这10个示范区,盘活了中石油的老油田!

如果用“工厂”来比喻老油田,她是产量“大厂”,中国石油原油产量的2/3来自开发10年以上的老油田;她又是产量“小厂”,由于整体进入高含水、高采出程度的“双高”阶段,单井产量下降,开发成本上升,稳产面临种种挑战。

据统计,我国目前一半以上的剩余可采储量分布在含水率超过70%的老油田。与新油田相比,老油田具有资源落实程度高、地面系统有依托、基础设施相对完善等优势,开发潜力巨大。

为持续夯实老油田稳产基础,中国石油自2022年起,在8家油田公司选择10个代表不同油藏类型的示范区启动“压舱石”工程,以期通过该工程,实现开发理念的“三重转变”,即从重建产轻稳产向建产稳产并重转变、从重油井轻水井向油水井并重转变、从重数量轻质量向重质量效益转变。

“二三”结合

从“水找油”到“油找水”的突围
盛夏,记者走进大港油田港西三区,259口老井正“唱着欢快的采油曲”。“6年前,这些井的含水率高达94%。通过二次开发和三次采油相结合的方式,含水率已下降14个百分点。”大港油田勘探开发研究院一级工程师张津说。
  港西三区三断块实现了破茧重生,采油速度从0.5%提高到3.1%,综合含水率从94%降至80%,中心井区采收率提高了21.5%。
  港西三区的蝶变,是中国石油采取“二三结合”开发方式科学“治水”的一个缩影,为“压舱石”工程提供了可复制、可推广的技术路径。
  高含水,是油田“衰老”的主要特征之一。经过长期的水驱开发,剩余油高度分散,常规水驱开发难以实现采收率的大规模提高。
  而“压舱石”工程,正是油气和新能源分公司践行“二三结合”理念,按照重新评价油藏、重选技术路径、重构层系井网、重调油藏流场、重组地面流程的“五重”技术路线,编制高质量开发调整方案,打造的示范引领工程,助推油田开发业务高质量可持续发展。
  这是一次从“水找油”到“油找水”的突围。通过升级“二三结合”技术体系,开发人员逐渐认识到:“高含水”中也能捞出“效益油”。经过细致论证,人们的思想开始发生转变——油井高含水不等于每口井都高含水,油井高含水不等于每个层都高含水,油层高含水不等于每个部位、每个方向都高含水,地质工作精细不等于认清了地下所有潜力,开发调整精细不等于每个区、井、层都已调整到位。
  这是一次从“提液稳油”到“提质增油”的嬗变。“二三结合”开发方式打破了过去二次开发和三次采油各自单独分层系、分井网调整治理的壁垒,提高了井网的利用效率,实现了特高含水油田开发技术的升级换代,深刻改变了老油田的“开发游戏规则”,在石油行业具有示范和引领作用。
  当前,在推进老油田“压舱石”工程中,各油田公司纷纷将“二三结合”作为示范项目的开发调整新模式,按照“五重”技术路线,力求通过完善井网、转换开发方式,实现年产油量跃升,引领带动老油田高质量稳产。
  大庆油田针对南一区西部中高渗油藏存在的套损井多、二次采油井网对应关系差、三次采油井网未建立等问题,研发层系重组、井网重构、流场重建“三重”层系井网优化核心技术,并发展4项开发调整支撑技术,以最优化的技术组合构建南一区西部高效开发技术体系。当前,日产油量净增近2700吨,综合含水率较设计方案下降1.5个百分点。
  吉林油田针对大情字井油田低渗油藏存在的注水驱替效率低、地层压力保持水平低等问题,采取“水驱+碳驱”相结合的方式,逐步扩大CCUS实施规模,有望将采收率整体提高20个百分点以上。
  “通过实施‘压舱石’工程,10个示范区的年产油量有望由2021年的760万吨,上升到2027年的1000万吨以上并持续稳产。今年的产量目标是828万吨,前6个月实际完成产量为407.3万吨,超计划7.4万吨。”勘探开发研究院油田开发研究所副所长邹存友表示。
效益“压舱石”

既要拿得出,又要拿得好

  “压舱石”工程,不仅要求老油田成为产量“压舱石”,而且要成为效益“压舱石”。

通过分析近两年数据可以发现,中国石油老油田的百万吨产能投资普遍低于新油田,具有明显的效益优势。但这并不意味着老油田效益开发一定手到擒来。一方面,由于老油田的存量普遍处于特高含水阶段,生产成本优化空间极为有限,仅靠存量优化很难把开发成本降下来。另一方面,对技术人员而言,需要结合老油田的特点计算平均成本线、效益临界点,找出边际效益点,确定在不同油价下老区的产量在什么水平上才是最优化、最可行的。

“先算后干,已成为我们多年来的工作惯例。”辽河油田开发事业部副主任海东明说。在辽河油田,所有开发方案、增产措施实施前,都要先过经济评价关,效益达不到集团公司内部收益率标准的,坚决不予实施。

当前,通过集团公司连续4年实施的提质增效专项行动,效益开发的理念已经深入人心,并在多家老油田开花结果,为老油田“压舱石”工程的实施奠定了良好基础。

在柴达木盆地,青海油田积极践行“SEC储量就是未来产量”的理念,实施精细治理控递减、转变方式增可采、效益开发提动用、强化管理提效益“四大工程”,持续增强效益发展后劲。

今年年初以来,青海油田深入推进尕斯油区百万吨“压舱石”工程,聚焦重新认识地下体系、重组井网层系、重建地面流程系列工作,不断强化井网完善、精细注水等工作,推进精细管理,实现产量稳步增长。

在准噶尔盆地,新疆油田成立了“压舱石”工程工作专班,形成以企业首席专家为首的百人科研攻关团队,严格压实技术、管理、执行等责任,并制定地质工程一体化的日跟踪、旬分析、月总结工作制度。

  在“压舱石”工程推进过程中,华北油田进一步明确“压舱石”工程技术路线,以开发矛盾突出的老油田为治理对象,以精准油藏描述为基础、以精准方案设计为前提、以精准措施工艺为支撑、以精准开发管理为保障,开展立体扩边扩层、井网细分重组、精细水驱调整、转换开发方式、三次采油技术推广应用等工作,扎实推进老油藏精细精准挖潜、分级分类治理。

一体化管理

多专业力量融合推进生产提质提速

  老油田“压舱石”工程作为一项系统工程,每个示范项目都涉及几十个开发单元,涵盖地下、井筒、地面等多个领域,工作量巨大,面临组织保障的风险。

与此同时,老油田开发不同于新油田,均在“双高”阶段且经过多次调整的基础上开展工作。按照“二三结合”新模式,需要把控重构地下认识体系、重建层系井网结构、重组地面流程、套损井防治、方案跟踪调整、油藏综合治理和转换开发方式等多个环节,对经验和技术的要求极高,存在技术保障风险。

链条的繁杂、风险的叠加,注定了“压舱石”工程不可能靠单方面专业力量来完成。对此,多家油田公司在此次“压舱石”工程的推进中纷纷试水一体化管理,已取得显著成效。

一体化管理赋予每个人多重角色。在长庆油田老油田开发现场,管理人员亦是施工人员,技术人员亦是组织人员,科研生产一体化、生产组织一体化的模式避免了现场施工中沟通协调不畅、方案审批流程烦琐带来的种种问题,大大缩短了开发方案的审批流程与作业周期。

一体化管理意味着传统生产组织方式的大变革。“压舱石”工程一般涉及地质工程设计、征地、钻井、基建等十多个部门、几十个环节。为避免因中间环节受阻或信息沟通不畅带来的工作效率降低等问题,辽河油田专门成立公司级项目组,以此打破管理壁垒。

在项目组内,工作责任落实从部门转变为具体负责人,落实节点从周精准到天,各部门各单位从“在后面等”到“提前介入”,有效提升了工作执行力。辽河油田沈阳采油厂地质所所长刘增涛介绍,在推进静安堡油田“压舱石”工程中,负责征地的部门在投资计划下达前就提前开展征地准备,基建部门在完钻前就开始铺设进出井场管线,采油作业区提前掌握钻井情况以便制定投产后的生产参数……通过全流程超前提速运行,这个油田平均建井周期比计划缩短17天,单井当年可以多生产60吨油。

一体化管理亦是权责统一的高效管理。“我们把‘压舱石’工程推进进度表列出来,钻井、压裂、测井、地面工艺全都一目了然,落实起来就像搬积木一样。”在华北油田肃宁-大王庄油田“压舱石”工程推进现场,采油三厂副总地质师、肃宁采油作业区经理党鹏生表示,我们坚持一体化推进、项目化管理模式,以计划为牵引,合理周密组织环评,尽可能缩短建井周期,实现了生产时效的极大提升。

  “压舱石”工程自启动实施以来,老油田高质量开发所取得的一系列成果令人充满信心。这份信心源自油田扎实的资源基础、持续的技术突破、更精细的管理和能打硬仗的人才队伍。中国石油原油高质量稳产的明天更加可期。

(本文原标题为:“基本盘”何以变身“增量盘”——中国石油高质量推进老油田“压舱石”工程的观察与思考)

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