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辽河油田重大开发试验项目的调查与思考0

2018-09-26 11:46:41来源:励志吧0次阅读

辽河油田重大开发试验项目的调查与思考

中国页岩气讯:如今,辽河油田每生产4吨原油,就有1吨是转换开发方式所得。辽河油田积极推进蒸汽驱、SAGD、化学驱等八大类开发方式转换项目,仅2013年,就比原方式增产原油177万吨。可以说,没有开发方式转换的突破,就没有辽河油田的千万吨稳产。

临危发力,技术优势弥补资源劣势

世界前沿稠油技术重力火驱重新起航,国内火驱生产基地如期建成,中国石油无碱化学驱进入工业化推广……2013年,辽河油田开发试验项目抢眼依旧。

辽河油田为何要如此大规模地开展转变开发方式试验?

作为老油田,辽河传统的蒸汽吞吐和注水开发效果逐年变差,若不及时转换开发方式、寻找替代技术,原油年产量很快会下降到千万吨以下。

辽河油田是一个复式油气区,复杂的地下情况,注定新替代技术不能局限于一种,而是“千把钥匙开千把锁”。辽河油田一位开发技术人员说:“采辽河地下的原油就像洗不同的衣服,有的用凉水就能洗干净,有的得用热水,有的则必须加洗衣粉。”

这些重大试验项目,发力于辽河油田“危难之际”。1995年,冲上1552万吨原油年产峰后,辽河油田进入了长达10年的产量递减期。与此同时,辽河勘探进入徘徊阶段,2002年左右,报4000万吨至5000万吨储量需要30个至40个区块凑成。当时,许多人预感辽河油田的稳产要绷不住了。

如果按此走下去,难道辽河要面临“油尽城衰”的宿命?

在这种形势下,通过技术创新提高采收率成为辽河油田持续稳产的“华山一条路”。2005年前后,辽河油田决策层拍板:全力推进重大开发试验,用技术优势弥补资源劣势。

然而,试验项目初期却让辽河人承受了巨大压力。由于项目前期投入高、投资回收期长,很多人提出了“成本太高、没有效益”的质疑。屋漏偏逢连夜雨,2008年席卷全球的金融危机致使油价低、成本高;2007年和2010年,辽河又遭遇了百年不遇的暴风雪和五十年不遇的洪涝灾害。

严峻的投资、生产经营和自然环境形势,使油田内外对决策层的部署存在诸多异议。而辽河,在一片质疑声中,终选择了坚持。

经济评价,还原重大项目效益真相

评价一种开发方式或一项开发技术,主要看其效益和价值大小。

作为国有特大型企业,辽河油田首先要履行好三大。因此,对它的综合经济评价,应当从项目自身经济效益、产业链效益和社会效益三个方面着手,全方位评价项目总体效益。

经过“阵痛期”的试验项目,产油峰值期陆续到来,综合成本持续下降,经济效益不断显现。一份数据显示,稠油蒸汽吞吐操作成本每吨1400元至1600元,齐40块蒸汽驱、杜84块SAGD操作成本每吨1000元左右,火驱操作成本每吨不到1000元。

站在全产业链的角度进行评价,这些试验项目的效益如何?

对于上游辽河油田来说,试验项目让储量变成了产量,让潜在资源变成了现实生产力。更为重要的是,它为辽河寻找新的探区和整装规模储量赢得了宝贵时间。以SAGD为例,辽河油田有近亿吨储量适合运用此项技术开发

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,按提高采收率20%计算,将增加可采储量2000万吨,相当于发现一个亿吨级储量大油田。

对于下游炼化企业来说,试验项目为其带来了高附加值产品。杜84块SAGD为辽河石化公司提供了上等的沥青原料。深部调驱等技术的实施,使辽河油田输往抚顺石化公司的高凝油稳中有升。

试验项目还带来了巨大的社会效益。仅齐40块蒸汽驱9年来累计增加上缴国家和地方各种税费6.9亿元,拉动地方企业增收1992.9万元。

此外,这些试验项目已形成系列配套技术,部分技术已经输出到新疆、吉林、胜利等油田,还将为辽河油田外闯国际市场提供支撑。

创新认识,布局中长期效益稳产

数据显示,齐40块蒸汽驱、杜84块SAGD和锦16块化学驱采收率都将达到或超过60%,是辽河油田其他区块平均水平的2倍还多。

一位油田管理者表示,高采收率得益于认识的突破,只有认识到位统一,才能把握开发时机,发挥管理效能。

转换开发方式,首先要转换开发理念。过去,辽河油田按照传统观念,用注水油藏的管理模式管理热采油田,使蒸汽驱、SAGD及其他热采技术走了一段弯路。实践表明,蒸汽驱是降压力、降存水率的过程,与注水油田提压力、提存水率开发理念有着本质区别。科研人员及时转变认识,建立了以采为先、以产定注、以液牵汽的新理念,蒸汽驱效果得到了质的蜕变。洼59块专门设计一口水平井采水,使埋深1600米油藏也可以实施蒸汽驱。欢127块应用水平井采水、水平井注汽、周围油井复产的开发策略,日产量增加10倍。

辽河油田重大试验的实践表明,井密度大小决定投资回报率;开发方式选择正确与否决定采收率和终效益。专家表示,在项目的地质设计上,既要选择油藏的部位,也要选择合适的技术;在工作模式上,要强调先收回投资,然后再提高采收率。杜229块为超稠油油藏,依照国际技术筛选标准,不适合蒸汽驱开发。辽河油田更新设计,将原来注采对应的井变成了“回”型井,使传统设计的15个井组变成8个井组,少钻新井20口,节约投资5000万元。

辽河油田经过40多年开发,历经多次调整,进一步调整的空间和余地已经很小。新区资源不可能在短时间内增加,老区挖潜仍是主战场。辽河油田在锦16块提出“二次采油与三次采油相结合”的开发新策略,依托化学驱新井,高效挖掘水驱潜力,使水驱原油采收率提高2个至3个百分点,收回了部分三次采油的投资。这种新策略降低了化学驱的效益风险,为工业化推广创造了有利条件。

按照成熟一批、试验一批、准备一批的战略布局,“十三五”期间,火驱、二元驱、水平井蒸汽驱等将成为辽河油田稳产主角。此外,辽河油田已将技术攻关推向“十四五”稳产。

新开发方式必然带来新产量和新效益。随着越来越多的技术来到“替补席”,辽河持续稳产的核心技术序列正逐步建立,效益稳产值得期待。( 张晗)

专家视点

技术创新护航油田稳产

(勘探开发研究院石油采收率研究所所长 马德胜)

重大开发试验对于油气田企业来说,是一项重大且具有战略意义的工程。

从全球和我国油气田开发历程来看,重大开发试验是油气田开发过程中不可或缺的重要环节。其意义在于,把的技术通过现场试验进行配套、完善,然后再进行工业化推广。重大开发试验主要起到推动新技术的发展及规模化应用,为油气田的战略性发展提供技术储备、配套等作用。从在中国石油未来发展中所起到的作用来看,重大开发试验的地位可与储量增长高峰期工程相媲美。

2005年以来,中国石油开展了一系列重大开发试验,收获累累硕果,尤以长庆油田、大庆油田、辽河油田、新疆油田效果显着。

长庆油田自开展超低渗油气藏重大开发试验以来,水平井等5项超低渗油气藏开发关键技术相继取得突破,使超低渗油气藏这一过去的开发“禁区”得以有效动用。

大庆油田的水驱、聚合物驱技术国际,为大庆4000万吨稳产贡献巨大。此外,大庆油田开展复合驱重大开发试验,每年凭此项技术获得原油超过100万吨,为下一步稳产技术的接替提供了坚实保障。

辽河油田开展了中深层稠油的蒸汽驱、SAGD重大开发试验,以及二元复合驱等其他开发试验。辽河油田通过转换开发方式、进行重大开发试验获得原油年产量达200多万吨,为千万吨稳产夯实了基础。

新疆油田通过在风城油田开展超稠油重大开发试验,使浅层超稠油SAGD等多项关键技术取得重大突破,直接开启了风城油田开发的“美好时代”。

此外,中国石油开展重大开发试验,有效增加可采储量,为油气田上产稳产奠定了物质基础。同时,重大开发试验带来的投资回报率、收益率也十分可观。

随着老区高含水、新区资源低品位化趋势日益明显,以及开发难度日益增加,增储稳产面临的挑战也越来越大,为此,油气田企业必须要在以下领域进一步加大重大开发试验力度。一是立足常规水驱,探索水驱的多功能化,让水驱向功能化水驱转变;二是拓展化学驱的研究范围,使其由原来的聚合物驱向复合驱发展,从单纯的化学驱向生物化学驱发展;三是在二氧化碳驱、空气泡沫驱、烃类气体驱等注气驱方面有所突破;四是加大热采研究力度,进一步加大原位改质技术的攻关力度,实现难动用稠油储量的效益开发;五是重视致密油领域的重大开发试验,为规模效益开发探索开发模式,攻关配套完善技术。(张舒雅采访整理)

开发方式转换项目

蒸汽驱

蒸汽驱是稠油油藏经过蒸汽吞吐后,为进一步提高采收率而采取的热采方法。

化学驱

与水驱相比,化学驱高峰期采油速度通常可提高3倍至5倍,采收率可提高15个百分点以上。

火驱

通过注气井向油层连续注入空气并点燃油层,实现层内燃烧,将地层原油从注气井推向生产井。

SAGD

SAGD是蒸汽辅助重力泄油的简称,具有高采油能力、高油汽比、较高终采收率等优势。

重力泄水辅助蒸汽驱

采用“上水平井注汽+直井采油+下水平井泄水”的模式,突破了原有稠油开发方式的深度界限,可提高采收率20个百分点。

深部调驱

深部调驱技术以深部调剖为主,在“调”的基础上又结合了“驱”的效果,具有扩大波及体积和提升驱油效率的双重作用,是改善注水油田开发效果的有效手段。

氮气驱和空气驱

应用非烃类气驱进行注气开发,未注水的低渗油藏可提高采收率20%,水驱开发油藏后期可提高10%以上。




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