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华北油田"精细"拓新局

2010-01-25 15:04:39 中国石油化工杂志

编者按:油气单井产量逐年下降,老油田勘探开发越来越难,油田新区块的接替形势日益严峻……如何利用好国内现有能源,怎样提高油气田勘探开发管理水平与效益?这不仅关乎中国石油上游板块的可持续发展,而且关乎中国石油综合性国际能源公司目标的实现。当然,这对我国能源供应的命题解答也至关重要。
困境中,华北油田的精细化管理也许给出了问题的解决方法之一。不久前,中国石油集团总经理蒋洁敏批下一笔朱红:向华北油田学习,全面推广其经验,提高上游管理水平。这张批示很快出现在中国石油各大油田领导的办公桌上。至此,精细华北的称誉不胫而走。

"探"中求进

在精细勘探中,华北油田精准把脉探区地质情况,创新勘探技术,做实探井井位与精细管理,使油田勘探走向柳暗花明。

如果不是早到的那场瑞雪,2009年11月10日那一天可能不会被人们特别记住。

雪花纷纷扬扬地洒在华北油田的"磕头机"上,很快随着它不知疲倦的运动消融了。然而,华北油田公司总经理苏俊并没有太注意这场早到的瑞雪,因为还有更重要的会议在等着他。在温暖如春的华北油田聚会厅,这是一次事关中国石油上游板块转变发展方式的会议。席间坐着大庆油田、长庆油田、辽河油田等等这些中国石油骄子的领导们,他们时而凝神静思,时而奋笔疾书。在华北油田的发言中,一幅精细绘制的画卷徐徐铺开。

从1733万吨的原油产量高峰跌至432万吨的谷底,其间华北油田人体会过荣光、困顿与求变,突破成为此时他们唯一的选择。在孜孜不倦的探索中,是精细管理让华北人看到了"老树还春"的希望;在精细管理中,华北油田原油产量连续5年稳定增长,将432万吨的原油产量提升到了447万吨,油气当量规模提升至493万吨。在老油田采油率逐年下降、含水普遍升高的情况下,华北油田"挤"出的60万吨油气当量似乎是在向难以逆转的自然规律做出的宣战。

熟络地质"脾气"

地质研究是勘探工作的基础,是谋取勘探发现的关键。华北油田曾经历过潜山、潜山与构造并重、以构造为主等三个勘探阶段。进入"九五"以后,油田进入了"小数点"勘探阶段,勘探目标变小、圈闭发现难度增大、储量增长日趋困难、勘探成效低、资源丰度低,勘探形势十分严峻。

对此,华北油田没有退缩,勘探系统广大干部员工充分解放思想,精细开展地质研究,一次次开启了勘探发现之门。

重组改制以来,华北油田勘探系统在"精细管理、全员创新"的理念指导下,针对油田地域广阔、剩余资源依然丰富的优势,适时提出"立足富油凹陷、着眼三新领域、寻找大目标、力求大发现、加大预探力度,大胆探索隐蔽油藏勘探领域"的勘探战略,实现了由构造勘探向岩性地层油藏勘探的转变。"十五"期间,油田油气勘探取得重大突破,发现3个5000万吨级、1个3000万吨级的整装储量区带,油气勘探出现第二个储量增长小高峰。

二连盆地巴音都兰,是一个勘探已有20余年却久攻不克的凹陷。对于这块难啃的"骨头",华北人积极寻找突破口,依靠对老井的复查、精细层位标定和对比分析发现线索,通过地震资料精细处理、开展精细的构造解释、层序地层和沉积体系研究等,选出正向构造翼部的中低部位为目标,创新构建扇三角洲砂体上倾尖灭岩性油藏成藏模式,一举获得突破。该地区由此形成了5000万吨的储量规模,建成了年25万吨的生产能力,成为继上世纪80年代二连盆地阿尔善油田之后的最大建产区块,开辟了华北油田地层岩性油藏勘探的新阶段。

针对潜山发现难度明显增大、勘探成效大幅下降的实际,油田勘探系统加强古潜山油藏的研究与发现。为此,华北油田对冀中饶阳凹陷任丘潜山构造带西侧的长洋淀潜山带展开精细的地层层位分析、构造解释和老井试油情况分析,确认了构成潜山的地层,理清了油水关系,创新建立了"下第三系生、雾迷山组储、青白口系堵"的"新生古储古堵"新型潜山成藏模式,勘探获得成功。

勘探系统深化新区研究与拓展,不断推进地质理论的创新与发展,以新的洼槽聚油理论为指导,在富油凹陷实施"以凹陷整体为单元、以所有地质体为对象、瞄准各种可能成藏的目标而展开立体勘探"的"二次勘探工程",最大限度深化富油凹陷勘探,为持续推动油田勘探工作的发展发挥了重要作用。

"金刚钻"助力突围

没有金刚钻,不揽瓷器活。实用高端的技术在油气勘探开发中永远起着至关重要的作用。

华北油田探区地处京津冀三省市,地表条件极其复杂,受早期地震勘探装备和技术手段的限制,大型城矿区一直属于地震资料空白区或资料品质非常差的区域,这成为制约油田深化勘探和增储上产的"瓶颈"。

空白如何填补,"瓶颈"如何突破?

华北油田公司与东方地球物理公司合作,依靠地震勘探技术和采集装备的高速发展,依托任丘、高阳、河间等城区三维地震勘探项目,开展了针对性的采集、处理、解释一体化方法研究和技术攻关。创新"大型城矿区地震勘探"特色技术,先后完成任丘等8个大型城矿区的三维地震勘探,填补了资料空白,实现了老油区三维地震资料连片,为饶阳凹陷蠡县斜坡亿吨级储量的发现、霸县凹陷文安斜坡外带5000万吨储量规模的形成奠定了坚实的资料基础。

这仅仅是华北油田技术创新的一个缩影。针对自身勘探现状,华北油田发展了深潜山及内幕勘探综合配套技术,形成了一套相对完善的井筒工程综合配套技术。为满足深潜山及潜山内幕勘探需求,按照"重点攻关、持续攻关、积极推进、探索应用"思路,创新形成了深潜山及潜山内幕的"精、准、快、高"勘探技术,主要是深潜山和潜山内幕精确成像技术、潜山油水界面定量荧光准确判别技术、深潜山个性化钻头优化设计快速钻井技术等,进而实现了一系列高效发现。

华北探区富油凹陷均为断陷凹陷,沉积相带窄,砂体变化快,储层物性差。在这样的地质条件下开展岩性地层油气藏勘探,油田勘探系统将重点放在储层预测技术,以及测录井和压裂技术等方面进行研究,屡有收获。通过分析以往压裂工艺不足,采取改进压裂液体系、优选支撑剂体系等一系列配套技术,通过压裂工艺的改进,形成了低渗储层改造综合配套技术,提高了单井产量和储量品位。

精细提升效益

探井井位是勘探突破的源头,是实现勘探效益的重要载体。为实现勘探高效运行,华北油田勘探系统精细井位研究与考核,成立以井位研究为重点的四大勘探项目经理部,采取横向矩阵模式,把油田内外研究力量有机结合起来。

通过系统研究,确立有利勘探方向、确保井位的数量和质量。同时,严格井位审查,严把井位考核,内外优势互补。在勘探项目管理上,灵活运用市场机制,充分调动油田以外研究力量,以课题为纽带,以井位为目标。在科研费用构成上分固定费用、井位研究待定费用两部分,充分调动了研究单位开展井位研究的积极性。

通过开展背靠背的并行解释、综合评价,建立多种可能的油气藏模式,促进了井位目标成熟和早日上钻。赛汉和蠡县斜坡的规模储量的发现都是这种组织形式的结果。

勘探系统搞好精细技术设计与论证。按照"三审一评、并行设计,整体部署、分步实施"的原则,确保了地震资料采集区块选择和设计方案的最优化。按照科学合理、快速安全的原则,精细优化井筒技术方案,不仅实现了勘探提速,而且控制了勘探投资。经统计,2008年冀中深探井平均机械钻速比2006年提速达52.6%。

华北油田勘探系统精细生产组织与运行,严把质量控制与监督关口,特别是在精细经营分析与管理上下工夫。油田通过钻机优选、井身结构、方案措施的优化等技术手段,利用经营管理方法,达到控制成本的目的,做到严格勘探项目的立项和审批。精心组织勘探项目的招(议)标, 进一步加强合同管理,严格搞好验收结算,积极探索勘探提速风险共担、利益共享的经营管理模式,坚持开展经营动态分析,时刻跟踪勘探成本动态,把握好勘探投资的流向与节奏,对勘探投资控制发挥了重要作用。

精细勘探使华北油田油气勘探从"山重水复"一步步走向"柳暗花明"。油田坚持整体研究、整体部署、整体实施,强化全过程流程优化、方案优选和效益优先,促进勘探过程最优化、效益最大化,确保了勘探高效运行。

截至2009年末,华北油田连续10年实现资源替换率大于1。油田三级储量从2000年公司刚成立时的6340万吨提高到"十一五"期间年均亿吨以上,而进尺却相对减少,成本较大幅度下降。一高一低,一多一少,既是一个鲜明的反差,又是一次质的跨越。 (胡建国 王洪波)

"开"春"发"芽

为了实现精细开发,华北油田积极推进预探、评价、建产一体化机制,提出"调水增油"战略增加油气产量,多管齐下降低成本,使老油田生机盎然。

那是一个激情燃烧的岁月。1976年,华北油田在一片热火朝天中拉开了大会战的帷幕,实现了当年勘探、当年开发、当年建设、当年收回国家全部投资的"四个当年",创造了当代石油工业史上前所未有的高速度。

30多年过去了,弹指一挥间。此间,华北油田建成了中国最大的碳酸盐岩大油田,曾连续10年稳产1000万吨以上,原油年产量最高达1733万吨,为当时全国石油产量突破亿吨大关做出了重大贡献。

然而,曾经的英雄最终还是不得不面临"廉颇老矣,尚能饭否"的现实与困境。近年来,华北油田开发整体进入"三高"阶段,面临储采失衡、生产系统老化、生产效率降低等严峻形势。

如何突围?--"老骥伏枥,志在千里。"面对困境,华北油田树立"精细管理、全员创新"的理念,不仅扭转了原油产量不断下降的趋势,而且实现了油田递减连续6年减缓、能耗连续10年下降的喜人业绩。

一体化彰显优势

面对资源接替困难的挑战,华北油田开发系统转变工作思路,改变以往"预探、评价、建产"的"接力棒式"油藏开发工作模式,积极推进预探、评价、建产一体化机制,加快实施开发节奏,确保产量有效接替。

在预探区带,他们树立"先产量、后储量"观念,实施勘探开发一体化,预探与评价相结合,评价与产能相结合,统一部署,联合攻关,加快资源升级。

在老区带,他们对油藏评价和产能建设实施统一管理,工作部署、研究力量、资金安排统筹考虑,形成"在评价中增储、在增储中建产"的良性循环。预探、评价、建产一体化,加快了勘探开发进程,提高了预测储量、探明储量和可采储量的动用率,储量替换率由1998年的0.9上升到2008年的1.47,开发资源接替状况明显改善。

在开发系统内部,他们根据资源接替状况和投资控制要求,坚持打破"新区建设与老区建设"和"新建产能与恢复产能"两个方面界限,对新区和老区建设项目统一进行经济评价,按效益顺序排队,并及时调减效益差或不落实的区块,补充新发现的有利目标。在低效开发区块,充分利用原有老井及地面系统,开展产能恢复工作,降低建设投资,提高开发效益。1998年到2008年,他们按照效益优先原则,调减了新区建产工作量,加大了老区建产力度,在低效开发区块恢复生产能力53.5万吨,有力支持了老区稳产。

针对近年人工成本、原材料和土地价格上涨带来的投资控制压力,开发评价系统不断强化建产工程项目管理,多措并举控制投资规模。他们一方面优化钻、录、测、试方案设计,严格控制钻井进尺,优化简化井身结构,简化开发井资料录取,简化开发井试油程序,最大程度节约建设投资。另一方面针对新区产能断块小、分布零散的情况,改变油田地面建产思路,按照"整体规划、分步实施、先建不浪费、后建不重复"的思路,充分利用现有地面系统和设施就近串接,推广单、双管集油工艺,推行标准化设计、规模化采购,有效控制了建设投资。

调水增油提产量

"八五"之后,华北油田砂岩油藏和低渗透油藏开发比例越来越高。如何提高砂岩油藏采收率,成为油田开发系统需要重点解决的问题。华北人借鉴大庆油田"控水稳油"工作经验,以改善油藏水驱动用状况、控制油田产量递减率为目标,提出"调水增油"的战略决策。"十一五"以后,华北油田连续三年开展"注水基础年"活动,提高油田水驱开发效果,实现"以水换油"目标。

为使老油田注水工作有的放矢,油田公司加强地质基础研究,扎实开展精细油藏描述工作,对复杂小断块油藏进行微构造和砂体形态描述,对地层岩性油藏开展属性特征和裂缝分布描述。截至2008年底,累计完成描述58个油藏,为科学编制"调水增油"方案奠定了坚实基础。

在此基础上,针对油田复杂小断块注采井网难以一次完善到位的情况,华北油田开发系统高度重视注采系统的调整工作,并做到"四个延伸",即研究工作由油层组向单砂体延伸,调整方式由提高水驱控制程度向提高水驱波及体积和驱油效率延伸,治理措施由油井增产为主向注水调整优先延伸,调整对象由整装油藏向复杂断块油藏延伸。在具体措施上,补打调整井,实施油井转注,增加油藏注采井数比,注水井采取"多向、细分、适压、平衡注水"措施,采油井采取"堵高、疏低、有效提液"措施。这些举措实施后,水驱控制程度由改制前的59.5%提高到72.2%,水驱动用程度由51.2%提高到61.3%,产量自然递减、综合递减大幅减缓,油藏采收率提高3.4%。

在加强注水工作的同时,他们还扩大可动凝胶调驱技术应用规模,提高水驱波及体积,真正将油藏"吃干榨尽"。开发系统针对中低温、高含蜡油藏、高温油藏和高采出程度油藏的开发难题,加强可动凝胶复合调驱技术研究,逐步形成具有华北油田特点的"可动凝胶、微生物复合调驱"、"高温可动凝胶调驱"和"可动凝胶、表活剂复合调驱"的三大调驱技术。在此基础上,他们根据不同类型油藏特点,采取不同调驱方式,对高含水整装油藏进行整体调驱,对复杂小断块油藏实施单井组深度调驱,对普通稠油油藏开展早期多轮次调驱,实施区块采收率提高了5%。

为提高单井产量,华北油田重点实施以油层压裂为主要内容的进攻性措施,精细选井选层,精细设计,精细施工。特别是近三年,油田实施新、老区压裂240多口井,老区累计增油101万吨,新区增储数千万吨,压裂单井日产油由1.6吨提高到6.4吨。

多管齐下降成本

开源节流是任何一个企业都在研究与实践的课题,华北油田也不例外。为了降低成本,华北油田可谓精细到了每个环节。

地面集输系统是输送能源的"生命线",也是能源消耗的"大户"。为了降低能耗、提高集输效率,油田对地面系统进行大规模简化改造,采取"关、停、并、转、减"等措施,年减少生产运行费用约1.6亿元;简化工艺流程,优化运行参数,提高集输系统效率。

为减少维护性成本支出,开发系统严格控制油井维护工作量。通过"及时合理调整抽汲参数,协调供排关系,推广长冲程、低冲次工作制度,加大抽油机减载等新工艺技术推广应用"等措施,抽油机井检泵周期由1998年的508天提高到目前的900天。在油井总数逐年增加的情况下,单井年维护作业井次由0.33下降到0.26,相当于减少维护性工作量4500井次,提高采油时率0.4%,增加产量1.6万吨。

同时,油田加大淘汰技术落后、能耗高的生产设备力度,减少维修工作量和费用。针对华北油田区块零散、拉油运行费用高的问题,在集中拉油站应用三相分离器,污水简易处理后就地回注(灌)。10年来,油田累计建简易污水处理、回注站18座,减少污水拉运2020万立方米,降低了拉运成本。

为解决油田发展与控制用工总量的矛盾,油田开发系统自主研发井站自动监控技术,在新油田普遍推广,在老油田有计划逐步改造。目前,已在12个油田和煤层气田整体建设了井站自动化监控系统,自动监控油水井1985口、计量(转油)站89座、联合站16座,建设及改造47座35千伏无人值守变电站,做到了生产参数自动采集、生产过程自动控制,提高了管理水平,减少了用工总量。

此外,为提高现场生产管理水平、提高管理成效、实现成本控制,油田开发系统建立并推行以增强油田稳产基础、提高单井产量为主要内容的"一井一法、一组一策"管理模式,引导一线操作员工在管好现场生产设备工况的同时,向注重井筒工况和井组注采关系方面延伸,提高了一线员工的产量意识和成本意识,促进了现场生产管理的精细化,为减缓华北油田产量递减、控制生产成本发挥了重要作用。(红玲 王洪波)

 




责任编辑: 中国能源网

标签:华北油田