辉煌“十三五”奋进“十四五”|持续推进青海油田高质量发展

2020-12-31 10:45  来源:青海油田  浏览:  

天然气业务作为青海油田高质量发展的“压舱石”,其作用和意义至关重要。“十三五”以来,油田天然气一路认真贯彻落实习近平总书记“大力提升勘探开发力度保障能源安全”等重要指示批示精神,将推动新时代能源事业高质量发展作为“航向灯”,主动作为、迎难而上,积极克服新冠肺炎疫情席卷全球、油价持续下跌等不利因素,围绕效益中心,坚持以均衡生产、产能调整、综合治理、试采评价、科技创新“五大工程”为抓手,进一步筑牢气区稳产的根基,实现天然气产量由60.8亿方升至64.0亿方后,连续4年保持稳产,天然气产供储销协调发展,青海油田高质量发展的根基进一步夯实。

科学均衡开发,产供储销协调发展。 “十三五”期间,随着油田天然气勘探开发不断深入,气区“基础健康状况”有所弱化——气区压力降低、产水上升,气井越发脆弱,峰值产量由2100万立方米降至1750万立方米,调峰能力不断“衰弱”成了一道难题,经过不断的求索和开拓,“实施均衡生产工程,保障天然气全产全销”成为了破解难点的“通关秘籍”。通过推行均衡生产,精准研判产销形势,加快新井投产、加大措施增产等提产举措,提升夏季产量贡献,年均淡季多产4500万立方米;为“保供季”备“粮”,提升冬季供气能力50万方以上,满足冬季保供需求,气区峰谷比降至1.1,有力支撑了年度产量完成;开展全天候管网压力监控,通过管网流量动态调整,稳定下游压力,优化实施324井次增压气举,降低压力波动对低压、积液井的冲击;通过检修前、检修中、检修后的全闭环式科学管理,最大限度降低检修对产量的影响。

老区“维稳”,新区“给力”,新区老区只有共同“发力”,天然气的压舱石作用才会更加凸显。“十三五”期间,天然气一路以更加清醒的认识、清晰的逻辑,为这道题目列出了独具青海油田特色的解题思路——不断优化产建部署、拓宽老区产建方向,有效稳定建产规模和效益,共建成产能33.9亿立方米,产能到位率94.5%,新井贡献率31.7%,各项指标均处在股份公司前列。

精准措施治理,硬核维稳老区健康。 “十三五”期间,油田天然气一路实施综合治理工程,夯实老区稳产基础。气区综合治理立足气藏特征及开发现状,定型区块治理模式,发挥主体措施优势,2020年增气量达10.2亿立方米,综合递减率降低1.9个百分点,实现气区由建产稳产向措施稳产的有序过渡。强化地质认识及动态分析,以科学方案作指导,按照“内控外排、侵排平衡”的实施思路,开展14个层组均衡排采,自然递减率降低3个百分点。优化措施比例,随着增压气举、防砂、压裂等主体工艺不断成熟,年措施增气量由2016年的3.5亿立方米提升至10.2亿立方米,实现气田综合递减率由12.04%降至7.12%,有力支撑气田的稳产。提升措施效果,推进冲砂升级改进、试验无筛管防砂,优化泡排选井、实施精准注剂,开展集中增压气举参数优化,解决冲砂漏失、防砂后大修、气举有效低等突出问题,实现措施维护有效率由80.2%提升86.4%,措施投入产出比稳定在3:1。

强化试采评价,精准挖掘气藏潜力。 针对气区可动用储量减少、品质变劣,稳产、上产基础越发薄弱的实际,以“老区挖潜保稳产,新区评价促上产”为目标,加大试气试采力度,以落实储量规模、表外增储、提高采收率为着力点,明确潜力方向。实现老区表外增储,建立岩性粒序测井定量化解释方法,提出“向正韵律顶部挖潜、向层间低渗低阻挖潜、向泥岩内部挖潜”的理论,开展27口井41层的试采,识别表外层33个,获得试采日产29.6万立方米,新增表外储量46.77亿立方米,建成产能1.3亿立方米,尤其在涩北泥岩层3口井试采见气,日均产量0.5万立方米,探索涩北生物气新的开发领域。评价新区开发潜力,针对尖北气田断层落实程度低、储层非均质性强等问题,攻关构造精细解释、裂缝发育表征等技术难题,精准落实优质储层展布,编制试采方案,推进勘探开发一体化,当年完钻8口井,3口单井日产突破20万立方米,建成产能1.85亿立方米。昆特依加强井控保障,严格监控气井压力、产量及出水变化,开展试采评价气藏稳产能力,累积生产5800万立方米,取得良好试采效果。

深化科技创新强势提升资源基础。 再优质的储量基础,如果无法转化为实际的产量,则失去意义。油田实施科技创新工程,提升开发技术水平,坚定以科技创新为核心,充分发挥技术引领及支撑作用,重点攻克剩余气分布、砂水同治及基岩高效开发等难题,形成三项核心技术,有效提高了剩余储量动用,支撑产建部署、明确治水主体工艺及挖潜方向。定量表征砂岩气藏剩余气开展非均匀水驱数值模拟,新技术精准识别气水分布动态变化规律,以剩余地质储量丰度为基础,为提高气藏采收率奠定基础。攻关推广集中增压气举技术,建成了国内最大的集中增压气举站,实现216口严重积液井稳定生产,累增产气8.3亿立方米。针对尖北“基岩人工裂缝见高不见远、底水活跃”的难题,建立气藏压裂产能数值模拟,优化施工参数及规模,形成以“酸预处理、冻胶-滑溜水、快排”为主的基岩底水气藏压裂技术,储层改造程度提高30%,井均日产气8.5万立方米,支撑尖北气藏快速建产,为今后深层、高温、致密储层压裂提供技术支撑。

成绩属于过去,奋斗创造未来。天然气一路将继续锐意进取、开拓创新,气藏管理重“精”、产能建设重“稳”、综合治理重“降”、试采评价重“实”、重大试验突出“准”,全面保障供气能力,持续推进高原油田高质量发展,为“十四五”昂首启航增添强劲“气力”。

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