编者按:勘探开发是此次受低油价冲击最直接最严重的业务板块之一。困境中,油气田企业如何提高采收率,实现控递减?如何提升存量资产创效能力?如何通过科技创新提高探井成功率,多拿经济可采储量和效益产量?

  本期我们将继续厘清思路,探讨提质增效一系列难题的突破点。

  圆桌讨论

  提高探井成功率的关键点是什么?

  张永庶(青海油田勘探事业部经理):

  探井成功率是衡量一个探区勘探综合成效的关键指标,要提高探井成功率必须把握好三个关键点。

  一是加强地质研究。充分发挥油田的统领作用,不断优化强化科研团队,持续加大顶层设计,统领油田公司范围内的国家重大专项、股份公司重大专项、油田公司科技项目、勘探生产课题等各级各类项目,结合新的研究成果认识,及时调整补充。在基础研究上,突出重点区带构造演化、沉积体系展布、储层发育特征、成藏模式研究和有利圈闭评价,为勘探工作指明方向,提供井位。

  二是提高工程技术水平。工程技术是油气勘探的实现手段,所谓“钻头不到油气不冒”说的就是这个道理,但是随着油气藏向低压低渗和非常规方向发展,即使钻头到了油气依然不冒。这就需要持续加强油气层识别和试油气工程技术攻关,深入挖掘测井曲线和特殊测井的地质信息,提高测井符合率,确定试油气层位;通过压裂、酸化等方式解放油气层,提高试油成功率。

  三是制定正确的勘探思路。探井成功率虽然是衡量区域勘探成效的重要指标,但不是唯一指标。一个特定探区的特定阶段,探井成功率过高可能预示着甩开程度不够,不利于勘探的长期发展,探井成功率过低可能反映了勘探部署过于激进,增加了地质风险和成本压力。

  姚泾利(长庆油田勘探事业部副经理):

  提高探井成功率,重点从机制创新、部署优化、技术应用、质量管控四个方面入手,着力解决好思想不主动、资料不充分、技术不匹配、质量不合格等关键问题。

  一是建立井位建议竞争机制,参照实施效果进行反向考核评比,补齐以往“重结果轻反思”“只分析不考评”的管理短板,逐步培育部署单位探井实施“终身制”责任意识,充分调动支撑单位部署积极性;

  二是要结合现场生产动态,及时调整部署思路,尤其是要抓住风险领域苗头性发现和高效领域新发现这一关键点,坚定风险目标持续探索不动摇,坚决打赢效益勘探进攻仗,确保全年风险勘探和高效储量落实目标顺利实现;

  三是油气勘探要大力实施创新驱动战略,坚持走技术创新之路,地震、钻井、录井、测井、试油气等各专业领域技术攻关要全面发力,集中力量攻克一批制约勘探发现的瓶颈技术,助力油气勘探取得发现;

  四是做好现场实施质量管控,把好资料品质、工程质量关,持续巩固建设成果,形成常态化机制,坚决做到降本增效背景下质量管控标准不降、力度不减。

  屈卫华(吉林油田勘探开发研究院天然气勘探所所长):

  在油田生产过程中,提高探井成功率主要有三个关键点,简单概括起来,可以围绕扎实做好“三精”工作来进行。

  首先,做好精细研究工作,在探井施工前要做好扎实的准备工作,充分了解地下构造。结合资料,精细落实成藏要素,分析每个区块存在的关键问题,开展深入研究,落实成藏条件及富集主控要素,建立富集模式。其次,前期工作的基础上,做到精准部署,靶向施工。落实圈闭及甜点,在富集模式的指导下,细分成藏单元针对主力含油气层开展精细构造解释、相带划分、储层预测等工作,落实圈闭有效性及甜点分布,明确钻井靶点。再次,要精诚合作。探井的成功部署和实施缺一不可,要开展精诚合作,进行地质交底,并提出合理的需求。

  加速老区“二次开发”向“二三结合”升级的有效途径是什么?

  提高采收率和控递减在这个过程中能发挥什么作用?

  芮华松(青海油田油田开发处处长):

  如何增加可采储量,提高老油田储量动用和采收率,是油田开发面临的重大课题。“二三结合”是老油田大幅度提高采收率的一项重要工作,针对条件各异类型多样的不同油藏,适时调整相对应的开发模式,利用立体井网重构、深部调驱等技术,追求精细水驱与三次采油衔接最优化,实现采收率和经济效益的最大化。

  为提高油田高含水期采收率,结合油田三次采油规划,按照“精细注水为主,三次采油为辅”的工作思路,青海油田先后在不同油藏实施了化学驱先导试验。其中在尕斯N1-N21油藏,充分体现二三结合思路,逐步由深部调驱向化学驱转变。结合不同油田开发阶段开展筛选评价工作,优化工艺参数,基本形成了不同油藏配套的技术体系。

  李红伟(新疆油田采油二厂厂长):

  “二次开发”可提高油田采收率5%~10%,在二次开发层系井网优化重组实施过程中,考虑与后续三次采油统筹兼顾,满足三次采油开发方式的转换,形成“二三结合”开发模式,可大幅度提高油藏最终采收率。

  面对低油价的冲击,为了实现老油田高质量可持续发展,需要通过实施控递减和提高采收率这一战略工程,加速从“二次开发”向“二三结合”转换升级。重点需要要做好以下几个方面:一是优化方案部署,将“效益最大化”贯穿于油藏工程、采油工程、地面工程方案设计全过程,从源头确保实现老油田大幅度提高最终采收率及控减成本目标。二是做好方案全生命周期管理,强化动态跟踪调控,实现提质增效。三是工程地质一体化,持续开展三次采油技术攻关,寻求经济高效的先进技术,在油藏工程、注采工艺、采出液处理、智能化油田管理等方面努力取得成效并形成可推广、可复制的样板,保障“二三结合”的顺利实施。

  李伟(大庆油田开发事业部副总地质师):

  在低油价下实现效益开发,提高采收率将发挥重要作用。围绕三次采油提质提效这一中心,坚持创新驱动,分类研究、分类评价、分类挖潜,扎实做好不同开发阶段区块的综合调整工作。

  在低油价形势下,要重点抓好五个方面工作:一是抓好开发方案管理,从源头要效益。方案优化是最大效益,对三次采油来说,做优产能建设方案,提前组织编制油藏工程方案,实现效益最大化。二是抓好分类对标评价管理,从评价要效益。对注剂区块,选取部分主要开发、生产管理指标开展对标,指导三次采油的综合调整工作。三是抓好全过程分类跟踪调整,提高采收率。发挥分类对标评价的作用,借鉴和运用水驱开发精细调整的思想和方法,抓好全方位压力系统调控。四是抓好提质增效技术攻关,向科技要效益。深化二、三类油层开发规律研究,加大新型聚合物的研究与应用力度。五是抓好控投资降成本工作。优化开发方案部署和产量结构,按效益最大化原则安排老井稳产、措施增产、新井上产。

  王宏伟(大港油田第六采油厂总地质师):

  二次开发和二三结合是油田开发过程中不同阶段所采取的开发方式,其最终目标都是提高采收率。

  加速二次开发向二三结合升级要分两个阶段。一是如何达到二次开发的要求。二次开发的本质是储量控制程度,意味着在高含水期如何精准地认识剩余地质储量、剩余可采储量、剩余可动用储量;二次开发的目的是要建立合理的井网,科学的井型来控制可动用储量,实现有效开发;二是把握二次开发向二三结合升级的有效时机。二次开发为三次采油提供了井网基础,当二次开发进入低效益开发阶段后,是向三次采油转换的有利时机。

  如何提升存量资产的创效能力?

  郑雄杰(吉林油田乾安采油厂总地质师):

  油气田企业最大的资产是油气储量和油气井,提高资产创效能力,就要发挥油气储量贡献率、提高油水井利用率,这是企业的生存之本和努力方向。

  发挥油气储量的贡献率,就是要努力降低油田的自然递减率、提高采收率。在当前低油价冲击的严峻形势之下,必须以经济效益为中心,加强科技创新,实施精细管理,控制生产规模,将目光聚焦在老区、老井上,动员油藏研究人员,深化水驱开发规律认识,进行井区分类评价,通过横向区块对照比开发水平,纵向历史对照比增产能力,精准选择潜力大的区块和井组实施调、堵、引等措施,重构注采关系,改善水驱开发效果,即注水井通过精细划分注水层段、精细调节分层水量,采油井通过封堵高产水层等投入较低、技术相对成熟、效益风险较低的措施和方式,实现开发效果的提高,同时提高油藏存水率,控制无效水循环,提高开发效益。

  发挥油气井的创效能力,应该根据经济效益评价结果,优化生产方式,对正效益的井,加强维护和看管,保证正常生产时率;对负效益的井,优化工作制度,通过间抽、临时关停等方式,节省支出,同时避免长时间停井造成井筒及地面设施的腐蚀损坏,影响恢复能力。

  夏庆江(大庆油田财务资产部副主任):

  老油田资产存量大,需要切实掌握油田高效、正常、低效、负效资产的基本现状,采取调拨、出租、出售、报废等多种方式加快不良资产处置,有序推进资产轻量化,不断优化资产存量结构、夯实油田资产质量、降低经营成本压力,为油田高质量发展提供支持和保障。

  加大资产报废上,要持续加强资产报废工作的规范管理力度,严格资产报废程序,健全资产报废手续,保证资产报废流程规范、业务合规,有效降低油田经营成本压力。开展库房清查,摸清“家底”,挖掘废旧资产价值潜力,抓住利润增长关键点,做到精细处置,提高报废资产处置收益。

  加大闲置资产处置上,积极盘活闲置低效资产,促进资产有效流动,实现资产效益最大化。大庆油田利用黑龙江联合产权交易平台,出售调剂处置闲置资产,2019年为油田节约装备投资近千万元。

  依托闲置平台,实现闲置资源有效流动。大庆油田运用“互联网+”思维模式,开发建设了集信息发布、资源查询和处置交易为一体的《大庆油田资源淘宝系统》,打破单位间的信息壁垒,拓展资源调剂空间,促进了闲置资源的有效流动,3年累计为油田节省投资1.5亿元。

  通过科技创新实现勘探开发业务的提质增效,突破点在哪里?

  陆福刚(辽河油田科技部副主任):

  科技创新一直是推动企业高质量发展的内生动力。推进科技创新,实现提质增效,要在四个方面寻求突破:

  一是聚焦关键,着力攻克一批关键核心技术。新的技术瓶颈不断涌现,成为制约提质增效的关键束缚。如占据化学驱开发主体成本投入的石油磺酸盐表活剂,目前部分油田不能形成自主配方及生产能力;页岩油可流动性评价及储层工程改造技术,尚不能满足经济动用需求;高凝油等高附加值油品如何实现大幅度提高采收率,尚需探索。

  二是致力于颠覆性技术攻关,着力打造一批提质增效技术利器。要立足油田高质量发展需求,解放思想、突破常规,融合航天、军工、大数据等尖端前沿领域,改变传统技术认知,打造颠覆性的技术利器,培育革命性的提质增效技术手段。如超稠油地下原位改质技术,可大幅降低热采蒸汽用量,甚至实现稠油冷采;潜山注气开发与储气库联动建库技术,可实现大幅度提高油藏采收率,并实现后期油藏功能转型。

  三是抓好科技成果转化,提升科技创效能力。要加快科技成果转化应用,提高科技对效益提升的贡献率,是实现提质增效的重要抓手。

  姚泾利(长庆油田勘探事业部副经理):

  通过科技创新实现勘探开发业务的提质增效,主要的突破点包括:

  一是开展三维地震大面积连片采集和规模化应用,强化处理解释攻关,解决长期困扰勘探发现的断裂发育不清楚、局部构造不落实的问题,推动高效油藏发现形成大规模、产生好效益。

  二是着眼于解决盆地资源潜力巨大的致密和非常规油气藏效益勘探开发难题,不断优化完善“水平井+体积压裂”技术,其中水平井钻井要以“打得快打得好”为目标,在提高钻井时效和储层钻遇率上下足功夫,进一步提升水平井工程保障水平;体积压裂技术的重点要放在桥塞分段压裂参数设置合理性评估上,加大多层系体积压裂和超规模二氧化碳体积压裂现场试验,提升页岩油、页岩气等非常规资源动用能力。

  三是坚持测录井技术集成应用,针对油气水复杂区、低勘探程度区综合应用核磁、成像、元素等新技术手段,精细识别储层含油气性;不断优化致密储层“甜点”测录井识别技术,为储层优选和改造提供技术保障。四是坚持管理创新,在勘探现场积极应用远程可视化决策支持平台,有效减少了现场管理人员聘用和实地上井频次。

  郑雄杰(吉林油田乾安采油厂总地质师):

  实现油田开发业务的提质增效,目标是拿出效益产量,围绕这个目标,首先要深入油藏的地质特征、开发特征认识,抓实油田开发管理,进行必要的油藏监测,是实现科技创新的基本工作。

  加强水驱开发规律认识,搞清楚油田开发过程中的矛盾,是实现油田开发业务提质增效的突破点,找到剩余油及其分布规律,以便精准施策。通过井别调整、深部调驱等多种手段结合,解决层内和平面矛盾。工程技术的精准应用也是提质增效的突破点,在开发中后期的油田,研究出适应油藏工程精调、微调需要的工艺和药剂配方体系,树立一口井一个工程的管理理念。(吉海坚、徐佳、王珊珊、张云普、刘英、雷凤颖、宋鹏、王威振采访)

  企业案例

  科技创新发力产量 止跌回升

  截至5月5日,塔里木油田东河1石炭系油藏持续注入天然气后,气驱综合递减由正转负,综合含水率下降15个百分点,成为塔里木油田首个不打新井而产量止跌回升的油藏。

  东河1石炭系油藏像“倒扣的盆子”,埋藏在地下5800米的深处,属国内之最。在经历整体注水、细分层细注水后,注入水把原油驱替到“盆顶”及远井地带的“阁楼油”,水驱开发潜力接近枯竭,东部油田成熟的化学驱等三次采油技术不适应,产量连年下降,年产量跌破15万吨。

  塔里木油田历经10年科技攻关与应用,在国内首创注气重力辅助混相驱开发技术,配套完善了注采井完整性评价及系列采油工艺技术、促成了超高压大排量注气压缩机的国产化,打破了深层油气藏有效动用的瓶颈,成为行业内油气协同开发、创新提高采收率的标杆。

  注气回“炉”,逼油出“阁”。2014年7月,东河1石炭系油藏创新应用“水平井+气顶重力驱+混相驱”三者叠加优势,最终剩余油在注气混相和“千斤顶”的双重作用下,“逼”出单纯注水难以驱动的“阁楼油”,使得油藏“青春期”又延续了5年,10口井产量翻番,8口井转自喷,培育出百吨井2口、50吨井5口,注气受效井产量增加了4至10倍,靠注气实现连续6年稳产14万吨,为碎屑岩老油田高效开发蹚出新路,更吸引了国内大庆、华北、吐哈等数十家油田和科研单位前来取经。

  目前,塔里木油田探索注气提采与储气库协同建设新模式,加快按照“跟踪东河、推进塔中、评价轮南、准备哈得”的实施节奏,加强全生命周期项目管理,完善配套油气协同开发技术,预测评价期内气驱采收率超过70%,比水驱提高30个百分点,气驱开发带来直接经济效益近亿元。(记者 高向东 通讯员 范家伟)

  经验分享

  优化人力资源提高运行效率

  经过近30年的开发,吐哈油田老区进入高含水阶段,普遍存在井数多、产量低、人员富余的问题,亟须通过改革达到挖掘内部潜力、提高效益的目的。

  位处吐哈油田吐鲁番采油厂西北角的雁木西采油工区,生产规模小,包袱重。近年来,自然递减加快,产量逐年下降。62人管理的170口油水井日产量仅60吨,工区的单位操作成本远高于吐鲁番采油厂平均水平,其中吨油人工成本接近吐鲁番采油厂平均水平的3倍。显然,原有的管理模式已不适于现状。

  吐鲁番采油厂积极探索全新经营管理模式,实施雁木西区块内部承包。人力资源改革是区块承包改革的重中之重,一个萝卜一个坑变为“机动部队”。

  工区推行“一岗多责,大工种大岗位,弹性岗位”设置,将14个岗位整合为巡检和保运2个专业化管理单元,通过加强岗位培训,加大视频监控、关键参数监控全覆盖,实现岗位和人员精简压缩一步到位,达到减员增效目的。区块承包改革后,雁木西采油工区管理工作量不变,人员减少了一半。

  在生产运行方式上,雁木西采油工区采取完善自动化监控、创新巡检模式、优化资料报表、调整倒班方式等举措,推进系统压减,构建与技术进步和信息化建设相适应、与“油公司”模式相配套的扁平化运行组织机构。

  2年多的探索实践,雁木西采油工区改革成效逐步显现,员工活力有效激发,经济效益明显提升,工区总操作成本由2017年到2019年降低1642万元,人工成本大幅降低。目前,“雁木西模式”已在吐哈油田鄯善采油厂丘陵采油工区推广。(记者安凤霞)

  小技改节约4小时

  杨永磊(集团公司技能专家、青海油田杨永磊工作室负责人)

  过滤器是多种设备进口管道上的必备设施,阻火器是燃烧设备燃料线上必备的设施,这些设施经过长期使用内部的过滤网会严重堵塞,影响介质流量,形成安全隐患。

  炼油设备在生产运行过程中一旦有杂质进入,容易引发造成设备故障。为了提高介质质量,消灭安全隐患就必须定期对过滤器或阻火器进行清理吹扫。

  但是,这些炼油设备均没有在线清理吹扫工艺设计。如果设备在运行期间清理,就必须安排操作人员反复拆除清理。即:将安装过滤器或阻火器的管道或设备全部保持静态进行吹扫,然后将内部的介质排放置换合格后,把过滤器或阻火器拆下来用净化风或氮气吹扫。这样,不仅提高了岗位员工的劳动强度而且还增加了成本,延误生产并存在一定的安全风险。

  为了提高过滤器和阻火器的使用效果,确保清理工作的安全性、便捷性和可操作性,进一步降低设备生产成本,延长生产设备连续运行周期,我参考相关资料,结合过滤器或阻火器实际使用情况,在炼油装置上设计并实施了过滤器在线清理装置。其原理是把蒸汽输入过滤器,对过滤器内粘结的渣子及废弃物进行蒸煮,使粘结的渣子和废弃物变得松动,然后关闭蒸汽,输送氮气将松动的渣子和废弃物吹扫。之后,由放空阀排除,从而达到彻底清理的目的。

  2019年8月,此创新设计在格尔木炼油厂烟气脱硫装置P901泵过滤器使用效果良好。该设计简单实用,便于加工安装,且适用于各类设备、管道的过滤器在线清理使用。

  与过去人工清洗相比,每清洗一次就可节约4个小时作业时间,安全受控,不影响设备、管道或加热炉的连续运行,可延长生产装置连续运行周期。 (吉海坚采写)

  施工用料节约30%

  张金国(吉林油田建设公司安装三队队长)

  作为一名基层管理者,每天打交道最多的就是人和设备,比较深的感触是,精细化管理是实现提质增效的有效手段之一。管理的潜力无限,只要肯深挖,换个角度看一看、换个思路想一想、换个方法试一试,总会见到更好的效果。

  工作中,每一个环节都是相互独立又相互关联的,如果能够实现扁平化管理、无壁垒链接,势必减少不必要的等停时间,让工作流程更顺畅。比如施工现场用料问题,减少重合的审批程序,如果可以,尽量采取网上审批方式,都能有效提高工作效率。

  我们在施工中提出生产工艺流程向提质增效迈进,在各基层生产单位全面推广应用工序流程卡,卡上明确标注所要加工产品的名称、施工工序、规格、用料,并配有简易成品图,牢牢锁住材料流失要道,施工用料可节约30%以上。

  生产加工过程中,利用现代化手段,不再把所有用料都运到现场加工,而是根据前线需求,能够预制的在后线提前生产完毕,再拉运至现场整体安装。这种橇装化手段,可以极大减少运输费用,更能减少材料的现场浪费。在工程开始前,就为每位相关的干部员工下发工艺流程卡,既明确本岗位所需负责的工作,又了解上下环节工作特点,迅速做好衔接。

  油田生产中,设备消耗是重头,新设备占比较小,尽量维护好,使其高效率做工。老旧设备挖潜空间巨大,可以利用小改小革,提高设备功效,延长其使用寿命。对于必须报废的设备,也不要马上处理掉,看是否可以“合二为一”,或者填补其他设备受损零件空缺,最大限度增加利用率。(王珊珊 于洪亮采写)

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