三個創新助推川渝地區天然氣開發業務快速發展

摘 要

摘要：中國石油西南油氣田公司重組改制成立10年來，天然氣開發呈現跨越式發展，產量增長近一倍，2004年產量過100×108m3，2006年油氣當量突破一千萬噸，四川油氣田成為國內首個以
摘要：中國石油西南油氣田公司重組改制成立10年來，天然氣開發呈現跨越式發展，產量增長近一倍，2004年產量過100×108m3，2006年油氣當量突破一千萬噸，四川油氣田成為國內首個以天然氣生產為主的千萬噸級大油氣田。所取得的發展成果與始終堅持“三個創新”是分不開的。①思想創新，不斷拓展開發新領域：創新開發思路，上三疊統須家河組低滲透氣藏實現規模效益開發；創新開發建設模式，高含硫氣田安全清潔開發有序推進；立體開發與滾動勘探開發相結合，老氣田開發新領域見到實效。②科技創新，集成發展了五大技術系列：提高氣田采收率配套技術、低滲透氣藏規模效益開發配套技術、高含硫氣田安全清潔開發配套技術、鉆井提速工程配套技術、地面建設工程配套技術。③管理創新，優化資源配置：勘探開發一體化，加快了開發建設步伐；精細管理挖潛，老氣田實現持續穩產；統籌規劃，加快建設，生產系統保障能力大幅提升；深化作業機制改革，提高氣田開發效益；產運銷一體化管理保障供氣，切實履行了政治、經濟、社會“三大責任”。
關鍵詞：中國石油西南油氣田公司；天然氣；開發；思想創新；科技創新；管理創新
    川渝地區天然氣工業始于20世紀50年代。1999年中國石油重組改制并在境外上市，西南油氣田公司(以下簡稱公司)負責川渝地區天然氣勘探開發業務。經過10年(1999～2009年)的艱苦奮斗，天然氣勘探屢獲重大突破，儲量快速增長，天然氣開發成果卓著。新建產能120×108m3/a(超過過去20年的建設總量)，地面輸配氣能力達200×108m3/a，天然氣凈化能力達146×108m3/a，2004年天然氣產量突破100×108m3，2006年油氣當量突破一千萬噸大關，成為國內首個以天然氣生產為主的千萬噸級大油氣田。天然氣產量從1999年的75×108m3上升到2008年148×108m3，翻了近一番，年均增長10%(如圖1)。10年累計生產天然氣1060×108m3，占近50年總計產量的39%，天然氣開發實現了跨越式大發展。
    當前，川渝地區城鎮氣化率已超過80%，天然氣在地區一次能源消耗結構中的比重達14%，與地區經濟發展的關聯度超過60%。隨著我國經濟的快速發展，天然氣在國家能源供應中的地位越來越凸顯。為此，公司正堅定不移推進建設300億立方米戰略大氣區和一流的天然氣工業基地。10年公司天然氣開發業務的快速發展得益于始終堅持“三個創新”。
 
1 堅持思想創新，不斷拓展開發新領域
    多年來，公司始終堅持思想創新，解放思想，轉變觀念，克服發展中的困難，以“只要有資源，就一定能效益開發”的氣魄，努力攻克高含硫、低滲透等氣藏的開發難題，在開發新區和老氣田不斷拓展新領域，使昨天的禁區成為今天上產的新區，昨天的難采資源變成了今天的上產重點。
1.1 創新開發思路，須家河組低滲透氣藏實現規模效益開發
    上三疊統須家河組在四川盆地廣泛分布，天然氣資源十分豐富。但是，須家河組氣藏具低孔、低滲和高含水飽和度等特點，單井產量低，要實現效益開發難度較大。公司首先從突破瓶頸技術入手，針對低滲透氣藏特點，加大技術攻關力度，大力開展以提高單井產量為核心的重大技術攻關試驗，取得了顯著進展(見表1)。其次，從加強管理提高效益入手，無論是設計還是建設，均有別于老氣田開發模式，不斷優化開發方案，加大叢式井組部署力度，大力實施標準化設計示范工程，找到了效益開發的新途徑。2007年以來，在廣安、合川等區塊累計建成配套產能19.7×108m3/a，生產天然氣29×108m3，億立方米產能投資控制在2億元，規模效益開發成效顯著。
表1 須家河組低滲透氣藏技術攻關成果表
攻關方向
取得突破的關鍵技術
優選建產區塊
天然氣富集區塊評價與優選技術
降低成本、保護儲層和加快建產
快速鉆井和儲層保護技術
提高單井產量和效益
以加砂壓裂為主體的增產改造技術
降低投資、節能增效
以井下節流為主體的地面流程優化簡化技術
1.2 創新開發建設模式，高含硫氣田安全清潔開發有序推進
    高含硫氣田安全清潔開發的風險較大，為確保高含硫氣田的有效開發，按中國石油天然氣股份公司的部署采取了兩條腿走路：①走國際合作的道路，與美國雪佛龍公司合作開發川東北高含硫氣田。通過合作，學習外方的安全理念、開發管理模式和技術管理體系。目前各項工作正穩步推進，該區塊天然氣資源十分豐富，可望在近期獲得顯著效果。②走自主開發的道路，2006年，在開江-梁平海槽西側的上二疊統長興組生物礁與下三疊統飛仙關組鮞灘獲勘探重大突破后，開發提前介入，開展試采工程建設和安全高效開發技術攻關，試采工程于2009年7月按期建成投產，目前已累計生產天然氣5×108m3，實現了安全、高效、清潔開發。
1.3 立體開發與滾動勘探開發相結合，深挖老氣田開發新領域并見到實效
    四川盆地天然氣開發已50余年，絕大多數氣田進入中后期開發。針對老氣田具有縱向上多產層、橫向上多壓力系統、平均井口壓力低、普遍產水等特點，首先從老井復查入手，大搞立體開發，努力挖掘老氣田資源潛力。以九龍山氣田為例，通過重新評價，上試8口井，全部獲氣，并發現了2個新氣藏，共獲測試產量260×104m3/d，新增產能3×108m3/a，累計生產天然氣4×108m3，新增預測儲量500×108m3。10年來，公司優選和實施上試井176口，獲氣井103口，新發現7個氣藏，新增探明儲量1141×108m3，累計生產天然氣52×108m3。其次是大力實施滾動勘探開發，拓展了老氣田的開發領域。全面開展老區“新層”的重新認識和評價，有效實施滾動勘探開發，獲得了長興組、下三疊統嘉陵江組、川西南部須家河組等老區新領域，10年來，新增產能25×108m3/a，新增探明儲量680×108m3。
2 堅持科技創新，集成發展五大技術系列
    10年的快速發展正是天然氣開發不斷攻克瓶頸技術的10年。公司著力在有水氣藏、低滲透氣藏和高含硫氣藏等開發領域加強技術攻關和創新力度，集成“五大”開發技術系列，為氣田高效開發提供了強大的技術支撐。特別是通過精細氣藏描述，實施整體治水，使老區開發煥發了新的活力；廣泛應用欠平衡鉆井、氣體鉆井技術，實現了鉆井的大提速，創造了“磨溪速度”和“廣安工程”。
2.1 提高氣田采收率配套技術系列
    10年來，應用提高氣田采收率配套技術系列(見表2)累計增加天然氣探明儲量160×104m3，維護產能850×104m3/d，采收率提高4～16個百分點，有效地支撐了老氣田的持續穩產。
表2 提高氣田采收率配套技術構成表
專業領域
配套技術
氣藏工程
精細氣藏描述技術
復雜氣藏開發動態分析技術
不同類型氣藏數值模擬技術
有水氣藏整體治水開發技術
有水氣藏裂縫水竄滲流機理實驗評價技術
鉆井工程
水平井、大斜度井鉆井技術
采氣工程
儲層改造技術
排水采氣工藝技術
低壓氣井修井技術
采氣工藝模擬實驗系統技術
地面工程
氣田水回注技術
天然氣增壓開采技術
2.2 低滲透氣藏規模效益開發配套技術系列
    10年來，應用低滲透氣藏規模效益開發配套技術系列(見表3)，使須家河組低滲透砂巖氣藏基本實現了規模效益開發，使川東石炭系低滲透氣藏實現效益開發，同時，在儲層改造領域也創造了多項全國紀錄。
表3 低滲透氣藏規模效益開發配套技術構成表
專業領域
配套技術
氣藏工程
低滲透氣藏儲層預測技術
精細氣藏描述技術
特低滲透氣藏物性與滲流機理實驗評價技術
凝析氣藏流體相態特征與滲流特殊性實驗評價技術
鉆井工程
水平井、大斜度井鉆井技術
氣體欠平衡鉆水平井技術
采氣工程
以加砂壓裂為主體的增產改造技術
碳酸鹽巖酸化(壓裂)工藝技術
水平井分段加砂壓裂技術
過油管射孔、壓裂后快速排液的完井技術
井下節流技術
地面工程
地面流程優化簡化技術
例如：2007年在廣安002-X36井成功實施了當時全國最大規模(258m3)的加砂壓裂，創造了3項全國紀錄：①支撐劑加入量最大(473t)；②注入井筒液量最大(1222m3)；③施工時間最長(6.4h)。增產效果好，獲得測試產量39.3×104m3/d，是全區最高產的一口井。
2.3 高含硫氣田安全清潔開發配套技術系列
10年來，形成礁灘高含硫氣藏儲層預測的亮點技術，水平井培育高產技術配套，高含硫大產量氣井測試達國內領先水平，高含硫水合物抑制劑研制成功，建立了元素硫分析檢測方法，填補了國內空白。該系列技術(見表4)為環開江-梁平海槽的高含硫氣田開發奠定了堅實的基礎。
表4 高含硫氣田安全清潔開發配套技術構成表
專業領域
配套技術
氣藏工程
礁灘高含硫氣藏儲層預測技術
高含硫氣藏高產井培育技術
鉆井工程
高含硫氣藏安全快速鉆井固井技術
高含硫氣藏完并試油技術
采氣工程
高含硫氣藏試井技術
地面工程
高含硫天然氣集輸工藝技術
高含硫天然氣凈化處理技術
實驗評價
高含硫氣藏流體性質實驗評價技術
有機硫分析與硫沉積防治技術
防腐工程
高含硫氣藏井下與地面防腐技術
高含硫氣田防腐實驗室技術
2.4 鉆井提速工程配套技術系列
    主要由氣體鉆井技術、欠平衡鉆完井技術、PDC鉆頭選型及配套技術、高效完井試油技術組成。10年來，氣體鉆井技術大大提高了鉆井速度，欠平衡鉆井技術在發現和保護儲層、提高單井產量方面效果顯著，水平井與欠平衡鉆井、氣體鉆井配合應用技術達到國內領先水平。
2.5 地面建設工程配套技術系列
    該技術系列主要由山區輕軌技術、索道布管技術、復雜地段穿越技術、半自動焊接工藝技術和熱煨彎管PE防腐技術組成。四川盆地以山地為主，具有山高、坡陡、起伏大、無道路、河流多的特點，地面建設施工難度較大。10年來，集成的配套技術系列大大加快了地面工程建設進度，提高了工程質量，節約了工程建設投資，為加快建設、提高生產系統保障能力奠定了基礎。
3 堅持管理創新，優化資源配置
    天然氣開發是一項系統工程，涉及縱向的勘探、生產、營銷等各環節，以及橫向的人、財、物配置，經營管理等系統，必須加強相互銜接、相互協調、相互支持，才能確保各個環節為開發業務發展提供有力保障。多年來，公司結合不同時期的實際，堅持管理創新，不斷完善和推行勘探開發一體化運行機制、產運銷一體化管理、氣田精細管理、作業制度改革等，優化管理，整合力量，保障了開發業務的快速發展。
3.1 堅持勘探開發一體化，加快了開發建設的步伐
    10年來，新建成沙坪場等15個新氣田，新增配套產能74×108m3/a；優化調整老區補充產能建設，有效彌補了老氣田產能，新增配套產能45.5×108m3/a。新老區共計新增配套產能119.5×108m3/a，新增動用可采儲量1355×108m3(如圖2)。
 
3.2 依靠精細管理挖潛，老氣田實現持續穩產
    氣田精細管理、精細氣藏描述、氣田整體治水和增壓等措施是老氣田挖潛開發的重要手段。10年來，老氣田年產量從75×108m3上升至90×108m3，年均增長2%，創連續10年穩產。
    1) 加強氣田生產的精細管理，挖掘潛力多產氣。加強動態分析，堅持“三級”動態分析制度，摸清氣井、氣藏和氣田的生產動態，優化生產組織多產氣。2005年以來，通過挖掘氣田潛力，每年多生產天然氣10×108m3，既維持了生產平穩發展，又最大限度地履行了保供的社會責任。同時，加強氣井跟蹤分析，通過修井挖潛和維護性作業，既維護了氣井正常產能，還每年增產(5～6)×108m3，有效地延緩了氣田產量遞減。
    2) 持續開展精細氣藏描述，老氣田擴邊挖潛有效彌補了氣田產能。通過精細氣藏描述，重新認識和評價石炭系氣藏，科學調整開發井網，10年共部署補充開發井51口，彌補老氣田產能16×108m3/a。
    3) 持續開展氣田整體治水，有效維護了氣田產能。采用排水采氣工藝措施進行氣田整體治水，10年，累計增產天然氣73×108m3，占期間總產量的6.6%，有效延緩了老氣田的產量遞減；同時，通過整體治水，日排水量已超過1×104m3，有效維護了公司三分之一以上的生產能力。
    4) 狠抓增壓開采，努力延緩氣田產量遞減。10年增壓處理氣量累計高達220×108m3，占總產量的19%，起到了延緩氣田遞減的重要作用。
3.3 統籌規劃，加快建設，生產系統保障能力大幅提升
    1) 科學謀劃，快速建成200×108m3/a的地面輸配能力。10年來，天然氣集輸管線長度由9868km增至16310km，增幅66%；建成并投產DN500以上輸氣干線1160km，增長83%；管網輸氣能力則由80×108m3/a上升到200×108m3/a。
    2) 狠抓建設與技術改造，天然氣凈化處理能力大幅提升。10年來，新增天然氣凈化能力82×108m3/a，整體達到146×108m3/a，完全滿足生產需求。
    3) 全面推行完整性管理，生產系統本質安全整體好轉。輸氣干線管道失效率由2000年的2.3次/1000km·a降至目前的1.7次/1000km·a，降幅26%；加強凈化檢修受控管理，保證了檢修安全與質量；構建氣田水回注系統，實現了零排放。生產系統本質安全的持續好轉，有效地確保了天然氣的安全生產。
3.4 深化作業機制改革，提高氣田開發效益
    隨著天然氣開發的快速發展，人力資源不足的問題逐漸突出，針對公司井多、站場多、生產時間長、生產壓力系統差異大、生產壓力普遍低等特點，深化作業制度改革。采取優化簡化井站，實現單井無人值守，在290座井站實施優化簡化，井站壓損降低0.2～0.5MPa；推行“中心站”管理，將533個各類井站減少成67個中心站。以重慶氣礦為例，19個中心站管理185座單井站，值守員工由簡化前的512人減少到288人，每年可節約生產成本795萬元，同時也有利于推廣應用新工藝、新技術并提高員工素質。
3.5 產運銷一體化管理保障供氣，切實履行了“三大責任”
    針對天然氣用戶多且分散，城市民用氣用量超過50%，日和季節峰谷差均在1000×104m3/d以上，管網系統相對獨立，無調峰設施，靠氣田、氣井生產調節運行，以及天然氣供不應求等特點，加強生產、運行、銷售與用戶之間的配合，建立完備的應急管理體系，制定精細的運行計劃，創建企一地聯動機制，采取“設備同步檢修、‘移峰填谷’和突發故障3個配合”確保平穩供氣。在天然氣供不應求的背景下，認真履行了政治、經濟、社會“三大責任”。
4 結束語
    回顧10年的發展歷程，中國石油西南油氣田公司天然氣開發取得了跨越式發展，積累了豐富的經驗。展望未來，任重道遠，公司將堅定不移地推進300億立方米戰略大氣區和一流天然氣工業基地建設，為中國石油天然氣股份有限公司天然氣業務快速協調發展和促進國民經濟建設做出新的、更大的貢獻。
 
(本文作者：熊建嘉 中國石油西南油氣田公司)