在油气“荒原”上找到气、在6000米深地下开采，一系列科技创新令川东北成为我国油气开发新热土
继西气东输之后，我国又一条横贯东西的能源大动脉工程——“川气东送”今年有望达产。今年1—5月，川气东送工程气源地普光气田生产混合天然气近40亿立方米，按照目前的生产能力，今年将突破百亿立方米大关，全面达到120亿立方米的设计产能。
对于少油少气的中国来说，“川气东送”的贡献不仅在天然气产量，更在于勘探、开发、利用中一系列理念和技术突破。
找：在“荒原”找到大气田
四川大巴山区的莽莽群山中，一架架天然气钻井平台与一个个村镇错落分布，这里是“川气东送”的起点——普光气田。这个设计年产能120亿立方米的海相整装气田，在上世纪还一度被国内外专家认定为油气“荒原”。
“荒原”的判定，基于四川盆地的海相地质构造。世界上90％以上的油气储量，是在海相地层中发现的。但是，很长一段 时间，国外专家都认为中国海相沉积古老，缺乏稳定的环境，而且缺乏生油条件，所以，中国海相油气资源贫乏。事实上，中国海相油气的勘探开发也长期没有收 获，我国海相地层中发现的储量占总储量不足10％。
然而，随着陆相油田勘探开发程度的不断提高，要使油气产量保持稳定和提高，必须开辟新的勘探领域！已故的中国科学院院士、著名地质学家朱夏曾经说过：“我国未来油气资源的希望在海相。”
其实，早在1955年、1958年和1965年，中国石油人就三次发起四川盆地的油气会战，在2000年以前共发现 了100多个中小油气田，但是始终没有发现“大块头”！历经50多年的多轮勘探，四川盆地已经成为一个勘探程度较高的区域，不少业内人士和专家已对这里的 勘探突破失去了信心和耐心。就在2001年的一次专业会议上，一些专家还提出，在南方海相进行勘探，是瞎折腾、白费力、没前途。
“理念创新，是勘探的灵魂。”在回忆普光气田曲折的开发历史时，中石化勘探南方分公司首席专家胡东风说。与数十年来 在川东北进行的历次勘探不同的是，中石化勘探南方分公司在这里部署的第一轮预探井全部定在构造的低部位，这比位于构造高点上的早期探井深了1400多米。 “这与传统的勘探思路相悖,因为按传统的油气藏富集规律，油气都是向构造高点运聚的。”胡东风握着拳头，用拳头上骨骼的高点和低点类比地质结构。
“我们的创新，并非拍脑门和空穴来风。”胡东风解释。他们进行反复研究后认为，我国广大的南方海相地层分布区，经历了多次构造运动、后期改造强烈，油气的保存条件和油气藏定形定位十分复杂，简单的勘探思维已经不能适应。
从高点勘探到低点勘探的创新，最终带来了我国第一个特大海相整装气田的发现。2003年4月27日，普光大气田的发 现井——普光1井获高产气流，常规测试日产气量稳定在42万立方米以上，该井也创造了当时四川盆地天然气勘探水平位移最大、埋藏最深、气层最厚等多项最高 纪录。2007年2月国家储委审定，普光气田累计探明储量达到3561亿立方米，成为中国最大的海相碳酸盐整装大气田。按照年产气量划分，设计年产量 120亿立方米的普光气田已经成为世界第二个百亿立方米级特大高含硫气田。
普光气田的发现具有划时代意义，直接带动了元坝气田的发现。顺着普光气田的地质构造往西，中石化勘探南方公司顺利发现了我国目前埋藏最深的海相整装气田——元坝气田。基于传统勘探理念的限制，这一区块长期被人忽视，成为四川盆地最后一个被进行资源勘探登记的区块。
2011年8月，元坝气田开发建设拉开序幕。7月下旬，记者在元坝气田所在地阆中市了解到，“川气东送”的管道联络线已经铺到这里，正在静候元坝天然气的加入。
采：“抱”出地下6000多米的“金娃娃”
7月23日，在普光气田P201集气站，记者穿上防静电工服、戴上一次性防毒呼吸器，进入工作厂区。普光气田采气厂 厂长杨发平介绍，硫化氢浓度达到1000ppm就会导致人瞬间死亡，而普光气田硫化氢含量高达15万ppm，钻井、作业中高含硫天然气一旦泄漏，复杂山地 救援十分困难，极易发生人员伤亡等特大事故。“虽然生产过程已经经过严格控制，但为了避免万一，所有人员进入厂区都必须携带一次性呼吸器。”杨发平说。
在川东北找气难，采气更难。除了特高含硫，普光气田和元坝气田还具备超深、复杂山地等特征，这些都令川东气田的开发难度世界罕见。发现，只是找到了“金娃娃”，但如何将这些埋藏地下五六千米的宝贝“抱”上来，是一个世界级难题。
在世界三大高含硫气田中，普光气田年产量排第二，但井深却排第一，接近6000米的井深远远高于其他两大气田的3000多米井深。而元坝气田的气藏深度更是超过了7000米！
承担普光1井钻井施工任务的中原油田70128钻井队归纳出川东北地区钻井的四个难题。一是岩石坚硬，钻井速度慢。 二是地下多套压力系统共存，容易发生井涌甚至井喷，俗称“上吐下泻”。三是井身质量控制难，地层倾角大，自然造斜率强，极易发生井斜，而且难以控制。四是 有毒气体硫化氢含量高，不仅容易腐蚀脆断钻具、破坏钻井液性能、损坏设备，而且时刻威胁人身安全。
科技创新在探井施工中继续发挥威力，推动了气田的有效开发。
在普光气田施工的胜利油田70176钻井队职工回忆，有一次钻井在4324米井段遇到高压气层，井下发生了强烈井 涌。虽然各工种协调配合，按照规范关井动作仅用两分钟就及时控制住了井口，但井队仍面临两难选择：一是加大泥浆密度，可以迅速制服井涌，保障钻井安全，后 果是井会被压死，储层受到严重损害；二是泥浆密度不够，气井随时有可能发生井喷，后果不堪设想。关键时刻，某科研单位研制的暂堵工艺解了燃眉之急，既保证 了钻探施工的安全，又有效保护了油气层。
正是通过普光气田的开发建设，我国已经形成了国际领先的“特大型高含硫高产高效开发技术”等一系列创新成果，我国已经成为世界上少数几个掌握开发特大型超深高含硫气田核心技术的国家。
用：降低生产成本，让百姓用得起
找气、采气，最终都是为了让老百姓有气用。但川东北气田的开采难度，令开采成本远远高于常规气田，而高昂的气价，不仅将影响公司盈利，也势必成为川东天然气走进寻常百姓家的障碍。千方百计降低生产成本，成为气田开发不可回避的课题。
为了降低成本，气田瞄准少井高产开发。据了解，超深高含硫气田开发投资巨大，单井建井费用高达2.4亿元，是常规气 井的6.8倍。而按照油气开发惯例，打下去不出油的井也并不少见。为了保证高效开发，必须尽量减少废井，提高气井使用效率。“这对勘探、钻井的精确度和技 术水平提出了空前的要求。”中原油田普光分公司党委书记王寿平说。据介绍，普光、元坝气田建设以来，中石化实现了废井为零的纪录。
为了降低成本，气田推动抗硫管材国产化。在普光气田建设之前，国内不能生产高抗硫管材，国外采购价格高昂且供货周期 长，这成为我国高含硫气田开发的瓶颈。“常规气田使用的油管每吨只需要8000元，而我们的抗硫管材国外采购最便宜的品种每吨也要2.1万元，最贵的品种 每吨高达47万元。”王寿平介绍。依托普光气田建设工程，抗硫管材国产化已经取得突破。目前国内采购价格已经大幅下降，其中最便宜的大口径L360型管材 价格已降到1.4万元/吨，比国产化之前国外采购价格下降7000元。
为了降低成本，气田攻克了高含硫天然气的大规模处理难题。普光气田投资15亿元配套建设了12套硫磺回收尾气处理装 置，研制了国内首套特大型散装硫磺储运装置。目前，普光气田的净化厂每年可处理原料气100亿立方米，不仅实现了排放气体的环保达标，还可每年生产硫磺 200万吨，占到全国硫磺产量的45%以上，有效缓解了国内硫磺供应紧张状况。
然而，“川气东送”工程中的“降本运动”，并非“攻无不克”。以普光气田和元坝气田作为气源的“川气东送”管道就面 临着巨大的成本压力。这条西起川东北，东至上海，全长近1702公里的“川气东送”长输管道，每公里的成本达到了1020元，平均每公里比西气东输管道高 出200元。
中石化“川气东送”管道分公司经理茹军解释说，与西气东输管道相比，“川气东送”建设晚了3年，所有的原材料都涨价 了，尤其是钢材。以钢管为例，西气东输时的采购价格是每吨6000多元，“川气东送”时国内最低的报价就达到每吨9000多元，最贵高的报价达到每吨1万 多元。
“资源少、开采难度大、使用成本高，是我国天然气开发利用短期内难以完全克服的困难，期待科技创新对解决这些问题发挥更重要的积极作用。”元坝气田项目部经理唐嘉贵说。
（本文章摘自8月27日《人民日报》）