环球热文:打造效益稳产新模式 吉林油田优化调整松南老区开发策略的调查
截至6月下旬,吉林油田老油田二次开发重点项目——庙20区块产能建设工程首批规划的70口井,54口油井完成压裂施工,16口水井射孔完毕,整体进入投产投注阶段。
(相关资料图)
吉林油田松南老区已开发62年。面对致密油气开发、难采储量动用、特高含水阶段挖潜、三次采油技术攻关等一系列难题,吉林油田加强顶层设计,优化调整松南老区的开发策略,努力走出效益发展新路。
立足效益挖潜
夯实油气上产“压舱石”
虽然松南老区历经多年开发,生产中面临一系列难题,但是仍具备一定的开发潜力,并且基础设施完备,是吉林油田当前与今后生存发展的根基,是稳产的“压舱石”和效益发展的“定盘星”。为获得更有效益的产量,吉林油田清楚地认识到,要破解松南老区资源、投资、成本、技术方面的困局,不仅要有序落实增储上产资源,而且要在老油田效益稳产上下大力气。
为守住效益稳产的基本盘,吉林油田以提质增效价值创造为导向,向旧思维、低标准“开刀”。松南老区一些区块长期处于低水平开发状态,采出程度低、含水上升速度快、水驱控制程度低、标定采收率逐年下降,效益措施占比低,控制综合递减主要依靠小措施支撑。吉林油田用创新发展的思路重新认识老油田、重新组合老油田开发技术体系、重新构建老油田效益开发模式,聚焦油藏研究,牢固树立“经营油藏”理念,推动老区工作重心由采油向采效益油转变。
面对多井低产的现状,吉林油田练好内功,深化精益管理,抓好开发措施落实,围绕找到产量“增长点”、堵住效益“出血点”,精心培育精益管理示范样板,把自然递减率控制在10%以内、采收率提高1个百分点作为起步目标,向“两率”工程要更有效益的产量,更多关注控制自然递减率和提高水驱采收率,树立了“老区仍大有效益潜力可挖”的信心,切实改善老油田开发效果。吉林油田在新民老区通过持续优化注水方案,动态优化配注方案,真正把注水方案落到实处,整体开发形势持续向好。通过坚持效益注水的理念,采取有效措施,新民老区原油产量实现连续5年稳产,有效注水合格率、井组稳产率分别同比提高%和%,老区焕发出新活力。
优化产能建设部署
走出低成本开发新路径
吉林油田是国内低渗透油气田的典型代表,近年来资源劣质化趋势不断加大。这意味着要保持产量规模就必须动用低品位资源,持续挑战资源动用极限。面对资源动用难、可采程度低等一系列难题,吉林油田牢固树立低成本开发的效益意识和思维底线,通过创新理念和模式,走出低成本开发新路径。
优化产能建设部署,是吉林油田践行低成本开发理念的重要手段之一。从近3年大平台集约化产能建设和老油田二次开发调整效果看,通过理念创新、技术创新,有效提升了单井产量和采收率,降低了产建投资和生产成本。新立、大39、黑71、庙20等区块开发调整后的水驱采收率提高8%,操作成本明显下降。
为实现效益建产,吉林油田坚持常非并举,注重探明未动用储量效益开发和新区新领域评价建产,着力在增加经济可采储量上有新作为。大情字井油田是典型的“三低”油藏。开发试验表明,大情字井油田具备实施二氧化碳混相驱的条件。常规注水开发采收率为25%左右,通过转为二氧化碳驱开发,采收率可达到50%以上,相当于又发现了一个大情字井油田。吉林油田以大情字井油田增储上产“压舱石”工程为示范,推动老油田效益挖潜再上新水平。
吉林油田还从技术进步和管理创新两方面入手,迭代升级老油田挖潜技术体系,突出开发方案的价值创造本质,使老油田二次开发更加高效。算好经济账,以投资不创效不建、成本不下降不建、资产创效能力不增不建的“三不建”为原则,突出从传统零散部署新产能向气驱转变开发方式、低产低效区块整体二次开发、新储量大平台集约化开发转变,持续深化工程与地质、地面与地下、技术与经济、油气与新能源一体化优化,严格把控油田开发方案设计源头的效益关和方案实施过程的成本关,严控产建项目过程投资。为最大限度节约投资,产能建设和老区治理调整要融合新能源、CCUS、低成本物联网等新方式,能改建的改建,能重复利用的重复利用,用最小的投资获取最大回报。
打好关键核心技术攻坚战
提升油气开发业务竞争力
面对油气开发难度越来越大的挑战,吉林油田提出提高储量产量转化效率的一体化发展新模式。一体化新模式即将传统的油气预探、油气评价和新区产能建设的“接力棒”模式,整合成一个专业相近、目的相同、管理相通的“大项目部”,既努力寻找储量,夯实油田发展资源基础,又更加注重动用储量,充分挖掘储量的经济价值,较快地把资源变成效益产量,提升公司整体效益。
针对低品位复杂资源,吉林油田打好关键技术攻坚战,创新升级油藏精细描述、钻井提速、压裂提产、采油降本、地面节能、智能化管理等技术,为低品位资源效益动用和老油田深度挖潜提供了技术支撑。
吉林油田升级精细油藏描述技术,攻关5项精细油藏描述关键技术,使新区储层预测精度达到3米至5米,使老区剩余油认识由定性向定量转变;持续攻关压裂提产技术,产量达标保障能力不断提升;完善低成本特色注采技术,全生命周期控投降本。今年年初以来,老区举升投资降低30%,运行成本降低20%。吉林油田创新设计理念,形成地面优化简化技术系列,规模推广低成本物联网技术和智能化管理模式,实现站外无人值守,节省地面投资15%,降低地面运行费用30%,降低了员工劳动强度。
实践者说
深耕效益增长点积蓄发展新动能
吉林油田开发部经理刘美成
对于吉林油田而言,松南老区是公司高质量发展的“压舱石”,是生存发展的根基。对于已开发60余年的松南来说,投资上规模的传统发展模式已不再适用。面对资源劣质化、非常规化的趋势,不破则不立,老区开发工作的理念、方法必须不断调整转变。
通过深刻分析,我们清楚地认识到,在资源品质不高的情况下,盲目追求规模产量必然会导致成本居高不下,一味按照惯性思维,以传统方式指导油田开发工作,必定会严重阻碍创新发展。基于此,松南老区要实现可持续发展、高质量发展,必须探寻新模式,开辟最优路径。
首先,立足于松南效益稳产,找到规模和效益的平衡点是关键。吉林油田加快由生产型向经营型转变,努力做到目标产量规模成本更优并可持续、投资强度合理并有创效能力,以提质增效价值创造为导向实现效益持续向好、产量相对稳定。
其次,以效益更优为导向,有序调整产量构成。吉林油田持续夯实资源保障、技术创新和管理创效基础,树牢效益意识,以增加规模经济可采储量为目标,大力实施高效勘探,强化关键领域战略谋划和顶层设计,强化项目管理和现场管理,确保年度产能建设效益储量落地、建产目标落地。
再次,持续用创新发展的理念,谋划全新发展模式。通过重新认识老油田、重新组合老油田开发技术体系、重新构建老油田效益开发模式,从战略层面拓展更高效的老油田二次开发新模式,从战术层面升级改造老油田传统开发体系,以大情字井油田增储上产“压舱石”工程为抓手,推动老油田效益挖潜再上新台阶。突出源头把控,坚持“事前算赢、事中干赢、干后保赢”,持续深化工程与地质、地面与地下、技术与经济、油气与新能源一体化优化,严格把控油田开发方案设计源头的效益关和方案实施过程的成本关,持续打造大平台集约化建产“双提双降”升级版。(王珊珊采访)
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