000亿立方米、探明石油地质储量超2亿立方米,是我国东部第一个大型、整装的千亿方大气田。气田按照“整体部署、分期开发、试验先行”的方案进行开发,试验区和一期开发项目分别于2020年10月、2023年11月投产。目前建成海上油气平台6座,高峰日产天然气达到240万立方米,产能建设进入快速上升阶段。据中国海油渤海石油研究院开发地质资深工程师程奇介绍,渤中19-6气田的油气埋藏在深度超5000米的潜山储层,布置的开发井平均井深5598米,深度超过6000米的超深井多达20口,最深的达到6494米,对勘探开发工程技术要求极高。 在我国油气勘探开发中,一般认为埋深超过4500米的地层为深层,埋深超过6000米的地层为超深层。渤中19-6气田目前已经成功实施了两口超深井,地层温度超过180摄氏度,井底压力达到56兆帕,油气储存在只有0.01至0.1毫米宽的裂缝中,相当于在头发丝中抽取油气。面对钻采难题,油田人员提出“褶皱—断裂—充填”三控优势储层模式规律及预测方法,自主研制抗高温高润滑钻井液,成功破解了井下温度高、井内压力系统复杂、井下工具易失效等技术难题,为深层油气藏开发提供了解决方案。 “提高凝析油采收率,最有效的办法是‘循环注气’,将开采出的天然气分离处理后,剩余的气体通过高压注气压缩机增压后重新注入地下,让地层压力保持一定压力之上,使凝析油一直溶解在地下随气体一同采出。”中国海油渤海石油研究院渤西开发室主任张雷介绍说。 渤中19-6气田属于高含凝析油的凝析气藏,具有埋藏深、储层薄、裂缝小的特点,在开发过程中,随着地层压力逐渐降低,凝析油会在地下提前析出,导致天然气流动“管道”被堵塞。一旦被堵塞,天然气就无法到达地面,这样气田的油气产量将会快速下降。 为此,渤中19-6凝析气田建设了一座国内增压能力最大的海上循环注气平台,其搭载的4台高压注气压缩机出口压力可达50兆帕,可以有效补充地下能量,确保天然气流动畅通无阻,减少反凝析现象导致的凝析油损失。 中国海油天津分公司副总经理张春生表示,现阶段,渤中19-6气田的开发已经进入油气上产的关键时期。随着项目建设的稳步推进,科研人员对渤中19-6气田储层分布规律和油藏地质特征的认识进一步加深,对后续气田的安全高效开发具有重要实践意义,将有力推动渤海海域超深层领域大型油气资源的规模性开发。