从G03-13井大型丛式井组看长庆油田大发展之路

5月28日，记者头顶骄阳，进入陕西榆林和内蒙古鄂尔多斯交界的中国石油水平井整体开发示范区，来到了处于示范区东部的G03-13井组。

长庆油田党委书记、总经理付锁堂在接受采访时说：“G03-13井大型丛式布井模式，是长庆油田贯彻党中央及习近平总书记一系列重要指示精神、永做党和国家最可信赖的国有大型骨干企业、推动企业高质量可持续发展的一个缩影。”

“与常规单井布井方式相比，G03-13井集约式布井，节约井场及道路征地117亩，多机联动作业后，井均缩短钻井周期3.48天，通洗井、试压、射孔、下钻效率提高30%，泥浆多井重复利用，节约用水3600立方米。”负责示范区开发的采气一厂作业九区经理任发俊掐着指头算。

作为当下国内唯一的5000万吨级特大型油气田，长庆油田始终以创新驱动为引领，施实策，开实方，鼓实劲，见实效。

面对土地征借越来越难、环保要求越来越高、提质增效压力越来越大的新形势，从2017年开始，长庆油田决定在油气井部署上尽可能利用原来的老井场，实施“母子井场”布井工艺，在油气集输上尽可能就近利用已有的老管线、老增压站集气站等，以大幅度减少新井场平整、新建管道、新修站及上井上站道路的土地征用量。据不完全统计，去年，长庆油田综合利用老井场布井2000多口，利用老井站100多座，共有3000多口新建井进入了老系统，仅此一项就少征借土地3万多亩，节约综合投资1亿多元。

进入今年，负责镇原油田开发的采油十一厂紧盯全年43万吨产能、200多口井的打井目标，眼睛向内，不等不靠，通过对10多个老区、300多口老井的复查，发现有利区4个、有潜力的井场150多个。他们利用“大井丛、立体式、长水平段”的水平井开发方式，在老井场优化组合布井289口，平均一个老井场组合新井7.2口，在没有新征一分土地的情况下，全面完成了产能建设钻井任务。这一“零占地”产建模式，仅今年年初至今就节约用地近500亩，减少投资1200多万元，而且单个井场上钻周期提前了38天，每口井平均提前投产至少两个月。

承担华庆油田开发的采油十厂，积极转变思路，在白409区建立“超大井场、联动作业、立体施工、效益建产、绿色开发”示范区，探索低品位储量有效动用开发新模式，实现超低渗透油藏规模效益开发。

“74口开发井的大型丛式井平台，仅用半年时间就完成平台所有井的钻井施工，施工效率比常规布井提高30%以上。”采油十厂负责人说，白409示范区不仅刷新了我国陆上最大采油平台开发井数组合纪录，而且比常规开发模式节约道路、井场土地资源130亩以上，减少投资2224万元。同时，由于油水井实施集约化管理，相同工作量下，比传统模式减少用工至少15人，所有井全部投产后，可新增产能5.5万吨，井均日产可达2.8吨。

在我国最大的整装气田——苏里格气田的开发建设中，面对低渗透气藏带来的一系列开发难题，长庆油田大力推行以“标准化设计、模块化施工、市场化运行、数字化管理”为核心的“四化管理模式”，不但先后建成了年产100亿立方米、200亿立方米的生产规模，而且将每口井1300多万元的建井成本压缩到800万元以内。特别是苏东南的中国石油水平井整体开发示范区，3年就建成了30亿立方米的生产能力，并用30%的水平井承担了70%左右的产量。

依靠这一项项持续不断的创新，长庆油田逐步打开了低渗透油气田高效开发的大门，在5000万吨高点上实现连续6年稳产，成为推动我国石油工业高速度、高质量、高智能持续稳定发展的重要力量。