重回2亿吨,石油人做对了什么(三):2亿吨的稳产

来源:  中国石油石化       作者:陆晓如 郑斌      发布时间:2023-3-21 08:55  |  

勠力同心、迎难而上,原油产量重返2亿吨的目标已经宣告实现。而另一个目标即在眼前——2亿吨水平较长时期稳产。

“富煤、缺油、少气”的资源禀赋,勘探难度大;诸多老油田已整体处于中高含水阶段,稳产难度大,资源规模接替的矛盾突出;新增探明石油储量丰度低、品质差,新建产能成本高、稳产期短、递减幅度大、效益差;受安全、环保、土地、生态、能耗等因素影响,项目建设周期长、费用增加……重重难关之下,2亿吨水平原油年产量能不能稳得住?

资源有基础

巧妇难为无米之炊。2亿吨原油年产量能不能稳得住,资源是基础。

《中国矿产资源报告(2018)》显示,我国油气资源总体比较丰富。全国石油预测的潜在资源量为1257亿吨,可采资源量301亿吨。

但是,经过几十年的勘探开发,截至2017年底,全国主要含油盆地资源探明程度高,多数富油凹陷探明程度已经超过50%。而且新增储量中的低渗—特低渗石油占比达80%~90%,探明未开发储量中特低渗透、致密油、特殊岩性、特超稠油占比在70%以上。

发现难度加大,资源品位下降,稳产2亿吨原油的资源基础有没有保证?

答案就在不断新增的探明储量,就在鄂尔多斯、准噶尔、塔里木、渤海湾等多个盆地新层系、新类型、新区勘探不断取得的重大突破中。

“十三五”时期,我国新发现了8个亿吨级油田,新增石油探明地质储量50亿吨,累计探明石油地质储量达420亿吨。

“统计数据显示,‘十三五’时期,我国油气勘探开发总投资1.36万亿元,年均增长7%。这个投入是很大的,因此勘探开发的效果比较明显。”国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋指出。

进入“十四五”,2021年我国油气勘探喜迎大丰收。据不完全统计,仅15个油气田就新增了53.93亿吨油气探明地质储量。根据自然资源部最新公布的《中国矿产资源报告(2022)》,截至2021年底,我国石油剩余探明技术可采储量已达36.89亿吨,同比增长1.9%,保持全球第13位。

2022年,我国油气勘探依然高歌猛进。

中国石油新区新领域勘探取得了4项重大战略突破和15项重要发现,发现和落实了一批优质储量。勘探成果呈现出新领域不断拓展、新区带持续扩大、成熟区蹚出新路、非常规实现新发展、复杂区攻关取得新突破五大特点。其中,塔里木盆地富东1井奥陶系断控高能滩勘探、渤海湾盆地保定凹陷石油勘探、准噶尔盆地南缘中段下组合风险探井天湾1井等取得了重大突破。

中国石化喜获十大油气勘探发现成果,全年新增石油探明储量2.02亿吨、天然气探明储量2786亿立方米,超额完成“七年行动计划”年度目标任务。其中,渤海湾盆地胜利济阳页岩油国家级示范区落实有利区页岩油资源量32亿吨,新增“控制+预测”储量11.5亿吨;苏北盆地页岩油新区新层系落实阜二段页岩油资源量14.8亿吨,展现了东部中小盆地低丰度页岩油的良好勘探前景。

中国海油全年新增石油探明地质储量超3.3亿吨、天然气探明地质储量超1200亿立方米,创“十三五”以来的新高。其中包括渤海湾盆地隐蔽型潜山勘探、渤中凹陷浅层大面积岩性油气藏勘探获得重大发现,北部湾盆地页岩油勘探、渤海辽东湾古近系岩性油气藏勘探获得重大突破。

从国家层面来看,近日自然资源部部长王广华接受媒体采访时表示:“将突出紧缺和大宗战略性矿产,全面启动新一轮战略性矿产国内找矿行动。组织实施矿产地战略储备工程,增强战略性矿产资源长远保障能力。对生态保护红线内的矿产资源潜力区,国家投资进行重点勘探,用于战略储备。”

把资源视作生命线,立足中国能源发展实际特色和中国资源禀赋,聚焦油气高效供给高质量发展内涵及其评价指标,进一步加大油气勘探开发力度,进一步推进高效勘探,进一步增加油气储量。资源牢牢握在了手里,原油年产量保持在2亿吨水平较长时期稳产就有了底气。

科技强支撑

易采油气时代已经结束。

面对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,让业内外都不禁感慨:骨头越啃越硬!

没有金刚钻,怎么能揽瓷器活?

松辽盆地广袤的黑土地上,历经60多年开发建设,大庆油田依然保持着高水平开发的生机与活力。这离不开化学驱三次采油技术的发展。

三次采油技术已成为老油田提高采收率的重要技术手段。目前,大庆油田的一类油层和二类油层广泛应用三次采油技术,采收率在二次采油技术的基础上提高了14%~20%。数据显示,大庆油田三次采油技术实现了连续21年千万吨以上稳产。

2022年,大庆油田攻克了2.0版表面活性剂核心技术。相比现有技术,预计可提高石油采收率3%以上,而且成本相应降低,进一步巩固了三次采油技术世界领先水平的地位。

西北望,深层油气地质理论和工程技术的大突破,正在源源不断地释放塔里木盆地“地下珠峰”里的油气资源。

塔里木油田创新建立的超深海相碳酸盐岩断裂控储成藏地质理论,改写了液态石油赋存深度极限的传统认识。先后探明4条断裂带,新发现4条断裂带,并以“富满深层找富满”的勘探思路,推动富东1井获得战略性突破,夯实了富满油田横向百里连片、纵向千米含油的资源规模。

瞄准“卡脖子”核心技术难题,加快打造钻完井提速、提产、提效等利器,塔里木油田攻克了巨厚火成岩、膏岩盐等多套难钻复杂岩层,顶住了最高190℃超高温、145MPa超高压极端恶劣井况,近两年在超深层打出9口千吨井,开发井成功率达100%。

把目光转向海上,渤海辽东湾海域平静的海面下,我国首套自主研发的浅水水下生产系统已于2022年11月18日成功投产。

在浅水海域,全球海上油气开发基本采用固定式导管架平台模式,将采油装备建在平台上,方便操作调节。但在渤海海域,“因是用海需求密集区,很多油气储量在受限区内,无法采用平台模式开发。”中国海油研究总院院长米立军介绍说。

以水下生产系统代替海面上的导管架平台,是实现在不影响航运等用海需求的情况下有效开发油气资源的不二之解。但长期以来,水下生产系统的核心设备之一——水下采油树,全球仅有少数几家公司具备设计制造能力。

直面新技术、新装备、新模式等高难度挑战,材料工程、焊接工艺、水下防腐、海洋生物防治等10余个专业配合,中国海油攻克了浅水水下生产系统技术难题。

具备紧凑型、轻量化特点的国产水下采油树,“全包裹”型外部的防护装置可有效避免渔网拖挂和船舶抛锚下砸等安全风险,更适合在浅水使用,而且整套系统可以在海底正常运行15年。

盘点我国的油气技术和装备库,三维地震采集技术、可控震源高效采集技术、节点地震勘探技术等地球物理勘探技术和装备不断取得突破,寻找地下油气的“双眼”更加明亮;加强复杂构造、深层超深层、页岩油气钻完井技术和装备的攻关,不断把不可能变成可能;储层压裂改造技术向着更大规模、更多段数和更高效率的方向前进,促进增产和释放资源潜能;水驱、化学驱、气驱采油技术的发展迭代,不断提高油藏最终采收率……

科技创新是最大的变量,也是最大的增量。

加快科技创新步伐,促进动力变革,形成特色技术体系,关键设备基本实现国产化。无论是老油田,还是万米级超深地下和千米级超深水下的“油气禁区”,还是纳米级的页岩系统,在高水平科技自立自强下,都将是原油2亿吨水平稳产的有力支撑。

管理促提升

从国家层面来看,稳步推进油气勘查开采体制改革,不断创新油气资源管理方式,有序放开油气勘查开采市场,完善竞争出让方式和程序,积极开展油气区块出让工作,有力促进了石油公司科学部署工作、优化矿业权配置、加快勘探进程,促进了油气增储上产。

“随着勘探开发难度的加大、程度的加深,国家需要引导更多的市场主体进入油气勘探开发领域,引入更多的资金、经验、技术,从而促进油气增储上产,为国内原油产量保持在2亿吨底线之上提供支撑。”国务院发展研究中心资源与环境政策研究所研究员郭焦锋指出。

从石油公司层面来看,“近年来,在国家政策指引下,勇担政治责任、社会责任,石油公司加大了勘探开发和科技创新力度。同时可以看到,近几年的油价回暖提高了油气生产的经济效益,为石油企业增产创造了良好条件。”中国石油大学(北京)能源经济与金融研究所所长郭海涛表示。

但是,未来油价高低未知,已知的是“双碳”目标下能源转型大势不可扭转。石油公司面对转型发展的趋势和油气资源禀赋先天不足,必然越来越重视对油气生产经济效益的考量。

如何既能为国家实现原油2亿吨水平稳产,又能保证自身生产原油的效益?

打铁仍需自身硬。“除了依靠科技创新降本增效,还必须通过管理创新,进一步提高效率,降低成本。”郭海涛指出。

我们可以看到,近年来,加快油气产业现代化体系转型升级,增强油气产业核心竞争力,提升资产、资本创效能力,促进质量变革、效率变革,管理创效的理念已经在各大石油公司落地生根,开花结果。

以长庆油田为例。

在长庆油田页岩油示范区,投产初期的平均单井日产量达18.6吨。这在国外同行看来是不可能完成的任务。把不可能变为现实,得益于一种全新的页岩油开发模式。

“把藏在比头发丝还细50倍的页岩缝隙里的油采出来,传统的开发方式必然是高成本的。”长庆油田页岩油开发分公司经理马宏说,“创新开发模式是实现低成本的关键所在。”

运用大井丛、水平井、立体式、工厂化模式,统一采用大平台水平井组,水平段在地层横向穿越,以最少的地面占地控制最大程度的地下储量;砍掉原有生产流程中的集输站、计量站、增压站、注水站,颠覆“三低”油田注水开发的历史……长庆油田建设百万吨页岩油产能减少了80%的用地,用工总量只相当于传统模式的12%~15%。

基于贯穿设计部署、产能建设和生产运行等全阶段、全周期的平台化管理新模式,长庆油田华H100平台部署了31口水平井,地面占地30亩,而在地下实际开采储层辐射面积4万多亩。开发亿吨级油田用10个这样的平台就可解决,而传统方式要打2000多口井,使用数百个井场。由此降低的成本蔚为可观。

“长庆油田近年来的快速发展,推进数字化建设、智能化发展功不可没。”长庆油田数字和智能化事业部工程师丑世龙指出。

数字化转型之下,三维地震智能化应用、测井大数据智能解释、油藏智能诊断与预警等,让地下的油气资源看得见、摸得着、管得好;应用智能柱塞、智能泡排、智能间开等智能化生产工艺,促进产量提升;把分散在大漠深处、梁峁之间的12万口油气水井、2800座站库、8万公里管线及上百万台生产设备装进计算机、接入互联网,实现了自动操控、远程管理和智能指挥,扁平化、精益化管理方式实现革命性重塑……

促进两化融合,驱动发展模式深刻变革,长庆油田生产规模从2000万吨上升到6500万吨,用工总量始终保持在7万人以内不变。将高成本挑战变为低成本优势、高质量发展成果,纵使历经两轮低油价的磨砺,长庆油田依然实现了规模速度和质量效益的双赢。

聚焦价值创造,摒弃粗放、效率低下的管理体制机制,促进专业化发展、市场化运作、精益化管理、一体化统筹、数字化转型,管理创新带来的不可忽视的效率效益,将极大赋能原油2亿吨稳产的内生力和持久力。

犯其至难而图其至远。不断夯实资源基础,聚力科技创新、管理创新,我们有理由相信,有条件要上、没有条件创造条件也要上的石油人,一定能够把原油2亿吨水平稳产的目标变成现实。

(编辑:王星

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