华北油田创新推动难采储量开发探析(图)

  [中国石油新闻中心2018-11-07]华北油田绝大多数未动用储量均可划归为难采储量范畴,而由合作开发项目部负责开发的储量占到华北油区总未动用储量的63%。“粮食”越来越差，如何做出“好饭”？在资源劣质化程度加剧形势下，如何盘活这部分“沉睡”资源？

  华北油田打破思维定式，创新开发方式，探索建立市场化、开放式的组织模式，共纳入合作开发区块100个，现已动用28个。截至目前，合作开发项目部已生产原油36.11万吨。

  措施工作量

  转变技术路线
  获取有效益产量
  难采储量区块，大多是依据传统工艺技术模式，经反复论证为无效、低效的区块。如果继续延用旧的开采技术，仅依靠压缩投资、节约材料、简化流程等方法，很难实现经济有效动用。因此，难采储量开发必须大胆探索，参考或引入致密油开发的新技术、新工艺，突破技术瓶颈，向创新驱动要效益。
  把难采储量变为可采储量，精准认识地下地质情况是第一步。地质人员把解决静、动态资料残缺不全问题作为首要抓手，对200余口井资料进行系统对比。同时，面向公司内、外部研究机构公开招标，引入前沿研究技术，提高方案论证和编制水平，提高产能贡献率和到位率。
  依托工艺技术进步,努力提高单井产能。难采储量既有典型低渗、注不进水油藏，又存在大量边缘、破碎、零散无法实现注水开发的低效开发区块。经研究论证，项目部引进适合于低产、低压、边远零散区块开发需要的新型油井吞吐采油技术，通过在同一口井、同一油层中既注入又采出的方式，提高低产低效井的采油速度和采出程度，改善油田开发效果。今年年初以来，项目部加快新工艺新技术的应用评价及推广，先后调研大港、吐哈油田注水吞吐、氮气吞吐、二氧化碳吞吐等工艺，计划开展单井吞吐先导试验9口井。
  此外，针对所辖油藏地质情况复杂、常规工艺技术难以实现有效开发的难题，项目部通过“借脑引智”，先后与渤钻井下公司、山东科瑞公司、贝克休斯公司等进行合作。在新技术“请进来”的同时，还注重“走出去”，委派专业技术人员远赴大庆油田实地考察井下数控往复式潜油电泵，论证该技术在华北油田合作开发区块油井的适应性，提高采油效率。
  转变运营模式
  开展市场化运作
  难采储量，难在获得高收益。由于油藏地质条件复杂、隐蔽性强，使得这部分储量呈现开发难度大、创新要求高等特点。
  针对难采储量，油田公司为合作开发项目部画出了两条“生存红线”。一是通过市场化运作，降低产能建设投资水平。二是通过项目运作实现自负盈亏，不能形成新的亏损。
  市场化运作，是华北油田动用难采储量的一条出路。今年，项目部借助改革之机，突破市场准入制度限制，引入优质施工队伍、先进工艺技术、先进设施装备，降低建设和开发成本，提高难采储量开发水平和效益。
  3月以来，这个项目部与渤海钻探公司就产建井筒工程总承包事宜进行3次全面对接，协商一致后，分别签订钻井、固井、录井、试油作业、压裂合同，使单井投资下降。同时，针对渤海钻探施工力量不足的实际情况，积极争取上级支持，在华北油田历史上首次办理了外部压裂、大修等施工队伍的施工资质，为推进市场化施工奠定了基础。目前，项目部今年已实施钻井作业10口，压裂及井下作业35口，节约投资约1600万元。
  “没有市场化，就没有难采储量开发项目。”合作开发项目部经理闫睿昶说。未动用的难采储量作为一种特殊的油气开发项目，与常规油气开发项目有许多共同点，但又有其特殊要求，必须利用政策优势，创新体制机制，建立起建设、生产、物资等市场化运作模式。
  转变管理理念
  深化内外部挖潜
  随着开采不断深入，油田进入以非常规油气为主体的勘探新阶段已是大势所趋。难采储量开发，在面临经济风险和技术风险两大难题外，必须通过精细管理，用管理堵漏洞，逐步减少“出血点”。对合作开发项目部来说，目前除了通过市场化运作推进72个未动用难采储量区块建设外，如何做优已建成的28个难采区块的开发管理，是合作开发项目部面对的现实问题。
  项目部通过内部挖潜，开源节流初见成效。项目部通过加强资源调剂，盘活闲置资产，内部挖潜调剂抽油机6台，变压器8台，活动值班房16座，高架储罐14具，节约资金565万余元；修复使用旧油管近2000根，节约费用60余万元。项目部还积极与渤海装备石油机械厂进行协商，将项目部库存339.7套管头免费调换为2018年项目部适用的244.5套管头，并为库存套管头免费更换橡胶密封件，为项目部节约采购资金26万元。
  优化简化工艺流程，实现降耗提效。项目部针对采油生产交接和以往运行中存在的问题，以优化简化工艺流程，降耗提效为主旨，摸排生产运行存在问题，论证改造实施方案。目前已编制完成的《三厂区域拉油点进系统改造方案》，减少了人员看护和原油拉运成本；改造后的庄1断块油水处理系统实现了污水就地回注，减少了拉运工作量。