摘　要：土库曼斯坦阿姆河右岸天然气合作勘探开发项目是集勘探、开发、建设、运行、销售于一体的综合项目。面对工期紧迫、工程浩大、自然条件恶劣、地质条件复杂、资源国基础设施较薄弱、决策环节较多等诸多困难，中国石油(土库曼斯坦)阿姆河天然气公司围绕2009年建成一期工程和2013年基本建成二期工程两大工作目标，针对海外项目特点和产品分成合同(PSC)要求，打破常规传统模式，创新勘探开发“一体化”的立体管理模式，即：组织管理一体化、信息共享一体化、研究体系一体化、业务流程一体化、科研生产一体化、地质工程一体化等来破除部门和井别限制，实现勘探开发业务融合管理、无缝衔接，减少重复建设，缩短气田建设周期，促进投资效益的提高。同时集成创新了盐下缓坡礁滩高压气藏群高效开发配套技术及特大型跨境台内滩叠合气田高效开发配套技术，并实现了规模化应用，填补了我国在该领域的技术空白。6年时间探明天然气储量超过5000×10⁸m³，基本建成年产天然气l30×10⁸m³的生产能力，取得了显著的社会经济效益，可为海外及国内同类型油气勘探开发项目提供借鉴。

关键词：土库曼斯坦  阿姆河右岸  油气田  勘探开发  一体化  立体管理模式

A 3-D integrated management mode helps promote the exploration and development of giant oil and gas fields with an annual production of more than ten million tons in the Bagtiyarlyk Contract Area

Abstract：The natural gas exploration and development proj ect in the Bagtiyarlyk Contract Area(on the Right Bank of the Amu Darya River)is the main gas supply for Central Asia Gas Pipeline and West to East China Pipeline．It is an integrated project of exploration，development，construction，operation and marketing which has an important strategic significance concerning national energy security in China．There are many difficulties in project implementation such as time urgency on such a gigantic scale project，adverse natural environment and complex geological conditions，weak infrastructures，and miscellaneous decision making procedures in the resources country，Turkmenistan．In view of this，according to the requirement of production sharing contract(PSC)and the characteristic of an overseas project．the Project Company adopted a three-dimensional integrated management mode of organization，information sharing，research system，business process，scientific research＆production，and engineeiing geology．Aiming at the Phase-I and Phase-Ⅱ projects in 2009 and 2013 respectively，the Project Company broke the limits of either departments or well types，integrated the management seamlessly with the exploration and development business，thus to avoid repeated construction and shorten the gas field construction period．The Project Company also integrated and developed the matching technologies for efficiently developing pre-salt gentle-slope reef-flat high-pressure gas reservoir groups and large cross border intra platform-beach superimposition gas fields，which have been applied on a certain scale．The investment benefit and socioeconomic performance are well increased．The explored reserves have been proved to be over 500 billion m³ within 6 years and the annual output capacity reaches more than l3 billion m³ basically in the shape of high speed．high level and high benefit．This study provides a helpful reference for similar domestic or overseas oil／gas exploration and development projects．

Key words：Turkmenistan，Amu Darya River Right Bank，oil／gas field，exploration and development，integration，Bagtiyarlyk Contract Area，3D integrated management model

1　项目背景

土库曼斯坦阿姆河右岸天然气勘探开发项目是中国和土库曼斯坦两国能源合作重大项目，也是中国石油天然气集团公司(以下简称中石油)目前最大规模的境外天然气勘探开发合作项目，是中亚天然气管道及西气东输的主供气源，是国家能源区域合作的重大举措，承载着中石油的经济、政治和社会三大责任。对我国实现能源进口多元化、保障国家能源安全、建设“美丽中国”具有重大战略意义。该项目自启动以来，一直得到中土两国领导人的高度重视，2007年8月，获得勘探开发许可证和作业许可证，项目正式启动。

阿姆河右岸合同区块面积为l.4×10⁴km²，作为海外油气合作区块，具有一系列有别于国内油气田的特点：①地质情况复杂，勘探开发难度大。与国内碳酸盐岩主要开发台缘礁滩及风化壳岩溶型储层不同，阿姆河右岸主要开发厚层复杂变形盐膏岩下伏缓坡礁滩及台内滩气藏，前苏联及土库曼斯坦近50年的勘探开发停滞不前，右岸盐下天然气勘探开发无成熟技术可借鉴，在地质认识、礁滩识别、薄储层预测、高效开发、钻完井、地面集输处理等多方面面临挑战^[1]时间紧、任务重。合同规定A、B区有效勘探期分别为：3+2+1年和6+2+2“一期工程”2009年建成投产，“二期工程”2013年建成投产，并实现年供商品气l30×10⁸m³，建设任务重，时间紧。③自然条件恶劣，社会依托条件较差。阿姆河右岸天然气勘探开发区位于世界第四大沙漠卡拉库姆沙漠东部，夏季地表温度在60℃以上；冬季气温多在-10℃以下，极端气候对施工作业和生产运行造成极大影响，资源国当地社会依托力量较差，物质、后勤保障基础较薄弱。④资源国政策多变，决策环节多、程序复杂，制约了勘探开发工作的正常开展。

中国石油(土库曼斯坦)阿姆河天然气公司(以下简称阿姆河天然气公司)面对一系列挑战和困难，创新体制机制，取得了辉煌的成绩。仅用了17个月时间，于2009年12月提前完成阿姆河右岸项目“一期工程”建设，提前向西气东输二线(中亚天然气管道)供气。目前，“一期工程”已经具备70×10⁸m³／a的生产能力，“二期工程”基本具备60×10⁸m³／a的生产能力，实现了高速度、高水平、低成本、高效益，在卡拉库姆大沙漠树起了一座新的里程碑。

2　管理模式的探索与实践

在传统管理模式下，勘探开发是分开的，很难从油气田整体效益来统筹安排，致使出现有些工作量互相重复等问题，造成人力、投资上的浪费；另外，如继续采用传统工作程序，勘探开发周期较长，不利于投资回收。勘探开发的效率和效益低下严重制约海外油气田的建设进程。

针对项目的特殊性、紧迫性及战略意义，阿姆河天然气公司紧紧围绕快速、规模、高效开发目标，打破油气勘探与开发及工程技术服务的固有模式，创新形成了以6个“一体化”为核心的立体管理模式，将原来彼此分散、独立的勘探和开发紧密结合起来，视勘探开发为一个有机整体，勘探向开发延伸，开发向勘探渗透，变前后接力为相互渗透，二者相互协调、相互配合，加快勘探开发实施进程，缩短勘探与开发之问的建设周期，缩短资源向储量转化、储量向产量转化的时间，早日获得经济效益，实现整体效益最大化。

2．1　组织管理一体化

结构决定功能，一体化的组织才能产生一体化的功能。

1)一体化决策。阿姆河天然气公司决策层由一名副总经理和一名总地质师组成，总地质师负责技术把关，协助副总经理进行重大事项决策，决策层统筹考虑产量、储量、效益等关键指标，对勘探、开发、作业和技术支持进行统一领导、统一指挥、统一协调、集中决策，及时解决项目组织、技术方案、质量控制等关键问题。

2)一体化管理。人员一体化是基础，是管理向精细化延伸、纵深化发展的关键，管理层由相关业务管理部门进行融合式管理，勘探、开发专业有机结合，勘探开发部门岗位按专业进行设置，每个专业人员对勘探开发全过程进行一体化技术管理，只有专业分工，没有部门界限，如物探技术管理人员对勘探开发地震采集和处理解释进行统一管理，测试管理人员对探井、开发井进行统一管理等。这样，一方面挖掘了专业技术人员潜力，减少了人员用工需求，应对了签证收紧的形势，另一方面便于勘探开发整体技术攻关、引进、推广工作，有助于提高勘探开发的理论和技术水平，整体优化工作部署和方案，减少重复的研究和现场工程施工。

3)一体化运作。执行层由相关专业技术服务单位组成，运作方式灵活多样，勘探开发技术项目创新采取了大包方式招标(包括研究、跟踪、调整3个方面)，既满足了产品分成合同(PSC)的要求，又解决了勘探开发立体化研究要求，得到资源国的赞同，现场服务推行以“业主+EPC”为主导的项目管理模式，强化目标管理和过程管理，按照市场化机制运作，确保现场施工作业全面受控。

2．2　信息共享一体化

勘探开发涉及多个专业、多个部门，数据量庞大，数据类型种类繁多，在传统的管理体制下，勘探开发部门分割，造成勘撂与开发之间信息不畅，而信息传递是否通畅、准确和及时，直接影响勘探开发一体化的运行效果。为了使勘探开发一体化研究有序进行，更好地开展不同领域、不同层次的课题研究和技术交流，实现信息交流和共享，阿姆河天然气公司建立了涵盖多学科、多专业，包括基础数据：综合研究、成果发布的“静动态数据库”，为各专业部门的数据采集和应用搭建了一个便捷的平台，统一了数据源，保证了信息的唯一性和准确性，满足了油气勘探开发生产的迫切需要，实现了各阶段成果及地质认识的数字化快速有效地传递和交流，实现了资源整合、信息共享，极大地提高了资源的可利用率和科研人员的工作效率。

2．3　研究体系一体化

通过多学科、多专业的联合协同攻关，不断继承、深化不同阶段的地质认识，强化制约发展瓶颈技术的攻关，充实完善勘探开发技术系列，提高勘探开发技术水平，缩短攻关研究周期，降低投资风险。

1)技术支持队伍一体化。与国内油气田不同，海外项目人员精干，主要为从事项目运作的管理人员，没有相关技术支持人员。阿姆河天然气公司充分发挥中国石油集团公司整体优势，精选技术支持队伍，构建起“1+N”的技术研究支持体系，即以一家综合性研究单位提供一体化服务为主、多家专业技术研究单位参与的强强合作模式，选择有50多年天然气勘探开发技术和经验的四川油气田的研究院(中国石油西南油气田勘探开发研究院和川I庆钻探工程公司地质勘探开发研究院)对项目进行全面技术支持，包括勘探、开发、现场技术支撑3大板块7个方面的技术支持及成果转化运用工作，选择中国石油勘探开发研究院、钻井工程技术研究院、工程设计有限责任公司、东方地球物理勘探有限责任公司等单位在各自技术和理论优势领域进行攻关研究和提供技术支持，专业齐全，优势互补，技术支撑体系完整、系统，人员长期保持稳定，确保研究工作的连续性，一体化技术支持队伍为项目快速推进提供了智力保障。

2)技术攻关研究一体化。如何多学科多专业协同研究，形成合力是研究体系一体化的核心。阿姆河天然气公司注重营造自由交流、民主决策的良好氛围，特别是鼓励和尊重不同的意见和看法，打造“2+2+N”交流平台：即依托国家示范工程和中石油重大科技专项，每年召开2次大型科技攻关交流会；围绕生产现场部署和实施每年召开2次地质论证会；根据需要不定期、多次进行开发方案、井位论证、试油没计等专业技术讨论会，充分发挥多专业协同互补、联合作战的工作优势，技术攻关不求单向突进，但求整体配套，力求形成纵向成套、横向覆盖的研究技术系列，勘探技术用于开发上，开发技术不断发展，为勘探服务，气藏认识及技术攻关成果不断深化、发展，实现跨部门、跨专业进行融合的勘探开发研究一体化。

2．4　业务流程一体化

打破以往勘探和开发各自部署的传统，改为双方共同参与部署，减少许多中间环节，使油气田开发步伐加快，整体效率得到提高。在增储的同时实现建产，在建产的同时进一步提交储量，做到探井与开发井相互利用，最大限度减少投资，努力提高投资回报。

1)工作目标一体化。以实现合同区l×10¹²m³。储量和年产200×10⁸m³产气量为共同目标，坚持当前目标与长远目标的统一。

2)规划计划一体化。“快速上产、快速回收、降低风险、提高效益”是海外项目的永恒主题，规划计划是工作指南和行动纲领，一体化的规划计划有力地指导了勘探开发工作的有序开展，勘探开发整体规划、有序接替，气田勘探、评价节奏依据气田开发计划展开，气田开发按照“近气快流、好气先流”的原则，划分主供气源、接替气源和备用气源，有序地接替投产。用关键节点控制保阶段目标的实现，用阶段目标完成保总体目标的实现。

3)方案部署一体化。围绕相对有利区，预探、评价、开发通盘考虑、整体部署，快速落实气层，控制气藏规模，规模开发建设。根据海外项目特点进行方案部署：①在部署思路上，通过二维地震采集攻关快速评价圈闭，加快预探，少退地，一旦发现油气，快速部署三维地震，评价与开发融合，储量落实与试采建设同步；②在实施方案上，通过每年召开两次大型的地质论证会，进行充分的思想和认识碰撞，提出井位目标、技术方案和技术措施，在此基础上，综合考虑增储上产、地质认识、勘探退地、施工条件等多种因素，对探井、开发井的钻井、试油作业进行整体优化，排出实施顺序，确保效果、效益最大化。

4)资料录取一体化。根据储量提交、规模开发的需要，取全取准资料，预探、评价、开发井互相补位，满足资料录取需求，开发所需资料可在探井、评价井口录取，预探评价井未取到的资料可在开发井上予以补充。为满足开发评价需要，探井测试提出“四个一”要求：录取一个初始地层压力，获得一个初始产能方程，测试一条可靠压力恢复曲线，分析一套准确流体性质，探井完井管串和油管选择要满足动态监测和开发生产的需要，根据地质认识的需要，适时在开发井补充取心资料，兼探潜力层系，搞清压力系统和气水分布情况。

2．5　科研生产一体化

加强科研工作的针对性，集中力量对影响和制约勘探开发、增储上产的技术瓶颈进行研究攻关；切实把科研与生产紧密结合、与实践紧密结合，以科研推进生产，在生产中深化科研，做到互相促进、相得益彰。

1)科研生产考核指标一体化。坚持利益共享、风险共担、责任共尽，将储量、产量、井位采纳率、钻井成功率、措施有效率等生产性指标纳入技术支持单位的年度工作目标责任书，严考核硬兑现，将科研和牛产结成利益共同体。

2)攻关研究目标与生产现场需求一体化。技术支持单位及时了解勘探开发中出现的新问题，将研究工作的地质认识、地质难题及需要的基础资料要求及时传递给生产现场并协调解决，确保地质研究阶段成果直接应用于生产现场，并根据生产动态中的反馈信息，围绕出现的难题开展研究，做到有的放矢，促使科研成果及时应用于生产。根据工区的主要矛盾，持续开展构造刻画、储层预测、气藏描述、开发模式、钻完井、集输处理一体化关键技术攻关，形成了盐下缓坡礁滩气藏群及盐下特大型台内滩叠合气藏高效勘探开发配套技术，实现了气田快速、高效、规模开发。

2．6　地质工程一体化

从部署沦证、方案设计到现场实施做到全过程一体化管理，以地质优化工程、工程保障地质，相瓦促进、共同提高，最终实现良好的勘探开发效果和经济效襦。

阿姆河右岸钻遇地层具有“高压浅层次生气藏、高压盐水层、高压目的层、高产储层、巨厚盐膏岩”等“四高一厚”的特征，严重影响高效、安全钻井(前苏联在此钻井期问事故频发，钻井周期长，工程报废率高达30％)。同时，为了实现稀井高产、高效开发的目的，需要大规模实施大斜度井整体开发，造斜增斜段均在盐膏岩中，对井眼轨迹控制提出了更高要求。①在设计阶段，地质考虑工程施工难度，尽可能避开浅层走滑断层、次生人工气藏区及高压盐水层等非目的层复杂带，根据地质特征，共同确定井身结构和井眼轨迹；工程考虑地质和开发需要，在储层变化大的地区，先钻导眼，搞清储层分布，然后再侧钻确保钻探效果，完井满足后期生产作业的需要。②在实施阶段，非目的层钻进期问，地质要为工程服务，做好层位预测、卡准中完井深、特殊岩性预报、压力预测等，规避钻完井风险，目的层钻进期问，丁程为油气发现、安全作业服务，尤其是精细控压、地质研究、人斜度井水平井轨迹控制、储层保护，确保钻井目的实现。尤其是强化随钻分析，实时跟踪，及时优化调整，重点工序和关键环节地质工程驻井现场办公，及时决策，确保优质安全。通过实施地质工程一体化，钻井成功率为100％，大斜度井(见图l)、水平井全部获得高产，单井无阻流量900×l0⁴～l500×10⁴m³／d，为高效开发奠定了坚实的基础。

3　实施立体化管理，勘探开发成效显著

5年间，通过创新勘探开发管理模式，克服了一个又一个难题，突破了一个又一个瓶颈，创造了一个又一个辉煌，勘探开发成效显著。

3．1　提升了整体地质认识水平

丰富并发展了含盐盆地碳酸盐岩油气成藏理论，极大地拓展了阿姆河右岸及盆地的勘探开发领域^[2]；突破了传统的堤礁相认识，确定了SAM气田为台内滩多层叠合气藏，对气田开发潜力评价及开发方式影响深远；“塑性滑脱，双重构造模式”新认识，将B区中部“分散式断块气出”演变为“大型整装气出”，探明储量增加l倍^[3-4](见图2)。

3．2　实现了储量资源和生产能力快速增长

在不到6年时间内，落实3个千亿立方米级气区，发现2个千亿立方米级潜力区，三级储量超过5000×10⁸m³，18个月实现了一期工程建成投产(仅为同类项目正常工期的一半)，生产能力持续增长，目前，已经具备年产l30×10⁸m³的井口生产能力。

3．3　形成了两类气藏勘探开发配套技术系列

集成创新了盐下缓坡礁滩高压气藏群高效开发配套技术及特大型跨境台内滩叠合气田高效开发配套技术，并实现了规模化应用。填补了我国盐膏岩下伏缓坡礁滩气藏及台内滩气藏开发理论及技术空白^[5-10]。

3．4　取得了显著的社会经济效益

SAM气田实现了气井与气田产能“双翻番”，单井平均产能由40×10⁴m³／d提高到80×10⁴m³／d；气田年产能由35×10⁸m³提高到70×10⁸m³；B-P气田气井产能大幅度提高，已实施的大斜度井测试无阻流量为900×10⁴～1500×10⁴m³／d，是直井产能的5～l0倍，单井产量均超过100×10⁴m³／d，是直井产量的3倍以上；开发井数减少50％。截至2012年底，该合作项目已累积产原料气151.44×10⁸m³，向中亚天然气管道输送l37.94×10⁸m³商品气，惠及长江三角洲、珠江三角洲沿线城市及香港特别行政区约5亿人口，促进了区域经济社会发展，缓解了我国天然气供应紧张局面，对保障国家能源安全、建设“美丽中国”做出了突出贡献。

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本文作者：刘合年  吴蕾  张培军  程绪彬  费怀义  邓常念

作者单位：中国石油(土库曼斯坦)阿姆河天然气公司

  中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院