《提质增效》专栏

如何将资源优势转化为效益优势，实现少井高产、降本增效的规模开发？

华东油气分公司通过精选区块强论证、技术适配精准化、战略引领控源头、协同运行优效率，实现从资源发现到效益转化的全链条优化。

沈志军 耿 捷

近年来，华东油气分公司以提质增效为主线，从选区论证、技术适配、源头控本、协同运行四大维度精准发力，高效建成24口页岩油效益井，累计产油超过33万吨，推动企业提质增效迈向新台阶。

2020年，公司在苏北盆地溱潼深凹带部署的沙垛1斜井取得重大突破，首次证实该区域蕴藏丰富页岩油资源。页岩油作为非常规油气资源，勘探开发不仅面临主力层薄等地质难题，其钻采投资更是常规油井的5~10倍。如何将资源优势转化为效益优势，实现规模效益开发，成为该公司必须攻克的关键难题。

精选区块强论证，锚定少井高产提效益

开发页岩油，选对方向是前提。只有摸清地质规律，才能实现少打井、多产油、提效益。为精准锁定高效开发区块，公司依托国家重大专项与中国石化科技项目，创新采用“项目制 + 揭榜挂帅”模式，围绕成烃、成储、成藏3大核心开展深度研究。

在平面精准选区、纵向精细选层的基础上，他们明确高效开发区块，并通过地质工程一体化评价，建立苏北盆地阜二段页岩油甜点评价标准，清晰划分甜点区与甜点层。为确保单井效益，公司专门成立页岩油项目攻关小组与专家团队，强化单井论证与一体化会审，在重点环节实行专家驻井、协同办公机制，严格把控过程质量，有效保障完井品质，真正将少井高产的开发目标落到实处。

技术适配精准化，按下降本增效快进键

页岩油开发不能盲目追求高大上技术，关键是适配。地质条件不同，技术方案就要跟着变。针对苏北盆地不同区域的地质特征，公司创新提出宜平则平、宜直则直、宜简则简的技术适配原则，为不同区块量身定制开发方案，实现降本与增效双向统一。

在构造稳定区采用水平井开发模式，试验井组单井钻采投资降低 9.4%，开发成本降低 8.7%；面对构造复杂区的断块型页岩油，大胆摒弃不适用的长水平井模式，创新采用定向井开发，单井钻采投资降低 14.5%，开发成本降低 13%，大幅提升复杂区块开发效益；在叠合发育区利用老井眼开展小井眼开窗侧钻，单井钻采投资降低 20%，开发成本降低 13.6%，实现老井资源的高效再利用。

战略引领控源头，筑牢效益开发压舱石

成本管控要从源头抓起，每一分投资都要算清效益账。公司围绕页岩油盈亏平衡点目标，构建以自由现金流、开发成本、资产负债率为核心的财务边界管控体系，将管控融入投资决策，从源头保障效益。

在投资管控上，秉持“先算先评、算赢再干”理念，以税后内部收益率 8%定为项目底线标准。为实现精细化成本管理，公司建立78个页岩油核算成本中心，实现油气生产成本穿透式管理，同时预测重要成本项目净现值、计算单井盈亏平衡增油量，事前控风险。

协同运行优效率，激活一体发展新动能

页岩油开发不是“单打独斗”，更需要地质、工程、生产等多环节协同发力。为打破部门壁垒，公司联合华东石油工程公司成立页岩油一体化专家工作室，并将对方钻井队视同内部队伍管理，实行“排一轮看三轮”钻机运行优化模式，2024 年，平均单井钻完井周期比上年缩短3天，开发效率显著提升。

着眼全生命周期成本最优，公司统筹各方因素，适度超前建设油、电、水、二氧化碳“四网”，优化35千伏电网和集输管网，持续降低施工成本。泰州采油厂页岩油攻坚团队开展低成熟度页岩油化学增产技术试验，应用锥油增采剂后单井日增油5.1吨，有效期达160天，为低成熟度资源开发提供技术支撑。同时，国内首个页岩油二氧化碳驱油井组试验已率先启动，为高效开发奠定基础。