立足大力開發利用天然氣，實現能源轉型國家戰略，中國石化耗時近五年在四川盆地建成普光氣田，標志著我國成為世界上少數幾個掌握開發特大型超深高含硫氣田核心技術的國家之一。此后，中國石化又在川渝建成元壩氣田、涪陵頁巖氣田。

　　日前，中國證券報記者前往四川省達州市宣漢縣普光鎮等地調研普光氣田、元壩氣田及涪陵頁巖氣田了解到，作為“川氣東送”工程三大氣源地，中國石化在該三大氣田創新勘探理論，攻堅“卡脖子”難題，推動高端裝備國產化，形成了一系列核心技術，以科技創新引領我國能源產業加快轉型。

　　創新勘探理論

　　從宣漢縣普光鎮普光氣田生產管理中心驅車出發，越野車在經歷山路十八彎后，普光氣田301集氣站一行“打造世界高含硫氣田開發管理標桿”大字標語映入記者眼簾。

　　普光氣田是我國已發現的最大規模海相整裝高含硫氣田，也是中國第一個年產超百億立方米的高含硫大氣田。“普光氣田橫空出世，仰賴于勘探理論的顛覆式創新。”中國石化中原油田首席專家彭君說。

　　在中國石化應用海相勘探理論勘探發現普光氣田之前，一代代地質工作者在陸相生油理論指導下，在四川盆地尋找大氣田一直未果。“勘探理論創新解決了氣層在哪里聚集的問題，這是發現氣田的關鍵。”中國石化中原油田氣藏綜合研究高級專家彭鑫嶺告訴記者。

　　隨之而來的是普光氣田氣藏埋藏深、高含硫等開發難題，特別是氣田硫化氫摩爾含量平均達到15.2%。硫化氫為劇毒、高腐蝕氣體，因而開發面臨安全、防腐和環保等問題，且當時國內在高含硫化氫氣藏開發方面沒有成功經驗可供借鑒。“要端牢能源飯碗，實現能源產業轉型升級，就必須掌握高含硫氣田的開發技術。”彭鑫嶺向記者表示。

　　相較于石油，天然氣是一種安全、環保的潔凈能源，大力開發利用天然氣是國家能源戰略的重點發展方向之一。同時，世界天然氣資源約60%含硫，其中10%為高含硫，而我國高含硫天然氣資源豐富，已探明儲量近2萬億立方米，主要分布在四川盆地。

　　2005年，中國石化中原油田進入四川，一邊建設氣田，一邊組成研發團隊進行技術攻關。中國石化中原石油勘探局有限公司執行董事、黨委書記，油田分公司代表張慶生介紹，普光氣田的開發建設創新形成了高含硫氣田安全高效開發五項核心技術，成功開發年產1.05×108立方米的特大型超深復雜山地高含硫氣田，自主設計建成超百億立方米級的高含硫天然氣凈化廠;創新形成高含硫氣田氣—液—固(硫)三相滲流理論模型，率先揭示了高含硫氣藏單質硫析出、運移滲流規律等。

　　記者了解到，普光氣田的開發創新發展了高含硫氣藏安全開發理論體系，為普光氣田十年穩產提供了理論依據，形成了特大型超深高含硫氣田安全高效開發技術及工業化應用的重大標志性成果，使我國成為世界上少數幾個掌握開發特大型超深高含硫氣田核心技術的國家之一。

　　“可以說先有了普光氣田，才有了‘川氣東送’工程。該工程涉及長江經濟帶6省2直轄市共70多個大中型城市、上千家企業、2億多居民。普光氣田的開發，助力我國能源消費結構調整，開發至今累計減排二氧化碳當量1.6億噸。”中國石化有關負責人表示。

　　打造普光“樣本”之后，中國石化西南石油局在四川閬中“復制”建成元壩氣田。元壩氣田是“川氣東送”工程重要氣源地之一，有生產井35口，其中累計生產天然氣超10億立方米的氣井有18口。西南石油局7月1日披露的數據顯示，元壩氣田建成至今已累計生產天然氣超337億立方米。

　　與此同時，普光氣田、元壩氣田將天然氣中的劇毒硫化氫氣體加工成化工、農業等行業廣泛使用的硫黃。中國石化7月1日披露的數據顯示，元壩氣田今年以來累計生產副產品硫黃15萬噸，供應龍蟒磷化工、宏達化工等化肥企業，投產至今累計生產硫黃265萬噸。

　　攻堅“卡脖子”難題

　　“對中國石化而言，培育發展新質生產力是一個重大考題，要全力做好答卷。”中國石化董事長馬永生說，科技創新是新質生產力的核心要素，也是產業發展的生命線。每一輪技術革命都帶來經濟社會質的躍升，且與能源息息相關。

　　中國石化在川渝地區開發利用天然氣正是其不斷科技創新，加快培育新質生產力的寫照。

　　“在普光氣田投產初期，我國缺少高抗硫裝備設計制造技術，氣田主要涉硫材料、裝備高度依賴進口，價格高昂，采購周期長、維修難度大、費用高。隨著國際局勢變化，還可能存在技術壟斷和‘卡脖子’風險。”張慶生說，普光氣田凈化裝置全面投產后，多臺末級硫冷凝器相繼出現故障，導致凈化裝置頻繁開開停停，給安全平穩生產帶來風險。“若堅持選用歐美等國家的進口設備，一是時間上等不起，二是成本上舍不得，因此開展涉硫高端裝備國產化迫在眉睫。”

　　記者了解到，中原油田聯合寶鋼、天鋼、藍科高新、蘭石裝備等企業及高校、科研院所，組建“產、學、研”攻關團隊，聚焦克勞斯爐變形、末級硫冷器“趴窩”等難點問題展開研究，攻克了一批“卡脖子”技術。隨著國產化的推進，相關進口設備價格也大幅下降。

　　如中原油田自研的國產末級硫冷器，在實現國產化前，設備進口周期是18個月，單臺費用1700多萬元;而國產單臺供貨周期僅7個月，費用僅420萬元。中原油田自主研發的HH級采氣樹應用于氣井井口，是高含硫天然氣從地下來到地面的第一道關口，防止劇毒硫化氫泄漏。這是普光氣田不可或缺的“安全大壩”。彭鑫嶺告訴記者，“隨著HH級采氣樹設備實現國產化，進口設備價格從原來200多萬元降至120多萬元。”

　　張慶生介紹，目前普光氣田涉硫高端裝備國產化率達100%，在中國石化所屬氣田成功應用480臺(套)，在同行業推廣應用3000余臺(套)，氣田設備進口價格較國產化前整體下降62.4%。“增強了我國在涉硫裝備制造領域的話語權，并使我國成為世界上具備高含硫氣田開發裝備全產業鏈的國家。”

　　“掌握高含硫氣田開發技術之后，中國石化踐行合作戰略，融入全球能源市場。”中國石化有關負責人說，2016年，普光氣田技術人員遠赴伊拉克米桑油田，為含硫天然氣處理廠投產提供技術服務。2017年以來，土耳其Genel公司、美國阿拉斯加天然氣開發公司等紛紛到普光氣田參觀考察、洽談業務。

　　科技助力能源保供

　　天然氣作為不可再生能源，自然難逃開采一方便少一方的規律。

　　涪陵頁巖氣田工作人員告訴記者，2017年涪陵頁巖氣田焦石壩區塊在穩產3年后，產量開始下降。是否有進一步挖潛空間?這成為科研人員面臨的難題。

　　“過去，我們把焦石壩區塊89米厚的頁巖當作一套氣層來對待，認為對下部氣層進行壓裂改造，就能一次性‘撕’開巖層，把資源全部‘吃’到。”江漢油田涪陵頁巖氣公司技術人員葛蘭說，深入了解國內外相關技術、部署分層開發評價井之后，我們有了新的認識，即89米厚的頁巖不同部位應力存在差異，以往壓裂沒有改造到的地方仍有剩余資源。

　　“假設油氣資源在一棟樓房里，過去只開采了一樓房間的資源，而一樓過道以及二樓、三樓還有很多資源尚未開采。”葛蘭說，在新的認識指導下，江漢油田進行立體開發，即在同一井位分別打不同深度的井，將各深度巖層天然氣分別開采出來。

　　記者調研了解到，對于頁巖氣田而言，壓裂技術是高效開發的關鍵。而壓裂施工面臨壓力高、復雜縫網形成難度大等難題，是制約超深層頁巖油氣增儲上產的“攔路虎”。因此，研制開發超高壓壓裂設備成為油氣行業重大技術攻關方向。

　　葛蘭說，頁巖氣作為一種非常規氣藏，以游離態或吸附態賦存于頁巖裂縫與孔隙中，被稱為“人工氣藏”，開采時需要把頁巖壓碎才能讓氣體出來，是業界公認的世界級難題。隨著油氣勘探開發進入非常規時代，中國約85%的油氣資源需要通過壓裂進行開發。

　　“公司創新形成以壓裂雙甜點識別與評價、水平段段簇設計為核心的地質工程一體化設計方法及壓裂工藝，在涪陵頁巖氣田焦頁9號平臺、焦頁42號平臺完成國內頁巖氣首次井工廠、同步壓裂施工。”中國石化石油工程公司井下作業首席專家盧云霄表示，今年公司175兆帕壓裂裝備在重慶綦頁深1井應用，該設備施工壓力比前期裝備提高25%，能有效壓碎頁巖石，形成立體縫網，讓超深層頁巖氣順著縫網出井，讓老井實現增儲上產。

　　記者從江漢油田了解到，得益于立體開發模式，涪陵氣田焦石壩區塊采收率提高到23.3%，較2013年開發初期翻了一番。涪陵頁巖氣田的開發建設，每年可減排二氧化碳1200萬噸。

　　作為“川氣東送”工程另一氣源地，西南石油局加強元壩氣田管理。在老區穩產方面，新建天然氣產能2.5億立方米/年，建成投產川西氣田，日產天然氣近500萬立方米。在新區上產方面，西南石油局川南寒武系筇竹寺組勘探實現突破，資陽2井、金頁3井分別試獲日產125.7萬立方米、82.6萬立方米高產工業氣流。西南石油局7月1日披露的數據顯示，公司上半年生產天然氣50.49億立方米，同比增長12.8%;銷售天然氣46.70億立方米，同比增長12.4%，均創歷史新高。公司2024年天然氣生產目標超100億立方米。

　　中國石化3月12日披露的數據顯示，公司在四川盆地探明天然氣地質儲量近3萬億立方米，累計生產天然氣超2000億立方米。

　　“中國石化將深入貫徹落實總體國家安全觀和能源安全新戰略，加快構建清潔低碳、安全高效的能源體系，堅決把能源飯碗牢牢端在自己手里，奮力書寫能源高質量發展新篇章。”馬永生表示。

　　來源：中國證券報 記者 張軍