中石油与国外大石油毕业论文.docx
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中石油与国外大石油毕业论文
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绪言
我国是资源大国，但技术较其他发达国家还有一定差距，本文通过中石油与国际大石油公司之间的技术对比，认识了中石油集团公司油气田开发技术的优势与劣势，并结合中石油集团公司的实际需求，提出了下一步发展的决策建议。
1水平井、多分枝井、智能井等建井技术
1.1中石油建井技术现状与面临的挑战
“八五”期间，水平井技术攻关被列为国家重点攻关课题，经过10余年的技术攻关，水平井技术在国内已得到大面积推广应用。
中石油水平井技术的应用，已由早期的零散挖潜为主向新区、老区产能建设整体应用发展，目前水平井已广泛应用于整装、断块、边底水、稠油、低渗透、特殊岩性等油藏，特别是在复杂断块、稠油、低渗透等边际油田的开发中发挥了重要作用。
目前制约水平井规模应用的因素还比较多，既有对水平井规模开发这种新理念认识不足的问题，也有工艺技术瓶颈的问题，还有对水平井开发的管理问题。
从技术角度讲，目前中石油在水平井方面主要面临以下几个方面的问题：
①钻井周期长。
②储层钻遇率低。
③水平井的分段改造工艺不完善。
④钻井成本高。
多分枝井大多是用于老井侧钻,以开发因水锥等原因造成的死油区和最大程度利用射孔段以上油层中的“阁楼油”。
多分枝井的优势在于利用老井,钻井工艺主要采用短半径水平井技术。
随着钻井技术的发展，多分枝井钻井技术也在不断地改进和创新。
膨胀管定位多分枝井钻井技术、智能多分枝井钻井技术、鱼骨型水平多分枝井钻井技术是近几年涌现出的新技术。
中石油智能井技术研究目前还处于空白阶段，虽然具备了一些井下监测技术，但还没有真正意义上的智能井系统存在。
1.2中石油与国外大石油公司建井技术差距
国外大石油公司的水平井、多分枝井技术已经能够应用于几乎所有类型油气藏，钻井成本已降至直井的1.2-2倍。
钻井数逐年增长。
水平井钻井技术正在向集成化系统、综合应用方向发展。
例如埃克森美孚公司水平井技术在俄罗斯库页岛海上和加拿大东部海上极地环境下的勘探开发中发挥重要作用，其水平钻井结合多级压裂技术用于致密气藏的开采大大地提高了采收率。
BP公司的多分枝钻井技术已经成功应用于阿拉斯加稠油的开采，大大地提高了稠油的产量。
道达尔采用复杂结构井开采稠油也取得了非常好的效果。
壳牌勘探生产公司与哈利伯顿能源服务公司合作研发的智能井技术将会把井下控制与产量监测技术结合起来，给油藏自动化注入新的活力。
壳牌的复杂结构井技术降低了小油藏以及地质复杂的油藏的开发成本，并且使得以前不可能开发的油气资源得到开发。
与国外大石油公司相比，目前中石油虽然已在几个关键指标上创出新高，但总体来看，无论是应用规模还是反映技术水平的重要参数，与国外相比都还有较大差距。
从中石油掌握的技术来看，目前热采稠油油藏水平井开发技术和分枝井技术已取得突破性进展，水平井分段压裂技术和地质导向技术取得阶段性成果，有待进一步试验攻关。
但在长水平段的地质导向技术、长水平段的储层保护技术、长水平段的储层改造技术、分枝井产层保护技术、钻井液配伍技术等方面，与国外大石油公司相比还有较大差距，一定程度上制约了中石油水平井技术的规模应用。
在管理方面，目前针对水平井整体开发的油藏经营管理还不到位，从水平井前期井位设计到后期开发缺少一套高效活的管理办法，特别是没有建立起全过程跟踪分析的高效团队。
凡此种种因素，在一定程度上制约了水平井技术的大规模推广应用。
1.3对中石油的启示与建议
（1）随着技术的不断进步，水平井、多分枝井对复杂油气藏的适应性将越来越强。
在新区产能建设方面，应用水平井技术和多分枝井将使得开发方案更加优化。
在老区产能建设和挖潜调整方面，水平井技术和多分枝井将帮助我们真正实现“油藏精细管理”的目标。
对于低渗透、稠油、缝洞型碳酸盐岩等边际油田来说，水平井和多分枝井以其更大的钻遇率和更大的泄油面积，可大大提高油藏的动用程度。
国外石油公司的成功经验也充分表明，水平井、多分枝井可以在低渗透油田开采、海上油气田的开发、稠油的开采中发挥重要作用。
所以，中石油有必要进一步加大对水平井、多分枝井技术的攻关力度，提高钻井速率和钻遇率，降低钻井成本，完善水平井分段该造工艺和改造工具，以使水平井、多分枝井技术在开发我国的稠油、低渗等非常规油气资源中发挥更重要的作用。
（2）智能井技术将油藏动态实时监测与实时控制结合在一起，为提高油藏经营管理水平提供了一条崭新的途径。
随着油气勘探开发目标逐步转向复杂地区、滩海及深海等恶劣环境，中石油也应该开展智能技术硬件和软件方面的相关研究。
由于中石油在智能井技术方面与国外大石油公司存在较大的差距，建议中石油采取以国内现有技术为基础，借鉴国外石油公司（如壳牌）的成功经验，采取快速跟进的技术战略。
2提高采收率技术
2.1中石油提高采收率技术现状与面临的挑战
（1）注气提高采收率。
中石油早在20世纪60年代初就开始关注注气驱方法。
1963年大庆油田对CO2驱进行了研究并于1965年进行了先导试验，与水驱相比，采收率提高10％左右。
1969年3月至1970年6月又进行了注CO2加轻质油段塞的试验，结果比水驱采收率提高了8％。
自1985年以来，根据国内石油生产的需要，中石油又深入开展了气体混相驱和非混相驱研究工作，并在大庆、华北、大港、吐哈等油田相继开展了矿场试验。
大庆油田在萨南进行了CO2非混相驱矿场试验；华北油田在雁翎开展注N2非混相驱矿场试验。
在西部，吐哈葡北油田已开始实施注气混相驱。
此外，大港大张坨凝析气田和塔西南柯克亚凝析气田注气的成功，实现了中石油注气开发凝析气田零的突破，为注气驱开辟了新途径。
近期，中石油在吉林油田发现了大量的含CO2的气藏，又掀起了新一轮注CO2提高原油采收率技术的研究。
（2）化学驱提高采收率。
中石油在20世纪80年代末、90年代初和90年代末组织了两次全国油田的大型筛选分析工作，根据我国地质条件、原油性质和地层水矿化度状况等具体国情，选定化学驱作为提高采收率新技术的重点，而聚合物驱又被确定为首要发展方向。
经过“七五”、“八五”、“九五”攻关，进行了一系列室内研究和现场试验，已掌握了聚合物驱较为完善的配套技术。
中石油目前已发展的三次采油技术包括胶束、聚合物驱、一元复合驱等化学驱油技术和混相驱油。
并且发展完善了7项聚合物采油配套工艺技术：
①聚合物筛选、评价技术；②聚驱数值模拟技术；③聚驱综合调整技术；④聚驱采油工艺配套技术；⑤聚驱地面配注技术；⑥聚驱动态监测技术；⑦聚驱采出液分离处理技术。
目前，聚合物驱主要在大庆油田实施，依然是大庆油田三次采油的主体技术。
中石油面临的挑战还有：
解决二类油层聚驱采收率及聚驱后油藏接替技术；加快化学复合驱高效廉价和适应性强的驱油体系研制；扩展三次采油技术新途径。
（3）微生物驱。
微生物采油因为成本低、工艺简单、施工方便、适应性广泛、经济效益也较好，日益受到各国重视。
中石油此项技术起步较晚，20世纪60年代才开始研究，但近期
发展较快。
据不完全统计，中石油所属各油田已在1900多口井中进行了微生物吞吐试验和增产作业，增产石油约20万吨。
大港、华北等油田已开展了微生物驱油现场试验，取得了初步效果。
微生物采油技术涉及多学科领域，在组织实验和方案设计时应有多方面专业人员参加，微生物、地质、工艺的科研人员必不可少。
目前，中石油微生物采油技术研究力量过于分散，而且协作与交流不够，这可能导致一些重复研究和资金浪费。
2.2中石油与国外大石油公司提高采收率技术对比
国外石油公司在三次采油技术方面主要发展了气驱采油技术、化学驱采油技术、微生物采油技术、油层深部调剖技术和主要针对稠油开采的热驱采油技术、物理法采油技术。
目前，国外大石油公司在气驱采油技术、微生物采油技术、油层深部调剖技术等方面具有优势。
如埃克森美孚在提高原油采油率方面一直处于领先地位，并且在不断研发新的注气、化学驱、热采等方法，凭借其在热采方面的行业领先经验，已经使得冷湖地区的采收率从13%增加到了30%多。
BP自主研发的低矿化度水（<4000ppm）驱技术能够显著改善水驱的效果，与其他化学EOR工艺相比，低矿化度水驱不需要大量的化学剂，也不需要进行复杂的地面处理，所以这项工艺能够在恶劣的环境下较容易地实施。
壳牌的提高采收率项目也遍及全球各地，主要以气驱和热采为主。
而挪威国家石油则在提高海上油气采收率方面稳居世界先进水平。
挪威国家石油公司与壳牌公司于2006年3月签订合作协议，共同研发海上注CO2提高采收率的技术。
与国外大石油公司相比，中石油在聚合物驱方面技术领先，在气驱技术方面还有较大差距。
中国石油在注天然气驱和注气混相和非混相驱技术方面的研究工作还处于试验期间，基本都未形成工业化应用能力，一些工艺与技术与国外大石油公司相比还有较大的差距。
中石油的聚合物驱技术在全世界被公认为技术领先，开发效果和经济效益显著，能大幅度提高采收率。
聚合物驱技术研究与应用方面目前尚属先进水平，应用规模之大和获得的经济效益等方面都是世界第一的，聚合物驱在大庆油田应用取得了巨大成功。
虽然也有一些国外公司开展了聚合物驱油，但其规模都非常小。
2.3对中石油的启示与建议
（1）目前中石油很多老油田都已进入中后期，呈现出了高含水、高采出程度的状态。
这使得后续开采难度增加，成本提高。
另一方面，新发现油田中优质高产的较少，而地质条件复杂、品位低的居多。
因此，发展提高采收率技术已成为保证我国石油工业持续稳定发展的一项战略任务。
（2）目前中石油油气田开发的主体技术是注水开发，提高采收率首先需要考虑改善水驱的作用，BP公司内部研发的低矿化度水驱技术能够显著改善水驱的效果，而且与其他化学EOR工艺相比，不需要大量的化学剂，也不需要进行复杂的地面处理。
所以，这项技术值得中石油借鉴，建议中石油开展低矿度水驱技术的室内研究和先导试验研究。
（3）随着环保意识的逐渐加强，全球对温室气体的排放限制也越来越严格，中国石油作为肩负经济责任、政治责任和社会责任的大型国有企业，在为国家提供急需能源的同时，应当主动承担二氧化碳减排责任，充分展现中国石油保护环境的良好社会形象。
建议中石油借鉴壳牌和挪威国家石油公司在二氧化碳的捕集与提高原油采收率方面的先进技术和成功经验，集中力量尽快攻克吉林油田二氧化碳埋存及综合利用的瓶颈技术，为利用二氧化碳资源有效动用低渗难动用储量、提高石油采收率提供强有力的技术支撑。
（4）建议中石油在化学复合驱技术领域发展特有技术，在化学复合驱技术上打出自己的品牌技术。
3数字油田技术
3.1中石油数字油田技术现状与面临的挑战
2001年，数字油田被列为中国“十五”国家科技攻关计划重大项目。
中石油在2000年制定了IT发展战略规划,制定了地球科学与钻井、上游生产信息系统、地理信息系统、ERP等关键的数字油田建设项目,部分项目已经启动。
大庆油田有限责任公司也制定了信息化建设总体规划,明确提出了数字油田的建设目标,合理布置了建设项目,部分项目已经实施,并取得良好效果。
新疆油田已经建立了数据中心。
为了便于理解和更加深入地研究建设数字油田，2003年，大庆油田有限责任公司将数字油田的内涵进行了初步的划分,在原有基础上提出了广义数字油田和狭义数字油田的概念。
这种内涵的划分也决定了数字油田建设的步骤,即首先建设狭义数字油田,然后进一步实现广义数字油田。
目前,大庆油田提出的数字油田基本构架已经得到普遍的认可。
在该架构中,数字油田被划分为7个层次,自底向上依次为：
环境层、数据层、知识层、模型层、应用层、集成层和战略层。
这种层次的划分不仅有利于理解数字油田,更能对具体的数字油田建设方案起到重要的指导作用,为今后的数字油田建设打下了坚实的理论基础。
按层次、分模块进行信息化建设已经被证明是行之有效的策略。
大庆、胜利、新疆和塔里木等油田制定的数字油田建设方案都基本符合这个架构体系,其指导作用已经体现。
数字油田的研究、建设内容以及建设步骤也已经初步确定。
3.2中石油与国外大石油公司数字油田技术对比
现在许多人都在谈“数字油田”，就目前的状况而言，虽然有的公司已经引入了“数字油田”的概念，而真正在严格意义上使用“数字油田”技术的石油公司还几乎没有，有的做到的只是“实时管理中心”。
壳牌石油公司已经和哈里伯顿公司建立了基于兰德马克“智能完井”技术的合资公司，该项技术可以在完井时通过可视技术直接观察地下的地质情况。
BP的数字油田计划，目标是实现从市场到油藏作业的全过程数字化，建成虚拟化的油气田，大大提升公司的整体运作水平，这一概念正在挪威Valhall油田得到实施。
雪佛龙公司在美国东德克萨斯的Carthage天然气田采用了数字油田技术，通过先进的传感器、监测装置和优化工具实时监测油田动态，并不断调整操作条件，提高了气田的产量，改善了开发效果。
雪佛龙公司已经将数字油田技术向世界各地的8个油田推广，并计划在更多的油田推广应用，包括深水油田。
中石油与国外大石油公司在数字油田研究与建设方面的差距较为明显,但并非很大。
国外各石油公司一般都拥有更为完备的计算机网络和应用系统平台,而且具有先进的信息化建设思想,数字油田建设基础较为牢固。
在研究方面,中石油基本与国外保持同步,某些领域甚至领先于国外。
例如,国外石油公司对数字油田的研究内容主要集中在现场应用方面,更侧重于油田实体的数字化,而对业务流程的改造以及经营管理的数字化关注较少。
3.3对中石油的启示与建议
（1）如果用通讯行业的发展进程来作比喻的话，从常规技术到“数字油田”技术的跨越就如同从当初的有线电话发展到如今的无线移动电话，而中国石油则不必再从“有线电话”开始起步，可以直接使用“移动电话”，此项技术可以帮助中国石油实现建设跨国企业集团的目标。
（2）纵观国内外数字油田的建设，不管从技术还是管理的层面上看，都还存在不少难题，尤其是业务流程革新、多元异构数据整合以及专业技术软件的开发等，将在相当长一段时间内困扰数字油田的发展；而油气工业的各种工作流程和不同领域活动所采用的技术与地下油藏、油井生产监控和地面控制系统的数据流整合在一起，更是一个较为困难的问题。
中石油可以借鉴壳牌在数字油田技术方面的经验，与石油服务公司、国内知名研究机构、计算机软件公司等通力合作，采取合作研发的模式。
4稠油开采技术
4.1中石油稠油油田开发现状及面临的挑战
我国已探明的石油储量约为50亿吨，其中稠油14亿吨，约占总石油储量的近30%，是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。
中石油在辽河、新疆等油田相继发现了多个较大型的深层稠油油田。
这些稠油油田用常规方法试油试采较难获得工业油流，若利用现有技术进行注蒸汽热采，预计热利用率低、产能低、储量不集中难以形成有规模的产能建设阵地。
因此中石油应探索和采用新技术、新工艺、新开发方式，建立难动稠油开发新概念，才能经济有效地开采未动用的地下稠油资源。
在“十五”期间，中石油的中深层稠油蒸汽驱油技术取得重大进展和突破：
（1）辽河油田齐40蒸汽驱先导试验取得成功，扩大试验进展良好，已形成汽驱适用性筛选、井网井距优化、注采参数设计、高注采比工艺配套四项技术，突破了中深层稠油蒸汽驱的界限，使2亿吨稠油储量可分批转入蒸汽驱工业化生产，在蒸汽吞吐基础上再提高采收率25%。
（2）辽河冷家油田中深层超稠油SAGD技术取得重大进展，利用直井+水平井组合技术，大幅度提高了油井周期产量，为稠油和超稠油开采提供接替技术开辟了新领域。
（3）中深层组合式间歇蒸汽驱试验效果明显，为稠油高轮次吞吐阶段转换开采方式提供了手段。
4.2中石油与国外大石油公司稠油开采技术对比
稠油开发方面几乎所有的技术都源于国外大石油公司，都是在国外首先提出、研发和商业应用的，特别是埃克森美孚公司。
埃克森美孚公司自1960年以后来先后获得了蒸汽吞吐、SAGD、LASER等多项稠油开采技术专利。
埃克森美孚1982年获得专利的蒸汽辅助重力泄油（SAGD）是一个迅速崛起的技术，在加拿大应用达到100对以上的水平井对，开采效果较好。
埃克森美孚2005年获得专利的LASER（LiquidAssistedSteamEnhancedRecovery）技术是把一种低浓度的稀释液加入蒸汽中来提高稠油采收率。
这项技术适用于循环蒸气驱中后期，2007年已经开始进行了小规模的商业化应用。
此外，BP的多分枝钻井技术在阿拉斯加的稠油开采中获得了成功的应用，多分枝井的产量是直井的10倍。
壳牌主要采用多种技术的集成来提高稠油采收率，用多种技术进行先进的油藏监测。
道达尔开采稠油历史悠久，技术成熟，在提高稠油采收率、油质改良和原油处理加工过程等方面都拥有先进的技术。
中石油在20世纪末才开始启动蒸汽驱项目，但研发的配套技术已基本上满足了稠油、超稠油和中深层稠油开采的需要，对比技术的配套程度和成熟程度与国外大石油公司相比都具有很大差距。
中石油最近几年才开始在辽河进行稠油蒸汽驱、蒸汽驱水气交替驱和水平井开采稠油等方面的先导试验，在稠油开发和开采方面，蒸汽驱热能管理、油藏监测、SGAD和稠油冷采技术都有很大的发展潜力。
4.3对中石油的启示与建议
中石油目前开采稠油主要依靠热采技术，但各种热采技术的应用都面临能源消费量较高、温室气体排放量较高的问题。
道达尔正在研究的溶剂增强工艺（ES-SAGD）和埃克森美孚已经小型商业化应用的LASER技术给了我们很好的启示，建议中石油加强在稠油复合（溶剂+热）开采技术方面的研发力度。
5天然气开采技术
天然气作为一种优质、高效的清洁能源和化工原料，对于改善能源结构、保护大气环境、提高能源利用效率，进而实现国民经济的可持续发展具有重要的促进和保障作用。
近年来，天然气的开发及利用越来越受到重视，天然气工业已成为国民经济中重要的能源产业部门之一。
我国天然气资源量为38万亿立方米，可采资源量10万～15万亿立方米，主要集中在塔里木、四川、陕甘宁、鄂尔多斯、东海、渤海湾、莺歌海、琼东南、准蔼尔、柴达木等地区，这些大气田的资源占全国总资源的80％以上。
目前，我国天然气产业整体水平还很低，资源探明程度10%左右，尚处于勘探早期，天然气在能源结构中比例不到3%，仅为世界平均水平的1/8。
天然气状况与石油有较大差别，天然气正处于大发展的初期，全国六大气区正在形成和发展，有十分广阔的远景区域，有很好的机遇继续发现大型气田，每年储量增长很快，而且只要加强勘探，可以在相当长的时期内保持高增长趋势。
但是随着勘探开发的不断深入，勘探开发对象越来越复杂。
开发对象从优质孔隙型砂岩和孔洞型碳酸盐岩储层向低渗、超深异常高压、高含硫、火山岩等复杂气藏类型拓展。
2006年底的已探明未开发天然气地质储量合计1.18万亿立方米，其中低渗和高含硫气田储量为7000亿立方米，占60%。
2007年初审新增天然气探明地质储量9937亿立方米，低渗透占84.5%，火山岩占14%。
从目前的勘探领域看，预计未来几年新增探明储量仍以低渗透、高含硫、火山岩三类气藏为主。
因此，低渗透、高含硫、火山岩等复杂类型气田已经成为开发建产的主要对象，开发主体的复杂性使得天然气开发面临技术、安全和成本不断上升的多重挑战。
5.1致密气开发技术
（1）中石油低渗致密气田开发现状及面临的挑战。
中国致密砂岩气藏勘探领域广阔，四川、鄂尔多斯、柴达木、松辽、渤海湾、塔里木及准噶尔等10余个盆地都具有形成致密砂岩气藏的有利地质条件，远景资源量丰富。
目前致密砂岩气藏天然气产量占中国天然气总年产量的1/5左右，已成为天然气供应的一支重要力量，并将继续成为储量和产量增长的亮点。
就探明储量和技术实力而言，致密砂岩气藏是中石油最具现实勘探开发意义的非常规天然气领域。
致密砂岩气藏具有低孔低渗、裂缝发育、局部超低含水饱和度、高毛管压力、地层压力异常、高损害潜力等工程地质特征。
中石油经过10多年持续攻关，已经形成了裂缝性致密砂岩气藏保护屏蔽暂堵技术系列、气体钻井及全过程欠平衡完井保护技术系列，成功试验了CO2泡沫压裂液体系、N2增能压裂液体系和低摩阻高黏度瓜胶有机硼冻胶压裂液大排量套管注入的大型压裂工艺[88]。
针对须家河组气藏低渗低产、非均质性强、气水关系复杂等客观事实，西南油气田公司采取评价与建产相结合的办法，一方面展开水平井开发试验，两一方面大力推广直井压裂改造新技术，取得了突破性进展。
以苏里格气田为代表的低渗透储量的规模经济有效开发还存在许多问题。
经过4年左右的评价和技术攻关，2005年，苏里格气田开始采用新机制进行规模开发，2007年底建成年产30亿立方米的配套产能。
但是，目前总体单井产能低，压力下降快，稳产期短，预计采收率只有20%。
亿方产能建设投资高达2.8亿元，在当前的经济技术条件下，苏里格气田开发经济效益差，如何提高单井产量、提高最终采收率和进一步降低成本，更加经济有效地开发好苏里格大气田仍是一个需要长期面对的问题。
（2）国外大石油公司致密气开采技术。
壳牌公司与中石油合作开发的长北项目已经全面建成投产，2007年成功实施4口多分枝长井段水平井，平均单井日产超过百万立方米。
埃克森美孚公司在致密气开采方面拥有两项专利技术：
即时射孔技术（JITP）和环空连续管压裂（ACT-Frac）技术，这两项技术有望提高多产层油藏的采收率和获得多产层非常规油藏的经济采收率。
此外，埃克森美孚还利用其成熟的水平钻井技术结合多级压裂技术来大大地提高致密气的采收率。
道达尔在致密气开采方面也有着非常丰富的经验。
（3）对中石油的启示与建议。
壳牌在长北项目中所采取的长水平井段替代压裂的方法给我们很好的启示，那就是走一条不完全依靠压裂来开采致密气的道路，而是依靠长水平井、多分枝井来增加泄油面积，进而大幅度提高单井产量，这也是一个国际趋势。
埃克森美孚的两项开采致密的专利技术对于中石油提高多产层油藏的采收率也提供了很好的方法和思路。
5.2高含硫气田开发技术
5.2.1中石油高含硫气田开发现状及面临的挑战
（1）勘探开发现状。
高含硫气田主要分布在川西北和川东北，资源量超过万亿立方米。
中石油探明含硫气田5个（中坝、罗家寨、滚子坪、渡口河、铁山坡、金珠坪），探明地质储量1564亿立方米（2006年数据）。
四川中低含硫气田开发较多。
高含硫气田中，中坝气田已开发多年，建成配套产能4亿方，2005年产气1.73亿立方米；铁山坡气田共钻探井5口，完钻开发井2口，正在编制开发方案；渡口河气田共完钻探井4口，正在编制开发方案；罗家寨气田2004年完成气藏开发实施方案，完钻开发井10口，地面集输管线已完成20%、天然气净化厂工程已完成50%，由于受技术条件限制而无法保证安全开采，中国石油转向寻找国外合作伙伴。
中国石油天然气集团公司与美国雪佛龙公司2007年12月18日签署了为期30年的川东北天然气开发生产区块合同，这是中国石油目前最大的陆上石油天然气对外合作项目。
该合作开发的区块中包括“问题气田”罗家寨高含硫气田。
公司人士指出，与雪佛龙合作开发，主要是考虑到安全生产，利用雪佛龙先进的开采高含硫天然气的技术。
（2）面临的主要挑战。
众所周知，中国石油在罗家寨高含硫气田发生了两起大的事故（“12.23”和“3.25”），勘探开发遇到较大的挑战，归纳起来主要是技术方面和HSE方面的六个重点问题：
①高陡构造和多压力系统的钻完井技术。
一是钻井周期长，如川东北4000多米的井钻井周期长达6个月以上；二是容易发生井漏，气藏上部发育低压缝洞型储层，钻井过程经常发生井漏；三是固井质量难以保证，完井的大部分井固井质量差。
②选材与防腐技术。
一是硫化氢和二氧化碳共存条件下的腐蚀机理还不清楚；二是选材和评价问题；三是防腐剂的筛选及加注工艺。
③元素硫沉积规律认识及防治技术。
目前国内还没有高含硫气藏井下取样技术，对硫的相态特征认识不足，硫溶剂的筛选和加注工艺尚不成熟。
④污水处理与回注技术。
高含硫气田的污水具有强腐蚀性，国内现有技术不能完全解决三个方面的问题：
污水的处理工艺、装备及药剂筛选；污水回注井材质、井身结构设计；双回注地层的选评。
⑤净化厂的设计与建设。
高含硫气田的
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