华北油田绝大多数未动用储量均可划归为难采储量范畴, 而由合作开发项目部负责开发的储量占到华北油区总未动用储量的63%。“粮食”越来越差,如何做出“好饭”?在资源劣质化程度加剧形势下,如何盘活这部分“沉睡”资源?

  华北油田打破思维定式,创新开发方式,探索建立市场化、开放式的组织模式,共纳入合作开发区块100个,现已动用28个。截至目前,合作开发项目部已生产原油36.11万吨。

  措施工作量
  措施增油量

  转变技术路线

  获取有效益产量

  难采储量区块,大多是依据传统工艺技术模式,经反复论证为无效、低效的区块。如果继续延用旧的开采技术,仅依靠压缩投资、节约材料、简化流程等方法,很难实现经济有效动用。因此,难采储量开发必须大胆探索,参考或引入致密油开发的新技术、新工艺,突破技术瓶颈,向创新驱动要效益。

  把难采储量变为可采储量,精准认识地下地质情况是第一步。地质人员把解决静、动态资料残缺不全问题作为首要抓手,对200余口井资料进行系统对比。同时,面向公司内、外部研究机构公开招标,引入前沿研究技术,提高方案论证和编制水平,提高产能贡献率和到位率。

  依托工艺技术进步, 努力提高单井产能。难采储量既有典型低渗、注不进水油藏,又存在大量边缘、破碎、零散无法实现注水开发的低效开发区块。经研究论证,项目部引进适合于低产、低压、边远零散区块开发需要的新型油井吞吐采油技术,通过在同一口井、同一油层中既注入又采出的方式,提高低产低效井的采油速度和采出程度,改善油田开发效果。今年年初以来,项目部加快新工艺新技术的应用评价及推广,先后调研大港、吐哈油田注水吞吐、氮气吞吐、二氧化碳吞吐等工艺,计划开展单井吞吐先导试验9口井。

  此外,针对所辖油藏地质情况复杂、常规工艺技术难以实现有效开发的难题,项目部通过“借脑引智”,先后与渤钻井下公司、山东科瑞公司、贝克休斯公司等进行合作。在新技术“请进来”的同时,还注重“走出去”,委派专业技术人员远赴大庆油田实地考察井下数控往复式潜油电泵,论证该技术在华北油田合作开发区块油井的适应性,提高采油效率。

  转变运营模式

  开展市场化运作

  难采储量,难在获得高收益。由于油藏地质条件复杂、隐蔽性强,使得这部分储量呈现开发难度大、创新要求高等特点。

  针对难采储量,油田公司为合作开发项目部画出了两条“生存红线”。一是通过市场化运作,降低产能建设投资水平。二是通过项目运作实现自负盈亏,不能形成新的亏损。

  市场化运作,是华北油田动用难采储量的一条出路。今年,项目部借助改革之机,突破市场准入制度限制,引入优质施工队伍、先进工艺技术、先进设施装备,降低建设和开发成本,提高难采储量开发水平和效益。

  3月以来,这个项目部与渤海钻探公司就产建井筒工程总承包事宜进行3次全面对接,协商一致后,分别签订钻井、固井、录井、试油作业、压裂合同,使单井投资下降。同时,针对渤海钻探施工力量不足的实际情况,积极争取上级支持,在华北油田历史上首次办理了外部压裂、大修等施工队伍的施工资质,为推进市场化施工奠定了基础。目前,项目部今年已实施钻井作业10口,压裂及井下作业35口,节约投资约1600万元。

  “没有市场化,就没有难采储量开发项目。”合作开发项目部经理闫睿昶说。未动用的难采储量作为一种特殊的油气开发项目,与常规油气开发项目有许多共同点,但又有其特殊要求,必须利用政策优势,创新体制机制,建立起建设、生产、物资等市场化运作模式。

  转变管理理念

  深化内外部挖潜

  随着开采不断深入,油田进入以非常规油气为主体的勘探新阶段已是大势所趋。难采储量开发,在面临经济风险和技术风险两大难题外,必须通过精细管理,用管理堵漏洞,逐步减少“出血点”。对合作开发项目部来说,目前除了通过市场化运作推进72个未动用难采储量区块建设外,如何做优已建成的28个难采区块的开发管理,是合作开发项目部面对的现实问题。

  项目部通过内部挖潜,开源节流初见成效。项目部通过加强资源调剂,盘活闲置资产,内部挖潜调剂抽油机6台,变压器8台,活动值班房16座,高架储罐14具,节约资金565万余元;修复使用旧油管近2000根,节约费用60余万元。项目部还积极与渤海装备石油机械厂进行协商,将项目部库存339.7套管头免费调换为2018年项目部适用的244.5套管头,并为库存套管头免费更换橡胶密封件,为项目部节约采购资金26万元。

  优化简化工艺流程,实现降耗提效。项目部针对采油生产交接和以往运行中存在的问题,以优化简化工艺流程,降耗提效为主旨,摸排生产运行存在问题,论证改造实施方案。目前已编制完成的《三厂区域拉油点进系统改造方案》,减少了人员看护和原油拉运成本;改造后的庄1断块油水处理系统实现了污水就地回注,减少了拉运工作量。

  专家点评

发动市场和技术引擎 推进难采储量有效开发

  通过5年多的难采储量开发实践,合作开发项目部深刻认识到难采储量开发是一种特殊的油气开发项目,与常规油气开发既有共同点,又有特殊性。其工作核心和终极目标就是实现难采储量开发的经济有效性。

  难采储量开发是一项系统工程,需要从开发模式、开采工艺、管理体制、运行机制等多方面进行改革创新,需要汇集科研支撑、施工建设、物资供应、生产管理、油气销售等多方力量,发掘上下游整体边际效益,才能变无效为有效,最终实现难采储量向经济可采储量的升华。

  难采储量是行业综合指标限制下的边际储量、临界储量,只有在前期评价论证、不断优化开发方案、探索不同开发方式的基础上,勇于突破创新,选择更加经济有效、贴切合理的非常规开发模式,才能解决难采储量普遍具有的低孔隙、低渗透、低丰度、低产量等开发难点,这是难采储量最终创造效益的前提。

  由于难采储量开发难度大,效益空间小,投资风险高,目前还比较缺乏配套、有效的措施与解决办法,需要在油藏描述及评价技术、钻井及完井技术、压裂及增产技术、开发方式优化技术、地面工程简化技术等方面进行开拓和创新。项目部需要在依托油田公司技术力量的基础上,广泛引入行业内外先进、适用的新工艺新技术,提升开发工艺技术的针对性和有效性,这是创造难采储量效益的最终支撑力量。

  采用新的管理体制,应用新的运行机制,尽最大可能降低开发建设投入和压缩、控制开发生产成本,是持续创造难采储量开发效益的根本手段。作为一项先导性工作,顶层设计合理是保障后期顺利运行的关键。

  在现有条件下,一方面市场化运作对于降低难采储量建设成本就像生命需要空气一样重要。市场化程度的大小,与建设成本降低幅度密切相关。市场化有自己的游戏规则,建立市场化首先就是建立游戏规则,也就是从上到下,制定出台市场化的政策和制度,并强力保障执行。项目部就可以依照规则大刀阔斧进行市场运营,引入队伍,建立市场,形成竞争,实现降本增效。另一方面,社会化服务对于减少管理层级,压控开发生产成本也如鱼儿离不开水一般重要。打破老的采油厂、作业区、班站三级管理模式,引入社会化服务力量,大力压缩人工成本,提高管理效益,强化目标责任制,推行薪酬激励机制,方能保障降本增效工作实现常态化。

  项目部回购到油田公司后,开启了二次创业的新征程,我们有更坚定的信心,攻关克难、艰苦奋斗,为油田公司深入推进难采储量开发书写新的篇章。(闫睿昶(华北油田合作开发项目部经理)

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