开发困局：深层页岩气高成本制约规模上产
页岩气作为国内稳油增气核心接替资源，深层储层相较中浅层埋藏更深、地应力结构复杂，钻井、压裂投入成本成倍上涨，规模化效益开发长期受阻。川南泸州深层页岩气更是业内公认开发难点，泸 201H6、H7 平台储层平均埋深超 4700 米，井下常态温度高达 160℃。为此中国石油落地页岩气 “211 工程”，锚定单井 EUR 提升 20%、单位 EUR 成本下降 10%、钻压作业时效提升 10%核心目标，由川庆钻探联合西南油气田在泸 201 井区开展先导攻坚。截至 6 月 24 日项目取得阶段性重大成果，区域完钻速度较区块均值提升 25%，钻井成本同步下行，走出国内深层页岩优快钻井全新路径。
机制革新：打通甲乙双方一体化联责体系
项目率先打破甲乙方分割管理传统，依托全成本总包模式搭建以 EUR 效益为核心的一体化考核机制。一改过去甲方管产量、乙方管施工的割裂模式，实行储量效益联责、达标分红、未达标扣减的绑定规则，将双方收益与开发成效深度挂钩。同时下放物资采购等 12 项经营权限至一线井队，实现现场问题就地决策；配套盈利、持平、减亏三档差异化激励，超额利润 20% 下放班组自主分配。政策驱动下一线主动深挖成本空间，员工自主清掏泥浆罐、自建供水管线，仅管线项目节约外协成本数十万元，通过精简班组、优化用工形成全员降本争先氛围。
工艺升级：专属钻进方案大幅提升机械钻速
依托定制化深层钻井技术体系，项目采用恒扭矩稳定钻进模式，同步优化钻具配套、优选高效钻头、加装减震装备抑制钻柱震动，保障钻头持续高效破岩。落地后区块二开、三开井段机械钻速较区域最优指标分别提升 46.2%、84.6%，深层硬地层钻进效率实现质的飞跃。
数智赋能：智能管控压缩钻井周期、降低故障
泸 201 井区搭建一体化钻完井数智指挥中心，卡钻智能预警精准度达 95%，钻完井故障处置时效同比降低 29%。借助智能轨道优化算法，H6、H7 平台定向段分别缩减 300 米、500 米，整体钻井周期合计缩短 4.8 天；其中 H6 平台创下川渝单机单队 52 天完成万米进尺全新行业纪录。
CSGS观点
中石油 “211 工程” 以管理机制、钻井工艺、数字技术三重创新同步发力，破解深层页岩气高温深井提速降本难题，形成可复制的一体化高效开发模板，为全国深层页岩气规模化效益开采提供完整实践方案。
公开信息整理 仅供行业交流 侵权联系删除
热门跟贴