大力提升天然气自产用能力
本报记者 任志浩
4月24日，油田公司“战严冬、转观念、勇担当、上台阶”主题教育活动形势任务教育宣讲会发出号令，应对低油价挑战，要强化“油气并重”理念，提升天然气自产能力，拓宽提质增效空间。
去年12月，油田公司明确了7亿立方米新一年天然气配产指标，创下近5年来新高。年初起，国际油价“跌跌不休”，让石油行业再次陷入寒冬期。油田公司及时调整天然气开发战略，在工作目标基础上，确立“7.5亿立方米奋斗目标”。近一个月来，油田公司的季度会、天然气专项推进会及形势任务教育宣讲会，都对天然气上产做出重点部署。油田公司对天然气重视达到前所未有的高度。
低油价下，天然气对效益发展的重要性愈加凸显。
明者因势而变，智者随势而制。应对低油价，辽河人深挖提质增效潜力，瞄准天然气这一最突出、最有效的提质增效潜力点。
在油田千万吨产量构成中，稠油热采占据半壁江山。作为热采燃料，天然气以其热值高、清洁等优势，为油田开发贡献着高热能，也带来了高成本压力。2019年，油田热采燃料支出占基本运行费35.8%。
专家解释，油田自产天然气量不足以满足稠油热采的热能需求，每年要外购大量天然气。外购气的价格是自产气成本的两到三倍。
一笔账更加清晰直观：油田每增加0.5亿立方米天然气自用量，能降低0.8亿元热采运行成本，增加0.7亿元以上账面利润。
提升天然气自产能力，无疑是辽河油田“低成本开发”中一项重要工程。
7亿立方米，比去年产量增加近1亿立方米。那么，辽河天然气上产，底气在哪里？
底气来源于丰富的资源。资源是产量的保障。自1970年启动天然气勘探开发至今，辽河探区已完成2153亿立方米天然气探明储量、1840亿立方米动用储量及963亿立方米可采储量。这为7亿立方米目标实现，提供了充足的资源保障。
底气来源于众多的开发区块。50年来，辽河已开发出兴隆台、黄金带、双台子、牛居等40多个天然气区块、570多口天然气井，其中兴隆台区块连续年产两亿立方米以上，成为油田天然气上产主力区块。
底气来源于成熟的开发技术。50年来，辽河油田构建了溶解气和气层气两大天然气开发体系。溶解气开发体系中，调层、压裂、大修等多项技术，助力溶解气担当天然气上产的主力军；气层气开发体系中，排水采气、压裂防砂等技术日趋成熟，助力气层气年产量实现箭头向上。
但不能忽略，气层气开井率低、气井管理制度不健全及部分单位存在的“重油轻气”思想等问题，将影响着天然气上产步伐。完成7亿立方米目标，任重而道远。
完成7亿立方米任务，重在转变观念。4月14日，油田公司首次召开天然气专项开发推进会，要求各单位树立“油气并重”的思想，将天然气保产增产作为头等大事去抓。辽河油田开发建设50年，一直将保油上产作为首要任务，部分单位存在着“重油轻气”的思想。面对低油价的冲击，提升天然气产量，加大自产气自用力度，减少外购燃料支出刻不容缓。
完成7亿立方米任务，重在巩固溶解气产量。油生气，气伴油。溶解气是伴随原油开采出的天然气。石油是溶解气的重要源泉。辽河原油开发历程证实，守住原油千万吨规模，就等于守住了天然气5亿立方米规模。在此基础上，对牛青茨、兴隆台等高油气比区块，加强调层、大修和压裂等措施实施力度，可进一步提升气井产能。
完成7亿立方米任务，重在提升气层气产量。气层气量增则天然气总量增。新区上，加强对龙621块、永3块等高产能区块评价开发力度，实现最大增气量。老区上，按照“一区一法、一井一策”原则，对高产井实施精细管理，优化运行参数，提升产气能力；对低产井实施间开管理，拓宽产气渠道；对零散区块井，建立天然气回收系统，确保“颗粒归仓”。
完成7亿立方米任务，重在加快开发进程。油田公司一季度天然气阶段超产0.02亿立方米。二季度对于全年天然气指标完成至关重要，各月配产指标呈现大幅递增态势。公司将从井位部署、钻进、投产等方面，优化全过程生产要素。在井位部署上，按照“成熟一块，提交一块，审批一块，下达一块”的工作思路，力争6月底完成全年井位下达计划；在钻前准备上，按照“三同时”的方式组织钻前准备工作，力争6月上旬同时完成地面准备与设计；在现场指导上，加强钻井现场监督与管理，根据钻遇情况及时调整，确保新井钻井成功率在97%以上。同时，制定《天然气开发周报》；坚持召开月度工程例会，开发事业部指导协调各单位解决天然气开发中存在实际问题，部署下一步工作，保障项目顺畅高效推进。
油田天然气产量的增加，对管网输送能力提出更高的要求。油田公司超前部署，去年启动自产气利用工程，新建2段管线、总长8.4千米，在产气单位和用气单位之间架起了新桥梁。今年3月，工程投产，助力油田每天增加40万立方米输气量，真正实现了产气单位即产即送，用气单位不再气荒。
目标已敲定，战鼓已擂响。向着7亿立方米产量目标，辽河人笃定前行、逐梦奔跑。
