专访田昌炳:国内油气田开发必须直面挑战

SHPGX导读:8月13日,就油田开发形势及如何有效促进“提质增效”话题,中国石油勘探开发研究院首席技术专家田昌炳教授提出自己的分析和看法。

专访田昌炳:国内油气田开发必须直面挑战

田昌炳,教授级高级工程师,博士生导师,中国石油勘探开发研究院首席技术专家,享受国务院政府特殊津贴。

长期从事油气田开发技术研究工作。先后获国家科技进步一、二等奖各1项,省部级一、二等奖15项。发表论文40余篇,出版专著4部。

提质增效进行时,中国石油勘探开发研究院用科技的力量和油气勘探开发研究的经验,为集团公司建言献策,扎实推进科技创新促发展,加大科技成果转化应用,保障中国石油海内外油气田稳产增产、提质增效。

8月13日,就油田开发形势及如何有效促进“提质增效”话题,笔者专访了勘探院首席技术专家田昌炳教授,他的分析和思考给我们带来有益的思考。

专访田昌炳:国内油气田开发必须直面挑战

Question

新中国石油工业发展至今,历经近70年的发展,请问田总,经过多年勘探开发生产,目前我国油田开发形势如何?

田昌炳:1952年玉门油矿的恢复与发展,标志着新中国石油工业的起步,经过几代石油工人的艰苦奋斗,相继创立了陆相生油、复式油气聚集等理论,发现了克拉玛依油田、大庆油田等大型油气田,将中国贫油的帽子甩到了太平洋,从一个贫油国逐步发展到现在排名前十的产油大国,为国家经济发展做出了卓越贡献。

众所周知,我国的油田油藏品质普遍偏差,油藏类型复杂,经过几十年的勘探开发,很多油田已经步入开发中后期,从目前我国油田开发形势来看,呈现出以下特征。

一是多井低产状况不断加剧,已成为油田开发的基本格局。目前单井产量相比10年前下降明显,虽然通过规模水平井应用等措施,新井单井日产下降趋势仍未有效缓解。

二是我国半数以上油田储产量属于 “双高”、“双低”和“双负”油藏。“双高”是指综合含水高、可采储量采出程度高;“双低”是指地质储量采油速速低、可采储量采出程度低;“双负”是指“双高油藏”、“双低油藏”中利润与现金流均为负值的开发单元。

三是从开发情况来看,老油田开发方式单一,进入水驱开发极限状态。老油田以水驱开发方式为主,整体处于“水中找油、水中捞油”的开发极限状态,加快开发模式转换迫在眉睫。三采以化学驱为主,且油区应用极不均衡。对于我国油田老区而言,开发面临的最大挑战是,传统建产能思路尚未得到根本扭转。

四是新区产能建设主体步入非常规时代。新增探明储量品位劣质化趋势加剧,非常规资源将是加快发展增储上产的主战场,在此情景下,呈现出新区开发模式下产量递减快的状况,而提高采收率技术处于攻关阶段,效益建产基础薄弱。

五是我国已开发油田采收率逐年下降的现状,转换开发方式势在必行。老油田采收率提高难以抵消新增储量采收率下降的影响,近20年来已开发的油田采收率下降明显,转换开发方式势在必行。

专访田昌炳:国内油气田开发必须直面挑战
专访田昌炳:国内油气田开发必须直面挑战

Question

当前油田开发形势不容乐观,请您分析一下油田开发面临的关键问题及挑战?

田昌炳:在目前的形势下,油田开发面临的关键问题及挑战,可以概括为以下几点:

其一,油田开发效益逐年变差。随着油藏品质变差、老区开发进入中后期、成本的提升等,按现经营模式和成本构成,盈亏平衡油价逐年上升,开发效益逐年变差。

其二,原油上产及稳产主要依靠产能工作量和投资的支撑,使资产与折旧折耗大幅攀升。随着大规模产能建设进行,资产与折旧折耗大幅攀升,而新井的产量和成本不匹配,投资对产量贡献小,对折耗影响大。

其三,原油开发业务经济抗风险能力弱。新区存在完全成本逐年增加、低油价下效益建产面临巨大挑战、百万吨产能建设存在投资居高不下的状况;同时,集团公司拥有的资产、员工规模等需求产量与低油价下效益产量不匹配。

专访田昌炳:国内油气田开发必须直面挑战

Question

困难多、任务艰巨,在此形势下,面临众多的问题和挑战,中国石油要想稳产增产,如何做好油田开发提质增效工作?

田昌炳:形势严峻,挑战巨大,油田开发提质增效,既靠头脑风暴转变观念,又要靠双手科技创新,付诸行动,具体来说需要做好以下几方面工作:

一要拓展探矿权域,进军“双深”领域,发现优质资源。

近年来,世界优质油气勘探发现趋势是深海、深地。据统计,2000年以来,全球年度勘探新增储量海域占比平均为61%,2018年超过90%。大中型油气田深水超深水成为主体。2018年新增储量大于1亿桶大油气田共20处,海域占18处;大于1亿桶的大油气田可采储量7.1亿吨油当量,占新发现总储量的65%;海上可采储量6.47亿吨当量,占大中型油气田储量的91%,深水超深水石油储量占71.5%。

全球深水、超深水油气资源潜力巨大,未来深水油气产量可持续增长。

二要大力推进开发方式转换,发展完善气驱技术。

要做好这项工作,气驱是大幅度提高采收率的主要途径。目前气驱重大开发试验效果已显现。气驱增加可采储量潜力大,具备上产千万吨的基础。2020年以“实现集团公司天然气全产业链价值最大化”为主线,按照“大幅度提高油藏采收率、大规模建设油藏储气库、全产业链天然气价值最大化”三大目标协同发展的工作思路,优先安排塔里木、吐哈及辽河三大油田的注天然气驱和发展储气库联动重大试验,实现天然气驱与储气库协调发展

三要攻关非常规油田效益开发关键技术,提升产建质量水平。

为做好此项工作,尚需从三方面突破:

首先,致密油页岩油资源潜力较大,是上产稳产重要支撑。其次,中高熟致密油页岩油具较好的现实性,但经济性有待改进。在此过程中,水平井体积压裂技术应用取得重大突,但仍存在非常规油田开发存在采收率低、效益差的问题。再次,页岩革命助推美国油气工业出现“第二春天”。依靠技术和管理创新,美国非常规油实现规模效益上产。我国油气对外依存度持续攀升,已成为制约国家安全的重要瓶颈,在中美博弈加剧大背景下,积极准备陆相页岩油革命意义十分重大。

四要把用好信息技术与人工智能,从而助力油气工业进步。

第一,信息和人工智能推动传统技术实现集成化、自动化和智能化。第二,信息和人工智能助力油气上游提高效率,实现降本增效。斯伦贝谢推出了一款名为Delfi的新软件系统,可用于整合和协调油井设计、钻井和完井的方式,以最大限度提高整个油田的产出。这一新系统有望在未来10年内使美国的页岩油生产成本降低40%。第三,目前信息和人工智能在油气上游的应用还处于初期阶段。第四,各大公司根据自身业务特点重点发展不同的信息技术。第五,中国石油启动“梦想云”建设,为迈向智能化发展奠定了基础。

纵观我国油气资源总体比较丰富,但品质偏差,中国石油原油具有稳产1亿吨条件,但难保规模和效益两全。提质增效应着力从管理和技术创新两方面加大力度。

科技创新应大力加强致密/页岩油基础地质研究,重新梳理基本内涵、评价地质远景资源、技术可采资源和经济资源量。加强致密油微-纳米孔结构精细表征与定量评价。尤其要有效区分广义致密油与狭义致密油的储层形成机制与有利储层预测。

“提质增效任重而道远,中国石油只有直面挑战,抓住机遇,科研、管理创新并驾齐驱,才能有所为。”田昌炳意味深长地说。

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