董义军 乔 娇
【摘要】 借鉴已有低渗透油气藏成功开发经验,结合超低渗透油藏特点,提出有效开发鄂尔多斯盆地超低渗透油藏的对策,对实际开发工作具有指导意义。
【关键词】 鄂尔多斯盆地;超低渗;现状;挑战;对策
长庆油田在鄂尔多斯盆地的勘探开发,自新中国成立至今已经历了50多年的发展历史。最初是在1969年前的20年间,在盆地西缘段褶带先后获得工业性油气流井,在三叠系和侏罗系发现了几个小油气田。进入70年代,在盆地中南部发现并陆续开发建设了一批侏罗系低渗透油田;到80年代底,累计形成年产136.8×104t规模的石油生产基地。在90年代,油气勘探开发取得了突破性进展,陆续发现和开发了三叠系安塞、靖安大油田,古生界靖边、榆林大气田。
进入21世纪,油气勘探开发快速发展,先后发现了乌审旗、苏里格大气田和西峰大油田。至今已先后成功开发了36个低渗、特低渗油气田,创造了着名的安塞、靖安、西峰油田开发模式,靖边、榆林、苏里格气田建设模式。2008年对鄂尔多斯盆地超低渗透油藏的开发,是继苏里格气田成功开发后的又一重大举措。
一、鄂尔多斯盆地低渗透油气藏开发现状
在上世纪70年代,长庆油田先后开发了马岭、吴旗、红井子等侏罗系油田。80年代末至90年代,长庆油田针对安塞油田特低渗透油藏的特点,开展了大量开发试验研究与科技攻关,发现并开发了安塞、靖安等三叠系大油田和靖边、苏里格等特大型气田。长期的油气勘探开发实践加深了对盆地内油气藏地质条件特殊规律的认识,在勘探开发过程中,尤其是在开发中,必须始终坚持分油田和区块,深化油藏研究和认识,同时进行储量、单井产量和经济界限的研究评价。对于油田的开发,要井井压裂投产和早期注水开发;对于气田的开发,井井都要进行酸化压裂投产;以提高油气井单井产量和最终采收率,降低开发建设成本,实现效益开发。
长庆油田在对鄂尔多斯盆地低渗透油气藏的长期勘探开发实践基础上,依靠科技创新,逐步创造性的形成了“六大油气勘探开发理论”、“四种建设模式”、“十一项主体技术”、“十项关键技术”、“十项技术政策”,已成功开发的安塞油田、靖安油田都是典型的特低渗透油田,已形成较为成熟的“三低”油藏经济开发理论,为长庆油田在鄂尔多斯盆地加快油气勘探开发建设速度奠定了理论与技术基础。
二、面临新的挑战——超低渗透油藏开发
在综合油田发展基础和国家能源需求的情况下,长庆油田提出了一个极富挑战的战略目标:2015年实现油气当量5000万吨,这意味着长庆油田将有望成为中国西部的大庆油田。2008年长庆油田勘探开发在加大现有主力油田、气田上产力度的同时,锁定鄂尔多斯盆地储量规模巨大的超低渗透油藏,展开了大规模产能建设,超低渗油藏成为其原油快速上产的主力接替区。长庆超低渗透油藏主要分布在华庆、姬塬、吴起、志靖-安塞、西峰两侧五大区带,石油探明、控制、预测三级地质储量6.07×108t。与特低渗透油藏相比,超低渗透油藏岩性更致密、孔喉更细微、应力敏感性更强、物性更差,开发难度更大。也具有油层分布稳定,储量规模较大,原油性质较好,水敏矿物较少,易于注水开发等有利条件。超低渗透油藏资源丰富,开发潜力巨大。
三、超低渗透油藏开发对策
1.加强管理创新、技术创新和市场创新
在储量一定、区域有限的情况下,管理、技术、资源配置等方面的改革和创新对推动油气田快速发展显得尤为必要。以安塞、靖安、西峰模式等为借鉴,在盆地超低渗透油藏开发过程中,通过实施以“标准化设计、模块化建设、标准化预算、规模化采购和数字化管理”为主要内容的管理创新,成效显着。在资源配置方面,实行以市场配置和优化资源。优选具备相应资质、业绩表现良好的社会单位作为超低渗透油藏开发主力队伍保障,并与之建立良好的合作伙伴关系,以实现规模建产、快速建产。根据市场队伍的保障情况、各工序的难易程度以及现场实施风险大小,建立对外有吸引力、对内有竞争力的价格体系,并以价格调控市场、优选队伍、降低投资成本。通过前期的开发实践,表明要实现超低渗透油藏的高效开发就必须进行有效的管理创新、技术创新和市场创新。
2.大力推行勘探开发一体化,实现快速增储上产
勘探开发一体化是世界各大石油公司管理体制的一个重要特征。勘探开发一体化,就是在油田开发中,将原先彼此分散、独立的勘探与开发紧密结合起来,视勘探开发为一个有机整体,勘探向开发延伸,开发向勘探渗透,变前后接力为互相渗透,相互协调,相互配合,共同完成储量向产量的转化。长庆油田超低渗透油藏开发过程中,大力推行勘探开发一体化,盆地大面积“三低”油气藏背景下存在油气富集区,为勘探开发一体化奠定了最有力的物质基础,勘探开发一体化又是提高油气田整体经济效益的必由之路。大力推行勘探开发一体化,能够有效解决储量接替问题,实现快速增储上产,井均征地大幅度减少,有效减少征地费,节约开发投资。勘探向开发延伸,开发向勘探渗透,通过一体化运作,实现了勘探、评价、开发的有序衔接,真正体现了组织管理一体化、方案部署一体化、生产运行一体化。
3.强化关键技术攻关,形成超低渗透油藏开发的技术模式
目前,长庆油田已逐步形成了低渗、特低渗油藏勘探、开发的配套技术,实现了1.0×10-3μm2 以上的油藏有效开发。但对小于1.0×10-3μm2 储层的有效开发难度较大,尚需技术攻关。影响超低渗透油藏有效开发的因素较多,以鄂尔多斯盆地长8、长6超低渗储层为例,影响其开发的因素较多,如储层物性差、孔喉细小、可动流体饱和度低、非达西渗流特征明显等,该储层资源潜力巨大,开发难度大。
超低渗透油藏开发应以“提高单井产量、降低投资成本”为核心,加强关键技术攻关,以技术攻关的成果指导开发建设,以开发建设的效果检验技术攻关的成果,实现技术攻关与开发建设间的有效互动。在总结0.3mD储层攻关实验成果及特低渗透油藏开发成熟技术的基础上,深化基础理论研究,攻关发展特色技术,完善成熟配套技术,形成适合超低渗透油藏开发的,且具有技术经济可行性的技术系列,是高效开发鄂尔多斯盆地超低渗透油藏的核心与关键。
四、结语
长庆油田在鄂尔多斯盆地的油气勘探开发已实现历史性突破,2008年油气当量突破2500万吨,油气年净增长428万吨,正向着5000万吨油气当量的发展目标迈进。鄂尔多斯盆地超低渗透油藏开发初期的实践表明:管理创新和体制创新能够满足大油田管理的需要;标准化和市场化可以实现油田的大规模建设;利用苏里格气田和超低渗透油藏的规模开发可以解决“三低”油气田现实上产问题;实施勘探开发一体化可以实现储量的快速增长。在油田的后续开发过程中,要不断地实践与探索,寻找鄂尔多斯盆地超低渗透油藏高效开发的现实途径。
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