采油大户的稳产经
  ——我国最大采油厂连续十年稳产千万吨侧记
中国电力报 2020年08月01日 第7677期

编者按

  大力推进国内油气勘探开发,东部海上油田应如何发力?本期我们将目光聚焦我国四大油气上产基地之一——渤海湾,探寻我国最大采油厂连续十年稳产超千万吨之路径,以期为其他油田实现持续稳产提供参考。

本报记者 曲艺 通讯员 杨敏政




绥中36-1油田值班船舶正运送修井作业所需物料。张超 摄


辽东作业公司油藏技术人员利用岩心分析调整井各层段水淹程度。胡廷惠 摄

  日前,记者从中国海油获悉,我国最大采油厂——渤海油田辽东作业公司(以下简称“辽东作业公司”)创造连续十年稳产油气超千万吨的新纪录,为保障国家能源安全及环渤海湾地区的经济发展作出了重要贡献。

  据了解,辽东作业公司首座生产平台——锦州20-2气田投产于1992年投产。自首座生产平台投产至今,在“乘风破浪”的征途上,辽东作业公司源源不断为国民经济发展提供着“工业血液”——累计生产油气超1.8亿吨油当量,相当于我国1000万城乡人口约40年的使用量。

  “我们主要负责渤海辽东湾区域的油气开采工作,是渤海油田六大作业公司之一, 也是目前中国海油人员及规模最大的自营作业公司。”辽东作业公司总经理张春生告诉记者。

  辽东湾油气资源丰富,在生产油田拥有石油探明地质储量约7亿吨,天然气探明地质储量约630亿立方米,但地质条件复杂,且多为稠油,开采难度极大。

  自2010年总产量迈入千万吨级以来,作为目前我国最大的采油厂,辽东作业公司如何坐稳采油大户“头把交椅”,成为中国海油增储上产的主力军,是摆在其面前的重大课题。

攻克一系列世界级难题

  张春生向记者表示,公司通过多年科技创新,相继攻克了海上常规稠油油田开采、海上油田整体加密调整、中国规模最大海上电力组网工程等一系列世界级难题,并成功开发了11个在生产油气田、58座采油平台和3座陆地油气处理厂。

  这其中就包括我国最大的海上自营油田——绥中36-1油田,以及世界上第一座“桩基沉箱式多功能抗冰平台”——锦州9-3油田。

  以海上油田整体加密调整为例。2006年3月,中海石油(中国)有限公司天津分公司为使在生产油田通过综合调整提高采油速度及采收率,并为实现3000万吨目标作出更大贡献,提出以绥中36-1油田Ⅰ期为突破口,开展海上大型油田整体加密调整开发技术研究。

  据辽东作业公司主任工程师(油藏)王传军透露,绥中36-1油田Ⅰ期综合调整共实施71口井,采收率提高11.3%、增加可采储量1400万立方米,开渤海油气区大型整装油田井网整体加密调整之先河,拓展了渤海油气区老油田综合调整技术体系,目前累产油1182万立方米。鉴于整体加密取得的增产效果,“海上油田丛式井网整体加密提高采收率技术”项目被评为2010年中国海油科技进步奖特等奖。

  此后,绥中36-1油田Ⅱ期综合调整共实施83口井,调整后采收率提高6.4%、增加可采储量1147万立方米,油田整体开发状况得到较大改善,有效解决了油田开发存在的阶段问题,目前累产油573万立方米。特别是针对油田构造高部位的储层多层分布,地层原油黏度相对较低的特点,采用了“定向井整体加密—水平井局部挖潜”的调整策略,有效动用了高部位剩余油富集区和厚油层顶部剩余油,改善了地下流场情况,区域开发形势整体变好。

多措并举降本提质增效

  记者在采访中了解到,近年来,面对开发生产海域区域化特征明显、结构繁杂跨度大、处储输种类多样等困难和挑战,辽东作业公司多措并举,以新油田早见产多上产为重点,以新技术新工艺有效应用为保障,快速破解制约油田增储上产的问题,持续降本提质增效。

  特别是今年疫情发生以来,辽东作业公司在强化疫情防控的同时,全力以赴保障油气田平稳有序运行,确保了辽东作业公司实现连续十年稳产油气超千万吨。在此过程中,也涌现出以锦州9-3油田为代表的“抗疫先锋”。

  面对突如其来的疫情防控和新一轮国际低油价冲击的“双重大考”,锦州9-3油田多维度开展形势任务教育和降本举措,创新性提出并实施了“两个中心平台物流集中处理”的管理思路和设想,充分发挥CEPD平台设备设施处理冗余能力,降低西区老旧设施延寿服役的潜在安全风险。

  随着项目的实施,锦州9-3油田群通过实现区域油田一体化运营模式、区域油田资源统筹整合、区域油田人力资源优化配置、优选低附加值高科技产品应用、设施设备管理创新升级、成本高效管控等管理创新突破的有效措施,实现了在管理经营上做“减法”、在效益上做“加法”的效果,取得直接经济效益1500万元/年,降本增效成效显著。对于滚动开发、新老油田依托开发的同类型区域化油田群,具有较高的研究、参考和应用的借鉴价值。

  此外,对于新油田早见产多上产,辽东作业公司也有着独到之处。“第一,生产管理人员提前介入,协调解决项目在设计、建造和调试过程中出现的制约投产的具体问题,缩短项目时间;第二,作业公司领导担任新油田投产执行组长,亲自协调解决投产前存在的各种问题,缩短投产准备时间;第三,作业公司与其他关联部门不断优化投产方案,在保障安全环保的基础上优化调整设备设施运行参数,最大限度释放新油田产能。”辽东作业公司副总经理王玉总结称。

扎实推进“七年行动计划”

  今年是渤海油田“七年行动计划”深入推进年。记者注意到,对标计划,辽东作业公司的压力着实不小——11个在生产油气田中,有8个油田都进入“双高”阶段,4个油田经历过一次加密调整,还有1个油田是特殊油藏类型,平面、层间和层内开发矛盾更加突出,油田稳产难度加大,剩余油分布更加复杂,精细油藏描述、剩余油预测精度、调整挖潜准度需进一步提高,实现精细注水、优化注水工作量更大。

  重压之下,如何闯关夺隘?

  张春生向记者表示,根据渤海油田稳产、上产要求,结合渤海油田“稳产老油田、加快新油田、突破低边稠”的开发策略,公司设立了渤海油田强化水驱及增产挖潜技术、渤海中深层复杂油气藏高效开发技术和渤海稠油规模化热采有效开发技术等攻关课题,为渤海油田稳产、上产提供技术支撑。

  “下一步,辽东作业公司还将加大智能注采管柱、稠油热采、水下井口和无人智能化平台等新技术运用,持续稳产增产,努力建设成为一个油田采收率更高、盈利能力更强、更加具有竞争力的千万吨级大油田。”谈及未来的目标和方向,张春生充满信心。

  值得一提的是,辽东作业公司是中国海油坚定不移推动增储上产“七年行动计划”过程中的一个缩影。

  “公司始终把保障国家能源安全作为义不容辞的责任和使命,当前中国海油正持续加大国内油气勘探开发力度,保障国家能源安全,积极落实‘六稳’‘六保’工作要求,服务和融入国家战略,大力推动我国海洋石油工业实现高质量发展。”中国海油董事长汪东进掷地有声。

相关链接

  在打造“油田稳产的辽东样本”的过程中,对于如何提升供电可靠性、如何让油井“老当益壮”,辽东作业公司的探索从未停歇,并取得了一系列成果,为增储上产奠定了坚实基础。特梳理两个案例,以飨读者。

  案例1 孤岛供电制约稳产上产?

  海上电力组网工程应运而生

  辽东作业公司目前共58座采油平台,已建成绥中36-1电网、锦州25-1南电网、锦州9-3电网,3个电网装有31台透平发电机组,总装机达352兆瓦,通过29根海底电缆组成辽东海上电网,年发电量达11.69亿千瓦时。

  当前,中国海油已建成十余个海上电网,其中辽东作业公司绥中36-1电网是目前我国海上油田难度最大、系统最复杂、技术含量最高、规模最大的电力组网工程。

  海上采油平台用电均靠平台透平机组发电,2010年绥中36-1电网组网前,海上各采油平台均处于孤岛供电模式运行。油田间没有电力共享,开发生产得不到电力保障,导致供电可靠性差、抗冲击性能差、维护工作量大、运行成本高等问题,最为致命的是孤岛供电严重制约和影响着稳产上产。在此背景下,海上油田电力组网工程应运而生。

  将这么多孤立电站联合起来,需要攻克多重难关。首先,将各独立电网并联组网,需要增加诸多设备,海上平台空间狭小、平台间有着几海里到几百海里不等的距离,新增海缆等设备难度可想而知。其次,海上电力组网后,需要能量管理系统等进行电网监测、调度,而这些无例可循,需结合海上电力自身特点进行特别设计和改造。再次,电力组网将面临空载合闸励磁涌流、油田间的海底电缆引发的无功平衡要求、各油田发电机组新老程度不同、继电保护要求等技术难题,电力组网需要进行整体设计考量。

  科研人员通过不断创新,于2010年8月顺利建成一期电力组网工程,有力支撑了海上油田稳定高效生产。据统计,2007年,单个年度因电力问题造成的产量影响达54342吨;2011年,单个年度因电力问题造成的产量影响降至10121吨。但这个数字仍是制约辽东作业公司稳产千万吨的绊脚石。

  近十年,辽东作业公司仍在持续不断提高电网管理水平,在电网隐患排查及整改方面,先后开展3次专项大规模隐患排查,仅2016年,通过连续4个月的逐点排查,就发现隐患问题1484项,其中重大隐患80项,及时消除隐患,提升了电网安全稳定;在管理提升方面,设备重要程度分级并组织开展2次电网CASE优化调整,同步新增低电压保护延时功能,提升电网本质安全;在制度体系建设方面,制定电力操作可视化规程和制度,规避人为影响因素;在新技术应用方面,2019年最新发布的《辽东作业公司新技术应用及发展白皮书》显示,近十年新技术应用试验并成功推广86项,其中1/5的项目应用于提升电网监测、故障预知和解决能力上,大大确保了电网的稳定性;直至今年,辽东作业公司方向转向重点推进电网智能化建设,借此思路,电网完整性建设和云服务器建设初见成效,促使电网管理更加高效科学。

  数据显示,今年上半年,辽东作业公司因电力问题引起的非计划关停产量影响为90 吨,再创历史新低。

  案例2 油田老龄化挖潜难度大?

  多管齐下让老油田重焕青春

  旅大4-2油田于2005年1月30日开始陆续投产,目前共有开发井21口。由于油田的井网较为完善,2012~2018年一直未有新井投产,产量呈缓慢下降趋势。到2018年底,油田产量从高峰产量1000立方米/天逐渐降至360立方米/天。

  在此过程中,多重问题日渐突显:一是采出程度较高,油田内部挖潜难度大;二是14口生产井,陆续有6口生产井由于高含水、低产液、出砂等原因处于“老龄化”低产低效状态,有效利用率低;三是随着油田含水率升高,产液量达到混输海管的设计上限,限制了油田进一步挖潜的空间。

  对此,辽东作业公司通过开发评价、内部挖潜和滚动扩边“三管齐下”,按下旅大4-2油田挖潜增产的“快进键”。

  将滚动评价储量变成产量。2018年下半年,旅大4-2油田滚动扩边区块评价成功,但开发项目投产在3年之后,无法解决油田当前产量低的困境。辽东作业公司快速响应,制定了利用低效井槽实现一举两得的挖潜思路:利用旅大4-2油田的低产低效井侧钻至扩边区块进行滚动开发评价,落实储量和产能,为开发方案的实施保驾护航;另一方面又可提前挖潜见产。同时,作业公司着手开展井槽利用评估、现场流程及设备适应性改造。只用了两个月,两口低产低效井A7、A11H方案研究完成并成功侧钻至旅大4-2油田滚动扩边区块,并且都钻遇到了较好的储层。两口井2019年初投产后,自喷日产油超过500立方米并实现了扩边增储。

  内部挖潜,实现剩余油高效动用。旅大4-2油田采油井A10、A16井生产过程中因出砂关停,科研人员通过地质油藏研究,提出对A10、A16井实施原井眼侧钻治理。通过井位的精细研究、射孔方案的优化后,两口井于2019年2月分别见产,最高日产油210立方米,远远高于关停前的产量74立方米,实现了剩余油的高效动用。

  上述4口井的成功治理,使旅大4-2油田日产量达到900立方米以上,实现产量翻番。

  2019年下半年,油藏技术人员又提出利用低效井A3H、A20井进一步探边旅大4-3区块挖潜,在与项目部门多次沟通后确定了两口井的井位。今年3月,这两口井实施后也钻遇了较好储层,顺利实现了扩边增储及发现新储量近200万立方米,两口井投产后日产量达到350立方米。

  相隔10年之后,旅大4-2油田日产量再创佳绩,并达到油田2005年投产以来的产量最高峰1248立方米/天,老油田重焕青春。

(以上内容由本版编辑整理)
  
扫一扫 下载《中国电力报》客户端
客户端下载