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端牢能源饭碗·老油田效益开发①

突出效益含金量 夯实稳产压舱石

  编者按:老油田是中国石油生存和发展的根基,是稳产的压舱石。随着开发时间的延长,老油田开发面临着多重矛盾和挑战。降低开发成本,控制递减率、提高采收率,开展低产低效井治理,持续夯实老区稳产基础,成为老油田效益开发必须大力推进和常抓不懈的关键。《油气新能源》版今日起将陆续推出系列报道,探讨老油田效益开发之道,敬请关注。

  寻找产效“最大公约数” 探求发展“最优解”

  ——中国石油高质量推进效益开发纪实

  2月的长庆陇东页岩油施工现场,20余台钻机轰鸣,向地下3000多米的油藏钻进,探寻这里丰富的页岩油资源。如果把页岩比作千层酥,页岩油就是其中的黄油和糖粉。它们分散藏在一层层岩石中,科研团队需要在比头发丝还细很多的岩石缝隙中找油。

  近年来,油气资源劣质化加剧、勘探开发对象呈现“非、深、难”等一系列新特点,超低渗油藏和页岩油、致密油等非常规资源逐渐成为新增探明储量和原油产能建设的主体,开发难度加大,工程成本上升,一系列连锁反应为集团公司实现效益开发带来极大挑战。

  如何将那些看似“不可动”的资源变为经济可动用,让生产出的每一吨油、每一立方米气都有效益,推动新增产能对油气田企业和集团公司的效益起到正向拉动作用,成为开发战线的当务之急。

  扭住效益开发“牛鼻子”

  思想破冰,行动才能突围。在以往产能建设过程中,一些油气田企业将产量规模作为油气开发的主要考虑因素,弱化效益指标制约,很容易出现低效甚至负效的情况。如今,油气田开发前必须强化开发方案的经济效益评价,进行全生命周期评价,这也成为实现油气田效益开发的重要保障。

  近年来,中国石油在非常规油气勘探开发实践中成功探索了油公司模式下的全生命周期项目管理方法。在鄂尔多斯长7页岩油、新疆吉木萨尔页岩油、川南页岩气的开发建设中,大力推进地质工程一体化协同工作,总结出了“一全六化”发展理念,在非常规油气效益开发上取得了良好成效。

  有专家直言,非常规油气可以实现高采收率,非常规油气可以实现更低成本的高效开发。这颠覆了人们对非常规油气开发的习惯认知。

  激活科技创新“动力源”

  通过近两年的油气开发成果可知,加快深层、非常规等领域关键核心技术攻关,是实现效益建产的根本途径,也是推动油气田企业高质量发展躲不掉、绕不开的重要课题。

  立足高水平科技自立自强,中国石油大力实施创新发展专项行动,着力推进“十大科技工程”,打造陆上油气资源勘探开发原创技术策源地,关键核心技术攻关取得重要进展,稳产上产技术保障能力不断增强。

  地震技术助力高效开发,寻找地下油气的“双眼”更加明亮。“两宽两高”单点三维地震采集技术全面推广,深化复杂储层精细刻画、页岩油气甜点预测等技术攻关,有效频带拓宽10赫兹以上,非常规油气藏水平段优质储层平均钻遇率提高10%以上。

  阔步迈向高效钻完井时代,同井深相似地质条件下,机械钻速大幅提高,事故复杂时效有效降低。与此同时,集中攻关并推广水平井体积压裂2.0技术,与前一代相比,成本有效降低。

  健全完善体制机制

  组织机构庞大、创效能力较弱……一直是困扰中国石油的难题。

  近年来,关于石油版“小岗村”的新闻引起了媒体的关注。先有长庆油田采油十一厂在镇287区自主承包管理示范区,21名员工承包了此前79人负责的工作量,不到两个月时间即实现吨油完全成本下降8.66%,有效化解了创效能力弱、生产效率低等问题。后有辽河油田兴隆台采油厂采油作业四区在定岗定员的基础上,推行荣24块经营承包管理试点,为实现采油厂效益开发进行有益探索。而这只是开发战线探索以改革破题过程中的缩影。

  长期以来,大庆、长庆、辽河、塔里木、新疆等油气田相继采取革命性措施,深化改革创新,大力推进油公司模式改革、三项制度改革、扩大经营自主权改革,破阻力、激活力、增动力,瘦身健体,强筋壮骨,提高效率,为实现效益开发打开了新局面。

  作为一场必须打赢的硬仗,下一阶段,中国石油开发战线将把效益开发作为实现集团公司提质增效、高质量发展的重要手段,努力寻找产量与效益两者的“最大公约数”,探求共同发展的“最优解”,为保障国家能源安全、推动集团公司高质量发展作出更大贡献。(记者 高屾)

  圆桌讨论》》》

本期主题  

如何平衡多井低产油田产量规模和经济效益?

  嘉宾观点:管理创新,让每一吨油效益最大化

  华北油田副总地质师孟庆春:效益和产量,是相互统一的整体。华北油田以“增产量、控投资、降成本、提效益”为工作主线,依靠理念变革、管理创新、技术进步,让生产出的每一吨油都有效益。

  一是加强投资管理。持续优化投资项目,强化倒逼机制,加强技术经济评价,完善效益考核制度,无效益不开发,从源头上保障开发效益提升。

  二是多措并举降低建设成本。坚持“先算后干”,利用合作开发平台降低钻井成本。抓好工程预算,实施钻井总包,持续深化大井丛、立体式建产模式,节约投资。

  三是理念、技术创新提高产量。地质上,优化方案设计,加强开发方式论证和层系、井网优化,因藏施策,积极探索不同类型油藏高效开发新模式。工程上,强化技术攻关,加强不同类型储层增产技术适应性评价,推广应用分注分采等成熟增产技术。

  四是精益生产管理降低运行成本。以精益油藏管理为导向,按照“资、储、产”三位一体的油藏管理新理念,开展单井边际效益评价,让每口井都有效益。 (王瑶采访)

  嘉宾观点:“疏、堵、挖、优”,助力效益稳产

  大庆油田开发事业部党总支书记、副主任赵云飞:大庆油田目前整体进入到特高含水期后期,主要面临油井数量多但单井日产量低,控制运行成本难度大;剩余油高度分散,挖潜难度大,效益提升难;无效循环严重,注入水利用率低的问题。我们明确了“疏、堵、挖、优”的工作方向,努力降低成本,保持稳产规模和开发效益。

  “疏”就是做好注水方案调整,提高注入水利用率。长垣老区配套缆控智能分注工艺,

  外围油田形成以单砂体细分为核心的精准注水技术。这样调整后,不仅降低了成本,而且单井日增油水平得到提升。

  “堵”就是做好注采调整,控制无效循环。通过精细评价注水效果,实现井间、层间、层内优势渗流通道的快速识别,强化立体挖潜,减少无效注水与产液,降低成本。

  “挖”就是攻关措施挖潜技术,挖掘剩余油潜力。我们创新水力径向喷孔引导压裂等新工艺,实施效果显著,实现了在开发对象变差的情况下,压裂效果保持稳定,低效井比例得到控制。

  “优”就是多种优化措施并举,实现效益建产。树立“经营油藏”理念,压减高投资、低效益工作量;推广地质工程一体化优化方案,提高单井日产水平;采取优化流程等方式,实现产能投资硬下降。(张云普 任广明采访)

  嘉宾观点:挖掘潜力,精准施策降本增效

  大港油田油气开发处处长宗杰:经过近60年的开发,大港油田整体进入“双高”阶段。随着勘探开发持续推进,资源深层化、劣质化趋势日趋加剧,单井产量低,开发成本居高不下,成为大港油田亟须破解的难题。

  聚焦降低开发成本,大港油田重点做好三项工作。

  一是效益建产,提升新井单井产量和效益。坚持“技术进步提单产、管理创新提效率”,按效益排队开展产能建设。牢固树立“成本是设计出来的”理念,动态优化方案,加强施工管理、质量管控和现场督导,提高内部收益率。

  二是工艺降耗,挖掘老井产量潜力。根据油藏特点,“一井一策”优化人工间抽制度,扩大不停机智能间抽规模,形成适合大港油田低产液井间抽配套技术;针对稠油、井眼轨迹复杂、深层低渗等疑难井,加大电潜螺杆泵、塔架抽油机等高效举升工艺及配套装备的应用规模。

  三是管理挖潜,降低成本。走低成本发展之路,针对各采油厂实际,“一厂一策”精准分析压降潜力、精准制定压降方案、精准开展分级治理、精准完善配套政策、精准统筹过程指导、精准做好考核评价。 (张敬潇采访)

  嘉宾观点:优化治理,高效驱出剩余油

  冀东油田勘探开发部主任鄂俊杰:目前,冀东油田老区已进入特高含水期,剩余油分布复杂,效益开发调整面临经济与技术的双重挑战。老区开发时间长、井况复杂,气驱项目对老井质量要求高,老井实施难度大,驱替介质成本高。

  冀东油田进一步强化效益导向,落实“一井一工程”,作好单井投资控制,从源头上做到降本增效,实现效益开发。持续优化产能建设部署方案,优化产能建设结构,提升新井单井产量,确保经济有效。持续推进长停井治理,盘活资产与资源,坚持长停井恢复与油藏综合治理相结合,实现增油上产。同时,有序推进套损井治理工作,强化井筒质量管理。

  围绕开发调整、提高采收率等重点方向开展技术攻关,通过技术创新,实现提质增效;持续推进机采提效工程,充分利用智能间抽技术,进一步加大低产井间抽工作力度和间抽制度优化,降低运行成本。(杨军采访)

  专家访谈》》》

  激活老油田潜力提质增效推动可持续发展

  随着油气田开发进程不断深入,中国石油油气资源劣质化、开采对象复杂化等矛盾日趋突出,开采成本不断升高,开发面临的挑战和困难日益增多,深层次矛盾凸显。一是资源开采效率下降。受老油田开采程度的加深和新增开发资源品位下降双重因素影响,已开发油田油水井数量不断增加,单井日产油量不断降低,采收率呈下降趋势。二是套损套变问题日益突出,严重影响化学驱、气驱等提高采收率技术应用。三是原油开采成本增加,随着含水率上升和单井产量下降,操作成本和折旧折耗也不断上升。

  成本是企业的核心竞争力之一,也是关乎中国石油高质量发展的根本问题。从客观因素看,我国的油气资源主体是在陆相湖盆生油—储集—成藏的背景下形成的,与国外海相成藏背景下的资源相比,无论是常规还是非常规资源,具有先天性不足的特点,客观上增加了开采难度,也制约了开发水平的提高。同时,长期水驱后陆相储层的强非均质矛盾,给进一步提高采收率带来新挑战。

  老油田是稳产的压舱石,是中国石油生存和发展的根基。尽管目前总体处于“双高”阶段,但仍具备效益开发的资源基础。面对制约老油田规模效益开发的矛盾和挑战,要坚持低成本战略和创新驱动发展战略,最大化效益开发储量资源,通过管理提效和技术创新,为老油田效益发展提供不竭动力。我认为应重点做好6个方面工作:

  一是做好增量拉动。践行“今天的投资就是明天的成本”理念,坚持“事前算赢”,突出开发方案的纲领性地位、价值创造作用和全生命周期管理,在公司层面按效益排队优选,从源头把控投资效益。

  二是激活存量创效。加大长停井、低效井技术攻关与治理力度,激活存量资产的创效能力,是实现老油田高质量发展的关键。

  三是深化管理提效。全力打造提质增效“精进版”,践行“一切成本皆可降”的理念,强化成本精益管理,加大全员、全要素、全过程成本管控力度,加强折旧折耗、措施作业等重点项目成本控制。

  四是深化实施“压舱石工程”。通过开展“压舱石工程”,建立良好的油田开发秩序,优选代表不同油藏类型的10个示范区为载体,形成一套指导油田开发的做法经验、标准化的工作流程和技术规范,引领老油田长期高质量发展。

  五是实施创新战略。进一步转变开发理念,以增加经济可采储量为核心,发展新一代提高采收率技术,努力提高单井产量,摊薄折旧折耗和单位完全成本。比如,通过持续创新“二三结合”模式升级、稠油转变开发方式、高效二元驱、CCUS-EOR、超低渗转变注水开发方式等技术系列,已实现油田开发提质增效。

  六是加大绿色智慧油田的技术研发与集成应用。长远看,需要加大风光电等新能源应用和基于数字孪生等数智化油田建设力度,实现与生产系统有机融合,从而大幅降本增效。 (勘探开发研究院油田开发所副所长 邹存友,杨振宇采访)

  企业案例》》》

  长庆油田:精部署 新建井口口见效益

  中国石油网消息(记者 肖丹 通讯员 安浪)截至2月28日,长庆安塞油田今年已有76口“体力不支”的老井,通过补孔压裂、暂堵压裂、化学堵水等措施,重新焕发生机,实现稳产增效。

  长庆油田勘探开发的油藏资源属于典型的低渗、低压、低丰度“三低”油藏,“井井有油、井井不流”的先天地质特性,让开发工作如同在巨大的“磨刀石”里“榨”油,其经济有效开发是世界级难题。其中,占长庆油田原油总产量近80%的老油田,更是面临开采时间增加带来的递减加速、含水上升等“老年综合征”,多井低产状况普遍。如何平衡产量规模和经济效益之间的关系,是长庆油田面临的艰巨考验。

  “如果按照每年200多万吨的新增产能规模来计算,每年就要打近2000口井。因此,降低成本,让每一口新建井都有效益,会对整体效益产生正向拉动作用。”长庆油田公司油田开发事业部经理助理徐静刚说。在资源品位受限的情况下,长庆油田从产能建设源头出发,将工作思路由单纯工作量堆积向提升质量效益转变。以“先算后干、算赢再干、效益倒逼”为产建原则,对新井效益进行前期计算和评估,精细部署优化、精细井网配套、精细随钻分析、精细储层改造,全生命周期高效开发理念贯穿始终,确保每一口新井都有产量,每一米钻井进尺都有“含金量”,真正实现产能建设对油田开发效益的正向拉动。

  在产能建设的主战场庆城油田,长庆油田应用“大井丛、立体式、工厂化”水平井建设模式,地面占用最少土地,地下最大限度控制储量。例如,开发亿吨级油田,传统方式要打2000多口井,占用数百个井场,而采用这种模式仅用10个平台。

  关键技术的突破,不仅能够大幅提升老油田开发效益,而且对成本控制产生决定性作用。长庆油田先后探索形成了超前注水、水平井开发、体积压裂等一系列核心技术,让“三低”油藏实现效益开发。在油田注水方面,由过去的超前注水,发展到超前温和注水、分层注水、精细注水,让油层获得平稳充足的压力,解决了储层压力低的问题。针对低渗透储层开展的压裂技术研发与应用,从直井、定向井压裂,发展到水平井分段压裂、水力喷射压裂和体积压裂,在油层中开辟出尽可能多的裂缝,让地下渗流通道由“羊肠小道”变成“高速公路”。

  为改变油气藏低丰度造成的低产问题,长庆油田把水平井开发作为提高单井产量、实现规模效益开发的撒手锏。通过水平井开发,钻头会顺着油层在地下几千米坚硬的岩石里自由穿行,井眼轨迹横穿储层的面积比直井增加数十倍,甚至数百倍。通过开展水平井技术攻关,长庆油田油井单井日产量从2吨上升至3.5吨,气田单井日产量较直井增加3倍至5倍。

  辽河油田:优结构 稠油绿色开发降成本

  中国石油网消息(记者 雷凤颖 通讯员 曹超)2月28日记者了解到,辽河油田30千瓦电热熔盐储热技术自1月份进入现场试验以来,以电代气,为稠油降低开采成本探索了新的途径。

  辽河油田是全国最大的稠油生产基地,热采稠油产量占油田总产量的60%,注汽热采成本占稠油开发基本运行费用的一半以上。着眼低成本可持续发展,打好规模效益保卫战成为辽河油田迫切需要攻关的课题。近年来,辽河油田大力实施结构优化,从根本上夯实油田效益稳产基础。

  措施结构优化。在辽河油田目前的产量规模中,老井产量占95%以上,老油田仍是产量和效益贡献的主要力量。对辽河油田来说,自然递减率每下降1个百分点,相当于年增油10万吨。辽河油田坚持注水注汽降低递减率、转换方式提高采收率做精“存量”,措施优化控制“总量”,从源头控降成本投入,老区稳产能力显著增强。

  产能结构优化。辽河油田坚持新建与恢复产能并重,机制创新与投资优化并重,努力实现由投资拉动向效益驱动转变,求得建产规模和经济效益的“最优解”。辽河油田探索实施产能建设承包制,将产能、产量、投资、效益承包到厂,赋予各单位更多自主权,实施产建“八包”、平台长制等新模式,百万吨投资控制在指标范围内。同时,加大侧钻、套损井治理等恢复产能工作量实施力度,保障有限的投资实现产能建设效益最大化。今年,辽河油田启动井位池建设,按照产量效益对部署新井分级管理、综合排队,推动效益建产。

  成本结构优化。针对生产成本高、成本控制难的问题,辽河油田大力推进成本优化调整。一方面,围绕注汽、作业、用电、折耗等重点领域,实施分类分级管控,大力实施优化注汽等提质增效工程,推动完全成本下降。另一方面,加快推进稠油绿色低碳开采、新能源新技术等关键难题攻坚,科技赋能降本增效。此外,加快信息化建设进度,井、站数字化覆盖率分别达到53%、57%。

  吉林油田:深挖潜 找准规模效益平衡点

  中国石油网消息(记者 王珊珊)吉林油田坚持一切以效益为中心,充分发挥松南老区压舱石作用,切实压减无效、低效投资,找到规模和效益的平衡点,全力夯实稳产基础和可持续发展根基。今年前两个月,在做好控投降本的基础上,吉林油田原油产量同比增长1.48%。

  吉林油田资源条件差,呈现渗透率低、丰度低、单井产量低等特点。吉林油田立足松南老区资源实际,以经济效益为中心,深入挖掘提质增效潜力,靠实重点指标和保障措施,践行低成本发展战略。

  坚持效益建产,将钱花在刀刃上。坚持投资不创效不建、成本不下降不建、效益不达标不建的“三不建”原则,持续创新升级大平台建产模式和配套技术,优化效益建产类型结构,在超低渗透油藏采用整体压裂提高产能、大平台转变开发方式建产提效等方面,力争取得新突破。全力打造效益建产标志性工程,提高方案质量,创新管理模式,强化控投降本,实现单井提产、成本降低。全面推进大平台集约化建产,扩大平台井覆盖率;按照“井数增加、站间总数不增”的原则进行设计,新老井、间、站场统筹优化,推广一体化橇装设备,全面推广绿电和低成本物联网,降低后期运行成本。

  稳抓注水调控,走稳低成本开发之路。精细注水调控是吉林油田控制成本较为经济的技术之一。针对油藏二次开发后含水上升快的问题,吉林油田以注水全过程低成本运行为目标,坚持深入注水措施研究。近年来,通过补打水井、停注井恢复、转注、补孔等多种手段,进一步完善井网,精细优化单井注水方案,老井含水上升率得到有效控制,水驱效果持续改善。精细研究分注方案,在立足单砂体与分层认识的基础上,吉林油田以减少无效水、注水挖潜、预见性调控为原则,精细研究注水方案,注水方案做到“三到位”,即高效层提到位、低效层控到位、无效层停到位,提升注水质量。优化完善注水周期,技术人员利用压力传导时间和示踪剂监测结果确定了灵活的注水周期,根据注采平衡原理确定了合理的注入倍数和注水量,通过不断调整、完善,注水适应性进一步增强。精细落实注水方案,通过建立承包机制、应用注水管理平台、建立注水规章制度,实现地质工程一体化,不断提高方案落实水平,使问题井处理时间由平均5天缩短到3天。

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