鄂尔多斯盆地苏里格气田合作开发管理课件

1、1鄂尔多斯盆地苏里格气田合作开发管理模式 中国石油长庆油田公司成立于1970年，总部在陕西省西安市，现有职工总数70848人，工作区域横跨陕甘宁蒙晋五省（区），主营业务是油气勘探、开发、生产、储运和销售。2008年底油气当量将达到2600万吨，是中国石油第二大油气生产企业，是近10年来我国油气储量、产量增长速度最快的油气田企业。所产天然气主供北京、天津、上海、河北、陕西、内蒙古、宁夏、河南等15个省市。 工区范围大 长庆油田公司所在的鄂尔多斯盆地，东起吕梁山，西抵贺兰山，南到秦岭，北达阴山。面积37万平方公里，横跨陕甘宁蒙晋5省（区）15个地（市）61个县（旗、区）。阴 山吕 梁 山秦 岭贺兰

2、山六盘山 自然环境差 鄂尔多斯盆地北部是沙漠、草原、丘陵，南部是黄土高原，山大沟深、沟壑纵横、梁峁交错。 大部分油气区分布在自然环境差的荒原大漠，远离城镇，交通不便，属于老少边穷地区，生产、生活条件十分艰苦。鄂尔多斯盆地地貌单元图土黄高原毛乌素沙漠鄂尔多斯盆地延长组储层渗透率分布直方图鄂尔多斯盆地上古生界储层渗透率分布直方图 地质条件难 鄂尔多斯盆地属于典型的“三低”油气藏，三叠系延长统和上古生界是开发的主体，其主要特征是： 低渗：延长统储层渗透率0.32毫达西，上古生界砂岩储层0.13毫达西； 低压：油气藏压力系数普遍低于1，多为0.62 0.9； 低产：油气井自然产能低或无自然产能，压裂改

3、造后，油井日均产量23吨，气井日均产量14万方。 面对鄂尔多斯盆地极其复杂的地面和地质条件，经过中国石油和长庆油田几代人的努力，攻坚啃硬、拼搏进取，创新勘探开发思路，按照“重新认识鄂尔多斯盆地、重新认识长庆低渗透、重新认识我们自己” ，使一个个大油气田相继发现和开发，建成了中国最大的特低渗透油气田开发生产基地。 2008年将生产原油1386万吨，占中国石油八分之一；生产天然气152亿方，占中国石油五分之一。2007年探明石油储量1.2 亿吨，占中国石油八分之一；探明天然气 935亿方，占中国石油五分之一。 1997年建成我国第一个百万吨级的特低渗透安塞油田，2002年建成了我国第一个二百万吨级

4、的特低渗透靖安油田，2005年建成了我国第一个百万吨级的西峰数字化油田，2000年发现并开发建设中国最大的苏里格气田。 预计到2015年，长庆的油气当量将会达到5050万吨（原油产量2500万吨，天然气产量320亿方），占中国石油的五分之一。 苏里格处在中国陆上天然气管网的枢纽位置，是重要的战略性气田 。中国陆上主要的天然气管网都经过长庆气区，包括西气东输一、二线、陕京一、二线、靖西线、长宁线、长呼线、涩宁兰银延伸线和规划中的四川龙岗至西安延伸线等，苏里格气田的枢纽作用愈来愈凸现。涩北兰州银川轮南忠县荆州潜江武汉黄石湘潭襄樊长铝合肥扬巴芜湖长兴望亭上海枣庄永清安平大港采育通州石景山琉璃河榆林靖

5、边塔里木青海西南中石化长庆苏里格涩北兰州银川轮南忠县荆州潜江武汉黄石湘潭襄樊长铝合肥扬巴芜湖长兴望亭上海枣庄永清安平大港采育通州石景山琉璃河榆林靖边塔里木青海西南长庆榆林长庆苏里格长庆靖边一、苏里格气田合作开发管理模式形成的背景 2000年在盆地中部苏里格地区钻探苏6井，获日产120万方无阻流量，发现了苏里格大气田，2002年被评为国家科技进步一等奖；2003年探明地质储量5337亿立方米，是国内最大的整装气田；2007年累计探明1.1万亿立方米，是中国第一个万亿立方米的大气田。2001年1月20日，中国第一大气田苏里格的诞生2002年5月22日，科技部专题召开新闻发布会介绍苏里格大气田勘探获

6、重大突破苏里格气田（2000年，苏6井） （一）苏里格气田经济有效开发面临的主要难题是： 苏里格气田是一个低孔、低渗、低压、低丰度、低产量的岩性圈闭大气藏，开发难度极大，目前国内外都没有开发这类“五低”气藏的经验和技术。 苏里格气田沉积相变化频繁，气层与砂层厚度比值低，找到砂层不一定打到了好的气层，有效储层预测难度大。 苏里格气田含气面积大，储量低，气层连气性差，压力下降快，单井产量低，单井控制储量小，按常规开发方式，地面建设投资大。 气田前期评价及先导试验中，开展了多种新工艺的技术试验，但是效果很不理想，达不到预期目的。 （二）前所未遇的一种风险决策和风险管理 一是入不敷出的现象相当突出。由

7、于苏里格气田有效储层埋深达3500米，平均单井综合钻井成本高达1200万元，加上采气费用，单井总投资需要1500多万元。另一方面，由于气田储层呈现低渗、低压、低丰度、低产和严重的非均质性特征，单井产量低，高投入低产出现象使苏里格根本没有效益可谈。 二是国家需要大量天然气，开发苏里格气田又迫在眉睫，加上苏里格气田又处于战略要地，距北京直线距离只有800公里左右，是陕京一、二线的气源地，距西气东输靖边增压站直线距离只有50公里，在覆盖大半个中国的天然气管网中发挥重要的应急和调峰作用，其所承载的社会责任和政治责任非同一般，开发苏里格气田的意义重大。 三是开发苏里格其所需要的庞大的队伍资源和高端技术从

8、何而来，按照2010年100亿立方米产气量的建产计划，每年仅大型钻机需要100多台。面对这样大的决策风险仅靠一家上市地区性公司来说，是难以逾越的困难。对中国石油和长庆油田公司是一个特大的考验，而且对基本理念思路，管理机制，技术工艺等方面提出新的要求。实现苏里格气田经济有效开发，对于长庆气区发挥枢纽作用，实现安全稳定供气，促进中国石油持续、有效、协调发展具有十分重要的意义。二、苏里格气田合作开发管理模式的形成 要解决世界级的难题，须得有放眼世界的目光，包藏宇宙的思维，撬动地球的智慧，发微见著的洞察力，海纳百川的综合力。一言以蔽之，必须运用科学求实的思考，首先找到解决问题的出发点和归宿点，然后在“

9、出发点”与“归宿点”之间的时间与空间内，创造出一个崭新的事物运动的模型，即苏里格气田开发建设的新模式。（一）审时度势，中国石油高层科学决策 2004年12月，长庆油田分公司关于对国内石油系统未上市企业“合作开发苏里格气田”的预想方案意见书中国石油股份公司，立即得到高度重视并做出决策。 2005年初，时任中国石油总经理的蒋洁敏做出了“引入市场竞争机制，加快苏里格气田开发步伐”的指示。此后，长庆油田公司与长庆石油勘探局、辽河石油勘探局、四川石油管理局、大港油田集团公司、华北石油管理局5家中国石油集团内部企业一起参与合作开发，将苏里格气田探明区域内4737平方千米的面积划分为8个区块，组成了我国石油

10、天然气开发史独一无二的苏里格气田合作开发模式。 苏里格气田合作开发中，各合作区块自主投资开发，并负责集气管线、集气站等地面配设施建设，生产的天然气以内部价出售给长庆油田公司。长庆油田除在苏14区块开展重大技术试验和评价外，还负责集气干线和天然气处理厂等骨架工程的建设。至此，体制的桎梏被打碎，一场新时期的石油会战在苏里格气田展开。 2006年6月20日至22日，时任股份公司副总裁的胡文瑞在长庆调研时指出：苏里格气田之所以能实现规模有效开发，一方面是市场在真正的配置资源，另一方面，世界公认的竞争引入了苏里格开发 （二）积极探索，寻找合作开发的有效途径 出发点已经找到了，即“走低成本开发的路子。”

11、归宿点也是很明确的了，即“必须实现利益的最大化”。出发点和归宿点是相辅相承的，要得实现利益最大化，必须走低成本开发路子，只有走低成本开发的路子，才能实现利益的最大化。这是苏里格气田的特殊性决定了的，除此，别无选择。 （三）机制创新、思路创新、科技创新、企业文化创新 机制创新，引入为社会各方面提供了一个参与竞争的平台，原来令人棘手的队伍配置、技术引进、降低成本等一系列制约苏里格气田有效开发的瓶颈问题迎刃而解。“不走市场之路，不借助社会之力量，就没有苏里格气田的今天。”长庆油田公司总经理冉新权说：“今年仅进军苏里格的中石油内外钻井队就达180多部。没有思想上的大解放，没有市场配置的资源，一夜之间能

12、组织起如此规模的大会战，可以说是天方夜谭！” 思路创新，找到一个由“此岸”到达“彼岸”的有效途径，通过集思广益，群策群力，深入地探讨了苏里格气田的开发问题。“依靠科技”、“创新机制”“引入市场竞争”、“整合社会资源”、“引进国外技术”、“合作开发”、“互惠互利”、“责权利共享”、“低成本、高效益”、“统一部署”、“统一管理”、“分段实施”等等思路，大大地开阔了气田开发的视角。 技术创新，通过开展大量的现场试验， 摸索形成了井下节流、井口不加热、不注醇、中压集气、带液计量、井间串接、常温分离、二级增压、集中处理的苏里格地面集气工艺等新技术。实践证明苏里格因技术创新，使气田开发经济效益进一步提高。

13、 企业文化创新，自力更生、艰苦创业的延安精神为长庆油田创业、会战和成长提供了强大的精神动力，在苏里格开发中显现出无比的优势和力量，并形成了苏里格 “立足高原、扎根沙漠”的企业文化，广大苏里格建设者以“特别能战斗、特别能奉献”的斗志和风貌，以建设大气田、推进大发展为苏里格企谱写一幅美丽的画卷。 长庆油田公司认真落实蒋总指示精神，在集团公司未上市企业的积极参与和大力支持下，遵循互利双赢，共同发展；统一部署，规范运作；管理简化，运行高效；技术创新，成果共享的基本原则，依靠“运行机制创新、观念认识创新、技术集成创新”，创建了苏里格气田合作开发新模式。 三是开发苏里格其所需要的庞大的队伍资源和高端技术从

14、何而来，按照2010年100亿立方米产气量的建产计划，每年仅大型钻机需要100多台。面对这样大的决策风险仅靠一家上市地区性公司来说，是难以逾越的困难。对中国石油和长庆油田公司是一个特大的考验，而且对基本理念思路，管理机制，技术工艺等方面提出新的要求。实现苏里格气田经济有效开发，对于长庆气区发挥枢纽作用，实现安全稳定供气，促进中国石油持续、有效、协调发展具有十分重要的意义。三、苏里格气田合作开发管理模式 的内容及做法 “苏里格气田合作开发模式”其实质涵盖了顾全大局、社会责任、市场机制、技术进步、科学管理、以人为本。合作开发模式还包含了地质、工艺、地面建设、规划、生产指挥、HSE管理、外部协调、经

15、济运行模式等方面。 为搞好该气田开发，进行了机制创新（5+1合作开发模式）、管理创新（六统一三共享一集中）、建设创新（四化），实现了苏里格气田的规模有效开发。 苏里格气田2006年开始规模建产，2008年建成80亿方产能，2010年将建成100亿方以上产能，规划整体建成200亿方年产规模。苏里格气田管理模式创新 特低渗透和单井产量低是苏里格气田最大的现实，我们确立了树立降低成本和控制投资有效开发的理念，坚持技术创新、管理创新、市场开放降成本。树立每个环节都必须控制投资和降成本的思想、凡是与单井有关的投资和成本都必须严格控制的思路、投资和成本在一定程度上是可以控制和降低的理念。 苏里格气田就是坚

16、持技术创新、管理创新降成本，坚持市场开放降成本，在低渗透上建设现代化大气田的成功探索。 指导方针：“面对现实、依靠科技、创新机制、简化开采、提高单井产量，走低成本路子。”创新是企业永恒的主题 机制创新，充分发挥中国石油整体优势 管理创新，形成 “六统一、三共享、一集中”全新管理模式 建设模式创新 （一）“苏里格气田合作开发模式”通过服务市场化，让市场配置资源，实现效率和效益的最大化 充分发挥市场在资源配置中的基础性作用，坚持开放市场、主体平等、公平竞争的原则，从队伍引进、风险防范、质量控制、市场监管等关键环节加强管理，培育健康高效的油气田建设市场。近两年，无论是产能建设，还是关键设备的定型，都

17、是依靠市场来配置资源。 （二）苏里格气田开发形成、发展、完善、应用了“六统一，三共享、一集中”管理模式 长庆油田公司与5家未上市企业充分发挥新机制、新模式下中国石油的整体优势，在开发实践中摸索出了统一规划部署、统一组织机构、统一技术政策、统一外部协调、统一生产调度、统一后勤支持和资源共享、技术共享、信息共享的管理模式，在此基础上强化集中管理。简称“六统一，三共享一集中”模式。 该模式对苏里格气田合作开发起到至关重要的保障作用，在第一期合作开发中使“5+1”合作单位结合为一个生机勃勃的整体，形成了统一竞争、示范、交流、提高的良性运行机制，先进经验得以迅速推广，开发技术和水平在竞争中不断提高，加快

18、了苏里格气田的开发进程。苏里格气田200亿方/年天然气产建分年部署图 按照苏里格气田合作开发实施意见精神，为加强苏里格气田开发的统一管理，使苏里格气田开发生产作业正常、有序进行，2005年11月长庆油田下发长油字【2005】263号、272号、273号、281号、282号文件批准对五家合作单位的苏里格机构成立了长庆油田公司二级单位建制： 苏里格气田开发第一项目经理部（原长庆石油勘探局） 苏里格气田开发第二项目经理部（原辽河石油勘探局） 苏里格气田开发第三项目经理部（原四川石油管理局） 苏里格气田开发第四项目经理部（原大港油田集团有限责任公司） 苏里格气田开发第五项目经理部（原华北石油管理局）

19、同时按照合同组成了苏里格气田联合管理委员会，定期举行联席会议商定苏里格气田开发中的重大事宜，目前已经举行五届联席会议。 2005年至今，联管会共计下发各类技术规范、操作规程、管理制度等执行标准19篇， 达到了技术、规范、统一的目的。 技术规范10篇 一是苏里格气田开发技术政策指导意见 二是苏里格气田压缩机统一选型推荐意见 三是苏里格气田有效开采实施意见 四是苏里格气田油套管国产化推荐意见 五是苏里格气田气井配产推荐意见 六是苏里格气田地面系统标准化设计规定 七是苏里格气田无线数据采集及远程开关井控制系统技术规定 八是苏里格气田井场围栏建设实施意见 九是苏里格气田井场泥浆池无害化处理实施意见 十

20、是苏里格气田产建植被恢复实施意见操作规程4篇 一是苏里格气田气井井下节流器操作规程二是苏里格气田Y241可洗井封隔器操作规程三是苏里格气田集气站操作规程推荐意见四是苏里格气田SKJD50250型双控点紧急截断阀操作规程管理制度5篇一是苏里格气田合作开发环境保护管理规定二是苏里格气田合作开发对外协调工作意见 三是苏里格气田合作开发资料录取与汇交规定 四是苏里格气田合作开发联合财簿财务核算管理办法五是苏里格气田50亿生产规模消防设防意见 制定了苏里格气田生产调度管理规定，每周定期召开生产协调会，互通生产信息，解决生产问题；根据供求关系，及时调整各区块天然气产量 （三）苏里格气田合作开发模式成功总结

21、、推广“四化”低成本开发方略 2005年，从降低开发成本的角度提出了技术集成化、材料国产化、设备橇装化、服务市场化（简称老“四化”）的开发方针，有效降低了开发成本，实现了苏里格气田的规模有效开发。2007年，根据建设现代化大气田的需要，对老“四化”进行了修正，提出了标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化服务（简称新“四化”）。 新“四化”思路是老“四化”思路的继承、丰富和发展，进一步强调、突出了建设标准化和管理数字化，具有“现代化”的基本内涵，符合苏里格气田发展阶段性特点。 标准化设计 核心是工艺流程通用、井站平面统一、工艺设备定型、安装预配模块组装、建设标准统一。最终形成一套标准、通用、

22、系列相对稳定的、适用于地面建设的指导性和操作性文件。标准化集气站布局分离器区模块预制工作站总机关预制模块模块化建设 通过工艺环节划分，对不同功能模块进行分项批量预制，推行组件成模和现场拼装等施工方法。模块化施工做到将单项复杂作业分解为多个简单作业；建立生产前线模块化预制厂，实现高效生产，显现出大规模工业化应用的雏形。标准化设计、模块化建设 苏里格气田属于典型的低渗、低压、低丰度、低产气藏，如何规模有效开发是一大难题。围绕“提高单井产量、降低成本”两大目标，提出了“面对现实，依靠科技，创新机制，简化开采，走低成本开发路子”的管理思路，组织开展了七年的技术攻关，集成创新了12项开发配套技术。 苏里

23、格气田通过2001到2006年共7年时间的前期评价和开发试验，集成创新形成了12项开发配套技术，其中辫状河三角洲粗相带富气规律指导下的井位优选技术，使富集区预测成功率由45%提高到80%；分压合采、适度规模压裂技术使单井产量增幅50%；井下节流、低压常温集气等地面优化简化技术使投资和运行成本分别降低50和38。井位优选技术快速钻井技术井下节流技术分压合采技术井间串接技术远程控制技术滚动建产技术快速投产技术稳产接替技术排水采气技术分类管理技术增压开采技术 苏里格气田“十二项开发配套技术”十二项集成开发配套技术示意图对整个气田生产过程的自动化、科学化、数字化、现代化管理。 无论是产能建设，还是关键

24、设备的定型，都是依靠市场来配置资源。 （四）苏里格气田合作开发模式基于“新观念、新机制、新技术” 通过“新观念、新机制、新技术”扩大苏里格合作规模，确保在较短的时间内使气田的生产能力达到200亿方，从而全油田公司天然气产量达到300亿方，落实蒋洁敏总经理提出的把鄂尔多斯盆地建设成为石油天然气的重要能源基地，这将是集团公司、特别是长庆油田广大职工的一个重要目标。（五）苏里格气田合作开发模式实施的结果 “苏里格气田合作开发模式”从结果果上讲把“大”变成了“小”，“难”变成了“易”；从采收量上来讲“低”变成了“高”，从速度上讲，“慢”成为“快”，时间由“长”变为“短”，投入由“多”降为“少”。责任由

25、企业责任变为社会责任，观念由局部变为全局。天然气勘探自2001年以来储量快速增长,年均增长探明储量1000亿方以上，居中国石油前列。探明地质储量（亿方）长庆油田历年探明天然气储量直方图15天然气产量快速增长，已形成生产能力150亿方，累计产气530亿方。向北京、天津、石家庄、西安、银川、呼和浩特等15个大中城市供气，为北京的“蓝天工程”和“绿色奥运” 做出了贡献。长庆油田公司已经成为我国天然气增储上产的主力气区。天然气产量（亿方）年度长庆油田天然气年产量直方图 各合作单位对苏里格气田开发的技术和标准理解不同，具体在生产动态分析、气井分类管理、井站标准化建设、植被恢复、生产管理、建设等执行过程中

26、仍存在一定差异。油田公司成立了苏里格气田开发项目经理部，在开发工作中强化集中管理，依托前线生产指挥中心，实现六统一、三共享、一集中，达到苏里格气田标准化、数字化、信息化、智能化的生产管理目标。 蒋洁敏总经理对苏里格气田单位呈现出的“六统一、三共享”的局面提出了充分肯定，他说：“这里创造了上市和未上市合作的管理模式，集中发挥了中国石油的整体优势，宝石花在苏里格气田闪闪发光。”四、苏里格气田合作开发管理模式的创新点 面对世界级的开发难题，长庆人特有的激情和责任，在毛乌素沙漠中 “攻坚啃硬、拼搏进取”，发扬了延安精神、大庆精神，运用科学发展观、创造了和谐企业文化精神，使苏里格合作开发管理模式诞生并不

27、断完善。（一）取长补短、发挥优势是模式创新的前提 5家中标单位都有自己在技术方面的专长，辽河局在侧钻水平井、欠平衡钻井等钻井技术领域有较高的水平，大港在丛式井开发方面有丰富经验，四川局在低渗透油田开发和难动用储量开发方面有明显优势，华北局特长在井下作业方面，长庆局具备较成熟的压裂工艺。5家单位的中标正是长庆油田公司“优中选优”理念的具体落实。在合作开发中，长庆油田公司坚持“技术开放、鼓励创新、成果分享”的原则，充分发挥未上市企业工程技术服务的优势，同时也发挥了长庆油田公司开发技术的优势，集中体现了中国石油的整体优势。（二）更新观念、真诚合作是模式创新的通道 在开展对外合作方面，长庆油田公司经过

28、多年的实践与探索，逐步认识到合作就必须给予合作方利益，否则合作就没有了基础。长庆油田公司合作的宗旨是为油田公司获得最大的投资回报，而合作油田的利益实际上体现了合作双方的一个长期利润的大小，各方必须共同维护。 （三）优势互补、资源共享是模式创新的基础 在合作中，未上市企业直接参与上游资源开发并通过出卖资源获利，“这种创新模式，极大的调动了他们的积极性，甲乙方也在思想上达到高度一致：通力合作，把更多的资源开发出来。 （四）市场为本、机制创新是模式创新的内核 市场的开放为长庆油田广泛引用社会上各个方面的优秀成果打开了通道，通过优选多家合作企业，邀请多方技术人才到苏里格气田施展才华。通过向社会公开信息

29、，优选材料，国内外众多厂家纷纷行动，公平竞争，促使了各种用材价格的全面降低，（五）统一管理、明确分工是模式创新的保证 按照中国石油合作管理流程，通过招投标等流程，我们形成了全新的“5+1”合作开发模式，长庆油田是“甲方”，其他5家单位则是“乙方”，并分别组建成苏里格气田开发第一至第五项目部。 甲方统一建设和管理主干集输管网、天然气处理厂、外输管线，并为合作伙伴提供全方位的技术支持和服务；乙方负责各自区块钻井、采气的施工组织，并分区建设和管理井、站、集气支线。 生产指挥中心各井区作业区区部（中心集气站）1#集气站N#集气站生产车间维修车间1#井场N#井场1#井场N#井场调度指令调度指令调度指令指令回复指令回复调度指令指令回复指令回复指令回复指令回复天然气处理厂苏里格气田生产管理系统组织简图五、苏里格气田合作开发管理 模式取得的效果