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《跨越--中哈能源合作的典范》第二章第2节

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发表于 2013-3-8 13:38:31 | 显示全部楼层 |阅读模式
第二节  科技创新,实现公司规模发展

    1997年,CNPC进驻阿克纠宾油气股份公司时,公司拥有3个油田:让那若尔油田、肯基亚克盐上油田和肯基亚克盐下油田。考虑到未来的发展,公司于2002年从哈萨克斯坦政府购买了位于让那若尔油田以南的滨里海盆地东缘中区块(面积3262.3平方公里)的勘探许可权。中油阿克纠宾油气股份公司的所有生产经营活动,就在上述区域展开。
     截至1997年底,让那若尔油田和肯基亚克盐上油田基本维持当时已延续多年的开采现状。自1990年前苏联解体以来,阿克纠宾油气股份公司受资金短缺等因素的影响,在近8年的时间内基本没有进行油田开发投资,其中在让那若尔油田只钻了很少量的新井;除对部分油井进行了对应转注以外,油井基本维持自喷开采,待油井天然举升能量衰竭殆尽之后,一般只有关井停产,基本没有挽救措施,更没有增产措施;油气处理、油田管网、注入水水质处理等地面基础设施陈旧老化。
    1996年,阿克纠宾油气股份公司年产油261.5万吨,日产油水平约7130吨。作为公司油气生产主力的让那若尔油田至1997年共有正常生产油井348口、注水井92口;全年生产原油235万吨,年产气量11亿立方米,年注水量545万立方米;平均日产油水平6358吨,日注水1.4930万立方米;油田原油采出程度6.6%,采油速度仅0.59%。1997年年底,肯基亚克盐上油田年产原油26.5万吨,自前苏联解体以来,该油藏一直维持在这一年产油水平,基本没有变化。
     中油阿克纠宾油气股份公司的前身是哈萨克斯坦国家石油联合体,具有明显的国有企业特征。按照哈萨克斯坦石油公司的管理模式,石油公司的核心任务是管理油田,在油气开发科技方面的投入很少,更多依靠前苏联技术专家支撑技术的发展,致使自身科技发展水平欠发达,前苏联专家撤出哈萨克斯坦后,公司科技能力欠缺的矛盾尤显突出。
    中油阿克纠宾油气股份公司成立后,CNODC和中油阿克纠宾油气股份公司领导在理顺公司经营管理的基础上,从引进成熟技术和改造现有生产条件入手,组织国内技术专家对两大油田的三个油藏进行了综合研究和分析,大力开展油田开发技术攻关,逐步在酸化压裂技术、大型气举采油、分层酸化压裂等方面形成了一系列具有自主知识产权的技术成果,推动公司油气生产迅速实现了规范化和快速发展,开始了依靠科技创新大幅提升油气产能的新阶段。

一、大型酸化压裂技术,快速提高公司油气产量

    中方接管前,让那若尔油田和肯基亚克盐上油田在十多年的开发期间除了做过一些小型的酸化措施外,几乎没有进行过其他技改措施。为落实时任CNPC副总经理、CNODC总经理吴耀文“有油快流”的指示,中油阿克纠宾油气股份公司从1999年开始组织技术专家开展大型酸化压裂技术攻关,中国石油勘探开发研究院廊坊分院压裂酸化技术服务中心具体承担了公司裂缝性碳酸盐岩储层改造技术研究。
    2000年9月起,中国石油勘探开发研究院廊坊分院组织吐哈油田井下技术作业公司压裂队赴阿克纠宾开展先导性试验。同年12月,压裂队在2125井和2077井进行了大型加砂压裂,取得了初步成效;2001年,在14口油水井上采用了加砂压裂和多级注入闭合酸化改造工艺技术,其中加砂压裂6井次、酸化压裂8井次;2002年,又在让那若尔油田和肯基亚克盐上油田进行了16井次的酸化压裂施工设计与作业,还在肯基亚克盐下石炭系油藏实施酸化压裂施工2井次。到2002年底,先导性压裂酸化试验井净增原油13.5万吨,由此确定了酸化压裂技术为中油阿克纠宾油气股份公司储层改造的主体工艺技术。
    2003年,中油阿克纠宾油气股份公司引进了具有国际一流水平、技术先进、水马力最大的HQ2000型压裂车组,组建了中国海外第一支高素质的、具有国际竞争力的压力酸化施工队伍,由中国石油勘探开发研究院廊坊分院总负责实施压裂酸化项目。这支队伍拥有先进的压裂酸化优化设计技术、高性能的压裂酸化施工材料和国际一流的施工设备。
    从美国引进的HQ2000型压裂车组是当时世界上自动化程度最高、性能最优良的压裂酸化设备,由6台压裂车、1台混砂车、1台仪表车和1台管汇车组成,采用自动遥控(ARC)系统网络控制运行。压裂车采用了先进的五缸泵技术,单台最大功率2000水马力,车组最大施工排量15.9立方米/分钟,最大施工压力103兆帕。经过大量的前期准备工作,中油阿克纠宾油气股份公司仅用18天就完成了压裂设备的验收、培训、调试及投产工作,并在美国专家的指导下完成了现场2口井酸化压裂施工的培训与设备现场施工验收。HQ2000型压裂车组的引进与先进酸化压裂技术的应用,为肯基亚克盐下异常高压油气藏高效开发和让那若尔油田低渗油藏酸化压裂开发做出了较大贡献。
    2003年9月13日,时任CNPC副总经理、CNODC总经理吴耀文在让那若尔油田3316井亲自指挥了第一口井的酸化压裂施工,并取得良好的增产效果。2003年,让那若尔油田酸化压裂措施平均单井增产25-30吨,其中3353井酸化压裂前日产油10吨,酸化压裂后初期上升为100吨;肯基亚克盐下H8011井酸化压裂前日产油280吨,酸化压裂后产量高达480吨。
    2004年,中油阿克纠宾油气股份公司共实施酸化压裂施工26口井,其中5口井进管线生产。最为典型的是让那若尔油田740井,该井酸化压裂前为长期停产井,酸化压裂后日产油30-40吨,酸化压裂效果显著。
    经过几年探索研究及现场实践,酸化压裂工艺技术在让那若尔油田取得了显著效果。通过复合射孔酸化压裂联作技术,大幅度节约了修井作业费用;新井酸化压裂投产时,试验采用复合射孔与稠化酸酸化压裂结合闭合酸化联作新技术及普通射孔酸化压裂联作新技术,减少了射孔后压井、下酸化压裂管柱等作业工序,缩短了修井作业周期,大大节省了额外的修井作业费用。KT-Ⅰ低渗透性油藏大型酸化压裂获得成效,343井是一口86年9月投产的老井,3毫米油嘴日产油量6吨,大型酸化后,3毫米油嘴生产初期产油量达到了23吨;2004年,740、715、735三口井大型酸化压裂增产效果更为明显,这三口井均是上世纪80年代中期投产的老井,740、735井长期停产关井,715井酸化压裂前日产油仅6吨,酸化压裂后三口井平均日产量为20吨,这种类型开发井大型酸化压裂取得成功,对认识KT-Ⅰ储层改造具有重大意义,同时也为老井挖潜增效探索了一条有效的新途径。连续油管氮气快速助排技术得到了成功运用,该技术减少了残酸在地层中的滞留时间,并辅之邻井气举,进一步提高了酸化压裂效果。
    通过大型酸化压裂技术措施的广泛应用,中油阿克纠宾油气股份公司油气产量得到明显提高。2001-2011年,仅让那若尔油田就累计酸化压裂744井次,有效481井次,累计增油量达到了50万吨,相当于肯基亚克盐上油田一年的产量。

二、大型气举采油技术,破解增产稳产难题

    气举采油具有最初设备投资低,维修、保养费用低,完井结构简单,占用空间小,地面设备便于集中管理,易于实现油田自动化等优点。早在1992年基辅罗东方石油设计院编制《让那若尔凝析油气田开发工艺补充方案》时,阿克纠宾油气股份公司就根据让那若尔油田的油藏特点,对电潜泵、气举、有杆泵等多种举升方式进行了全方面技术论证,论证结果是气举为最适合让那若尔油田的采油方式。根据这一论证结果,阿克纠宾油气股份公司在中方接管之前就已决定在让那若尔油田建立一个约30口井的气举试验区,并购置了4台在当时比较先进的МК8(30-32)—(110-120)燃气往复式压缩机,4台压缩机日供气能力为178万立方米。前苏联解体后,哈萨克斯坦境内大批俄罗斯专家撤走,让那若尔油田多项技术工作被迫陷入停顿,在建的气举试验区也随之停建,新购置的4台气举压缩机、8座配气间等相关气举设备只得封存于库房内。
    在CNPC接管之前,让那若尔油田所有油井全部采用自喷方式生产,停喷后的油井就处于关井或间开状态,无人工举升方式。中方接管之后,油井举升技术研究成为中油阿克纠宾油气股份公司迫切需要解决的问题。1998年,公司决定开展有杆泵采油技术在让那若尔油田的适应性研究及试验,并成立了转抽项目组。项目组从停喷井、间开井及低产自喷井中分别选取典型井开展转抽试验,1998-1999年共进行了37口井的转抽试验工作。通过试验发现,油井转抽后产量均有不同程度地上升,但由于受井下气体影响,无法充分发挥有杆泵采油的优势。这也表明,类似让那若尔这样的高气油比油田,有杆泵采油不可能成为油井自喷期后的主体采油工艺技术。
    1998年底,中油阿克纠宾油气股份公司从哈萨克斯坦“Maps”公司引进了一种靠油井自身伴生气举升液体的间歇气举工艺技术(也称独立气举)。独立气举仅利用油井自身伴生气进行间歇气举取得了较好的效果,这也使大家意识到,采用外加气源后的连续气举方式必将会有更好的效果。
    通过有杆泵采油及独立气举应用的实践,中油阿克纠宾油气股份公司坚定了开展连续气举试验的决心。1999年,公司成立了气举项目组,决定在前苏联筹建的气举试验区基础上改进原设计,对原有设备进行修理及整改,同时邀请国内外有实力的承包商进行气举技术服务。
    经过多方论证和比较,中油阿克纠宾油气股份公司采用了基辅罗东方石油设计院设计的气举管网系统,同时对原购买的4台压缩机进行修复组装。由于前苏联专家撤离时许多资料散失,在气举系统建立过程中出现了许多困难。气举管网系统设计只能在仅存的一些原设计资料的基础上,通过实地勘测进行。而压缩机的修复工作就更加困难了,设备购买后搁置已近10年,许多橡胶件及精密配件均已老化或失效,而原生产厂家在前苏联解体不久就宣告倒闭,因而无配件供应。在这种情况下,压缩机的修复工作难度可想而知。最后,公司只得将4台压缩机拼凑为2台,其他关键部件在自行测绘后联系相关厂家加工制造,终于在2000年使2台老压缩机恢复了生产。
    1999年下半年,中油阿克纠宾油气股份公司进行了气举系统管网的铺设,年底完成了气举工具实验室。2000年2月,公司首选15口井开展了气举试验,进行气举准备工作。同年7月,2台气举压缩机调试成功并投入运行。7月15日,经过严格的检测、试验后,压缩机正式向气举系统管网供气,15口井全面投入气举生产。实施气举后,油井产液量大幅度上升,初步展现了气举工艺的应用前景。但是,任何事情都不可能是一帆风顺的。气举刚投产2天便出现了异常现象,主要表现为:气举系统压力低,单井耗气量大,远远超过设计水平。由于缺乏气举技术人员,原承包商又以种种借口迟迟不派人前来,为此,公司决定抛开原承包商,与吐哈油田合作,尽快解决气举生产问题。
    吐哈油田各级领导非常重视此事,吐哈指挥部指挥刘宏斌当即指出:不提要求、不讲条件、前期费用自理,先解决问题再谈合作事宜。仅仅用了一个多月的时间,吐哈油田就派2名气举技术人员赶到了让那若尔油田现场。通过实地考察,并结合设计及测试资料分析,初步判定井下气举工具存在质量问题。井下管柱起出后果然发现气举工作筒断裂,原因是原材料不防硫。公司采用吐哈油田专家的建议,边利用部分原有防硫工具,边另行加工部分工具。经过紧张的测绘及加工,利用现有防硫油管加工的气举工作筒经测试满足技术要求后,随即选择2134井进行了紧张施工,在工具下井、投运过程中,吐哈油田的气举专家一直盯在井上,每一道工序都仔细检查。经过20多天的日夜奋战,2134井一举投产成功,日产油达到作业前的2倍。经过一周的稳定生产,系统压力及注气量一直稳定在设计范围内,获得了成功。
    继2134井气举生产成功后,中油阿克纠宾油气股份公司随后12口井的气举作业均一次投产成功且生产正常。2002年4月,公司与吐哈油田签订了气举技术服务合同,由吐哈油田提供气举技术服务以及防硫气举井下工具,并委托吐哈油田编制2003-2004年度让那若尔油田气举采油实施方案。
    到2002年底,中油阿克纠宾油气股份公司的气举井总数已达30口,气举总增油量达17万吨,单井平均日增油25吨,达到了公司预定的增产目标。一批停产井气举后恢复了生产,为公司下一步恢复停产井提供了重要依据。
    按照中油阿克纠宾油气股份公司的原定计划,2003年投产气举井44口,2004年投产28口。后来由于生产任务紧张,公司在2003-2004年每年增加20口气举井以保证开发生产任务的完成。气举采油在公司不仅作为一种人工举升方式,而且作为一种增产的手段得到了大规模的应用。
    到2004年底,中油阿克纠宾油气股份公司在让那若尔油田共建成3座气举压缩机站、7台气举压缩机、22座气举配气间;建成并投运气举井136口,气举井总产油能力超过4100吨/天;气举井总数已占油井总数的25%,产油能力占油田总产量的30%以上。气举已成为让那若尔油田的主体采油工艺技术,气举系统能否工作正常将直接影响到公司油气产量的完成。目前,中油阿克纠宾油气股份公司已形成全亚洲最大的气举采油规模和世界上最大的单体气举采油系统。

三、分层酸化压裂技术,实现油田增产稳产

    自2004年以来,随着让那若尔裂缝性低压低渗碳酸盐岩油田气举采油的强化开采,层间与层内矛盾突出、地层压力下降、含水率上升等各种难题逐渐暴露,单一气举采油方式已不能满足让那若尔油田稳产的需要,而让那若尔油田未动用或动用程度差的储层有效厚度占50%以上。如何有效提高储量动用程度、提高采收率以稳定油田产量,成为中油阿克纠宾油气股份公司面临的主要问题。通过调研,公司采用了分层酸化压裂改造结合气举联作的方式提高单井产油量。
    让那若尔油田多数油井为裂缝和孔隙双重介质,射孔跨度大、非均质性强,而且上有气顶下有积水,纵向动用程度差。为提高储层的纵向剖面动用程度,中油阿克纠宾油气股份公司经深入研究,自2004年起进行分层酸化压裂试验,经过2005-2006年的完善,2007年后在让那若尔油田和北特鲁瓦油田大规模推广应用了工具分层、投球分层、多次投球分层、复合分层等各种分层酸化压裂工艺技术,形成了组合分压工艺技术体系,并取得非常显著的增产增注效果。
    在实际施工中,中油阿克纠宾油气股份公司的技术专家通过优选压差式封隔器或机械坐封封隔器,结合封隔器分层,实现了不同层段不同工艺方法和施工参数的改造技术模式。该技术模式考虑了块状灰岩储层缝高的延展特征,采用了排量优选并结合高粘酸液体系或者交联压裂液大排量注入的改造工艺技术。封隔器卡封位置的合理选择是该项技术的关键,对于同时存在数个满足封隔器座封工艺要求的井层,封隔器的具体座封位置主要依据储层特征,参考封隔器封隔上、下部储层的射孔厚度、测井解释结果或者产液剖面的非均质性进行优选,通过优选封隔器,形成封隔器分层技术。
    让那若尔油田储层碳酸盐岩发育程度高,油层碳酸盐含量大于97%,层段间岩性差异不大,钻井很难采取到完整的岩心样品,缺乏岩石应力试验结果;由于受到酸化压裂反应、天然裂缝起裂等影响,酸化压裂曲线分析获得的储层破裂压力在不同井层之间差异较大。因此,中油阿克纠宾油气股份公司根据测井解释和产液剖面统计分析,建立了投球选压工艺技术确定选择性封压层位的方法,根据液体粘度等参数,筛选不同性能的封堵球,进行了压前压后产液剖面对比的研究,初步形成了不同井层、不同物性条件下投球分层选压改造排量优选的技术模式。
    当进行投球酸化压裂改造的目的井井段较大,且物性差异极大时,一次投球不能达到改造的目的。尤其对于贯穿基质、孔洞和裂隙三种类型的井,层间矛盾更加突出:针对孔洞类层段,既要保证到相应的酸量外,还必须能够在达到改造目的后有效封堵,进而改造基质类储层的目的。针对这种情况,中油阿克纠宾油气股份公司采用了多次投球逐层改造的工艺技术。
    封隔器加投球分层是将封隔器分层与投球选择性酸化压裂相结合的工艺技术,其特点是用封隔器将隔层跨度较大的层段分开,然后针对下层符合投球分层改造条件的层段进行选择性酸化压裂改造。中油阿克纠宾油气股份公司根据块状灰岩储层的纵向分布特点,结合两种工艺技术,形成了针对多层大井段、块状灰岩储层的酸化压裂、酸化改造的技术模式,实现了对一次起裂、二次起裂及三次起裂的层段进行分别改造的目的。通过现场实践检验,证明“封隔器+投球”分多层改造技术是切实可行的,通过优选施工参数满足了堵塞球的封堵条件,取得了很好的现场应用效果,为油田增产提供了有效途径。
    让那若尔油田液体体系优选酸液浓度20%,中油阿克纠宾油气股份公司结合不同储层物性和改造的针对性,形成了低稠化剂浓度的胶凝酸体系和低伤害前置液瓜尔胶体系。稠化剂用量从2-4%降低到0.3-0.5%,满足不同工艺要求;对于失效老井,采用瓜尔胶前置液再次起裂人工缝,以酸洗整个支撑缝面并实现高导流,形成的稠化酸液体系性能优良,具有良好的缓速降阻低伤害性能。通过优选酸液,公司形成了适合于储层特征和酸化压裂工艺的压裂液体系和稠化酸液体系。
    中油阿克纠宾油气股份公司通过储层评估研究和生产制度要求,实现了低压条件下的快速返排。考虑改造规模、施工管柱与生产管柱联合下入、多级气举阀位置与改造后单井产能的优化研究等,并考虑邻井管网或配气车间的气量供应情况,备用连续油管和液氮车组进行排液,逐步形成酸化压裂与气举返排、气举生产的联作技术。
    2004-2011年底,中油阿克纠宾油气股份公司共实施了238口分层酸化压裂改造井,施工成功率94.2%,分层酸化压裂后有效率90.9%;单井日增油27.5吨,比笼统酸化压裂单井平均日增油15.7吨;增产效果显著,分层酸化压裂投资回收期仅为1.64个月。由此可以看出,分层酸化压裂工艺技术针对性强,改造效果突出,经济效益明显。

四、编制油田开发方案,实现可持续发展

    根据前苏联对油田开发的经验,哈萨克斯坦政府要求针对油田不同的开发阶段,编制不同的针对性开发方案,以尽可能实现油田的高效、优质开发。开发方案对石油开采主要分为以下三个阶段:首先是工业试验性开发方案,为油田投入开发提供基础参数和资料;其次是工艺技术开发方案,为油田投入大规模开发提供工艺技术参数和资料;再次是开发方案,是油田全面正式投入开发的依据,该阶段还可以根据油田开发具体情况编制开发调整方案。由于开发方案的编制涉及地下地质、地面工程、钻井、采油、储量计算等诸多领域,技术综合性强,统筹规划性难度大,要求各专业技术人员协调配合,从而达到最优化的油田开发效果。因此,一个油田开发方案的编制工作是综合技术的体现。
    从1992年独立至今,哈萨克斯坦政府对油田的生产、管理逐渐加强,其主要内容之一就是对前苏联时期的油田储量和开发方案重新认识,并且在油田生产的不同阶段都要进行储量复算并相应调整开发方案。中油阿克纠宾油气股份公司认真遵守哈萨克斯坦政府的政策法规,及时调整工作思路,积极联合国内科研院所和资源国科研机构,对所属各油田分阶段分步骤进行储量复算和开发方案的编制工作,保证了老油田的正常生产,促进了新油田的快速投产,实现了公司油气生产的可持续发展。
    中油阿克纠宾油气股份公司所属的肯基亚克盐下油田、让那若尔油田、北特鲁瓦油田的油气产量占公司总产量的95%以上,是公司油气生产的主战场和未来发展的资源基础。但是,该类碳酸盐岩油气藏地质特征不同于国内的块状缝洞型油藏和中东的巨厚层状碳酸盐岩油藏,在开发方案的编制中缺乏成熟技术可以借鉴。
    面对这一陌生难题,中油阿克纠宾油气股份公司组织中国石油勘探开发研究院、新疆油田勘探开发研究院和哈萨克斯坦里海研究院的精兵强将,逐步攻克了异常高压碳酸盐岩油藏、带凝析气顶层状碳酸盐岩油藏开发技术难题,在复杂碳酸盐岩高产区带预测技术、双重介质碳酸盐岩油藏三维地质建模技术、储量分类评价技术、带凝析气顶层状碳酸盐岩油藏气顶屏障注水结合油环面积注水泊细分层系的注水开发技术等方面取得突破,顺利完成了储量复算及开发方案编制工作,顺利获得了哈萨克斯坦政府的批复,为油田开发生产的顺利进行和公司的可持续发展提供了强有力的技术保障。

1、合理调整,编制肯基亚克盐下油田开发方案,完善开发体系
    肯基亚克盐下油田于2004年编制完成工业试验性开发方案,到2010年已经实施了近6年。开发方案采用了衰竭式开采方式,地层能量损耗较大,采出程度较高,已达近15%。根据哈萨克斯坦政府2010年颁布的《新能源法》的要求,试采方案执行期不能超过5年,肯基亚克盐下油田试采期于2010年6月30日结束。为保证肯基亚克盐下油田开发生产的顺利进行,中油阿克纠宾油气股份公司2008年联合中国石油勘探开发研究院、新疆油田勘探开发研究院和哈萨克斯坦里海研究院共同开展储量计算与工艺技术方案编制工作。开发方案编制前,肯基亚克盐下油田油田开发面临许多问题和挑战:
    ①高渗区地层压力下降快,2009年9月地层压力为40兆帕,是原始地层压力的50%,部分井已出现间喷现象;衰竭式开发导致生产压差减小,老井产量递减快,油藏稳产困难。
    ②新井初期日产油量逐年下降,从2003年的401吨下降到2007年的138吨,2009年1-9月更是降至84吨。
    ③井网对储量控制程度差异大,主力开发区平均井距900米,其余井区基本未动用(地质储量超过1000万吨)。
    经过反复研究和讨论,中油阿克纠宾油气股份公司提出了肯基亚克盐下石炭系油藏分区注水注气开发的技术政策,并确定了合理的井网井距。其间,公司与里海研究院进行了2次正式交流和百余封邮件沟通,就地层分层方案、构造特征、储层测井解释、地质模型技术参数、流体界面、储量计算参数、油气水相渗特征、采收率测算、油田开发技术政策、开发部署、产量规模、流体动力学模型及开发指标预测等一系列技术问题达成共识,并完全采用了中国石油勘探开发研究院的沉积相研究结果、数模模型、方案设计和指标预测结果,为肯基亚克盐下油田的储量复算和成功编制工业技术开发方案打下了坚实的基础。
    在肯基亚克盐下油田储量计算与方案编制过程中,中国石油勘探开发研究院与里海研究院进行了多次技术交流,甚至围绕就不同观点进行了激烈的讨论。其中,双方争论的焦点是储层划分标准的下限问题,里海研究院从资源国利益出发,把储层孔隙度下限值从1991年的8.5%下调至4%,这就意味着肯基亚克盐下油田的储量将增加三分之一,这对中方是不利的,为此,中方专家综合地质、测井及取心等多方资料提出储层孔隙度下限值为6%,并最终与哈方专家达成了共识。双方争论的另一个的关键问题是油水界面,哈方认为235井区油水界面和主体区一样,中方结合地震、综合地质及测井等多方面资料据理力争,说服哈方将235井区单独划分为一个区,使油水界面提高了51.7米,极大地维护了中方权益。其间,中方技术专家夜以继日的敬业精神和广博的专业素养,得到了哈国同行的高度评价。
    在中方技术专家的指导下,里海研究院于2009年7月编制完成了肯基亚克盐下油田的储量计算结果,并上报哈萨克斯坦储量委员会。为了在同年12月完成全部方案编制工作,具体负责开发方案编制的中国石油勘探开发研究院的技术专家平均每天工作时间在10个小时以上,仅用了短短5个月时间便完成了地质建模、历史拟合、开发方案指标预测等工作,并在中油阿克纠宾油气股份公司组织下,赴哈萨克斯坦与里海研究院进行了正式交流。
    在储量复算和开发方案批复过程中,哈萨克斯坦储量委员会和开发委员会的独立评审人、各方专家提出了大量的问题,并且都要求2-3天内回答。中油阿克纠宾油气股份公司的技术专家边翻译边组织答案,常常通宵工作后在第二天给予答复,得到了哈方专家的充分肯定。2010年3月10日和6月28日,中油阿克纠宾油气股份公司提交的肯基亚克盐下油田的储量复算和工艺技术开发方案分别通过了哈萨克斯坦政府的审批。
    根据哈萨克斯坦政府批复的储量报告,肯基亚克盐下油田B+C1级原油地质储量9001.2万吨,溶解气储量447.58亿立方米。通过5套方案优化筛选,最终选出石炭系高渗区注水保持地层压力开发,采用反九点法500米井距注水系统;低渗区采用800米井距反九点井网系统注气保压开发,东北区350米井距注水保压开采,注水注气井先提液后转注,共设计采油井92口、注水井24口、转注气井6口。二叠系以衰竭方式开发钻5口新井,并利用石炭系老井上返,减少新井风险,节约投资成本。主力油藏石炭系稳产4年,稳产期内年产油在101-119万吨之间,采油速度1.36%,合同期内采出程度27.9%,比基础方案采出程度高8.2%,到经济有效期末的2043年,采收率可达37.3%,比基础方案采收率提高12.4%。

2、精雕细刻,编制让那若尔油田调整方案,夯实油气并举基础
    自从2002年编制了开发调整方案后,让那若尔油田的油气开采一直按照方案有序进行。原开发方案没有考虑气顶开发,随着中哈天然气管线的建设,天然气供应量已不能满足天然气市场的新形势,需要对油田开发思路和开发政策进行重大调整。
让那若尔油田自1983年正式开发以来,采用只动用油环储量、不开发气顶的方式。中方接管后,通过井网加密、气顶膨胀驱油、细分层注水等方式,原油产量由1997年235万吨增至2004年的418万吨。经过近30年的开采,让那若尔油田面临新的开发形势:
    ①地层压力保持水平低(60-70%),油井产量递减大,气油比上升快;
    ②储层非均质性强,水驱纵向动用程度低,有近50%的储量没有动用或者动用程度低;
    ③裂缝发育不均,局部注水突进,油井快速水淹;
    ④气顶资源没有得到有效利用,气顶压力下降,凝析油损失近25%;
    ⑤气顶扩散,影响油环开发效果。
    让那若尔油田是一个带凝析气顶带边底水的层状碳酸盐岩油气藏,纵向上含油气层系多,平面上裂缝发育不均,产能差异大。在开发过程中,中油阿克纠宾油气股份公司只有在解决层间矛盾的同时,处理好油环与气顶、油环与边底水的关系,才能实现油环与气顶资源的合理开发利用,达到综合效益最大化。
    2010年,中油阿克纠宾油气股份公司委托哈萨克斯坦里海研究院负责让那若尔油田的储量复算,中国石油勘探开发研究院负责编制开发调整方案。在一年多的时间里,中国石油勘探开发研究院克服了工作量巨大、时间紧等困难,进行了768口井的地层对比、10层共405平方公里的三维地震构造解释、729口井的测井解释,编制了135幅各种地质图件,建立了2个三维地质模型,总网格数达到1.0867亿个;采用组分模型开展了5个油藏(组)的数值模拟,总网格数达737万个。在储量复算和方案编制过程中,中方专家与里海研究院进行了4次正式交流和百余封邮件沟通,极大地维护了中方利益。
    “十二五”期间,中哈天然气管线二期将建成投产,而让那若尔油气田的凝析气顶能否投入开发,直接关系到天然气管线的气源保障。气顶开发是让那若尔油田开发调整方案的一项重要内容,但是根据哈萨克斯坦现有法律,只有在油环枯竭后才可以开发动用气顶资源。为了保障中哈天然气管道开工建设,中方专家通过大量调研和深入研究,论证目前阶段让那若尔油田凝析气顶和油环同时开发的可行性,先后4次与哈萨克斯坦开发委员会、哈萨克斯坦国家石油公司进行技术交流,终于说服哈萨克斯坦开发委员会同意让那若尔油田油环与气顶资源的同时开发。
    2010年9月,让那若尔油田的储量复算结果提交哈萨克斯坦政府审批,中方专家在此基础上开始编制让那若尔油田的开发调整方案。但是,由于中亚天然气管线B线计划于2010年底投产,需要有充足的供气能力,这就要求中油阿克纠宾油气股份公司必须加快让那若尔油田开发调整方案的编制。2011年1月,公司组织中国石油勘探开发研究院、哈萨克斯坦里海研究院的技术专家在北京一起工作到大年三十,大年初一又返回工作岗位,加班加点抢进度。经过努力,公司终于在2011年2月完成了让那若尔油田开发调整方案的全部研究工作,比合同规定时间提前了4个月,保证了中哈天然气管线二期工程的如期开工建设。其间,中方专家的技术水平和敬业精神得到了哈方专家的一致好评,2011年1月中哈双方最后一次交流方案编制过程中,哈国专家由衷地称赞:“中方专家工作能力强,美国人需要1个月完成的工作,中方专家仅用了10天就完成了!”2011年4月,让那若尔油田开发调整方案顺利通过哈萨克斯坦政府批复,为中油阿克纠宾油气股份公司“十二五”期间实现油气并举提供了强有力的技术支撑。
    让那若尔油田本次开发调整方案共设计扩边井、加密井和调整井229口,油井补孔53井次、注水井补孔29井次,设计无(低)效井转采气井58口、转注气井8口,设计油井转油区注水井20井次、转屏障注水井20井次,设计低效井转观察井20井次。让那若尔油田开发调整方案实施后,预计合同期内原油增产878万吨,采出程度提高2.1%;凝析油增产402万吨,采出程度提高13.5%;气顶气22亿立方米,稳产可达15年,可为中哈天然气管线提供稳定的气源保障。

3、优化部署,编制北特鲁瓦油田开发方案,加快油田产能建设
    北特鲁瓦油田2006年发现后,哈萨克斯坦政府2008年7月同意中油阿克纠宾油气股份公司对该油田进行试采。经过一年多的资料录取工作,公司2008年10月计算了地质储量,并编制了试采方案。根据中油阿克纠宾油气股份公司与哈萨克斯坦政府签订的试采合同,试采期2年,期限为2008年7月17日至2010年7月17日。由于滚动勘探不断获得发现,公司于2008年12月编制了试采补充方案,重点对试采井数和产量构成进行了约定。2010年6月28日,公司对试采期进行了延期,期限为2010年7月17日至2012年6月6日。2012年5月25日,中油阿克纠宾油气股份公司与哈萨克斯坦政府签署了北特鲁瓦油田转开发合同,油田转入开发阶段。
    CNPC要获得北特鲁瓦油田的开采权,除获得该油田的购买权外,另外一个重要条件就是编制该油田的储量报告和开发方案。2010年,中油阿克纠宾油气股份公司委托中国石油勘探开发研究院、哈萨克斯坦里海研究院和新疆油田勘探开发研究院联合编制北特鲁瓦油田的储量复算和油田工业试验开发方案。
    北特鲁瓦油田油藏地质条件复杂,开发难度大,主要表现在:
    ①储层非均质性强,油井产能变化大,单井日产油量最高达603吨,但也有部分井试油未获工业油流;
    ②油气水关系复杂,纵向上油水界面不统一,受裂缝沟通作用部分井投产初期就高气油比,高含水;
    ③地饱压差小,地层中易脱气,生产气油比上升速度快。异常复杂的地质油藏条件,给北特鲁瓦油田储量复算和编制工业试验开发方案提出了很高的技术要求。
    通过3次正式交流,中方专家与里海研究院的技术专家就地层分层方案、地质模型技术参数、流体界面、储层测井解释、储量计算参数、油气水相渗特征、采收率测算、油田开发技术政策、开发部署、产量规模、流体动力学模型及开发指标预测等一系列技术问题达成共识,为本次油田储量复算和成功编制工业试验开发方案打下了坚实的基础。其间,中方专家熟练的专业知识和勤恳的敬业精神,得到了哈国同行的高度评价。
    在北特鲁瓦油田工业试验方案编制中后期,中油阿克纠宾油气股份公司认为,要将阿西赛和北特鲁瓦两个构造合二为一,作为一个完整的油田对待;同时,保留两个构造间具有勘探潜力的区域,退掉没有勘探价值的土地。根据这种工作思路,公司在工作中既要做到技术上合理,又有据可查,同时在储量计算上也要合情合理,为将来以合理价格收购北特鲁瓦油田的开发权提供依据;同时,资源国政府以及研究机构从自身利益出发,计算油田储量和编制开发方案的技术理念与中方不完全一致,需要本着尊重官方数据、双方认可的原则,在不损害双方利益的前提下求同存异。中外技术人员经过深入研究、对比和多轮次商讨,历经多次修改,终于圆满完成了北特鲁瓦油田储量复算和工业试验开发方案的联合编制工作,并分别于2011年9月28日和11月18日通过了哈萨克斯坦政府的审批。
    通过各自6套方案对比,北特鲁瓦油田工业技术开发方案优选出了KT-I层和KT-Ⅱ层分别作为两个开发层系的开发方案,两层均采用反九点井网,KT-I层井距700米,KT-Ⅱ井距500米,KT-Ⅱ层除了面积注水外还实施屏障注水,保护气顶。北特鲁瓦油田共设计新井406口、转注水井129口,高峰年产原油300万吨,稳产4年,经济开发期间累计产油6234.3万吨,其中原油6233.6万吨、凝析油0.67万吨;累计产气190亿立方米,其中溶解气189.7亿立方米、气顶气0.298亿立方米,原油采收率33%,溶解气采收率46.1%。
    北特鲁瓦油田工业试验开发方案的编制成功,使北特鲁瓦油田300万吨产能建设有了依据,这也是中油阿克纠宾油气股份公司油气产量不断攀升的可靠保障。“十二五”期间,北特鲁瓦油田必将成为公司增储上产的主战场之一,也必定为CNPC“海外大庆”建设做出应有的贡献。
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