面对天然气优质资源逐年减少等情况，青海油田以“产能质效提升”为核心，不一味追求规模，而是寻求产能建设“最优解”——

青海油田抓住生产黄金期，推进天然气产能建设质效双升。今年前6个月，青海油田天然气配产符合率达113．5％，同比提升4．2个百分点；新建天然气产能完成计划的56．4％，为油田稳产上产进一步夯实了“底气”。

面对优质资源减少等不利情况，青海油田在天然气产能建设中，积极破除以往过于注重建产规模的观念，算好“成本账”、念好“管理经”、打通“技术关”、做优“性价比”，以“产能质效提升”为核心，寻求产能建设“最优解”。

算好成本账，提升效益开发水平

近年来，青海油田天然气储量呈现劣质化趋势，寻找效益储量接替的难度日益增大。青海油田天然气产能建设的基本盘有限，如果一味追求建产规模，现实条件不允许。如何盘活有限的储量资源，提升整体效益开发水平，算好成本账，成为天然气效益建产的重要课题。

以青海油田主力气田——涩北气田为例，近5年来，涩北气田精算成本账，产能建设规模逐年缩小，但是产能贡献率逐年提升。2021年以来，涩北气田摒弃老观念，通过加强机组保障、产建提速提效等一系列举措，实现新井产能贡献率稳步提升，新井产能贡献率最高提升至56．7％，年均提升3个百分点。

今年年初以来，青海油田立足剩余气挖潜，强化产建“项目池”排队、“井位池”优选，确保天然气产能建设实现达产、达标、达效“三达”目标，有效控制了投资成本。同时，产能部署充分结合区块“储量、水侵、干扰、邻井、采速”5个参数，坚持5个“一体化”，井控储量稳步提升，水侵区产建成功率达100％，单井EUR和内部收益率均显著提高。

全链条优化运行，推动质效双升

6月下旬，在涩北气田产能建设现场，7部钻机同时作业，物资运输车辆穿梭有序，呈现出“多点开花、高效协同”的施工图景。

“今年年初以来，涩北气田创新实施‘区块化作战＋专业化支撑’管理模式，将68口新井按区域划分为2个作战单元，把钻井、投产、物资保障等环节串联成‘一盘棋’，施工协同能力明显提升。”青海油田气田开发事业部生产管理科科长李方明说。

青海油田天然气产能建设深入推进精细管理，全链条优化运行，盘活有限资源；延续项目部运行模式，构建“论证、实施、评价、调整”四个统一，推行产建“345”管理模式，产能建设节奏持续加快。同时，青海油田通过“日跟踪、周对接”机制，实现了设计审批、物资调配、工序衔接的全方位有效联动，确保现场问题及时解决和产建工作有序高效推进。

青海油田延续“工时法”等措施，地面配套采用预置管线模式，使涩北气田平均新井进站周期同比缩短0．5天；建立昆特依区块“井长负责制”，细化运行安排，优化技术组合，在昆2－3井三开钻进中采用“休斯敦高效钻头＋螺杆＋扶正器”防斜打快、四开采用“涡轮＋孕镶钻头”，整体提速效果明显。

今年前6个月，青海油田天然气产能建设钻井进尺突破6．8万米，超计划运行；涩北气田产能建设进度同比提升6．5个百分点。其中，昆2－3井的钻井、完井周期分别同比缩短117天、170天，机械钻速同比提升5．93米，产能建设进度得到大幅提升。

打通技术关，精准定位“甜点”

6月底，在涩北一号气田，涩1－7－2井顺利实施侧钻作业。这口井通过老井眼开窗侧钻，平均钻井周期为6．75天，节约钻井成本约30％，实现了对储层的低成本、高效益“精准挖潜”。

2024年至今，青海油田已推广实施天然气侧钻井29口，其中完钻22口井、投产18口井，井均日产气0．93万立方米，单井费用较常规井下降，新技术助力产能建设向低成本、高产出转变。

在涩2－205井小井眼钻井现场，直径仅127毫米的钻头正以更高精度向目标层位挺进。为持续降低单井产能建设费用，青海油田加强技术攻关应用，探索实施8口小井眼井，通过优化井身结构，实现了单井钻井费用较常规井下降7．5％。这项技术的试验成功，将为气田低成本效益开发提供新思路、新路径。

6月下旬，在涩北气田产能建设施工现场，新投产的涩R60－X井通过技术优化，产量较设计提升25％。

青海油田强化气藏精描，今年年初以来已着重在涩北气田开展3轮次精描，重点开展浅层构造解释、沉积储层及剩余气表征研究，升级测井解释技术体系，复查老井动静态资料，摸排气藏扩边拓层潜力，优选潜力区开展评价工作，为调整部署提供精准的地质依据。

通过加强横波资料应用，青海油田精准刻画水下分流河道展布特征，定位剩余气“甜点”，成功实现深层气藏精准挖潜。目前，青海油田正以老气田“压舱石”工程为引领，持续优化技术路线图，加大深层开发井钻探，拓展天然气资源接替阵地，持续推动天然气效益开发。