华北油气深挖经济可采储量延长气田“生命线”

       记者马献珍 通讯员付豫蓉

       “经济可采储量直接影响着我们分公司油气资产的折耗,经济可采储量越高,折耗越低,它体现出油气田的开发质量和生产技术水平。提升经济可采储量是我们今年的重点工作,决定着企业是否能尽快走出困局。”华北油气分公司总会计师杨占玄说。

       经济可采储量与单井产量、递减率、成本、价格这几个方面有密切的正向和反向关系。“单井产量决定着经济可采储量的高度,递减率决定经济可采储量的斜度,高度越高,斜度越小,越有利于经济可采储量提升,同时,气田操作成本的降低、天然气销售价格的上扬均有利于经济可采储量提高。”杨占玄说。

       顶层设计提产量

       “今年华北油气分公司规划中的10亿立方米产能建设,要计划新增50亿立方米的经济可采储量。”该分公司勘探开发研究院副院长高青松说。

       要实现这一目标,首先要优化部署,其次,地质与工艺要紧密结合,提高优质储层的命中率和单井产量。坚持“先肥后瘦,先易后难”的原则,气藏评价优先在储量规模大、勘探认识程度高的区域开展。根据储量分级分类评价结果,对储量品位相对较高、提高产量需要克服的问题相对较少、分布范围相对较大的高产富集区优先动用,然后随着认识的不断深化、技术的不断完善和成熟,再逐次对较差的储量进行动用,以好带差、以肥带瘦、逐步推进,最后达到整体动用。

       按照“先评价后建产,先试验后开发,成熟一块,动用一块”的开发决策程序,以地质认识和配套工艺为支撑,适当控制节奏、稳步推进产能建设。在大牛地气田10亿立方米直井规模开发成功以后,历年的开发一直坚持这一决策程序,逐步实现了气田2003平方千米区域内的整体开发。

       该分公司通过坚持地质评价、储层预测和产能评价相结合的“三统一”原则,提高钻井成功率和建产成功率。确保每一口井打在最有利的位置,并探索形成了不同层位、不同储层类型的有效储层预测技术,提高了预测准确度。

       工程、运行与开发部门紧密结合,现场跟踪,根据工程进度、储层变化情况,适时调整设计,有效控制了低效井的产生。平均储层钻遇率较上年明显提高。“在去年完钻的83开发井中,平均单井日产量2.3万立方米,优于方案设计。”高青松说。

       措施维护控递减

       “控制气田递减率,使气田长期稳产,盘活现有存量资源,气田的经济可采储量才能提升。”华北油气分公司专家吴伟然说。

       2016年,华北油气分公司通过对大牛地气田排查,因水淹等原因造成的251口气井不能正常生产,严重影响经济可采储量。他们对排查出计划内的68口井实施气举排水等复产措施,日恢复产量50万立方米,全年增收产量1.4亿立方米,新增经济可采储量5亿立方米。

       2017年,该分公司将大牛地稳产当作一项重点工作。大牛地气田拥有7套气层,因气田开发早期运用直井技术,施工有500余口气井,开发的是丰度较高单层,其他层位均未打开,通过实施转层射孔措施作业,可以让其他层位继续做贡献,可恢复日产量潜力200万立方米。

       同时,大牛地气田还有因多种原因造成的关停井147口,复产潜力每天78万立方米;因输气管线敷设不到形成的未投产井有46口,复产潜力每天达16万立方米,合计配产潜力达到每天近300万立方米,相当于一个10亿立方米产能建设的贡献水平。这些资产是花比较小的代价就可以盘活,变成效益,成为气田“十三五”乃至“十四五”持续稳产的基础。

       目前,该分公司成立了专业的井下作业管理队伍,计划投资5000余万元,用于措施作业和气田综合治理,将对69口井实施措施作业。“实施一口井单井费用按最高200万元计算,也比新施工一口井节省1000多万元。”华北油气分公司采气一厂厂长何云说。

       另外,针对气田大部分气井压力降低至2.7兆帕以下,严重影响气井产量这一问题,该分公司计划今年在2~5座集气站开展二期增压试验,逐步推广,提高这类气井产量。

       多措并举降成本

       “降低气田开发成本,也是提升经济可采储量重要指标。”杨占玄说。

       气田勘探开发所用的工程队伍全部实施公开招标,仅钻井施工价格连续多年持续以5%~9%递减,工程价格得到有效控制,截至去年,平均单井钻采投资较气田建设初期下降1000万元。针对杭锦旗新区出现井漏这一顽症,该分公司工程技术部门协助工程施工单位破难题,2016年发生井漏几率大幅度压缩,钻井时效得到显著提高,

       在气田管道敷设、集气站、脱水脱烃站等重点地面工程建设中,全部实施限价招标,使得中标价格比最高限价降低10%左右,有效防止了中标价格失控现象。

       在气田使用的泡排剂的采购中,通过规范药剂类型,优选信誉高的承包商,使得药剂价格下降10%~15%,气井排水的泡排效果明显提高。

       为降低人工成本,该分公司加大清退业务外包,减少用工400余人,全年节省费用4000余万元。尽力实行“自己的活自己干”,气田的外输气的增压站,所使用的大型压缩机因技术含量高,投产初期全部使用厂家技术服务人员30余名。自去年,采气一厂大幅度压减厂家技术人员,仅留下6名技术人员,全年节省业务外包费用30多万元。

       电力消费是气田较大开支,华北采油气工程服务中心通过潜心研究地方电力制度,成功入围陕西省电力直接交易市场,并完成今年第一季度集中竞价和上半年双边协商交易,自主协商购得电量882.5万度,每度电优惠0.023元;集中竞价购得电量739万度,每度电优惠0.02元。大牛地110千伏变电站一季度可形成优惠电量1621.5万度,节约电费至少35万元。

       深耕市场多创效

       “天然气销售价格是提高经济可采储量的重要指标,国家发改委制定的天然气价格不能改变,但是我们可以通过增加自营客户,使天然气销售向高价、供气稳定区域转移,提升价格盈利空间。”该分公司销售中心主任王勇说。

       为深耕天然气销售市场,提升天然气销售盈利能力,该分公司积极推行四种天然气销售模式。第一是在精算账的基础上,推行气源+中下游一体化的销售模式。与中下游企业建立长期的互利共赢关系,降低市场风险。

       第二是委托气田周边LNG加工企业进行代加工,然后点供销售。一方面可以和LNG加工厂建立起互利共赢的战略合作伙伴关系,扩大业务范围;另一方面还可以抢抓冬季LNG价、销两旺的有利时机,延伸天然气价值链,实现天然气的增值。

       第三是通过代输或合作开展供销管网布局的方式,开发规模优质直供用户或联合供应用户。去年底,该分公司与宁夏哈纳斯集团公司达成供气协议,2018~2020年协议气量30亿立方米,由哈纳斯自建输气管道,实现风险共担,大大增加了天然气销售的主动权,拓展了销售渠道。

       第四是本地自销气模式,为解决气田当地农牧民和一些工业用户的用气需要,采取LNG或管网销售模式进入并占领市场。这样可以打破大牛地气田一直依靠榆济管线销售单一的局面,自去年,该分公司加快大牛地至东胜气田一条输气管线建设,目的是扩大气田周边天然气销售市场。目前已经落实新建输气管道沿线用户13家企业,预计年销售气量增加1亿立方米。

信息来源:中国石化新闻网
2017-03-20