编者按：产能建设是支撑油气田开发的重要保障。近年来，随着资源劣质化程度不断加深，油气藏品位逐渐变差，非常规资源成为产能建设的主体，效益建产难度越来越大。

　　实现效益建产需要把握哪些关键点？如何提高产能建设质量和产能到位率，加快规模储量向效益产量转化，高质量推动油气开发工作？本期《油气新能源》推出专题，探讨这些问题，敬请关注。

　　截至5月20日，塔里木油田今年年初以来已连创46项超深井钻完井纪录；开发井成功率、达效井和高效井比例稳步提升；新建原油产能、天然气产能均超计划。

　　目前正值上产黄金季，塔里木油田千里探区钻机轰鸣，在沙漠戈壁开展新一轮钻完井提速。塔里木油田正以钻完井的“加速度”，带动产建一系列工作，持续提高储量动用程度，推动油气产能加快“变现”。

　　量身定制 接连创造新速度

　　钻井是高效建产的“龙头”工程。塔里木油田聚焦钻完井提速提效，全力攻坚超深、复杂情况“两大难题”，加快钻完井节奏，为油气产能建设蓄力赋能。

　　今年年初以来，塔里木油田不断强化顶层设计，技术、管理双管齐下，从设计方案、施工措施、参数强化、装备稳定性等方面，反复论证、对标分析，深挖钻完井提速提效潜力。

　　塔里木油田牢牢牵住钻井提速这个“牛鼻子”，多次召开专题会议，广泛征求7类245项建议，因井制宜、分区定策，相继发布“钻井提速42条”“方案设计优化26条”“新一轮钻完井提速提效实施方案”等一系列提速“指南”。依托一份份为各区块量身定制的提速方案，塔里木油田甲乙方相关单位全力拉满钻完井提速“进度条”，接连创造出一批超深井钻井新纪录，钻出新速度。

　　1月，满深807井用时59.92天创国内陆上8000米直井最快钻井纪录；2月，哈16-H10井日进尺在7000米超深井段跑出“百米”速度；3月，满深805井用时112.54天刷新国内陆上9000米最快钻井纪录。4月10日，随着博孜24-1井转入试油作业，塔里木油田在博孜24区块部署的6口井全部完井，平均完井周期244天，标志着以往“一口井打两年”的博孜地区，钻完井周期全面缩短至250天以内。

　　钻完井全过程提速，已成为提高产能建设效率的重要保障。一季度，在塔里木油田博孜-大北、富满油田两大富油气区块，钻井周期分别同比下降18.75%、14.47%，为油气产能建设争得了主动。

　　工程技术支撑 提高储层钻遇率

　　在这场钻头与岩石的角逐中，科技创新是当仁不让的“主角”。

　　塔里木油田从源头开始发力，在优化钻完井方案设计上做足文章，坚持地质工程一体化，系统论证钻完井参数强化措施，重点突出扭矩强化、钻井工具组合，在满足安全要求的前提下，进一步精简钻完井工序、缩短钻井周期。针对复杂地层、复杂断块、特殊油气藏等复杂地质情况，塔里木油田在应用成熟技术的基础上，大胆采用先进技术。针对富满油田超深地层，塔里木油田创新推广以“大扭矩螺杆、预弯螺杆、抗高温螺杆+高效PDC钻头”为核心的全井段钻完井提速技术。聚焦博孜区块复杂难钻的砾石岩层，推行“非平面混合布齿PDC钻头+垂钻工具+大扭矩螺杆+减震器”四合一组合提速技术，提高破岩效率。此外，塔里木油田还应用高抗扭伸缩管、“一趟钻”及“一串测”工艺，组织开展国产半永久液压封隔器现场试验，解决了一批制约钻完井提速提效的关键难题。

　　提高储层钻遇率是提高单井产能的有效抓手。在超深复杂层系，塔里木油田对“百井百样”的碳酸盐岩缝洞型储层精细刻画，创新采用双密度控压钻井等技术手段最大程度钻至有利储层，为单井高产稳产打下坚实基础。在老区，油田应用随钻伽马成像等导向技术，实时优化地质模型，提高地质识别和追踪精度，极大提高了储层钻遇率。据统计，轮南TⅡ0储层钻遇率较以往提高30%，轮南311H井等3口水平井均获高产工业油气流。

　　“区域专打” 缩短钻井周期

　　生产组织是钻完井提速的关键因素之一。油气产能建设作业工序杂、环节多，易造成衔接时间差。塔里木油田进一步优化资源配置，推行多种钻完井生产组织模式，向生产模式要效率、向组织管理要产能，为新井尽早建产铺就“高速路”。

　　在地质认识清楚、工程技术成熟的油气区块，塔里木油田大力推行“区域专打”“区域总包”，让在同一个区域钻得多、打得好的钻探队伍，优先在区域内调动，减少跨区域“打游击”，不仅大幅缩短了老井到新井的搬迁距离和周期，而且让钻探队伍在熟悉的区域打得更得心应手。

　　长期在同一区域作战，让钻井队伍的地质认识、技术措施、管理经验得以不断迭代升级，推动了钻完井再提速、建产再加快。此外，这一举措还打通了区域的“内循环”，实现了工程、技术、应急等物资集中储备，提升了同区域各钻探队伍的集中作业优势，实现重点物资设备、应急支撑“互为补充”“共用共享”，让攻坚力量更集中、支撑保障更有力。

　　塔里木油田区域专打率从往年的71.96%提高至目前的89%，助推了油田整体钻井提速9.5%。大北区块较为显著，从大北13井区第一轮井完钻周期362天，到第二轮井平均完钻周期257天，再到第三轮井平均完钻周期仅为141天，实现“三轮井三换字头”，建产速度全面加快。

　　“生产组织的变革，大幅降低了钻完井到投产的周期，进一步缩短了优质储量区的增储上产周期，助推储量向产量快速转化。”塔里木油田油气田产能建设事业部钻采工程部主任汪鑫说。

　　今年年初以来，塔里木油田库车山前超深地层天然气增储上产蹄疾步稳，新投产9口天然气开发井，在超深地层新建天然气产能超10亿立方米，为西气东输增添了新气源。富满区块原油建产不断突破，今年完井试油的15口井中，已有10口井获高产，开发井成功率、高效井比例稳步增长。（记者 王成凯 特约记者 王伟伟 谭辉）

　　石油锐评：用创新推动效益建产

　　杨振宇

　　目前正值上产黄金季，各油气田锚定全年生产任务目标，高效推动产能建设各项工作有序平稳展开。

　　产能建设是油气田稳产上产的助推器，是支撑油气田开发的重要保障。近年来，随着资源劣质化程度加深，新发现储量呈现出“非、深、难”的特点，致密油气、页岩油气等非常规开发对象逐渐成为产能建设的主体，勘探开发领域不断向深层推进，开发难度在成倍增加的同时，成本也在增加，给效益建产带来很大挑战。

　　如何实现高质量产能建设，让难动用储量动起来，让规模储量转化为效益产量，统筹好规模和效益之间的关系，让生产出的每一吨油、每一方气都有效益，以效益建产推动油气开发高质量发展？

　　实现效益建产，创新规划是前提。一方面，从设计方案源头精细制定产能建设方案，通过深化油气藏认识，根据区块地质特点，分区定策、因地制宜，从施工措施、技术应用等多方面综合考虑；另一方面，强化效益排队，算好经济账、效益账，并在运行中持续全过程动态优化，优选适用技术，减少效益不达标的项目。

　　实现效益建产，科技创新是动力。面对资源品位日趋变差和超深井、复杂井增多等实际情况，唯有加大科技创新力度，才能破除难题。要开展技术攻关，攻克制约钻井提速提效的关键难题，大力推广大平台集约化建产等模式，缩短钻井周期，提升储层钻遇率。以工程技术进步，释放油气藏潜力，推动产能快速“变现”。

　　实现效益建产，创新管理是关键。产能建设需要地面工程、钻井等多专业多部门协同开展，优化组织运行模式，是提高产建效率的有效保证。要积极推动地质工程一体化，打破每个环节接力进行的传统模式，实现各环节协同合作、高效推进，提高产能建设效率。

　　当前，产能建设对象已进入非常规时代，需要我们以非常规思维破解遇到的各种难题，突出设计创新、技术创新和管理创新，将油气储量快速转化为产量，推动油气业务高质量发展。

　　实践者说：全链条发力 保障能源高效供给

　　闫建业（塔里木油田油气田产能建设事业部执行董事、党委书记）

　　不同于国内陆上其他油气田，塔里木油田不仅要面对超深、超高温、超高压等诸多世界级勘探开发难题，而且各油气区块散布在盆地各处，点多、线长、面广，油气产能建设工作比常规油气田风险更大、成本更高、周期更长。

　　实现快速效益建产如同攻城拔寨，时间紧、任务重、要求高。传统的油气产能建设思路并不适用，必须从钻完井全产业链发力，积极推行勘探开发一体化，大力推进重点气藏评价建产工作，强化随钻跟踪研究，做好圈闭评价，实现规模增储和战略接替良性循环，推动石油和天然气SEC储量、产能、产量的有序接替，为油田实现能源高效供给提供基础保障。

　　要充分解放思想，坚持问题导向、系统思维，坚定不移推动新一轮钻完井提速革命。突出技术创新和管理创新双向赋能，加大现场难点堵点问题攻关力度，加快技术迭代升级，一体推进提速、提产、提质、提效“四提”工程，推动发展模式由资源要素驱动向创新驱动转变，不断降低百万吨原油及亿立方米天然气产能建设投资，保持产能建设高投资回报率水平，做到储量升级和建产效率“双提高”，实现快速、低成本、高质量建产。

　　圆桌讨论：如何提升产能建设质效？

　　嘉宾

　　万丙乾（新疆油田开发公司总地质师）

　　郑雄杰（吉林油田乾安采油厂总地质师）

　　杨春（吐哈油田开发事业部副经理）

　　全流程节点管控 多专业高效联动

　　万丙乾：新疆油田以“科学、高效、安全、靠前”为指导，抓实全流程节点管控、多专业高效联动，持续提升整体产能建设质效。

　　源头把控，提升投产效果。通过深化基础研究、精细地质认识、强化方案论证，紧密跟踪新井投产效果，及时优化调整开发技术对策，从“方案源头、过程优化、结果控制”三方面发力，减少低效井。

　　流程管控，提高新井生产时率。坚持“早建产、早见油”理念，以“科学策划、快速启动、紧密衔接、前瞻调整”为抓手，通过高效的生产组织与严密的多专业协同合作，狠抓全流程节点管控，及时消除产能建设阻滞点，持续提高新井生产时率。

　　协同联动，推动技术升级。持续推进工程地质一体化，提升多专业协同创新能力，立足已实施的每轮新井，持续开展各类措施的“再分析、再总结、再提升、再推广”，推动工程技术迭代升级。

　　同时，优化资源配置，深化强矩阵管理，将控投指标分解到专业、部门、个人，层层压实主体责任，并通过“月度结算、月度分析、动态预警纠偏”，建立“算盈、干赢”的经营管理新模式，不断提升产能建设效益。（姜晶华 张海燕采访）

　　深化油藏认识 全生命周期效益建产

　　郑雄杰：吉林油田当前新区优质油藏隐蔽性强，新领域油藏渗透性差且含油饱和度低；老区剩余油分布复杂，加密调整水淹风险高。

　　对油藏的准确认识是效益建产的根本。对于隐蔽性油藏，需要加大地震储层预测技术攻关，提高单井达产率，降低效益风险。对新领域油藏，要重视沉积微相与地震储层预测技术的结合应用，加强储层分布刻画。同时，要强化试采规律认识和对储层渗流能力、含水程度的评估，精确计算储层产液强度和油藏含水程度，准确预测新井产能与效益。对于老区加密调整的产能，要加强产液剖面、饱和度测井等油藏监测项目的实施，结合水驱规律分析，明晰平面、层间、层内剩余油分布规律，匹配合适的压裂方案，实现对剩余可采储量的效益动用。

　　要从降低当期建设投资和后期运行成本两个方面，寻找产能建设全生命周期的效益最大化。一方面，要解放思想、创新突破。针对“多井低产”情况下成本高的现状，对负效益区块，在准确认识剩余油分布规律和剩余可采储量潜力的基础上，采用“大平台+新能源+物联网”的方式，降低全生命周期运行成本，实现提质增效。另一方面，通过技术攻关降低成本。利用技术手段降低钻井压裂投资，通过优化简化地面流程、大平台集约化建井等手段，降低地面建设投资和后期运行成本，应用双井抽油机实现控降投资和节能增效，为低品位资源效益建产探索新路径。（王珊珊 采访）

　　持续技术创新 控制钻采工程成本

　　杨春：吐哈油田准东区域以深层页岩油、低渗特低渗油藏为主，面临单井投资高、单井产量低、效益开发技术路线未成熟定型等挑战。我们通过坚持“一井一策、一藏一策”，采取提产量提效益、降投资降成本措施，持续创新大平台产建模式和钻采工艺技术，产能建设效益逐年向好。

　　突出开发方案运行管理，从方案设计源头推动产建工作合规高效运行。坚持评价建产一体化运行模式，建立产能项目池，超前组织开发方案，认真落实各级投资管控要求，由专家主导强化方案论证与技术进步，提高方案编制质量。全过程动态优化，实行效益倒逼，狠抓源头控制，通过方案设计、设施设备及施工优化，提高产能建设质量。

　　突出钻采工程控投降本，以技术进步为抓手不断提升工程技术保障能力。围绕致密砂岩油藏和深层页岩油藏的地层易漏、目的层可钻性差等难题，油田技术人员持续开展技术攻关，形成吉28块长水平段高效钻完井等关键技术，使钻井周期下降25%以上。配套完善“前置二氧化碳+体积压裂2.0”技术，持续优化关键参数，实现入液强度、加砂强度等关键指标达到国内先进水平，提升了单井产量；扩大电驱压裂技术应用范围，加强低成本材料应用，降低了压裂费用。（安凤霞 采访）

经验分享

　　新能源产建项目如何高标准推进？

　　产建难题

　　为推动绿色低碳转型，大庆油田近3年来大力推进新能源项目产能建设。龙一联风电项目是大庆油田首次涉足风电建设领域的项目，也是大庆油田加快推进绿色低碳转型的示范性工程。项目在冬季施工，且位于高寒地区，有效工期不足50天，工艺复杂，技术标准高。

　　破解方法

　　大庆油田实施项目制管理，通过项目复盘梳理，总结形成“一个统筹、四个超前、八个提升、三个统一”的“1483”项目管理方法，推进新能源项目产能建设提质提效。

　　坚持“一个统筹”，建立适合新能源项目制管理的组织架构，为项目高效运行提供坚强组织保证；聚焦超前组织设计对接、超前启动物资招标、超前储备关键技术、超前策划分包模式“四个超前”，不断加强优化，确保项目前期保障有力；强化设计沟通实效、物资采购效益、物资保供能力、生产运行效率、资源利用空间、方案编审质效、技术支撑保障、安全管控水平“八个提升”，科学组织施工，确保项目中期管控有力；突出验收投产流程、标准化施工、组织交流培训“三个统一”，完善流程、闭环管理，确保项目后期总结复盘有力。

　　充分发挥设计施工一体化优势，紧密配合，减少后期因设计变更带来的时间和成本损失；做实关键环节设计管理，采取靶向定位、专人跟进、联合办公等措施，确保设计进度满足现场施工要求。在技术创新方面，大庆油田组织精兵强将开展风力发电工程关键技术攻关，通过攻克冬季风力发电机组吊装技术等难题，储备了一系列技术。同时，针对风机基础冬季施工的特殊要求，采用“预埋电热带+塑料薄膜+保温棉毡”的组合方式，避免了基底及垫层受冻，保证了施工质量。

　　实施效果

　　通过实施“1483”项目管理方法，龙一联风电项目缩短施工周期20%以上，采购成本降低10%以上，工程一次验收合格，比原计划投产日期提前完成，积累了施工经验、储备了关键技术，为加快追“风”逐“日”向“绿”而行步伐打下了坚实基础。（王燕妮 赵龙飞 采访）

　　非常规油气藏建产如何统筹规模与效益？

　　产建难题

　　长庆油田开发对象以非常规油气藏为主，经过多年勘探开发，资源劣质化程度加剧，未动用储量区块小、分布散、品位低，效益开发难度大，储产转化速度急需提升。当致密油气、页岩油气成为重点开发目标，如何解决大规模效益建产与资源品质劣质化、开发条件复杂化之间的矛盾，成为急需破解的难题之一。

　　破解方法

　　近年来，长庆油田在非常规油气藏产能建设过程中，积极开展地质工程一体化实践，采用全方位项目管理机制开展产能建设，在井位部署、钻井设计和实施、压裂设计和实施、生产管理等油气井全生命周期中，开展“一体化研究、一体化设计、一体化实施和一体化迭代”，最大程度提高单井产量、降低工程成本，做到“定好井、钻好井、压好井和管好井”，达到“高钻井品质、高完井品质”，实现“高单产、高EUR、高采收率”目标和产能建设效益最大化。

　　在钻井实施过程中，一体化作业可实现提前预判、及时调整，通过合理实施加深、侧钻、缓钻等措施，确保储层钻遇效果。在管理方面，一体化作业模式，也在增储建产过程中达到了部署共同决策、设计共同优化、井位共同研究、施工共同组织、投资共同分担的效果，打破了油气勘探开发中的勘探—评价—产建三大系统各管一段的“接力棒”模式，避免了“掉棒”情况发生，缩短了储采转换周期，降低了整体投资成本。

　　实施效果

　　作为“致密中的致密”，页岩油开发难度远大于常规油藏。长庆油田不断完善页岩油产能建设一体化管理模式，组建了由公司领导、首席专家、技术专家、研究院科研人员和川庆钻探、中油测井科研人员等组成的一体化项目团队。2023年，长庆油田组建页岩油协同攻关专班13个，通过地质工程一体化优选甜点区，迭代升级钻完井技术和体积压裂2.0技术，在油层变薄的情况下，钻遇率达到81.6%，提升了单井日均产量，在庆城建成200万吨页岩油田。（杨洁 路归一 王高强 采访）