自主创新工程技术推进油气增产，优化设计大幅降低气田开发成本，放开市场同台竞技培育优质承包商，上半年创效在上游板块名列前茅——

“何主任，我们有两支钻井队伍马上就钻完了，赶快给我们安排钻井任务啊！”在采气二厂产能建设部主任何峰的办公室，来催要工作量的施工队伍常常挤满门口。

“我们会根据气田工程进度实际情况，优先安排业绩排名靠前的施工队伍，确保钻机不等井位。”何峰介绍说。

石油工程队伍如此活跃，这也是今年分公司放开工程市场，实行“米费制”带来的新变化，这只是分公司攻坚创效手段之一。上半年，分公司通过自主创新工程技术推进油气增产，优化设计大幅降低气田开发成本等技术方法，经济创效在上游板块名列前茅。

在集团公司启动“百日攻坚创效”行动后，分公司按照国资委对央企提出“任务不减，目标不变”的要求，针对制约油气田增储上产所遇到的瓶颈问题展开攻关。大牛地气田上古生界单井产量偏低，分公司借鉴临近气田成功开发经验，实施“大幅度提升单井产能项目”，钻井过程中全程做好储层保护，压裂施工采用增加压裂段数、加大压裂规模等集成压裂技术，最大体积沟通气藏通道，平均单井产量提升47%。目前该项技术在气田广泛推广应用，有效提升了气田开发质量。

同时，为寻找大牛地气田资源接替阵地，他们把目标瞄准下古生界碳酸盐岩层，今年部署了20多口井，计划新建产能2亿立方米，已钻成经测试的10多口井获得高产气流，为实现“大牛地之下找气田”提供了资源支撑。

针对东胜气田高含水气藏，水淹关停井增多，地层水拉运处理成本增加，自主创新研发出“同井采注”技术。该技术在井内实现气液分离，让天然气产出，让地层水返回地下，这样既增加了气井产量，又避免了产生废水拉运处理费用，目前已成功实施25口。

为实现大幅度降低气田开发综合成本，分公司从气田开发源头优化设计，通过深化认识储层，掌握气藏展布规律及走向，采取小井眼丛式混合井组进行立体开发，在一个丛式平台上部署2～7口水平井或定向井，上下沟通多套储层，大幅度提升了储层动用程度, 实现“少井高产”。小井眼钻井利于钻速提高，相比常规井减少钻井岩屑25%，钻井费用可节约25～50%, 今年该分公司实施小井眼井69口, 共节省费用5638万元。

同时丛式井组也给钻井施工队伍创造诸多便利条件，促进施工队伍优化队伍体制，采取“一队双机”的形式，即：使用一支钻井队领导班子，运用两套钻机从事施工，相比使用两支井队减少管理人员13人，降低了人工成本。丛式井组部署还减少了征地。一个六井组的平台可以节省4.6个井场，钻井及压裂施工中，便于施工队伍快速搬迁，单井搬迁可节省6天时间, 钻井液及压裂液可以重复利用。今年分公司在89口井上运用压裂返排液1.92万方，节约成本461万元。

为进一步调动工程施工单位的积极性，分公司全面放开石油工程市场，让石化系统内外队伍同台竞技，“米费制”结算，根据施工井型、井深不同制定不等的结算价格。还重视培育优质承包商，按照执行力、施工能力、质量、速度等方面，对承包商进行业绩考核，业绩排名靠前者，优先安排工作量, 让优质承包商“吃饱吃撑”。

“实行‘米费制’结算后, 我们更加重视钻井速度，逼我们倒排施工周期，必须在盈利的时间内完钻，单支井队完成一定的施工井数才会有利润，所以现在我们必须抢活干。”华北石油工程公司五普钻井分公司东胜气田项目部负责人如是说。施工速度的加快，让乙方有钱挣，让甲方尽早获得新井气产量，形成了甲乙方利益共同体。(马献珍仝玲)