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　　河南油田规模应用热化学吞吐技术开发稠油，3年来动用储量532.81万吨，累计增油11.51万吨，提高采收率2.2个百分点。 　　所谓热化学吞吐技术，就是应用化学方法，给稠油开发降粘、调剖、抑制边水的技术。河南油田的稠油油藏绝大多数埋深在500米以下，具有浅、薄、稠的特点，属于我国最典型的难开采稠油油田。河南油田主要用向地层注蒸汽改善稠油流动性的方式开采稠油。 　　经过注汽、焖井、放喷、开抽几个环节，一口稠油油井完成一个蒸汽吞吐周期。 经过27年开发，河南油田稠油油藏进入中后期开发阶段，油层压力下降幅度大，目前压力仅保持原始地层压力的20%左右，稳产难度加大，经济效益变差。 　　针对稠油开发过程中出现的问题，河南油田经过科研攻关，形成了以降粘辅助吞吐技术、氮气泡沫调剖技术、氮气泡沫抑制边水技术为主体的浅薄层稠油热化学蒸汽吞吐技术。

　　1月21日上午，晋城市煤炭煤层气工作会议召开。市长刘润民在会上要求，各级各相关部门要高度重视煤炭煤层气工作，主动适应经济发展新常态，着眼全市转型发展整体谋篇布局，做好煤炭煤层气这篇大文章，推进煤炭产业“六型”转变，巩固好晋城经济的基本面，全力推动全市煤炭煤层气产业又好又快发展。 　　副市长冯志亮主持会议。 　　2014年，晋城市地方煤矿生产原煤3914.44万吨，煤层气地面开采企业完成产气量26.4亿立方米，煤炭项目建设新竣工验收5座，规模404万吨/年，新增联合试运转8座，规模630万吨/年。全年共计减轻煤炭企业负担20亿元以上。2015年全市煤炭煤层气工作的总体思路是：深入学习贯彻习近平总书记关于能源发展“四个革命”（能源消费、能源供给、能源技术和能源体制）的精神，全面落实全省煤炭产业向“六型”转变（市场主导型、清洁低碳型、集约高效型、延伸循环型、生态环保型、安全保障型）的要求，坚持以安全发展为目标，以改革创新为动力，依法治理为方式，突出新法实施、行业改革、项目攻坚、经营增效、从严治党，抓好安全基础、安全整治、体制改革、多元发展、运行提质、统筹发展、行业治理、党的建设“八个深化”，努力构筑煤炭煤层气产业发展新常态，确保行业安全、健康、平稳、持续发展。 　　刘润民指出，煤炭煤层气是重要的基础能源和工业原料，是全市经济社会发展的支柱产业。在今年的工作中，要切实抓好安全生产工作，严格按照安全生产的各项规章制度的要求，一项一项、一件一件抓好落实。要大力推进能源革命，认真贯彻落实习近平总书记“能源革命”和省委“革命兴煤”、“六型”转变的要求，抓住关键环节，聚焦体制障碍，敢于硬碰硬，全面推进煤炭管理体制改革，加快煤炭主体企业改革步伐，切实增强企业的市场竞争力，实现煤炭产业由量的扩张到质的提升。要解放思想，扩大开放，引进战略投资者，推动煤电联盟、煤化联盟等，推动煤炭产业上档升级。 　　刘润民要求，要全力做好新常态下煤炭经济的平稳运行，在“增产量、拓市场、保资金”上下功夫，加强煤炭市场运行监测，加快转变煤炭经营方式，合理安排生产，开拓煤炭市场，实现提质增效。要鼓励企业运用各种金融创新，把各种融资手段用好用足，千方百计保障煤炭企业资金链，保障煤炭经济平稳健康运行，巩固好晋城经济的基本面。要下功夫推进煤炭产业新体系建设，围绕国家综合能源基地建设，坚持煤炭多元发展，延伸煤炭产业链条，大力发展煤商贸、煤物流、煤转化、煤金融、煤制造等特色关联产业，积极打造煤炭产业新体系。要加快推进煤层气产业发展，把煤层气资源优势转化成为发展优势、战略优势，努力把煤层气产业打造成晋城发展新的能源战略产业。要以沁水煤层气总部基地建设为统领，加快煤层气集输总站、国家煤层气质检中心、煤层气交易中心、煤层气远程智能化排采系统和煤层气综合利用等重点项目建设，着力打造我市新能源战略产业。 　　刘润民强调，要守纪律、讲规矩，切实抓好党风廉政建设。煤炭管理部门要紧紧抓住开展学习讨论落实活动的契机，认真履行党风廉政建设“两个责任”和“一岗双责”责任，推进党风廉政建设和反腐败斗争，做到守土有责、守土负责、守土尽责。要从心底里把党规党纪当成高压线、警戒线，作为底线、红线，确保不犯事、不出事。要按照“一争三快两率先”的发展总战略，团结一致，奋发有为，全力推动全市煤炭煤层气产业又好又快发展，为开创“弊革风清、富民强市”新局面作出积极贡献。

　　国际清洁能源论坛不久前发布了国际清洁能源报告。该报告指出，我国致密气开发已经进入规模发展期，经过10年左右的快速发展，将进入产量高峰期。目前，我国已经在鄂尔多斯(9.03, -0.19, -2.06%)、四川盆地实现了致密气的工业开发利用。预计到2020年，我国致密气年产量有望达到800亿立方米左右。专家认为，目前致密气已成为国内天然气生产的“主力军”之一，在较长一段时间内有望继续充当我国非常规天然气开发的“领头羊”。 　　致密气成“主力军”之一 　　致密气也称致密砂岩气，是指渗透率小于0.1毫达西的砂岩地层天然气，与页岩气、煤层气同为世界公认的三大非常规天然气。目前，在我国非常规天然气开发进程中，致密气发展步伐遥遥领先。 　　从产量来看，2013年我国煤层气产量为138.13亿立方米，按照国家规划到2015年其产量将达到300亿立方米。备受追捧的页岩气在我国仍处于勘探初期，2013年其产量仅2亿立方米，按照国家规划到2015年其产量将达到65亿立方米。 　　在近日召开的第五届非常规天然气峰会上，中石油集团政策研究室发展战略处处长唐廷川透露说，目前我国致密气累计探明地质储量3.3万亿立方米，约占全国天然气总探明地质储量的40%;可采储量1.8万亿立方米，约占全国天然气可采储量的1/3。2013年，我国致密气产量达到340亿立方米，约占全国天然气总产量的29%。 　　据预测，2020年我国天然气产量有望达到2500亿立方米，致密气仍将占到1/3左右的份额。可以毫不夸张地说，致密气是我国天然气供应中的“主力军”之一。 　　缺少政策鼓励影响致密气开发力度 　　从国家规划上看，非常规天然气是国家重点扶持的产业。目前，国家给页岩气的补贴标准是每立方米0.4元，对煤层气的补贴标准是每立方米0.2元，但并没有专门针对致密气的补贴政策。业内人士表示，出现这种状况的原因是，在美国等大多数国家，致密气被看作是非常规天然气，而我国则是将致密气划分到常规天然气当中，未被列入独立矿种。相比之下，煤层气和页岩气先后被国土资源部划为独立矿种，其探矿权和采矿权由国土资源部管理。在政策扶植下，社会资本纷纷加强了对页岩气和煤层气的投资力度。 　　中石油长庆油田公司苏里格气田是我国最大的致密气产地，2013年产量为249亿立方米，占致密气全国总产量的73%。数据显示，2005年~2013年该气田开发累计投资997亿元，2008年投产后，到2013年累计收入332亿元，税后净现金流为-644亿元。从投资回报情况可以看出，致密气开发成本较高，投资回收期也较长，比较效益相对较差，导致企业开发动力不足。 　　从技术来看，目前，我国页岩气开发尚处于起步阶段，正在加紧试验和技术攻关，短期内难以形成规模产能。相比之下，我国的致密气开发技术要成熟得多，而且已经开始大面积推广。从前景来看，致密气也是清洁能源，在不存在技术瓶颈的情况下，企业更愿意投资。一是致密气资源量数据相当可靠;二是开发致密气技术较成熟;三是致密气的分布与常规气很多地方有重叠，这样致密气开发在基础设施建设方面不需要额外增加过多成本。 　　中石油董事长周吉平今年3月20日在香港表示，“如果致密气有页岩气同样的扶植政策，中石油短期内的产量将实现翻番。”

　　截至1月20日，冀东油田南堡403X1断块、高12断块通过实施整体压裂开发，分别实现压裂增产4.5万吨和4200吨，成为冀东油田低渗透难采储量开发的典范。 　　南堡403X1断块是岩性构造层状油藏，属中低孔特低渗透储层，压裂前平均单井产油3吨左右，而且自然递减快。为进一步提高单井产能，实现油藏经济有效开发，2012年7月，冀东油田优选这个断块开展整体压裂先导试验。经过2年多的持续攻关，施工人员在这个断块实施油井压裂31口，压裂后初期平均单井日产油为14.3吨，区块日产油提高3.6倍。 　　高12断块是扇三角洲沉积砂体，属中低孔中低渗储层。2012年建产以来，受储层埋藏深、物性差等影响，水井注不进，油井产量低、递减快，虽然实施地面增压注水，但由于储层非均质性强，注水开发效果仍然较差。按照“油水井对应压裂，先水井、后油井”的压裂原则，2014年8月以来，冀东油田在这个区块实施整体压裂，目前已完成油水井压裂9口，平均单井日产油由1.5吨增加到7吨以上，储量动用程度显著增加，预计可提高采收率6.5个百分点。 　　“2008年以前，冀东油田压裂设计全部外委，以合压为主，针对性差、施工规模小、措施增产效果差。2008年至2012年自主设计施工后，由于压裂规模小、工艺落后等原因，总体增油效果不理想。近年来，通过引进与自主研发相结合，重点开展大斜度井开发压裂先导试验和探井大规模压裂改造，形成了滩海大斜度井压裂、精细分层压裂等特色压裂技术和长链螯合低伤害压裂液体系，为低渗难采储量规模有效开发提供了支持。”冀东油田钻采工艺研究院副总工程师吴均介绍。 　　目前，冀东油田低渗透油藏采出程度仅为9.1%。面对储采结构严重失衡的挑战，冀东油田集中优势力量攻关瓶颈技术，剑指深、低、难、贫等储量，盘活储量资源。2014年，冀东油田品尝到整体压裂开发的“甜点”后，今年将实施压裂150口井，是此前历年压裂工作量总和的1.8倍，着力提升开发水平，实现“硬增储、稳上产、提效益”的目标。

　　2月25日获悉，辽河油田第一口以油页岩和泥质白云岩薄互层为目的层的预探水平井——沈平1井顺利完钻。 　　沈平1井的顺利完钻，得益于科学管理。据悉，这口井的工程设计、施工等具体方案，均经过12轮论证后才定稿，从而有效保证了施工平稳有序进行。沈平1井丰富了辽河油田加快致密油勘探的实践，为同类区域安全高效钻井做出了有益探索。 　　面对资源接替紧张的现实，辽河油田积极应用新技术，加快勘探开发非常规油气步伐。沈平1井位于辽河坳陷大民屯凹陷静安堡背斜构造带，钻探主要目的层为沙四段致密油层。在沙四段油页岩和泥质白云岩薄互层地层中打水平井并不容易。由于油页岩地层的特殊性，井壁失稳现象突出、油层段轨迹控制难、安全环保工作敏感、成本高等是钻井工程的难点。为确保沈平1井钻井过程优质高效、安全顺利，辽河油田精心组织、科学谋划，实际施工仅用88天，油层钻遇率100%，固井质量合格。 　　沈平1井优质高效完钻得益于新技术的应用。此次钻井三开目的层采用全油基钻井液体系。这是辽河油田第一次将其应用到水平井上，有效控制了油页岩水化膨胀的风险，解决了井壁失稳的难题。据统计，在目的层段施工中，772米水平井段没有出现任何事故及复杂情况，钻井时间仅为15天，电测、下套管均一次成功，与同类型井相比，机械钻速提高1.6倍，生产时效提高30%。 　　目前，辽河沈平2井作业已开始实施，有望使辽河油田致密油勘探获得新突破。

　　截至2月17日，吉林油田乾安采油厂查平4井投产1个月，日产量始终保持10吨左右，运行状况良好。目前，让53区块和乾246区块已成为乾安采油厂产能建设的重点区块。 　　经过30年的勘探开发，乾安油田面临老区自然递减加快、新区资源接替不足等矛盾。面对注水井井况变差、套变井逐年增加、套变治理技术缺乏、大修成功率低等不利因素，乾安采油厂开始对致密油储量资源的油藏地质认识、开发规律分析及钻采工程等进行研究，并为实现规模效益开发进行技术储备。 　　目前，乾安两井地区已成为吉林油田扶余致密油勘探开发主战场。为高效开发致密油，乾安采油厂推行采油厂与科研院所“一体化”研究部署、“一体化”资料共享、“一体化”成果共享，以形成对储层的良性认识与开发。2014年，这个厂专门成立“勘探—开发一体化致密油项目经理部”，进一步加强勘探部、评价部、研究院、采油院等相关部门的横向沟通。这个项目经理部将全部井纳入统一管理，将油藏认识、井位部署、钻井、压裂、投产等方面紧密结合，进行全方位协调与保障，共享资料信息，大大加快了探评井钻井、试油、试采进度，加快了对扶余致密油、中上部组合效益储量等复杂油藏的认识。通过勘探开发“一体化”攻关，落实了让53、乾246等区块的三级储量，以查平3井为代表的一批重点探井试采获得高产。 　　与此同时，乾安采油厂大力开展厂院结合“一体化”攻关，加强与研究院的联系，及时将现场开发区块信息反馈给研究院。研究院对井位信息进一步梳理，明确油藏特征，指导部署井位。一线生产与后方科研的紧密结合，为老井新层系挖潜、探明未动用储量动用提供了依据。2014年，这个厂优选6口老井开展试验，单井日增油1.5吨。