中國石油上市以來天然氣開發(fā)的成果及啟示

摘 要

摘要：自1999年中國石油天然氣股份有限公司(簡稱中國石油)在海外上市以來，天然氣業(yè)務迅速發(fā)展，目前已成為中國石油最具成長性的主營核心業(yè)務。10年來，天然氣開發(fā)主要取得6項重大
摘要：自1999年中國石油天然氣股份有限公司(簡稱中國石油)在海外上市以來，天然氣業(yè)務迅速發(fā)展，目前已成為中國石油最具成長性的主營核心業(yè)務。10年來，天然氣開發(fā)主要取得6項重大成果：①突出前期評價，實現(xiàn)大中型氣田科學開發(fā)；②產能規(guī)模建設，實現(xiàn)天然氣產量快速增長；③技術整體配套，基本適應復雜氣藏開發(fā)需要；④注重技術集成，初步建立4類氣藏開發(fā)模式；⑤多項措施并舉，老氣田深化挖潛成效顯著；⑥管理日趨完善，開發(fā)管理文件體系初步形成。同時獲得5點啟示：①科學的戰(zhàn)略決策、明確的發(fā)展目標，是天然氣業(yè)務快速發(fā)展的根本保障；②鑒于天然氣開發(fā)生產過程中的內在特點，安全環(huán)保工作必須常抓不懈；③地質理論突破、勘探技術進步、儲量快速增長，是天然氣開發(fā)形成大場面的物質基礎，必須加強；④科技進步是加快氣田開發(fā)、充分動用低品位資源、提高復雜氣田開發(fā)效益的必要前提，必須加大攻關力度；⑤必須繼續(xù)注重主體技術完善配套、開發(fā)模式系統(tǒng)
成型，以快速推進產能規(guī)?；ㄔO。
關鍵詞：中國石油天然氣股份有限公司；天然氣開發(fā)；成果；儲量；產量；產能規(guī)模；技術配套；啟示
    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，天然氣勘探取得了一系列重大突破，產量實現(xiàn)了跨越式增長，由1999年的163×108m3上升到2008年的617×108m3，年均增幅16%。產量占全國天然氣總產量的81%，已處主導地位。天然氣已成為中國石油最具成長性的主營核心業(yè)務。
1 天然氣開發(fā)取得6項重大成果
    中國石油上市以來，天然氣勘探的不斷突破帶動了儲量、產量的強勁增長。天然氣開發(fā)以提高開發(fā)水平和效益為中心，以依靠技術進步、強化科學管理為手段，主體開發(fā)技術不斷配套，管理體系日趨完善，實現(xiàn)了安全平穩(wěn)供氣，成果豐碩。
1.1 突出前期評價，實現(xiàn)大中型氣田科學開發(fā)
    前期評價工作卓有成效，開發(fā)方案編制科學合理，產能建設實施效果良好。2000～2008年重點評價了克拉2、蘇里格等17個大氣田，部署評價井143口、二維地震1.5×104km、三維地震2329km2，優(yōu)選開發(fā)動用可采儲量1.1×1012m3，編制審查100余個氣田及區(qū)塊的開發(fā)方案。通過不斷加強氣田前期地質認識和氣藏工程研究，產能建設基礎扎實。已建成克拉2、澀北、靖邊、英買力氣田群等11個重點氣田，方案設計產能與實際建成產能對比，符合率達到98%。
1.2 產能規(guī)模建設，實現(xiàn)天然氣產量快速增長
    中國石油上市以來實施規(guī)模建設，不斷加大產能建設力度，供氣能力快速增強。2000～2008年年均新建產能78×108m3，尤其是2004年以后，已連續(xù)5年新建產能超過100×108m3。到2008年底，天然氣生產能力突破700×108m3。
    對整裝氣田進行整體部署、整體開發(fā)。10年內相繼建成12個年產能力大于10×108m3的大型氣田。整裝氣田產能建設占階段新建產能的66%，產量占總產量的61%。特別是克拉2、蘇里格、靖邊、榆林等大氣田的建成，確保了西氣東輸、陜京管線系統(tǒng)的安全供氣。
大規(guī)模的產能建設和輸配系統(tǒng)發(fā)展帶來了天然氣產量的快速增長，產量連續(xù)4年換“百字頭”，2008年產量比上市前翻了兩番，呈現(xiàn)跨越式增長(見圖1)。
 
1.3 技術整體配套，基本適應復雜氣藏開發(fā)需要
    針對中國石油上市以來開發(fā)對象日趨復雜，低滲低壓、高溫酸性、異常高壓、火山巖等復雜氣藏成為建產的主體這一狀況，通過持續(xù)開展技術攻關，基本形成氣藏描述、鉆完井工藝、增產改造、采氣工藝、集輸處理等5項主體配套技術，初步適應了復雜氣藏開發(fā)的需要。
    1) 氣藏描述技術取得重大進步。復雜儲層預測、氣層檢測、氣藏動態(tài)描述、地質建模4項技術取得長足進步，有效指導開發(fā)井位優(yōu)選，為氣井配產和氣田開發(fā)規(guī)模的確定提供了科學依據。蘇里格氣田Ⅰ+Ⅱ類開發(fā)井比例由50%提高到80%以上；克拉2氣田落實單井無阻流量超過1000×104m3，實現(xiàn)了少井高產，單井日配產(160～420)×104m3。
    2) 鉆完井工藝技術快速發(fā)展。以快速鉆井、欠平衡鉆井、防氣竄固井為主的鉆完井工藝技術逐步配套，縮短了建井周期。塔里木盆地山前構造帶超深井機械鉆速提高2～3倍，蘇里格氣田平均鉆井周期由45d縮短到15d；全過程欠平衡鉆完井及作業(yè)工藝技術廣泛應用，西南氣區(qū)的欠平衡鉆井比例達到40%～60%，有效地實現(xiàn)了儲層保護和復雜地層的安全高效鉆完井；發(fā)展應用水平井，效果良好，近3年在臺南、磨溪、塔中、徐深等氣田共鉆水平井152口，初步獲得規(guī)模應用。
    3) 增產改造技術挑戰(zhàn)極限。針對低滲透、深層等復雜氣藏，形成了分層壓裂、大型壓裂、超深井壓裂、碳酸鹽巖深度改造、煤層壓裂等5項提高單井產量技術系列。分層壓裂技術實現(xiàn)一次分壓3～4層工藝，縮短了施工作業(yè)周期。四川盆地須家河組氣藏蜀南包16井實施了一次分壓4段，施工周期從30d縮短到7h。大型壓裂技術實現(xiàn)加砂規(guī)模超過200m3，支撐縫長300m以上；廣安002-X36井加陶粒258m3，壓前不產氣，壓后日產氣39×104m3。在超深井壓裂技術方面，開發(fā)了耐高溫壓裂液、加重壓裂液、降阻管柱優(yōu)化等超深井壓裂技術。對塔里木盆地野云2井埋深6000m的儲層，井口施工壓力90～123MPa，成功加砂28.5m3。目前以液體為載體的壓裂技術研究正向高溫(大于200℃)、高壓(大于130MPa)、井深超過6000m的極限挑戰(zhàn)。
    4) 采氣工藝技術逐步配套完善。發(fā)展了不壓井作業(yè)和高壓高產氣井采氣工藝配套技術，完善了排水采氣、增壓開采、井下節(jié)流等技術。針對克拉2氣田高產高壓氣井采用13Cr防腐油管、可回收安全閥、金屬氣密閉扣、“Y”型采氣樹等配套設施，實現(xiàn)了單井日產超過300×104m3、井口油壓50MPa情況下的安全采氣。氣田充分發(fā)揮井下節(jié)流技術的優(yōu)勢，推動了蘇里格地面集氣系統(tǒng)的優(yōu)化簡化，促進了氣井不加熱、不注醇、集氣管線不保溫、中低壓集氣模式的形成。
    5) 集輸處理技術已經形成模式。以高壓集輸、天然氣凝液回收、大規(guī)模處理等10項技術為主體，形成4種地面集輸與處理模式：以川渝地區(qū)高峰場氣田為代表的酸氣集輸模式；以克拉2氣田為代表的高壓集輸模式；以蘇里格氣田為代表的中低壓集輸模式；以澀北氣田為代表的干氣集輸模式。
1.4 注重技術集成，初步建立4類氣藏開發(fā)模式
    隨著產能建設任務的不斷擴大，針對不同類型儲層特點，初步形成4類氣藏開發(fā)模式，有效促進了氣田的快速建產。
    1) 以克拉2氣田為代表形成異常高壓高產氣藏開發(fā)模式。針對氣田鉆井周期長、高壓高危、監(jiān)測難度大等難點，采用鹽下氣藏描述、PowerV垂直鉆井防斜打快工藝、高壓井采氣工藝、高壓集輸等主體技術集成；形成“少井高產、備用調峰”的開發(fā)模式，取得良好的開發(fā)效果。9口生產井，建成年產規(guī)模107×108m3，還通過備用井、觀察井建成30×108m3/a的備用能力。
    2) 以蘇里格氣田為代表形成低滲透低豐度砂巖氣藏開發(fā)模式。針對氣田儲量豐度低、有效氣層預測難度大、單井產量低、穩(wěn)產能力差等開發(fā)難點，采用儲層預測、低成本鉆井、儲層改造井下節(jié)流與地面優(yōu)化簡化等主體技術集成，形成了“井間接替、滾動開發(fā)”的開發(fā)模式。經過3年的開發(fā)建設，2008年底氣田年產規(guī)模突破80×108m3。
    3) 以澀北氣田為代表形成多層疏松砂巖氣藏開發(fā)模式。針對氣田多層、疏松、氣水關系復雜、易出水、出砂，層間儲量動用差異大等開發(fā)難點，采用氣藏精細描述、開發(fā)層組優(yōu)化、水平井開發(fā)、防砂等主體技術集成，形成了“防砂治水、多層合采”的開發(fā)模式。2008年底累計建產能76×108m3。
    4) 以牙哈氣田為代表形成高含凝析油凝析氣藏開發(fā)模式。針對氣田凝析油含量高、衰竭開發(fā)凝析油采收率低等開發(fā)難點，采用高壓循環(huán)注氣、水平井開發(fā)等技術集成，形成“高壓注氣、保壓生產”的開發(fā)模式。從目前生產狀況分析，預計凝析油采收率可超過50%，比衰竭式開發(fā)提高20%以上。
1.5 多項措施并舉，老氣田深化挖潛成效顯著
    2008年西南老氣區(qū)、長慶靖邊和東部老氣田年產量近200×108m3，占中國石油天然氣年產量的三分之一。因此，在考慮新區(qū)建產、上產的同時，老氣田穩(wěn)產尤為關鍵。近年來，針對老氣田出水、產量遞減等問題，主要采取3項措施提高老氣田開發(fā)效果：
    1) 通過滾動擴邊，確保老氣田穩(wěn)產。2004年以來西南老區(qū)在開江-梁平海槽東側飛仙關組鮞灘、長興組生物礁和蜀南二、三疊系等實施滾動擴邊，累計新增探明地質儲量約2500×108m3，新建產能75×108m3，確保了老氣區(qū)的穩(wěn)產、上產。長慶靖邊氣田通過實施滾動擴邊新增探明地質儲量1288×108m3，氣田穩(wěn)產期可從7年延長到10年。
    2) 精細描述與井網加密，實現(xiàn)老區(qū)挖潛。西南氣區(qū)編制《精細氣藏描述規(guī)劃》，分批對老氣田實施氣藏描述。已完成12個氣田的描述，5個氣田新增儲量125×108m3。通過加密鉆井調整，實施后預計氣藏穩(wěn)產時間可延長2～5年，采收率提高4%～16%。通過老氣區(qū)挖潛，保持總體產量穩(wěn)中有升。
    3) 采用工藝技術措施減緩產量遞減。中國石油上市以來，對老氣井采取措施的工作力度不斷加大，實施措施的井次由2000年的398口增加到2008年的845口，實施措施后的產量不斷增加，由3×108m3增加到13×108m3，有效減緩了遞減速度。
1.6 管理日趨完善，開發(fā)管理文件體系初步形成
在借鑒國外天然氣開發(fā)理念和總結數十年開發(fā)經驗教訓的基礎上，編制并頒布實施《天然氣開發(fā)管理綱要》，并構建了以該《綱要》為主的3個層次天然氣開發(fā)管理文件體系(見圖2)：①系統(tǒng)性、宏觀性的管理文件；②專業(yè)性、程序性的管理文件；③專項操作性的管理文件。管理文件體系的建立，對天然氣開發(fā)全過程提出明確要求，進一步規(guī)范了天然氣開發(fā)各項管理工作，理順各專業(yè)管理工作界面和關系，明確了氣田開發(fā)各階段的主要工作內容、程序和技術要求，形成不同層次管理人員和各環(huán)節(jié)現(xiàn)場操作人員操作程序與技術標準。天然氣開發(fā)全面實現(xiàn)制度化、科學化、全過程可控化管理。
 
2 天然氣開發(fā)的啟示
2.1 科學的戰(zhàn)略決策、明確的發(fā)展目標，是天然氣業(yè)務快速發(fā)展的根本保障
    中國石油天然氣集團公司依據國內外政治、經濟形勢，從保障國家能源安全高度出發(fā)，謀劃天然氣業(yè)務發(fā)展戰(zhàn)略，指明了天然氣業(yè)務長遠發(fā)展方向。一是高度重視天然氣勘探工作，大力實施儲量增長高峰期工程，始終保證資源處于主導地位，為開發(fā)上產提供堅實的物質基礎；二是及時勾畫2015年天然氣業(yè)務發(fā)展的宏偉藍圖，按照把天然氣業(yè)務作為成長性、戰(zhàn)略性和歷史性工程的要求，突出重點氣區(qū)建設，整體規(guī)劃開發(fā)方案和生產部署，加快產能建設步伐，保障了天然氣產量的快速增長。
2.2 鑒于天然氣開發(fā)生產過程中的內在特點，安全環(huán)保工作必須常抓不懈
    天然氣開發(fā)是一個復雜系統(tǒng)，安全風險環(huán)節(jié)較多，稍有不慎就會給穩(wěn)定供氣和開發(fā)工作造成嚴重影響。中國石油高度重視天然氣安全生產和平穩(wěn)供氣，堅持“環(huán)保優(yōu)先、安全第一、質量至上、以人為本”的理念，采取了多種措施，近幾年安全形勢明顯好轉。一是狠抓“三高”氣井隱患治理，夯實氣田安全生產基礎；二是建立天然氣生產、凈化以及管網輸送等安全敏感環(huán)節(jié)突發(fā)事件應急預案，形成標準的應急處理程序，事故防范能力明顯增強；三是全面推行QHSE體系建設，加大宣傳、強化管理、健全制度，最終實現(xiàn)本質安全。
2.3 地質理論突破、勘探技術進步、儲量快速增長，是天然氣開發(fā)形成大場面的物質基礎
    “十五”以來，中國石油堅持以主營業(yè)務驅動的科技發(fā)展理念，突出關鍵核心技術和重大瓶頸技術攻關，重點加強巖性地層油氣藏成藏規(guī)律研究及地震識別、前陸盆地勘探、海相碳酸鹽巖儲層預測及油氣檢測、火山巖巖性識別與儲層綜合評價、油田老區(qū)精細化勘探等領域理論創(chuàng)新。“巖性地層油氣藏地質理論”是繼我國“源控論”、“復式油氣聚集帶理論”之后的又一次重大地質理論與技術創(chuàng)新。在該理論指導下，2000年以來巖性地層油氣藏勘探取得了一系列重大突破。如鄂爾多斯盆地蘇里格氣田、川中前陸斜坡須家河組氣藏、松遼盆地深層火山巖氣藏等，已累計新增探明儲量近2×1012m3，蘇里格氣田將建成國內首個年產規(guī)模突破200×108m3的大氣田。
2.4 科技進步是加快氣田開發(fā)、充分動用低品位資源、提高復雜氣田開發(fā)效益的必要前提
    上市以來，針對部分開發(fā)對象儲層復雜、單井自然產能低等特點，重點圍繞提高鉆井成功率、提高單井產量、降低開發(fā)成本三方面的關鍵技術難題開展攻關。通過強化應用基礎研究、設立重大科技攻關項目、開辟重大現(xiàn)場試驗區(qū)、加強技術交流等多種形式，推進了開發(fā)技術的不斷進步，促進了復雜低品位氣田規(guī)模開發(fā)。例如蘇里格氣田經過5年的持續(xù)攻關，開展了高精度二維地震、密井網解剖、水平井、小井眼、適度規(guī)模壓裂、井下節(jié)流等試驗，基本形成了12項適合蘇里格氣田開發(fā)特點的低成本開發(fā)配套技術，促進了氣田的規(guī)模有效開發(fā)。
2.5 繼續(xù)注重主體技術完善配套、開發(fā)模式系統(tǒng)成型，必將推進產能建設快速發(fā)展
    上市以來，中國石油非常重視各類氣田主體開發(fā)技術集成配套，成功建立了以克拉2氣田、蘇里格氣田、澀北氣田和牙哈氣田為代表的4種開發(fā)模式。成功經驗表明，合理的開發(fā)模式一旦建立，就會迅速地推動產能建設快速發(fā)展。在這些模式的作用下，近幾年中國石油的天然氣產能建設速度明顯加快，每年新建產能都在100×108m3以上。因此，為滿足未來天然氣持續(xù)快速上產的需要，進一步加強其他類型氣藏(如火山巖氣藏、高含硫氣藏、煤層氣氣藏等)開發(fā)模式系統(tǒng)成型，是未來天然氣開發(fā)的一項重要任務。
    10年歷程，展現(xiàn)出中國石油實現(xiàn)天然氣跨越式發(fā)展的輝煌。展望未來，我國的天然氣事業(yè)蓬勃興旺。
    成文中得到本單位開發(fā)所李熙喆、陸家亮、萬玉金以及科技處陳建軍等的協(xié)助，特此感謝！
 
(本文作者：雷群 中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院)