中国石油上市以来天然气开发的成果及启示

摘 要

摘要：自1999年中国石油天然气股份有限公司(简称中国石油)在海外上市以来，天然气业务迅速发展，目前已成为中国石油最具成长性的主营核心业务。10年来，天然气开发主要取得6项重大
摘要：自1999年中国石油天然气股份有限公司(简称中国石油)在海外上市以来，天然气业务迅速发展，目前已成为中国石油最具成长性的主营核心业务。10年来，天然气开发主要取得6项重大成果：①突出前期评价，实现大中型气田科学开发；②产能规模建设，实现天然气产量快速增长；③技术整体配套，基本适应复杂气藏开发需要；④注重技术集成，初步建立4类气藏开发模式；⑤多项措施并举，老气田深化挖潜成效显著；⑥管理日趋完善，开发管理文件体系初步形成。同时获得5点启示：①科学的战略决策、明确的发展目标，是天然气业务快速发展的根本保障；②鉴于天然气开发生产过程中的内在特点，安全环保工作必须常抓不懈；③地质理论突破、勘探技术进步、储量快速增长，是天然气开发形成大场面的物质基础，必须加强；④科技进步是加快气田开发、充分动用低品位资源、提高复杂气田开发效益的必要前提，必须加大攻关力度；⑤必须继续注重主体技术完善配套、开发模式系统
成型，以快速推进产能规模化建设。
关键词：中国石油天然气股份有限公司；天然气开发；成果；储量；产量；产能规模；技术配套；启示
    中国石油天然气股份有限公司(以下简称中国石油)上市以来，天然气勘探取得了一系列重大突破，产量实现了跨越式增长，由1999年的163×108m3上升到2008年的617×108m3，年均增幅16%。产量占全国天然气总产量的81%，已处主导地位。天然气已成为中国石油最具成长性的主营核心业务。
1 天然气开发取得6项重大成果
    中国石油上市以来，天然气勘探的不断突破带动了储量、产量的强劲增长。天然气开发以提高开发水平和效益为中心，以依靠技术进步、强化科学管理为手段，主体开发技术不断配套，管理体系日趋完善，实现了安全平稳供气，成果丰硕。
1.1 突出前期评价，实现大中型气田科学开发
    前期评价工作卓有成效，开发方案编制科学合理，产能建设实施效果良好。2000～2008年重点评价了克拉2、苏里格等17个大气田，部署评价井143口、二维地震1.5×104km、三维地震2329km2，优选开发动用可采储量1.1×1012m3，编制审查100余个气田及区块的开发方案。通过不断加强气田前期地质认识和气藏工程研究，产能建设基础扎实。已建成克拉2、涩北、靖边、英买力气田群等11个重点气田，方案设计产能与实际建成产能对比，符合率达到98%。
1.2 产能规模建设，实现天然气产量快速增长
    中国石油上市以来实施规模建设，不断加大产能建设力度，供气能力快速增强。2000～2008年年均新建产能78×108m3，尤其是2004年以后，已连续5年新建产能超过100×108m3。到2008年底，天然气生产能力突破700×108m3。
    对整装气田进行整体部署、整体开发。10年内相继建成12个年产能力大于10×108m3的大型气田。整装气田产能建设占阶段新建产能的66%，产量占总产量的61%。特别是克拉2、苏里格、靖边、榆林等大气田的建成，确保了西气东输、陕京管线系统的安全供气。
大规模的产能建设和输配系统发展带来了天然气产量的快速增长，产量连续4年换“百字头”，2008年产量比上市前翻了两番，呈现跨越式增长(见图1)。
 
1.3 技术整体配套，基本适应复杂气藏开发需要
    针对中国石油上市以来开发对象日趋复杂，低渗低压、高温酸性、异常高压、火山岩等复杂气藏成为建产的主体这一状况，通过持续开展技术攻关，基本形成气藏描述、钻完井工艺、增产改造、采气工艺、集输处理等5项主体配套技术，初步适应了复杂气藏开发的需要。
    1) 气藏描述技术取得重大进步。复杂储层预测、气层检测、气藏动态描述、地质建模4项技术取得长足进步，有效指导开发井位优选，为气井配产和气田开发规模的确定提供了科学依据。苏里格气田Ⅰ+Ⅱ类开发井比例由50%提高到80%以上；克拉2气田落实单井无阻流量超过1000×104m3，实现了少井高产，单井日配产(160～420)×104m3。
    2) 钻完井工艺技术快速发展。以快速钻井、欠平衡钻井、防气窜固井为主的钻完井工艺技术逐步配套，缩短了建井周期。塔里木盆地山前构造带超深井机械钻速提高2～3倍，苏里格气田平均钻井周期由45d缩短到15d；全过程欠平衡钻完井及作业工艺技术广泛应用，西南气区的欠平衡钻井比例达到40%～60%，有效地实现了储层保护和复杂地层的安全高效钻完井；发展应用水平井，效果良好，近3年在台南、磨溪、塔中、徐深等气田共钻水平井152口，初步获得规模应用。
    3) 增产改造技术挑战极限。针对低渗透、深层等复杂气藏，形成了分层压裂、大型压裂、超深井压裂、碳酸盐岩深度改造、煤层压裂等5项提高单井产量技术系列。分层压裂技术实现一次分压3～4层工艺，缩短了施工作业周期。四川盆地须家河组气藏蜀南包16井实施了一次分压4段，施工周期从30d缩短到7h。大型压裂技术实现加砂规模超过200m3，支撑缝长300m以上；广安002-X36井加陶粒258m3，压前不产气，压后日产气39×104m3。在超深井压裂技术方面，开发了耐高温压裂液、加重压裂液、降阻管柱优化等超深井压裂技术。对塔里木盆地野云2井埋深6000m的储层，井口施工压力90～123MPa，成功加砂28.5m3。目前以液体为载体的压裂技术研究正向高温(大于200℃)、高压(大于130MPa)、井深超过6000m的极限挑战。
    4) 采气工艺技术逐步配套完善。发展了不压井作业和高压高产气井采气工艺配套技术，完善了排水采气、增压开采、井下节流等技术。针对克拉2气田高产高压气井采用13Cr防腐油管、可回收安全阀、金属气密闭扣、“Y”型采气树等配套设施，实现了单井日产超过300×104m3、井口油压50MPa情况下的安全采气。气田充分发挥井下节流技术的优势，推动了苏里格地面集气系统的优化简化，促进了气井不加热、不注醇、集气管线不保温、中低压集气模式的形成。
    5) 集输处理技术已经形成模式。以高压集输、天然气凝液回收、大规模处理等10项技术为主体，形成4种地面集输与处理模式：以川渝地区高峰场气田为代表的酸气集输模式；以克拉2气田为代表的高压集输模式；以苏里格气田为代表的中低压集输模式；以涩北气田为代表的干气集输模式。
1.4 注重技术集成，初步建立4类气藏开发模式
    随着产能建设任务的不断扩大，针对不同类型储层特点，初步形成4类气藏开发模式，有效促进了气田的快速建产。
    1) 以克拉2气田为代表形成异常高压高产气藏开发模式。针对气田钻井周期长、高压高危、监测难度大等难点，采用盐下气藏描述、PowerV垂直钻井防斜打快工艺、高压井采气工艺、高压集输等主体技术集成；形成“少井高产、备用调峰”的开发模式，取得良好的开发效果。9口生产井，建成年产规模107×108m3，还通过备用井、观察井建成30×108m3/a的备用能力。
    2) 以苏里格气田为代表形成低渗透低丰度砂岩气藏开发模式。针对气田储量丰度低、有效气层预测难度大、单井产量低、稳产能力差等开发难点，采用储层预测、低成本钻井、储层改造井下节流与地面优化简化等主体技术集成，形成了“井间接替、滚动开发”的开发模式。经过3年的开发建设，2008年底气田年产规模突破80×108m3。
    3) 以涩北气田为代表形成多层疏松砂岩气藏开发模式。针对气田多层、疏松、气水关系复杂、易出水、出砂，层间储量动用差异大等开发难点，采用气藏精细描述、开发层组优化、水平井开发、防砂等主体技术集成，形成了“防砂治水、多层合采”的开发模式。2008年底累计建产能76×108m3。
    4) 以牙哈气田为代表形成高含凝析油凝析气藏开发模式。针对气田凝析油含量高、衰竭开发凝析油采收率低等开发难点，采用高压循环注气、水平井开发等技术集成，形成“高压注气、保压生产”的开发模式。从目前生产状况分析，预计凝析油采收率可超过50%，比衰竭式开发提高20%以上。
1.5 多项措施并举，老气田深化挖潜成效显著
    2008年西南老气区、长庆靖边和东部老气田年产量近200×108m3，占中国石油天然气年产量的三分之一。因此，在考虑新区建产、上产的同时，老气田稳产尤为关键。近年来，针对老气田出水、产量递减等问题，主要采取3项措施提高老气田开发效果：
    1) 通过滚动扩边，确保老气田稳产。2004年以来西南老区在开江-梁平海槽东侧飞仙关组鲕滩、长兴组生物礁和蜀南二、三叠系等实施滚动扩边，累计新增探明地质储量约2500×108m3，新建产能75×108m3，确保了老气区的稳产、上产。长庆靖边气田通过实施滚动扩边新增探明地质储量1288×108m3，气田稳产期可从7年延长到10年。
    2) 精细描述与井网加密，实现老区挖潜。西南气区编制《精细气藏描述规划》，分批对老气田实施气藏描述。已完成12个气田的描述，5个气田新增储量125×108m3。通过加密钻井调整，实施后预计气藏稳产时间可延长2～5年，采收率提高4%～16%。通过老气区挖潜，保持总体产量稳中有升。
    3) 采用工艺技术措施减缓产量递减。中国石油上市以来，对老气井采取措施的工作力度不断加大，实施措施的井次由2000年的398口增加到2008年的845口，实施措施后的产量不断增加，由3×108m3增加到13×108m3，有效减缓了递减速度。
1.6 管理日趋完善，开发管理文件体系初步形成
在借鉴国外天然气开发理念和总结数十年开发经验教训的基础上，编制并颁布实施《天然气开发管理纲要》，并构建了以该《纲要》为主的3个层次天然气开发管理文件体系(见图2)：①系统性、宏观性的管理文件；②专业性、程序性的管理文件；③专项操作性的管理文件。管理文件体系的建立，对天然气开发全过程提出明确要求，进一步规范了天然气开发各项管理工作，理顺各专业管理工作界面和关系，明确了气田开发各阶段的主要工作内容、程序和技术要求，形成不同层次管理人员和各环节现场操作人员操作程序与技术标准。天然气开发全面实现制度化、科学化、全过程可控化管理。
 
2 天然气开发的启示
2.1 科学的战略决策、明确的发展目标，是天然气业务快速发展的根本保障
    中国石油天然气集团公司依据国内外政治、经济形势，从保障国家能源安全高度出发，谋划天然气业务发展战略，指明了天然气业务长远发展方向。一是高度重视天然气勘探工作，大力实施储量增长高峰期工程，始终保证资源处于主导地位，为开发上产提供坚实的物质基础；二是及时勾画2015年天然气业务发展的宏伟蓝图，按照把天然气业务作为成长性、战略性和历史性工程的要求，突出重点气区建设，整体规划开发方案和生产部署，加快产能建设步伐，保障了天然气产量的快速增长。
2.2 鉴于天然气开发生产过程中的内在特点，安全环保工作必须常抓不懈
    天然气开发是一个复杂系统，安全风险环节较多，稍有不慎就会给稳定供气和开发工作造成严重影响。中国石油高度重视天然气安全生产和平稳供气，坚持“环保优先、安全第一、质量至上、以人为本”的理念，采取了多种措施，近几年安全形势明显好转。一是狠抓“三高”气井隐患治理，夯实气田安全生产基础；二是建立天然气生产、净化以及管网输送等安全敏感环节突发事件应急预案，形成标准的应急处理程序，事故防范能力明显增强；三是全面推行QHSE体系建设，加大宣传、强化管理、健全制度，最终实现本质安全。
2.3 地质理论突破、勘探技术进步、储量快速增长，是天然气开发形成大场面的物质基础
    “十五”以来，中国石油坚持以主营业务驱动的科技发展理念，突出关键核心技术和重大瓶颈技术攻关，重点加强岩性地层油气藏成藏规律研究及地震识别、前陆盆地勘探、海相碳酸盐岩储层预测及油气检测、火山岩岩性识别与储层综合评价、油田老区精细化勘探等领域理论创新。“岩性地层油气藏地质理论”是继我国“源控论”、“复式油气聚集带理论”之后的又一次重大地质理论与技术创新。在该理论指导下，2000年以来岩性地层油气藏勘探取得了一系列重大突破。如鄂尔多斯盆地苏里格气田、川中前陆斜坡须家河组气藏、松辽盆地深层火山岩气藏等，已累计新增探明储量近2×1012m3，苏里格气田将建成国内首个年产规模突破200×108m3的大气田。
2.4 科技进步是加快气田开发、充分动用低品位资源、提高复杂气田开发效益的必要前提
    上市以来，针对部分开发对象储层复杂、单井自然产能低等特点，重点围绕提高钻井成功率、提高单井产量、降低开发成本三方面的关键技术难题开展攻关。通过强化应用基础研究、设立重大科技攻关项目、开辟重大现场试验区、加强技术交流等多种形式，推进了开发技术的不断进步，促进了复杂低品位气田规模开发。例如苏里格气田经过5年的持续攻关，开展了高精度二维地震、密井网解剖、水平井、小井眼、适度规模压裂、井下节流等试验，基本形成了12项适合苏里格气田开发特点的低成本开发配套技术，促进了气田的规模有效开发。
2.5 继续注重主体技术完善配套、开发模式系统成型，必将推进产能建设快速发展
    上市以来，中国石油非常重视各类气田主体开发技术集成配套，成功建立了以克拉2气田、苏里格气田、涩北气田和牙哈气田为代表的4种开发模式。成功经验表明，合理的开发模式一旦建立，就会迅速地推动产能建设快速发展。在这些模式的作用下，近几年中国石油的天然气产能建设速度明显加快，每年新建产能都在100×108m3以上。因此，为满足未来天然气持续快速上产的需要，进一步加强其他类型气藏(如火山岩气藏、高含硫气藏、煤层气气藏等)开发模式系统成型，是未来天然气开发的一项重要任务。
    10年历程，展现出中国石油实现天然气跨越式发展的辉煌。展望未来，我国的天然气事业蓬勃兴旺。
    成文中得到本单位开发所李熙喆、陆家亮、万玉金以及科技处陈建军等的协助，特此感谢！
 
(本文作者：雷群 中国石油勘探开发研究院廊坊分院)