【中央媒体看甘肃】“三低”油气田如何实现产量持续攀高——长庆油田取得非常规油气开发重大突破调查

2020-12-28 16:25

“三低”油气田如何实现产量持续攀高——长庆油田取得非常规油气开发重大突破调查
本报记者李琛奇通讯员彭旭峰

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图① 图为总部位于西安的长庆油田数字化生产指挥中心。
图② 苏里格气田实现绿色园林式开发。
（长庆油田党委宣传部供图）
临近年末，鄂尔多斯盆地传来令人振奋的消息：截至12月27日10时许，长庆油田年产油气当量突破6000万吨，达到6000.08万吨，预计全年生产油气当量6040.1万吨。一个年产6000万吨的特大型油气田正式诞生。
鄂尔多斯盆地储藏的油气资源素以“三低”著称，即低渗、低压、低丰度。由于油气储层致密，将油、气从地下开采出来异常困难，实现规模有效开发更是难上加难。“井井有油、井井不流”是长庆油田的客观现实，井不压裂不出油，油田不注水没产能，这也是上世纪七八十年代我国东部石油会战蓬勃发展、长庆油田却陷入低谷的原因。
长庆油田曾经油井平均日产油只有1.3吨，气田单井日产气仅为0.7万立方米。经过50多年的努力，长庆油田攻破“三低”油气田开发世界性难题，终于建成了我国最大油气田，成为我国近10年油气产量贡献最大的油气田。
一个6000万吨级特大型油气田的出现，对保障国家油气战略安全有着怎样的现实作用和深远意义？在有“磨刀石”之称的“三低”油气田，实现油气产量持续高速增长和低成本开发两大奇迹，长庆油田是如何做到的？经济日报记者来到长庆油田进行调研。
　　“三低”资源如何快速增产
面对资源禀赋的劣势，是什么让长庆油田走出困境、后来居上？长庆人认为是他们数十年主攻盆地油气勘探开发，逐步形成的原创性地质理论认识和关键核心技术。依靠自主创新形成特低渗、超低渗油田、致密气田开发主体技术系列，长庆油田成为21世纪以来我国油气产量增长最快的油田。
长庆油田执行董事、党委书记付锁堂告诉记者：“没有基础研究做支撑，就不可能有6000万吨特大型油气田的出现。过去近50年探索形成的地质认识和油气理论，给我们拓展新的油气大场面，在低油价下实现致密气、页岩油规模有效开发增添了信心和决心。”
石油、天然气储藏在数亿年前沉积于地下数千米深处的烃源岩里，发现含烃岩石，就能顺藤摸瓜找到油气田。长庆油田勘探开发研究院专家张文正，就在盆地寻找了37年的烃源岩。上世纪80年代，他和科研团队在黄土塬简陋的窑洞里，开展模拟地层演变温度压力试验。炎热的夏天，七八台炉子同时运转，玻璃反应釜里的试验温度高达600摄氏度、200个大气压。经过700多天的反复试验，团队终于获取煤的烃类生成轨迹和成烃基础资料。正是这套系统参数，为长庆人发现靖边大气田提供了理论依据，被广泛应用于国内油气勘探。
在艰苦实践积累中，长庆人掌握了获取资源能力的后发优势。技术人员坚守高原大漠，几十年专注于盆地地质演化、油气生成、储藏规律研究，形成了盆地五大油、气成藏理论，先后发现了陕北、华庆等4个探明储量超10亿吨规模大油田，苏里格等3个探明储量超万亿立方米大气田。
长庆油田总经理、党委副书记何江川介绍，上世纪90年代，安塞油田从发现到投入规模开发，前期技术攻关就花了8年时间，开创了我国特低渗油田经济有效开发之先河。本世纪初，技术人员在毛乌素沙漠艰苦探索6年，才使我国探明储量最大的苏里格气田实现规模开发。
掌握了基础理论，摸索出了资源规律，掌握核心开采技术同样关键。在产能建设主战场华庆油田，长庆油田页岩油项目经理吴志宇指着身后的H100井场告诉记者，“这个平台部署33口水平井、4部钻机同时作业，是我国目前陆上水平井数最多的钻井平台。”吴志宇说，应用“大井丛、立体式、工厂化”水平井建设模式，地面占用最少土地，地下最大程度控制储量。开发亿吨级油田用10个这样的平台就能解决，而传统方式要打2000多口井，占用数百个井场。何江川说：“正是在致密气、页岩油等规模开发中成功实践这种高效开发模式，才打开了长庆油田加速挺进6000万吨高点的成长空间。”
在全力攻关页岩油、致密气开发过程中，长庆油田打破国际石油公司技术垄断，掌握了水平井优快钻井、体积压裂关键核心技术，让“三低”油气藏爆发出巨大能量。通过近3年技术攻关，水平井发展到在地下2000多米深处，横穿油层4至5公里；储层改造采用自主研发的体积压裂关键工具，单井油、气产量提升了8至10倍。
“资源优势的积累，关键核心技术的突破，让长庆油田如今在产能6000万吨的巨大体量上，仍具备可持续上探的潜力。”何江川说。
“少井高产”是怎么做到的
今年新冠肺炎疫情和超低油价叠加影响，给国际石油市场带来巨大冲击。在此背景下，长庆油田全年压投资、降成本超过100亿元，不仅超额完成年初计划生产目标，还创造出150亿元利润。
付锁堂说，“长庆油田能够取得这样的成绩，得益于长期应对‘三低’油气田高成本挑战形成的低成本优势”。在历次国际低油价冲击中，始终能保持效益开发，长庆油田的发展被业内称作低成本革命。
何江川说，“相比北美地区的海相页岩油，我国陆相页岩油由于储层薄、压力低、渗透率更低，规模开发在成本上更具挑战性”。长庆油田作为我国非常规油气开发的引领者，创造了页岩油开发新模式，统一采用大平台水平井组开发，平均单井产量达到18吨；砍掉生产流程中的计量站、增压站，注水站，颠覆了“三低”油田注水开发的历史；百万吨采油区只需300人，用工总量相当于过去的15%。
看似集约简单的新模式，凝结了长庆油田10多年转变发展方式的积极创新。21世纪以来，随着盆地大规模特低渗、超低渗油气储量被发现，为尽快把资源优势转化为经济产量，长庆人从地面、地下两个层面，启动了油气开发全产业链变革。
地面从优化设计、建设入手，剔除无效流程、提升低效功能，从单项突破到系统优化，先后自主创新应用了54类2659台一体化集成设备，让地面生产流程按最佳效益布局。地下以提高单井产量为核心，发掘油气生产效能。苏里格气田开发初期，技术人员反复实践，创造性地在井下试验成功节流装置，把地面所有管汇变为中低压集气，平均每口井地面投资降低150万元。源头技术创新，倒逼地面集气系统变革，才有了国内第一大气田的经济有效开发。
“多井低产”是“三低”油气田不可回避的现实难题，长庆油田从2003年就开始探索数字化油气田建设，目前有1200多个站场实现无人值守，通过机器人巡检、无人机巡线，驱动油气生产方式、管理模式向新型工业化转型。长庆油田数字化信息管理部主任石玉江告诉记者：“经过15年建设，长庆气田数字化覆盖率达到100%、油田达到95%。”
今年在苏里格气田建成的10亿立方米致密气高效开发示范区，完成试气的71口井中就有31口获得超百万立方米高产气流。长庆油田真正由“多井低产”迈入“少井高产”时代。
油气田区绿色多起来
在人们的传统印象中，油气田的景象总是在一片不毛之地中，有多个“磕头机”不停地在工作。走进长庆油田工作区域却发现，这“老观念”也得变一变了。
长庆油田工作区域达25万平方公里，北部是荒漠戈壁，南部是黄土高原，区内10个水源保护区、6个自然保护区纵横交错，黄河42条支流如毛细血管般分布其间。付锁堂说：“油气区域生态环境脆弱的现实，倒逼我们加快融入黄河流域生态环境保护行动，实现清洁生产、绿色发展。”
长庆油田把新发展理念贯穿于油气田建设生产的各领域、全过程，推进环境治理、植被恢复、清洁生产。长庆油田近10年来先后投入超160亿元，加快“三废”处理技术规模应用，实现“采油不见油”“泥浆不落地”以及压裂液循环利用等，采出水100%净化回注；对2000多口废弃油井彻底封堵，累计关停水源区70多万吨原油产能，消除潜在环境隐患；加速推进生产建设全过程生态保护，建成清洁文明井场8000余个。
长庆油田在实践中探索出林缘区、水源区、沙漠区等6种生态环境保护模式，形成了油气开发与黄河流域自然生态保护新路径。长庆油田创造的大井丛水平井开发模式，建设百万吨油田能较以往节约6000亩土地，近10年累计节约土地近30万亩。吴志宇说：“应用丛式水平井平台开发页岩油，能够避开地面环境敏感区，在一个井场把周围四五公里范围内地下的石油开采出来，实现油田开发与生产环境保护协调发展。”在内蒙古，为保护国家二级保护动物蓑羽鹤的栖息地，调整避让100余口气井部署，辖区内蓑羽鹤数量由当初的25只增长到200多只。
资源节约理念，不仅带动了油田高质量发展，还创造了经济效益。位于陇东油区的4个采油厂，通过技术创新把以往放空燃烧的油井伴生气回收变成轻烃，剩余干气转化为油田工业用电，每年增加数亿元效益。目前，油田每年回收油井伴生气达10亿立方米，转化烃质油25万吨，减排二氧化硫3500吨。

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