吉林油田创新产建模式实现效益开发的调查

来源：中国石油报    发布时间：2015-11-25 09:00:08 

　　11月23日，吉林油田新立Ⅲ区块大平台吉22-018井当天产油4吨，是平台外相邻的20-22井日产量的3倍多。

　　吉林油田新立Ⅲ区块大平台创造了亚洲最大平台纪录。两个大平台共钻井87口，其中最大的一个平台有41口油井、7口水井。油井单井平均日产原油2.1吨，超设计产能0.6吨。这对于平均单井日产量仅有0.7吨的吉林油田而言，无疑是重大利好。

　　这一大平台的建设，取得了少占地、快钻井、低投资、早建产、无污染等多重成效。围绕吉林油田创新产能建设模式、推进效益开发，记者展开深入调查。

　　一张图读懂大平台产建模式

曾庆制图

　　集约化布井

　　地面布井更集中

　　地下井网有序排列

　　打破固有思维、闯出一条新路，不仅需要勇气，更需要智慧。从最初设计23个常规平台，到调整为5个中型平台，再到最后优化为两个超大平台，吉林油田科技人员坚持“大胆假设、小心求证”，不断突破技术瓶颈。“随着设计的优化升级，可以让地面布井更集中，而地下还要按照井网要求有序排列，可谓难上加难。”吉林油田勘探开发研究院油田研究所新立大平台项目组组长史经民介绍。

　　从区域划分看，这87口井由南向北分布，南面以套变井更新为主，在剩余油富集区又补钻了几口井；中部是加密调整井；北部则是根据地质、工程情况交互优化后的扩边井。3种类型井的地面布局非常紧凑，地下结构却复杂多样。这些构成了一道道必解的高难度“应用题”。

　　面对这些高难度“应用题”，特别是针对地下复杂的地质条件，吉林油田地质人员坚持一井一策，精细研究，不断寻求开发理念与技术上的新突破。

　　——为提高单井产量，他们通过采取集成缝网压裂、转向压裂等多种改造手段，“压”出更多更复杂的油流“通道”，让油流能够更加欢畅地流淌。

　　——为进一步提高采收率，他们以注水开发为主导，对于不能建立有效驱替关系的，追求最大限度体积改造，择机按水驱、气驱或吞吐等方式补充能量，最终达到提高采收率的目的。

　　——为延长系统生命周期，他们从设计源头完善油水井防套变、防套漏、防套返一体化措施，集成快优钻完井、高效举升、有效分注等配套工艺，全方位支持大平台高效开发。

　　工厂化作业

　　各环节无缝衔接、零损耗

　　整体流水线式推进，一体化设计、一体化管理、一体化运行

　　大平台是施工作业的一个工作平台和界面。如何实现各环节无缝衔接、零损耗？

　　打开超大平台的钻井设计图，视觉效果就像一株大树的根须图。每口井就是一个根须，以不同的倾角向下延伸到不同方向，只是每个根须不是弯曲的，而是笔直的，施工难度可见一斑。

　　承钻的大庆钻探公司与吉林油田相互配合。吉林油田专门成立大平台项目经理部，搭建高效运行的管理平台。双方选派工程技术水平高的专家及技术人员24小时驻井，每口井开钻前，相关技术人员都要组织召开技术交底会议，落实施工责任。每周五9时在施工现场，甲乙双方就工程技术、钻井监督等事宜召开协调会，分析施工方式方法和解决施工中遇到的难题。由于大平台井地处查干湖风景区附近，且地下浅气层发育，双方通过优化方案，保证了施工过程中的环保达标和井控安全。与此同时，他们还适时组织开展防喷演练，在每口井安装防喷器，全过程使用钻井液循环罐进行施工，让施工中产生的岩屑及时拉运到指定场所集中处理，确保泥浆岩屑不落地。

　　新立采油厂厂长助理姜德君介绍，钻进施工期间正值夏季，偌大井场上，4部钻机一字排开，同时在井场轰鸣，一共进行了12轮。无论是钻井施工，还是压裂投产，各单位之间相互配合，各项施工准备工作都提前完成。尽管施工难度大，但仅用4个半月时间就完成了2个大平台87口井的施工任务。“这次工厂化作业、一体化施工，各方配合非常到位，就像一个集团军在协同作战。”姜德君说。

　　在此次施工中，2个大平台以工厂化施工理念为指导，整体流水线式推进，一体化设计、一体化管理、一体化运行，保障了钻井、压裂、投产各环节工厂化作业。同时，首次成功应用钻井泥浆随钻处理、压裂液重复利用技术，通过资源共用，优化设计与施工，实现了节约占地、提高钻速、降低投资、快速投产。

　　算算综合效益账

　　跨专业交互式设计提效率

　　集中解决环保问题零污染

　　今年年初以来，吉林油田重新评价开发效果，重新认识油藏潜力，协同多专业联合研究，多轮次交互优化设计，运用非常规理念和技术，以超大井丛集约化布井为手段，终于在常规油藏开发上“开花结果”，取得了“双提”“双降”的效果——单井产量、区块采收率双双提升，产能建设投资与开发生产成本双双下降。低产低效的老油田传出佳音。

　　吉林油田超大平台开发模式，已经完全打破了地质与工程的概念，采取跨专业交互式设计，真正实践着勘探开发一体化、地质工程一体化。无论从经济效益、社会效益和工作效率看，都为油田长远发展注入新动力。

　　从地面工程前期投入看，减少管网3.2万米，节约用地4.23万平方米，比常规建产模式节约投资5700万元，内部收益率达18%。

　　从环保效益看，钻井固相废弃物实现了集中不落地处理与资源化再利用；压裂返排液在线回注，用于水井调剖，实施清洁作业一体化施工。大井丛产能建设泥浆、岩屑和油水实现了“不落地、不外排、零污染”。在压裂、修井等施工作业过程中，平台作业现场全部用防渗布铺设，以防止工程用水渗入地下，每排水平井两侧都焊接一个铁箱，用以回收残液，再用泵罐车拉运到联合站，保证平台现场清洁无污染。

　　从工作效率看，整体流水线式推进，子系统工厂化作业；同时通过压缩管理层级，推进工作效率的提升。为提高施工效率，各工种之间科学调度、合理摆布、交叉作业。以保证供水为例，平台现场前期打了2口水井，同时利用联合站清水罐，形成3个稳定的供水点，为压裂工作提供了充足的用水量，确保不因供水问题影响施工进度。

　　一个全新的低渗透油田超大井丛产建模式，在新立采油厂一片沼泽地中形成，有效破解了低产低效与环境制约的难题。

　　观点连线：用非常规思维解难采储量效益开发难题

　　面对国际油价长时间低位运行，以及资源质量参差不齐等挑战，我国油气田企业，特别是以低产、低渗透、非常规油气藏为主要开采对象的油气田企业，应当采用怎样的产建开发模式，实现质量效益发展？

　　面对这道“必答题”，吉林油田解放思想，用非常规理念指导实践，创造性地探索大井丛产建开发模式，不仅有效提高了产量，而且大幅度降低了成本，实现难采储量的经济效益开采。

　　在提高单井产量和采收率方面，采用大井丛产建开发模式，可以通过低渗透油藏再认识、单砂体精细刻画、水驱规律再认识、剩余油分布规律再认识等方式，有效强化地层认识深度，进一步优化开发方案设计。采用油藏、钻井、压裂一体化设计方法，实现立体布井、工厂化钻井、区块整体改造设计。此外，立足区块整体，通过实施同步干扰压裂等方式，形成区域性复杂缝网，提高缝控储量，实现提高单井产量与区块整体产量并重。同时，大井丛产建开发模式通过优化井网设计，为注采关系建立奠定基础条件，能有效发挥井网作用、建立合理的注采关系，最大限度提高区块采收率。通过实施钻采一体、全生命周期设计等方式，可以最大限度发挥油井生产能力，提高增产提效能力。

　　大井丛产建开发模式还能在降低产能建设和开发成本等方面发挥积极效用。通过改变常规从油藏工程开始的方案设计顺序，形成以储层改造为主线的多专业联合优化设计流程，实现跨专业交互设计，从方案源头把住“双降”关；通过不断优化井身结构，优化钻具组合、压裂、射孔等钻采工艺，能够大幅提高钻井施工速度，降低产能建设投资；通过整体流水线式推进、子系统工厂化作业等方式，可以有效提高建产效率，缩短建产周期；通过采用钻井废弃物无害化处理再利用、压裂返排液在线回注水井调剖与清洁作业一体化等方式，可实现建产与环保并重；通过优化简化地面流程，压缩管理层级，能够有效降低地面投资与人工成本。

　　这种模式的成功建立，为油气田今后的开发工作带来以下启示。

　　一是应对低油价和资源劣质化，理念创新是打破现状的关键。非常规开发理念的灵活应用大有文章可做。

　　二是应对低油价和资源劣质化，必须树立资源有限、技术无限的思想，以效益开发为导向，重新构建低渗透开发技术体系。以技术进步弥补资源的先天不足大有文章可做。

　　三是应对低油价和资源劣质化，创新管理与运行模式，深入挖掘管理潜力，有效降低运行成本，持续探索效益开发模式大有文章可做。

　　就目前来说，大井丛产建开发模式是有效经济开发低产、低渗透、非常规等难采储量的最优模式，在条件相似的油藏开发中极具推广价值。当然，这种模式仍有提升空间，油气田开发工作者们要继续在钻井平台和举升方式的优化等方面加强攻关，进一步挖掘降本增效的潜力，为难采储量的经济有效开发做更大贡献。（连线嘉宾：刘合　系中国石油勘探开发研究院副总工程师 连线主持：张舒雅）