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    低油價常態(tài)下中國油田開發(fā)低成本戰(zhàn)略

    2021-11-03 11:54:32宋新民曲德斌鄒存友
    石油勘探與開發(fā) 2021年4期
    關(guān)鍵詞:可采儲量高含水采收率

    宋新民,曲德斌,鄒存友

    (中國石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

    0 引言

    中國油田開發(fā)是一部艱難的創(chuàng)業(yè)史和輝煌的發(fā)展史,幾代石油人上下求索、攻堅克難,對中國油氣行業(yè)穩(wěn)健發(fā)展和保障國家能源安全貢獻巨大。近十幾年來,多次油價波動,特別是2014年下半年和2020年初的兩次低油價,給中國各石油公司上游業(yè)務(wù)帶來了強大的沖擊。中國的石油產(chǎn)量在2015年達到歷史最高,為2.15×108t,隨后受油價波動影響,新建產(chǎn)能工作量大幅減小,2018年產(chǎn)量下降到1.89×108t,2020年產(chǎn)量回升到1.95×108t[1]。實際上,多次低油價沖擊是對中國油田開發(fā)從技術(shù)到生產(chǎn)經(jīng)營模式、生產(chǎn)管理模式等的警鐘??傮w看,中國油田開發(fā)效益對油價的依賴程度高,原油業(yè)務(wù)的油氣行業(yè)競爭力和抗風(fēng)險能力較差。高油價時期,原油業(yè)務(wù)大幅向上拉動公司整體利潤,低油價時期又反噬公司效益。目前,正值中國油氣行業(yè)制定“十四五”發(fā)展規(guī)劃布局之際,如何實現(xiàn)油田低成本開發(fā)是事關(guān)中國各石油公司高質(zhì)量可持續(xù)發(fā)展的重大戰(zhàn)略問題。本文基于中國石油天然氣股份有限公司(以下簡稱“中國石油”)上市以來國內(nèi)油田開發(fā)歷程、技術(shù)發(fā)展與創(chuàng)新實踐,主要梳理剖析原油業(yè)務(wù)成本上升的根源和主控因素,探索低成本開發(fā)的發(fā)展戰(zhàn)略和降本途徑,提出油田開發(fā)實現(xiàn)低成本戰(zhàn)略的對策與措施,分析中國油田開發(fā)的潛力和發(fā)展前景,以期為中國油氣生產(chǎn)企業(yè)上游業(yè)務(wù)提質(zhì)增效提供借鑒。

    1 油田開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)與問題根源

    1.1 面臨的挑戰(zhàn)

    中國油田開發(fā)在產(chǎn)量逐步增加到2×108t的同時,也面臨著巨大的挑戰(zhàn):①中國各石油公司重組上市以后,特別是“十一五”以來,陸上開發(fā)原油完全成本快速增長,成本控制難度加大。原油完全成本(不含收益金及減值)和資產(chǎn)均增加了1.7倍以上,其中操作成本、折舊折耗等生產(chǎn)成本均增加2.3倍以上。②老油田遞減快,大規(guī)模建產(chǎn)卻沒有帶來產(chǎn)量實質(zhì)性的增長。“十一五”以來,中國年均新建產(chǎn)能超過2 500×104t,但目前僅新增了約2×104t的穩(wěn)產(chǎn)規(guī)模。這意味著絕大部分新建產(chǎn)能都被用于彌補老油田的產(chǎn)量遞減,年遞減率近10%(見圖1),相當(dāng)于每年遞減掉兩個千萬噸級大油田。由于老油田遞減快,大規(guī)模建產(chǎn)沒有帶來產(chǎn)量實質(zhì)性的增長,為確保生產(chǎn)規(guī)模,只能投入產(chǎn)能建設(shè)來彌補產(chǎn)量遞減的損失,形成“規(guī)模建產(chǎn)—彌補遞減—再新建產(chǎn)能”疊加式的惡性循環(huán)。大規(guī)模建產(chǎn)除了使資產(chǎn)和對應(yīng)的折耗增加過快,投資變成成本、形成包袱外,還反映出老油田遞減過快這一核心矛盾。分析結(jié)果表明,綜合遞減與新建產(chǎn)能具有顯著的負相關(guān)關(guān)系(見圖2)。由于新井投產(chǎn)后,在第2年變成老井產(chǎn)量,綜合遞減與新建產(chǎn)能有 1年的滯后效應(yīng),產(chǎn)能投入后被補充到老井產(chǎn)量中,則自然遞減和綜合遞減被低估,從而造成一種“假象”,掩蓋了真實的遞減水平。盡管投資走高、資產(chǎn)快速增長受開發(fā)對象劣質(zhì)化、工藝技術(shù)復(fù)雜和井深增加等多種因素影響,但是大規(guī)模產(chǎn)能建設(shè)是主要驅(qū)動因素。大規(guī)模產(chǎn)能建設(shè)使井?dāng)?shù)快速增長,直接導(dǎo)致了采出作業(yè)費等操作成本的增加。因此,受大規(guī)模產(chǎn)能建設(shè)影響,疊加作業(yè)井次與產(chǎn)液量的大幅增加等因素綜合影響,操作成本必然過快增長。

    圖1 中國油田純老井實際無因次產(chǎn)量遞減曲線

    圖2 新建產(chǎn)能與綜合遞減率關(guān)系曲線

    1.2 問題根源

    1.2.1 面對資源品種變差,技術(shù)攻關(guān)、試驗準(zhǔn)備不足,建產(chǎn)節(jié)奏過快,創(chuàng)效能力變差

    自2000年中國各石油公司改革重組上市之初,中國原油開發(fā)便面臨資源和產(chǎn)能接替困難的被動局面,近20年來,通過大力實施勘探開發(fā)一體化戰(zhàn)略,在非常規(guī)油氣勘探領(lǐng)域取得重大突破,解決了長期以來資源接替的巨大困難;從“十二五”開始,全國年均探明石油地質(zhì)儲量為(8~10)×108t,“十三五”上升到(10~12)×108t。但在此期間,資源品質(zhì)劣質(zhì)化特征已十分明顯,且對該類資源進行產(chǎn)能建設(shè)的技術(shù)攻關(guān)和試驗尚未成熟配套,同時大規(guī)模高速建產(chǎn),沒有把控好建產(chǎn)節(jié)奏和方案優(yōu)化設(shè)計,故在開發(fā)前期準(zhǔn)備不足與快速產(chǎn)能建設(shè)雙重因素的影響下,相當(dāng)一部分低品位資源的產(chǎn)能建設(shè)效果低于預(yù)期,形成大量不良資產(chǎn),資產(chǎn)規(guī)模加大,創(chuàng)效能力降低。通過 2013—2018年新建產(chǎn)能效果跟蹤發(fā)現(xiàn),近些年來新井投資規(guī)模較大,但新井成本與產(chǎn)量貢獻不匹配,表現(xiàn)為新井投資對產(chǎn)量貢獻小,對折耗影響大。5年期間,新井對累計產(chǎn)量的貢獻率僅為 25%~35%,而對折耗的貢獻率則超過60%(見圖3)。

    圖3 2013—2018年不同油田新井對產(chǎn)量、折耗的貢獻率

    1.2.2 工程技術(shù)服務(wù)模式嚴重制約產(chǎn)能建設(shè)效果,投資成本高

    近年來,中國陸上石油公司產(chǎn)能建設(shè)效果深受關(guān)聯(lián)交易的工程定額制約。油田公司和工程技術(shù)服務(wù)公司雖同屬一家石油公司,但未能發(fā)揮一體化的體制優(yōu)勢,未能找到針對資源品質(zhì)變差的協(xié)同創(chuàng)新降本解決辦法,最終石油公司資產(chǎn)規(guī)模大幅上升。巨額的生產(chǎn)折耗進入完全成本,迫使石油公司長期以來高成本運行,后續(xù)生產(chǎn)中不得不大幅壓縮操作成本,使油田開發(fā)最基本的監(jiān)測和油水井的維護投入不足,導(dǎo)致油田產(chǎn)量大幅遞減。另一方面,在20世紀70—80年代僅靠常規(guī)射孔就可以獲得高產(chǎn)的油層,目前不得不采用壓裂投產(chǎn),一方面增加生產(chǎn)折耗,同時在一定程度上加快了油井水淹速度,改變剩余油與水淹層的分布體系,影響潛力的挖掘。

    1.2.3 技術(shù)隊伍與工藝系統(tǒng)配套難以滿足穩(wěn)油控水和精細開發(fā)的技術(shù)需求

    隨著油田開發(fā)進入中后期,地下油水分布更趨復(fù)雜,加密調(diào)整初期以較低的含水率可獲得較高的產(chǎn)量,由于陸相儲集層的強非均質(zhì)性,剖面的動用狀況受技術(shù)隊伍、分層控制及地面系統(tǒng)配套能力的制約,難以保證注采剖面的精準(zhǔn)動態(tài)調(diào)控,精細挖潛效果低于預(yù)期。實際上,目前油田生產(chǎn)一線開發(fā)技術(shù)力量配置與穩(wěn)油控水、精細開發(fā)的技術(shù)需求矛盾突出,部分油田管理粗放,原油采出程度不到 10%就進入高含水(含水率大于 60%)和高成本開發(fā)運行階段,同時油藏進入高含水階段后,開發(fā)層系、井網(wǎng)又變得嚴重不適應(yīng),不具備注采動態(tài)調(diào)控能力,油藏只能在特高含水(含水率95%~97%)、超低采油速度條件下開發(fā),不僅損失了大量可采儲量,而且產(chǎn)量大幅遞減。此外,一部分過去開發(fā)的優(yōu)質(zhì)油藏,由于受井況、技術(shù)和人力的制約,已處于關(guān)閉或低效運行狀態(tài)。另外,長期、固化的以產(chǎn)量指標(biāo)作為衡量企業(yè)業(yè)績主要標(biāo)準(zhǔn)的評價方式,導(dǎo)致了中國國內(nèi)石油生產(chǎn)企業(yè)形成了“多打井才多出油”、“唯產(chǎn)量至上”的粗放式管理方式,淡化了油田開發(fā)精細經(jīng)營和全生命周期系統(tǒng)優(yōu)化的開發(fā)原則。如老油田提高產(chǎn)量僅靠打新井建產(chǎn)能,而非通過系統(tǒng)性調(diào)整注采關(guān)系增加經(jīng)濟可采儲量實現(xiàn)長期高水平穩(wěn)產(chǎn)。中國陸相強非均質(zhì)性油藏的開發(fā)實踐已經(jīng)表明,原油開發(fā)屬于技術(shù)密集型業(yè)務(wù),需要全生命周期的精細經(jīng)營與系統(tǒng)管理,更需要精細化的生產(chǎn)動態(tài)調(diào)控。

    2 油田低成本開發(fā)戰(zhàn)略與路徑

    油田開發(fā)效益涉及收入、資產(chǎn)減值和完全成本 3大類,可細分為價格、產(chǎn)量、操作成本、折舊折耗等20多項指標(biāo),其中約50%是相對可控指標(biāo)(見圖4)。綜合分析各指標(biāo)的關(guān)聯(lián)性與低成本戰(zhàn)略的目標(biāo)驅(qū)動需求,可知增加經(jīng)濟可采儲量是降低成本的核心。為此,首先要調(diào)動不同層級人力資源創(chuàng)效的積極性,最大限度挖掘其潛能與創(chuàng)造性,更重要的是提升開發(fā)業(yè)務(wù)的領(lǐng)導(dǎo)力,深入挖掘“大慶開發(fā)文化”,這是低成本發(fā)展的根基;然后,圍繞老油田穩(wěn)產(chǎn)和新油田效益建產(chǎn)進行系列技術(shù)創(chuàng)新提效,增加經(jīng)濟可采儲量。只有通過人力資源創(chuàng)效、技術(shù)創(chuàng)新提效、增加經(jīng)濟可采儲量這3項關(guān)鍵要素關(guān)聯(lián)促進,環(huán)環(huán)相扣,才能最終推動降本提效,實現(xiàn)中國各石油公司原油開發(fā)業(yè)務(wù)提質(zhì)增效(見圖 5)。

    圖4 開發(fā)效益及成本影響因素分解

    圖5 油田開發(fā)低成本戰(zhàn)略的總體思路和技術(shù)路線

    實施低成本開發(fā)戰(zhàn)略,增加經(jīng)濟可采儲量是核心。經(jīng)濟可采儲量受油藏資源品質(zhì)、開發(fā)技術(shù)水平、國際油價和經(jīng)營管理能力等共同影響。增加經(jīng)濟可采儲量是低成本發(fā)展的基礎(chǔ),一方面可以確保高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)和良好的經(jīng)濟效益,同時還可以增加PD儲量(證實已開發(fā)儲量),降低折耗率,減少生產(chǎn)經(jīng)營的折舊折耗壓力。按目前的技術(shù)和成本水平測算,油價處于45~50美元/bbl的低油價區(qū)間時,中國陸上僅有近一半剩余技術(shù)可采儲量可轉(zhuǎn)化為經(jīng)濟可采儲量;如果油價低于45美元/bbl,可轉(zhuǎn)化的經(jīng)濟可采儲量縮減幅度巨大,可轉(zhuǎn)化經(jīng)濟可采儲量對油價更敏感。隨著時間的推移,資源劣質(zhì)化、油田老齡化、低油價背景仍將加劇,只有通過開發(fā)技術(shù)的進步和管理水平的提升,進一步提高單井產(chǎn)量、降低產(chǎn)量遞減幅度、提高油田采收率,才能大幅度增加經(jīng)濟可采儲量,提高原油產(chǎn)量規(guī)模與經(jīng)濟效益。

    2.1 深入挖掘“大慶開發(fā)文化”,激勵人力資源創(chuàng)效

    回顧大慶油田開發(fā)歷程,在開發(fā)初期,針對當(dāng)時分層狀況認識不清,水竄與壓力分布不均的突出矛盾,創(chuàng)造性提出“六分四清”的開發(fā)思想和群眾性“管井”活動的管理方式,并始終保持,一以貫之,奠定了大慶油田在世界上獨樹一幟、精細開發(fā)的基礎(chǔ)[2]。在高含水開發(fā)階段,基于強非均質(zhì)陸相儲集層的分類認識,采用面積井網(wǎng)、細分開發(fā)層系、多次加密調(diào)整、高含水期控水提液等強化開采方式,保障了大慶油田5 000×104t長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。進入21世紀,在沒有新資源接替、老油田逐漸步入特高含水階段背景下,從控遞減、控含水上,實施“四個精細”(精細非均質(zhì)性認識、精細注采系統(tǒng)調(diào)整、精細注采結(jié)構(gòu)調(diào)整、精細生產(chǎn)經(jīng)營管理)一體化管理模式;從挖潛認識上,踐行“五個不等于”(油田高含水不等于每口井都高含水;油井高含水不等于每個層都高含水;油層高含水不等于每個部位、每個方向都高含水;地質(zhì)工作精細不等于認清了地下所有潛力;開發(fā)調(diào)整精細不等于每個區(qū)塊、每口井和每個層都已調(diào)整到位)精細開發(fā)理念,逐步破解高含水油田低成本開發(fā)難題,實現(xiàn)了4 000×104t穩(wěn)產(chǎn),沉淀了大慶精細開發(fā)的思想內(nèi)涵[2-3];其中,“十二五”期間,長垣油田建立了水驅(qū)精細挖潛示范區(qū),在含水率93%、連續(xù)5年不鉆新井的背景下,取得了產(chǎn)量保持不降,含水基本不升,成本下降 10%的顯著成效[3]?!笆濉比孢M入特高含水階段以來,在無井可打、措施有限的情況下,面對低油價,油田開發(fā)取得了較好的技術(shù)經(jīng)濟效果:長垣主體區(qū)塊在剩余可采儲量采油速度 15%~20%情況下,遞減率仍然保持 10%以下的較低遞減水平,其中示范區(qū)遞減率僅5%~6%,這難以用常規(guī)的開發(fā)理論和開發(fā)模式解釋,恰是一種大慶特有的、深厚的開發(fā)文化力量推動的成果體現(xiàn)[3-5]。

    “大慶開發(fā)文化”的核心內(nèi)涵就是開發(fā)業(yè)務(wù)領(lǐng)導(dǎo)力的統(tǒng)領(lǐng)作用,無形且強大無比的開發(fā)業(yè)務(wù)領(lǐng)導(dǎo)力驅(qū)動不同階段的開發(fā)業(yè)務(wù),并引領(lǐng)業(yè)務(wù)的不斷向前發(fā)展;開發(fā)業(yè)務(wù)的領(lǐng)導(dǎo)力牽系著開發(fā)隊伍,恰似逆水行舟,不斷挑戰(zhàn)開發(fā)極限,它凝聚著大慶開發(fā)工作者內(nèi)化于心、外化于形的自覺行動,所以各采油廠在油田開發(fā)技術(shù)和管理上都堅持統(tǒng)一的原則、統(tǒng)一的流程、統(tǒng)一的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn);通過集思想、理念、技術(shù)、管理和實踐于一體的一套陸相油藏開發(fā)文化體系,實事求是地順應(yīng)油藏的客觀地質(zhì)條件,科學(xué)地把握開發(fā)的基本規(guī)律,遵循開發(fā)的基本原則,保證油田開發(fā)有條不紊持續(xù)推進[3-5]。

    針對當(dāng)前高含水油田開發(fā)面臨穩(wěn)油控水困難的現(xiàn)實,首先需要深入挖掘并全面踐行“大慶開發(fā)文化”,實施規(guī)范管理、精細挖潛;如果把“大慶開發(fā)文化”全面踐行到全國老油田規(guī)范的技術(shù)管理和精細挖潛中,必將大幅增加可采儲量,降低開發(fā)成本。鑒于目前中國油田的開發(fā)形勢,一方面迫切需要全面提升開發(fā)業(yè)務(wù)的領(lǐng)導(dǎo)力,推動油田開發(fā)技術(shù)和管理水平的提升,其途徑可從開發(fā)管理綱要入手,對開發(fā)方案編制、方案審查、方案實施評估和調(diào)整的全過程進行監(jiān)管和落實,輔以問責(zé)、獎懲等機制,優(yōu)化開發(fā)部署、統(tǒng)籌規(guī)劃布局;另一方面,大力提升開發(fā)系統(tǒng)技術(shù)專家體系建設(shè),給基層采油單位配足有經(jīng)驗的技術(shù)專家,提高技術(shù)隊伍素質(zhì),確保油田開發(fā)嚴格按開發(fā)綱要、開發(fā)原則和開發(fā)方案實施。

    基于上述開發(fā)文化推動挖潛增效的理念,從 3個方面激勵人力資源創(chuàng)效:①進一步拓展中國各石油公司內(nèi)部礦權(quán)流轉(zhuǎn)范圍,把開發(fā)難度大,但又具有較大潛力的老油田納入礦權(quán)流轉(zhuǎn)范圍。有些區(qū)塊在過去是相對優(yōu)質(zhì)的資源,進入開發(fā)后期,現(xiàn)有技術(shù)水平難以駕馭這些油田的開發(fā)走勢,對效益的負面影響較大。該類資源可以納入流轉(zhuǎn)范圍,在全國范圍內(nèi)招募具有技術(shù)優(yōu)勢和老油田開發(fā)經(jīng)驗的開發(fā)團隊,充分發(fā)揮“大慶開發(fā)文化”的優(yōu)勢與資深開發(fā)專家的特長盤活老油田資產(chǎn),提高油田開發(fā)效益,同時通過示范引領(lǐng),為“大慶開發(fā)文化”的推廣提供有效的途徑。②通過激勵政策,靶向引導(dǎo)老油田技術(shù)人員向人員少、技術(shù)薄弱的油田流動。③可引入對外合作機制,與體制外公司進行商務(wù)合作,發(fā)揮體制外用人模式和人員激勵政策的優(yōu)勢,參照降低工程投資的模式和經(jīng)驗,實現(xiàn)高成本區(qū)塊的有效治理。

    2.2 提升油藏動態(tài)調(diào)控的駕馭能力,以科學(xué)原則推動精準(zhǔn)開發(fā)

    注水開發(fā)油田的整個注水開發(fā)系統(tǒng)發(fā)生的費用都與水有關(guān),注水量上升、含水率上升、單井日產(chǎn)油下降均會導(dǎo)致操作成本快速上升。特別是高含水油田,運行成本中 40%的費用與含水相關(guān)。中國某油田目前含水率已超過95%,在此基礎(chǔ)上含水率每上升0.4%,增加注水量 6 122×104m3,增加產(chǎn)液量 4 753×104t,增加水循環(huán)費用6.5×108元;隨著含水率上升,水油比及成本將大幅增加,當(dāng)含水率為94%時,操作成本為597.4元/t,當(dāng)含水率上升至95%~97%時,操作成本將增長21%~53%[3](見圖6)。控制含水上升將減緩產(chǎn)量遞減,減輕產(chǎn)能建設(shè)壓力,降低產(chǎn)能投資和折舊折耗。以中國石油為例,如果遞減率降低2%~3%,可少建(400~500)×104t產(chǎn)能,減少投資(200~300)×108元,可見控制含水上升、產(chǎn)量遞減是降成本的首要任務(wù)。

    圖6 某油田操作費隨含水率變化曲線

    含水上升快、產(chǎn)量遞減大是長期以來制約原油業(yè)務(wù)健康發(fā)展的瓶頸,為此需要解決好以下 5個方面的問題:①儲集層非均質(zhì)性是控制油田含水和注采矛盾最突出、最關(guān)鍵的因素,如何科學(xué)地認識與表征儲集層非均質(zhì)性是穩(wěn)油控水的核心;②長期的油田開發(fā)實踐表明,合理的注采井?dāng)?shù)比是在高含水期提液過程中實現(xiàn)控水的決定性條件,如何保障井況和井網(wǎng)完善,保持合理注采井?dāng)?shù)比,使油井多向受效是穩(wěn)油控水的關(guān)鍵;③合理、精細的儲集層描述是細分層系和優(yōu)化分層注水的基礎(chǔ),層系劃分足夠精細、分層注水足夠合理才能最大限度地提高儲量控制程度和動用程度;④在高含水條件下,做好注采動態(tài)分析、搞好精細注采結(jié)構(gòu)調(diào)整才能適時對注采動態(tài)進行調(diào)控,實現(xiàn)穩(wěn)油控水;⑤努力完善注采工藝,提升注入水處理能力,減少回注時因采出水含油、懸浮物超標(biāo)導(dǎo)致的油層堵塞現(xiàn)象,才能及時、均衡地補充地層能量??茖W(xué)地解決好這些技術(shù)問題,進一步發(fā)展和完善陸相油藏開發(fā)技術(shù)系列,才能破解老油田開發(fā)成本高的難題;同時也是科學(xué)開發(fā)的基本原則,更是通過實施精準(zhǔn)動態(tài)調(diào)控推動精準(zhǔn)開發(fā)的必經(jīng)之路[1,3,6-7]。

    2.3 大力推進“二三結(jié)合”戰(zhàn)略工程與技術(shù)升級,大幅度提高采收率

    油田含水上升過快,產(chǎn)量遞減速率過大,經(jīng)濟可采儲量大幅降低是目前油田開發(fā)運行成本和折舊折耗高的主因。為彌補產(chǎn)量遞減,常規(guī)措施主要為大幅提高注水(稠油油藏注蒸汽)量補充地層能量或是新建產(chǎn)能,這兩者均會大幅提高生產(chǎn)成本。因此,要最終降低成本,必須降低含水率、降低注水量(蒸汽量),并采取有效措施減緩遞減,降低產(chǎn)能建設(shè)壓力。

    中國石油持續(xù)開展的“二次開發(fā)”和“二三結(jié)合”工程已為老油田可持續(xù)效益開發(fā)儲備了戰(zhàn)略性的接替技術(shù),解決了老油田常規(guī)加密調(diào)整之后的高含水、特高含水階段開發(fā)的戰(zhàn)略問題[8-10]。

    二次開發(fā)的核心是在充分認識儲集層非均質(zhì)性基礎(chǔ)上細分開發(fā)層系,以單砂體為注采單元,實現(xiàn)注采動態(tài)的總體調(diào)控和精準(zhǔn)控制,進而實現(xiàn)穩(wěn)油控水[11-12]。中國石油始于2007年的老油田二次開發(fā)工程,已覆蓋地質(zhì)儲量16.7×108t,高峰年產(chǎn)量1 042×104t,連續(xù)7年年產(chǎn)油量超過1 000×104t,新增可采儲量12 381×104t,水驅(qū)采收率提高7.8%。

    “二三結(jié)合”是“二次開發(fā)”的全新升級,統(tǒng)一構(gòu)建二次開發(fā)和三次采油開發(fā)層系、立體開發(fā)井網(wǎng)(見圖7),在充分挖掘水驅(qū)潛力的基礎(chǔ)上,形成有利于三次采油的地下流場,實現(xiàn)精細水驅(qū)與三次采油無縫銜接,節(jié)約井網(wǎng)建設(shè)投資,實現(xiàn)總體采收率的最大化和經(jīng)濟效益的最優(yōu)化?!岸Y(jié)合”的工業(yè)化試驗無論在“雙特高”(綜合含水率大于等于 90%,可采儲量采出程度大于等于 80%)的西部砂礫巖油藏,還是在東部的砂巖油藏,均取得了良好的效果,為控制含水率、控制注水(蒸汽)量、控制遞減提供了技術(shù)支撐。

    圖7 新疆某礫巖油藏“二三結(jié)合”立體井網(wǎng)模式圖

    “十三五”以來,在新疆礫巖、遼河和大港復(fù)雜斷塊“雙特高”油田實施“二三結(jié)合”工程,覆蓋地質(zhì)儲量 1.2×108t。其中精細水驅(qū)階段產(chǎn)量實現(xiàn)翻番,實施三次采油前收回全部鉆井投資,預(yù)計最終可提高采收率 20%,與單獨實施三次采油相比,采收率可提高4%~5%,內(nèi)部收益率可提高2%~3%,體現(xiàn)出“二三結(jié)合”協(xié)同提高采收率的良好技術(shù)優(yōu)勢。特別是在新疆老油田原有開發(fā)模式產(chǎn)能建設(shè)萎縮的困局下,通過“二三結(jié)合”產(chǎn)能接替技術(shù),已累計增產(chǎn)原油466×104t,落實可采儲量 1.6×108t。

    在“二三結(jié)合”工程基礎(chǔ)上,再戰(zhàn)略突破“三大”革命性技術(shù),推動原油終極可采:①采用負鹽度梯度中相微乳液驅(qū)油技術(shù)調(diào)控油水相態(tài),最終采收率可超過90%;②將現(xiàn)有的蒸汽輔助重力驅(qū)(SAGD)、蒸汽驅(qū)與高溫火驅(qū)相結(jié)合,實現(xiàn)原油地下原位改質(zhì),最終采收率可達 70%~80%,該項技術(shù)可將熱采成本大幅降低,與稀油相當(dāng);③針對中國陸相原油含蠟量高、黏度高、難混相的特點,高壓空氣驅(qū)可以起到“熱混相驅(qū)”作用,采收率可大幅度提高[1,7]。

    通過“二三結(jié)合”工程及技術(shù)升級突破,不僅可控制含水率、注水(蒸汽)量和產(chǎn)量遞減,還可從根本上提升資產(chǎn)價值,特別是提升低效和無效資產(chǎn)的創(chuàng)效能力。低效和無效資產(chǎn)可分為 2類:①近年來由于資源品質(zhì)變差,相應(yīng)的開發(fā)理論與技術(shù)尚未成熟配套,低品位資源采油速度低,采出程度也極低,資產(chǎn)折耗大,運行成本高,主要分布于西部超低滲透油藏和東西部的低滲透—特低滲透油藏;②相對優(yōu)質(zhì)的資源進入“雙高”(綜合含水率大于等于80%,可采儲量采出程度大于等于 60%)開發(fā)階段,單井產(chǎn)量和采油速度均很低,在中低油價下處于成本效益的敏感區(qū)間。這2類資產(chǎn)占比大,采用新一代大幅度提高采收率開發(fā)技術(shù),降低開發(fā)成本,增加經(jīng)濟可采儲量,資產(chǎn)價值必將大幅提升,潛力巨大。

    2.4 創(chuàng)新注氣開發(fā)關(guān)鍵技術(shù),加快氣驅(qū)工業(yè)化推廣

    國外注氣開發(fā)技術(shù)經(jīng)過60余年發(fā)展,已成為稀油提高采收率首選技術(shù)。據(jù)統(tǒng)計,2016年全球提高采收率技術(shù)(EOR)產(chǎn)量 1.17×108t,其中氣驅(qū) 3 671×104t,占 31%[7]。中國注氣開發(fā)技術(shù)方面的研究與試驗始于20世紀60年代,中國石油通過近10年的技術(shù)攻關(guān)試驗,烴氣混相驅(qū)、CO2混相驅(qū)、氮氣/減氧空氣(泡沫)驅(qū)等關(guān)鍵技術(shù)均取得突破,特別是在低滲和特殊巖性油藏補充能量及提高采收率方面優(yōu)勢明顯,2020年氣驅(qū)產(chǎn)量達105×104t,基本具備工業(yè)化推廣條件。目前注氣技術(shù)已成為繼化學(xué)驅(qū)和熱采技術(shù)之后下一個形成上產(chǎn)千萬噸生產(chǎn)規(guī)模的新的經(jīng)濟增長點。

    注氣提高采收率主要采用“多氣并舉、因藏施氣”的策略,老油田應(yīng)加大注氣技術(shù)推廣力度,新油田則加快注氣技術(shù)試驗。先導(dǎo)試驗與工業(yè)化試驗并重、工業(yè)化試驗與推廣并重、商業(yè)化規(guī)模應(yīng)用有序推進,確保實現(xiàn)年產(chǎn)千萬噸目標(biāo)[1,6-7]。實現(xiàn)路徑主要有:①統(tǒng)籌 CCS(碳捕集與封存)、CCUS(碳捕集、利用與封存)戰(zhàn)略布局,加大企業(yè)內(nèi)部 CO2源匯匹配的工作力度,構(gòu)建廉價、穩(wěn)定的多元 CO2供應(yīng)體系;②推廣烴氣重力驅(qū)與戰(zhàn)略儲氣庫聯(lián)動模式,重點突破氣液界面調(diào)控和監(jiān)測技術(shù),加快烴氣驅(qū)工業(yè)化應(yīng)用步伐;③優(yōu)先在長慶、新疆等油田的高傾角、塊狀和高溫油藏推廣減氧空氣驅(qū)/高壓空氣驅(qū),重點突破泡沫輔助氣驅(qū)和智能化QHSE(質(zhì)量、健康、安全、環(huán)境)技術(shù)。

    2.5 打破關(guān)聯(lián)交易壁壘,創(chuàng)新管理模式

    北美非常規(guī)石油資源開發(fā)工程服務(wù)完全市場化,2014—2016年單井投資降幅超過30%,這一成功做法值得借鑒。中國以非常規(guī)資源為主體的新油田產(chǎn)能建設(shè),要達到基準(zhǔn)收益目標(biāo),需要石油公司和工程服務(wù)公司聯(lián)動創(chuàng)新管理模式,大幅降低產(chǎn)能建設(shè)投資。通過10年來的探索實踐,中國非常規(guī)石油資源開發(fā)配套技術(shù)基本成熟,其中長水平井段體積改造形成復(fù)雜縫網(wǎng)的工藝技術(shù)趨于成熟;大平臺大井叢工廠化作業(yè)模式在實踐中效果顯現(xiàn);全生命周期開發(fā)方案編制和優(yōu)化管理、地質(zhì)工程一體化及個性化設(shè)計,從理念到現(xiàn)場實施逐漸清晰。只要徹底改變現(xiàn)有的建產(chǎn)體制,打破關(guān)聯(lián)交易壁壘,降低工程技術(shù)服務(wù)成本,非常規(guī)石油資源必將實現(xiàn)規(guī)模有效開發(fā)。

    2.6 協(xié)同優(yōu)化戰(zhàn)略布局,培育重點原油產(chǎn)業(yè)基地

    “十二五”及以前,大慶油田實現(xiàn)了年產(chǎn)(4 000~5 000)×104t多年穩(wěn)產(chǎn),在保證中國的石油產(chǎn)量穩(wěn)定、確保石油行業(yè)經(jīng)營效益方面起到了十分重要的作用。進入“十三五”以來,大慶油田由于長期高強度開采,以及2014年以來的低油價沖擊,產(chǎn)量大幅下滑,對中國能源安全形成了一定沖擊。因此需從國家層面,在四大石油公司(中國石油天然氣集團有限公司、中國石油化工集團有限公司、中國海洋石油集團有限公司、陜西延長石油(集團)有限責(zé)任公司)中,前瞻性地著力培育對產(chǎn)量規(guī)模和效益發(fā)展均起決定性作用的重點產(chǎn)油基地,形成重點油田拉動、協(xié)同優(yōu)化的戰(zhàn)略布局。在中國石油,首先把鄂爾多斯盆地和新疆地區(qū)培育成最具產(chǎn)量規(guī)模和低成本“雙優(yōu)勢”的產(chǎn)油基地,松遼盆地則突出開發(fā)方式轉(zhuǎn)換升級,渤海灣盆地通過“二三結(jié)合”和低滲透油藏開發(fā)方式轉(zhuǎn)換,持續(xù)穩(wěn)產(chǎn),有效降低成本。通過差異化施策,將成本控制到合理水平,整體推動低成本戰(zhàn)略的實施。

    3 中國油田開發(fā)潛力分析

    3.1 老油田潛力

    截至2019年底,中國四大石油公司高含水油田動用儲量為 255.7×108t(見表 1),占總動用儲量的74.5%,年產(chǎn)油量占總產(chǎn)量的71.8%;含水率大于等于90%的油田動用儲量 111.3×108t,占總動用儲量的32.4%,年產(chǎn)油量占總產(chǎn)量的27%;其中東部成熟油區(qū)(大慶油田、勝利油田)約有57.8%的儲量進入特高含水階段。盡管中國的油田目前已整體進入“雙高”階段,但總體采出程度不高,高含水油田目前平均地質(zhì)儲量采出程度為25.6%,仍有近3/4的剩余油滯留地下?!岸Y(jié)合”工程在新疆等油區(qū)的試驗已取得成功,有效控制了老油田遞減,提高了經(jīng)濟可采儲量,如果推廣至全國,提高經(jīng)濟可采儲量潛力巨大。初步評價表明,中國高含水老油田采用“二三結(jié)合”開發(fā)模式,可覆蓋地質(zhì)儲量212.9×108t,預(yù)計提高采收率14.4%,增加可采儲量30.62×108t。

    表1 不同含水級別開發(fā)指標(biāo)匯總結(jié)果表(截至2019年底)[13]

    為進一步評價并挖掘經(jīng)濟可采儲量的潛力,基于已開發(fā)油田效益產(chǎn)量評價方法和油氣開發(fā)項目現(xiàn)金流經(jīng)濟評價方法[14],針對剩余可采儲量以及新增可采儲量,分別建立經(jīng)濟可采儲量評價方法體系(見圖 8)。對中國石油進行系統(tǒng)評價表明,通過水驅(qū)控制遞減、提高采收率、提高單井產(chǎn)量等技術(shù)的全面推廣與科學(xué)管理創(chuàng)新,預(yù)計可提高采收率12.03%,技術(shù)可采儲量在目前規(guī)模基礎(chǔ)上可增加1.79倍,在油價45美元/bbl條件下,經(jīng)濟可采儲量在目前規(guī)?;A(chǔ)上可增加 2.39倍,可為低成本開發(fā)戰(zhàn)略提供資源保障[1]。

    圖8 經(jīng)濟可采儲量評價方法體系

    3.2 新油田潛力

    按2016年全國第四次油氣資源評價,全國常規(guī)石油地質(zhì)資源量為1 080×108t,非常規(guī)石油地質(zhì)資源量為672×108t[15]。中國當(dāng)前發(fā)現(xiàn)的資源主體是非常規(guī)資源,2019年新一輪資源評價頁巖油資源量238×108t、致密油138×108t,主要集中在鄂爾多斯、松遼、準(zhǔn)噶爾、渤海灣、四川等盆地,是未來非常規(guī)石油勘探開發(fā)的主體。近年來,中國石油在鄂爾多斯盆地超低滲透砂巖、準(zhǔn)噶爾盆地超低滲透礫巖和致密油領(lǐng)域的勘探開發(fā)不斷取得新突破;準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷、鄂爾多斯盆地延長組長 7段、松遼盆地青山口組和渤海灣盆地部分凹陷等頁巖油勘探開發(fā)也取得了重大進展,資源潛力巨大。

    4 油田開發(fā)低成本戰(zhàn)略部署

    4.1 老油田戰(zhàn)略部署

    以“控制遞減率、提高采收率”為核心,推進老油田穩(wěn)產(chǎn)工程:①全面控制老油田遞減,在降低自然遞減水平的同時增加經(jīng)濟可采儲量,保持剩余可采儲量的采油速度與遞減水平合理匹配;②在全國全面鋪開的同時,重點突出長慶、新疆等油田,其次是渤海灣盆地,完成分層次布局;③實質(zhì)性推進新一代化學(xué)驅(qū)、SAGD、蒸汽驅(qū)-高溫火驅(qū)復(fù)合驅(qū)、混相驅(qū)、重力穩(wěn)定驅(qū)和高壓空氣驅(qū)的工業(yè)化?;瘜W(xué)驅(qū)主要在東部和新疆油田開展;氣驅(qū)主要在新疆地區(qū)、鄂爾多斯盆地和東部部分油田開展;蒸汽驅(qū)和火驅(qū)的分層系開發(fā)、SAGD、蒸汽驅(qū)-火驅(qū)復(fù)合驅(qū)則主要在遼河與新疆油田大力推進。

    4.2 新油田戰(zhàn)略部署

    以“技術(shù)進步提單產(chǎn)、管理創(chuàng)新提效益”為核心,實現(xiàn)新油田效益建產(chǎn):①重視全生命周期開發(fā)方案的編制,從地質(zhì)模型精細化、方案編制標(biāo)準(zhǔn)化、風(fēng)險管控規(guī)范化、方案實施剛性化等方面進行管控,實現(xiàn)整體效益最大化;②強化地質(zhì)工程一體化融合及個性化設(shè)計,降低建井成本,進一步提高單井產(chǎn)量;③加快提高采收率技術(shù)攻關(guān)與試驗,重點突破“超前注氣蓄能、注氣吞吐、注氣驅(qū)替”關(guān)鍵技術(shù),打造長慶頁巖油、新疆吉木薩爾頁巖油、新疆超低滲透礫巖 3個10×108t級提高采收率示范區(qū),解決產(chǎn)量遞減快、單井利用率低、采收率低等難題,采收率力爭提高 5%~10%;④提高工程服務(wù)市場化程度,建立以石油公司為主導(dǎo)的工程技術(shù)服務(wù)新模式。

    4.3 低成本戰(zhàn)略前景

    根據(jù)低成本戰(zhàn)略與發(fā)展路徑預(yù)測,“十四五”期間,中國年均探明石油儲量可超過10×108t,年均動用可采儲量 2.25×108t,原油年產(chǎn)量有望回升到 2×108t;“十五五”期間,原油產(chǎn)量具有上升到2.1×108t的潛力,恢復(fù)到歷史最高水平[1]。在非常規(guī)油氣開發(fā)方面,2021—2035年預(yù)計年均探明非常規(guī)石油(頁巖油、致密油)地質(zhì)儲量(2.7~2.9)×108t,通過統(tǒng)籌協(xié)調(diào),優(yōu)化工程技術(shù)服務(wù)體制,可在新疆瑪湖/吉木薩爾/準(zhǔn)東地區(qū)、長慶隴東和陜北、松遼盆地古龍—長嶺斷陷青山口組及長垣外圍集中建產(chǎn),形成規(guī)模。預(yù)計到2025年,非常規(guī)石油年產(chǎn)量將上升到 1 300×104t(2019年為285×104t),2035 年產(chǎn)量力爭達到 2 300×104t,成為中國常規(guī)石油的重要補充。在實施低成本戰(zhàn)略基礎(chǔ)上,再通過優(yōu)化新老油田投資結(jié)構(gòu)、爭取頁巖油與尾礦資源的優(yōu)惠政策、增加石油公司產(chǎn)量等措施,促使全國原油年產(chǎn)量增加(1 500~2 000)×104t,進一步攤薄固定成本,“十四五”末原油完全成本具有5~10美元/bbl的下降空間[1,16]。

    5 結(jié)語

    近年來的多次低油價對中國油田效益開發(fā)沖擊很大。“十一五”以來,陸上原油完全成本持續(xù)攀升,除了開發(fā)對象劣質(zhì)化和老齡化等客觀因素外,技術(shù)攻關(guān)和試驗準(zhǔn)備不足情況下建產(chǎn)節(jié)奏過快、工程技術(shù)服務(wù)模式制約導(dǎo)致工程技術(shù)服務(wù)成本高、技術(shù)隊伍與工藝系統(tǒng)配套難以滿足穩(wěn)油控水和精細開發(fā)的技術(shù)需求是根本原因。

    實現(xiàn)低成本戰(zhàn)略,增加經(jīng)濟可采儲量是核心。從開發(fā)理念上,中國油田開發(fā)僅靠高成本規(guī)模產(chǎn)能的投入彌補大幅度的遞減難以維系生存發(fā)展,迫切需要剖析和審視油田開發(fā)的思路和理念、開發(fā)經(jīng)營的效率、技術(shù)進步以及開發(fā)文化體系等要素,推動全生命周期系統(tǒng)化經(jīng)營和精細化動態(tài)管理,從根本上解決制約油田效益開發(fā)的問題。因此,需要提升開發(fā)業(yè)務(wù)的領(lǐng)導(dǎo)力,強化開發(fā)系統(tǒng)技術(shù)專家體系建設(shè),全面踐行開發(fā)理念和開發(fā)文化,充分激勵人力資源創(chuàng)效。從技術(shù)和管理上,老油田以“控制遞減率、提高采收率”為核心,新油田以“技術(shù)進步提單產(chǎn)、管理創(chuàng)新提效益”為核心,充分發(fā)揮并挖掘陸相油藏開發(fā)的思想內(nèi)涵,提升油藏動態(tài)調(diào)控的駕馭能力,通過“二三結(jié)合”理念引領(lǐng)和工業(yè)推廣以及技術(shù)升級突破,加快開發(fā)方式轉(zhuǎn)換,并切實解決多年積攢的工程市場體制問題,提升資產(chǎn)價值,增加經(jīng)濟可采儲量。

    盡管中國油田開發(fā)面臨巨大的成本壓力,資源品質(zhì)劣質(zhì)化趨勢不可逆轉(zhuǎn)、技術(shù)隊伍的業(yè)務(wù)技能還不能很好地適應(yīng)復(fù)雜的開發(fā)形勢以及工程技術(shù)服務(wù)市場體制機制的諸多挑戰(zhàn),但只要做好新、老油田的開發(fā)戰(zhàn)略部署,將開發(fā)文化建設(shè)和技術(shù)創(chuàng)新提效相融合,抓好“老油田穩(wěn)產(chǎn)、新油田效益建產(chǎn)”兩大工程,積極探尋具有競爭力的提高采收率技術(shù)對策,扎實推進油田開發(fā)轉(zhuǎn)型升級和精細化油藏經(jīng)營管理,低成本開發(fā)戰(zhàn)略必將取得成功。

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