米立军，范廷恩，苑志旺，付殿福，段瑞凯
(中海油研究总院有限责任公司 北京 100028)
第一作者简介: 米立军,男,教授级高级工程师,主要从事海洋油气勘探管理和综合研究。地址:北京市朝阳区太阳宫南街6号中海油大厦B座(邮编:100028)。E-mail:milj@cnooc.com.cn。
通信作者简介: 苑志旺,男,高级工程师,主要从事海洋油气开发综合研究工作。地址:北京市朝阳区太阳宫南街6号中海油大厦B座(邮编:100028)。E-mail:yuanzhw@cnooc.com.cn。
20世纪60年代至90年代初期,中国海上油气勘探处于起步探索阶段,新发现的海上油田以整装的大中型构造油藏为主,资源储量品质较好。典型油田如绥中36-1,它是中国海上第一个大型整装稠油砂岩油藏[4],采取“少井高产、先动用高产区域再带动低产区域,以试验区为先导”的总体开发思路,试验区采用“FPSO(浮式储卸油装置)+井口平台”的全海式“独立开发”模式[5]。在这一思路指导下,逐步建立起中国海洋油气开发的基本面,为进一步扩大勘探开发规模提供了强有力的支点。
到20世纪90年代中后期,海上广阔的油气勘探前景不断被证实,勘探力度也随之持续加大。围绕已发现的大中型油气田陆续发现了多个中小型油气田,这些油气田储量规模中等且彼此距离相近,为实现经济有效开发,提出了油田群“联合开发”的新理念[5]。联合开发模式即对地理位置相邻、原油性质相近的大、中、小油气田(群)进行联合设计开发,共享油气处理及外输设施,以实现油田间合理的产量接替,节约开发投资并降低开发成本[1,3,5]。联合开发模式先后在南海东部的惠州油田群、渤海渤西油田群以及南海北部湾涠洲油田群得以实施,取得了良好的经济效益[5]。
到21世纪初,伴随着“海上大庆”的建成,海上油气勘探开发全面提速,呈现多点发力、全面开花的局面,新发现油气田具有分布区域范围广、数量众多、储量规模和品质不同等特点,为实现该类油田的经济有效开发,提出了“区域开发”新模式[6-7]。区域开发即指通过对一个特定含油气区域内的油气资源、工程设施、服务资源等进行统筹规划、利用,实现区域内油气开发经济效益最大化的一种开发模式,一般具有统一规划、分步实施的特点[1,5,7]。以渤海海域为例,逐渐形成了辽东湾、石臼坨、曹妃甸、渤西、渤南、蓬勃等六大区域开发体系,每个体系具有一个或多个生产中心,各生产中心相对独立,体系内的油田群联合设计开发。
当前,海上油气增储上产进入新阶段,勘探开发面临新形势、新任务和新挑战。从新发现储量看,近年来小规模、低丰度、低渗、稠油等低品位储量占比持续增加,经济有效开发难度大[8-9]; 从产量看,主力在产油气田普遍进入高含水阶段,设施处理能力趋于饱和,老油田提液受限,稳产难度越来越大; 从工程设施来看,海上工程装备建造成本高,改造空间小,井槽、工程设施亟待与地下资源进行整体统筹; 从用海状况来看,大量已探明储量动用受限,难以转化为有效产能。区域开发模式难以满足当下油田开发需求。
为破解新形势下增储上产面临的挑战,海域整体开发模式应运而生。海域整体开发是将单个海域作为一个有机整体,突破开发区域、开发阶段的局限,突破专业、项目和管理的制约,以“地下资源一网”与“地面工程五网(油网、气网、水网、电网、信网)”时空域协同为核心,以井网动态管理、服务资源优化配置为支撑,加快资源转化,提高动用程度,降低开发成本,优化生产运营。
海域整体开发模式以单个海域油气为研究对象,分析研判海域整体上产稳产形势,系统梳理地下油气产量、储量和潜在资源量,构建地下油气资源“一网”; 全盘梳理地面工程设施管输和处理能力,理清地面工程“五网”; 地下资源“一网”与地面工程“五网”时空域协同,系统性提出海域整体高效上产稳产路径; 建立方案实施及全局动态管理机制,支撑整体开发方案落地实施。总体包括5个步骤(图1):
1)研判海域油气上产稳产形势。剖析全海域目前油气产量形势,结合国家公司战略需求规划设计全海域中长期产量目标,明确全海域未来油气开发面临的主要风险挑战,包括但不限于新发现资源品质劣质化、老油田稳产难度大、局部工程设施能力饱和、新形势下海上油气田开发转型需求等。
2)构建地下油气资源“一网”。地下油气资源包括油气产量、储量和潜在资源量3种状态。通过系统分析海域产量规模、分布、类型和状态,已发现储量规模、分布、状态及动用情况,潜在资源量类型、分布特征,编制产量图、储量图、资源量图,系统梳理资源“一网”的规模、分布、类型和状态,分析研判地下资源的现状、形势和目标,明确整个海域上产稳产的重点方向,加快资源量-储量-产量一体化进程。
3)梳理地面工程设施“五网”。海上工程设施主要包括油网、气网、水网、电网、信息网以及平台设施,通过系统梳理工程设施能力、利用状况、余量,按照生产中心、物流走向、处理设施及终端的分布位置、处理能力差异,理清海上工程设施的分布特征,编制海上工程设施“五网”一图。
4)“一网”+“五网”协同方案研究。以海域整体经济效益最大化为目标,地下资源“一网”和地面工程“五网”时空域协同,从优化扩建现有工程设施、规划预留新建工程设施、整体布局未来工程设施、革新升级生产运营模式四个方面构建海域整体开发方案,编制海域整体勘探评价方案、地质油藏方案、钻采方案及工程设计方案,提出经济评价模式以及优化经济评价指标方向。
5)方案实施及全局动态管理。以“一网”+“五网”海域整体开发方案为基础,设计实施方案的布局、目标、内容、计划及要求,分阶段持续推动方案落地实施。为灵活应对勘探开发形势和设施资源变化,构建了海域整体开发全局式动态化管理机制,包括勘探目标动态优化、开发方案统筹协调、生产运行实时优化、设施管网实时监控以及作业资源智能调配等方面,形成横向协同、纵向贯通的流程化管理体系,保障整体开发落地实施。
为了便于海域整体统筹、区域间互联互通,综合油气资源储量富集区带、产量规模、重点工程设施分布,将渤海油田整体划分为十大油气生产中心,明确上产稳产的重点区域、各生产中心产量目标和重点任务。
系统梳理渤海海域油气地质储量和潜在资源量的规模、类型、分布(平面及垂向)状况,分析油气储量动用情况,评价产量处于在生产、在建设和在评价阶段的占比和平面分布特征,形成对地下油气资源“一网”的整体认识。
截至2023年底,渤海海域石油储量探明程度超40%,处于勘探高峰早期阶段; 天然气储量探明程度近20%,处于勘探早期阶段。
通过分析已发现储量规模、分布、状态及动用情况,绘制海域储量图。从平面上看,渤海海域油气储量主要沿“一环、一带”展布,其中“一环”对应渤中凹陷周缘隆起带,“一带”对应郯庐断裂带。从垂向上看,原油与天然气储量分布层位不同,原油主要分布在新近系,约占比60%; 天然气则主要分布在古近系及潜山,占比达90%。从埋深看,原油主要分布在中浅层(2500m以浅,占比约80%),气层气则主要分布在中深层(2500m以深,占比约80%)。
渤海油田目前累计探明地质储量超44亿吨[12],在生产油田探明油气地质储量动用率超80%,但由于海上油田开发投资门槛高等因素,尚有大量储量未能有效动用,约占总探明储量的30%。主要的未动用原因包括低丰度、稠油、低渗透、低油柱、用海受限等,迫切需要革新海上油田开发模式,盘活难动用储量开发。
潜在资源量是中长期增储上产的物质基础,通过分析潜在资源量类型、分布特征,绘制海域资源量图,明确中长期稳产的重点区带和领域。从平面上看,油气潜在资源量主要围绕“一环”分布,包含近80%的石油潜在资源量及90%的天然气潜在资源量。当前渤海海域的勘探重点也集中在该区域,大部分探井工作量集中分布在“一环”。从垂向上看,油气潜在资源量主要分布在以古近系和潜山为主的中深层,石油占比约70%,天然气占比超90%。油气潜在资源量的空间分布特征决定了渤海海域未来中长期稳产的重点领域集中在环渤中区域,并且将逐渐转向中深层,油气勘探开发的难度也随之显著增加。
海域整体开发模式强化了资源量、储量和产量的整体协同,根据潜在资源量转化、地质储量动用和产量预测模型,进行渤海海域全周期产量预测。分析海域产量规模、分布、类型和状态,绘制海域产量图。从产量状态看,2025年渤海海域油气将上产4000万吨油当量,其中在生产、在建设和在评价油田贡献产量比例分别为70%、10%和20%,保障上产的关键路径为稳住老油田、保障新油田。至2035年潜在资源量贡献产量占比将达40%,因此实现长期稳产必须加快勘探目标评价。
从产量的分布特征看,渤海南部4个油气生产中心2025年将贡献产量达2100万吨油当量,占比53%,贡献新建产能占整个海域的70%,指明了渤海南部4个油气生产中心是上产4000万吨关键。对于在生产油田,渤中28/34中心、蓬勃中心自然递减率超平均值,其核心任务就是控制递减,综合调整、增产措施、提高采收率将是其重点工作。对于待发现油田,由于潜在资源量主要分布在环渤中凹陷,保障渤海油田长期稳产4000万吨的关键在低成本开发“一环”。
海上油气开发工程设施“五网”包括:油网、气网、水网、电网、信息网,按照生产中心、物流走向、处理设施及终端的分布位置、处理能力,梳理工程设施的分布特征,绘制海域地面工程设施“五网”图。渤海海域油管网分布呈现“六区五网、四海四陆”的特征,六大作业区按输送方向形成了“五网”,将原油输送至4艘FPSO(浮式油气生产储卸装置)和4个终端处理厂。气管网,具有南北双网、五点登陆的分布特征,为渤海湾周边省市稳定供气。水管网采用内部建网区域平衡的方式,以节能降耗为驱动,统筹布局油田区域,缩短输送距离,降低开发能耗。电网,具有三网五站,多能互补的特征。信息网,具有四条专线,五点接入的特征,包括四条陆地骨干专线,五个陆地变电站,将渤海油田生产运行数据集成至生产调控中心。渤海油田“工程设施网”已“成区成带”分布,为迈向整体开发奠定了坚实基础。
在系统分析地下资源“一网”、地面工程“五网”基础上,结合渤海油田全周期上产稳产产量目标,提出地下资源与地面工程整体协同布局,重点包括:现有工程设施优化扩建、新建工程设施合理预留、未来工程设施合理布局、生产运营模式革新升级四个方面,按照上产、稳产两个阶段绘制海域整体开发协同方案图。
海域整体开发模式下,地下油气资源网需与现有工程设施处理能力和管输能力相匹配。通过时间域协同系统梳理现有工程设施在不同时间点下的瓶颈点,明确破解路径和具体实施方案。以渤海油田南部油气生产中心Ⅰ为例,现有在生产油田5个,在建在评价油田3个,主干管线9条,在设计新发现油田F、油田G方案时,预计在这两个油田投产后在产油田A与C之间的原油管线管输能力已不能满足要求(图3)。另外,随着在产油田含水率上升,产水量不断增加,叠加新油田的接入,在产油田E处理平台设计水处理能力2万方/天已不能满足需求,迫切需要对现有工程设施进行优化扩建。通过整体评价在产油田、新建油田及未来待发现油田产量趋势,与当前工程设施能力及利用状况结合,提出了新建处理平台、平台增压提升管输能力等优化扩建措施,实现了整体设施效能最大化。
在新发现储量劣质化趋势下,由于海上新建工程设施投资大,小规模等低品位储量难以支撑重点工程设施建设。海域整体开发模式下,通过整体统筹在产油田、在评价以及待发现油田工程设施需求,利用新发现的规模大、品质好的油田新建重点工程设施,并进行科学合理预留,降低后续发现油田的开发成本,推动低丰度、稠油、低渗透、低油柱等难动用储量开发。以渤海油田南部生产中心Ⅱ为例,新发现大型油田X,采用整体开发模式引领、分期开发的策略。在X油田Ⅰ期编制开发方案时,统筹周边的潜在资源量,预留甲板面积、处理能力、压缩机、电气房间等设备,以及一条输油管道,有效降低了区域未来新项目开发成本。
通常海上油田中心处理平台、主干管网等大型工程设施依托新发现油气田投资建设,由于勘探发现的随机性和不确定性,易出现“发现一个、建设一个”导致的重复建设问题。海域整体开发模式着眼全局、统筹现在和未来待发现资源潜力,对海上油气田基础和重点工程设施进行前瞻性布局设计,实现工程设施的有效配置和高效利用。同时,可以加快新发现油田的开发进程,实现整体全寿命经济效益最大化。以渤海西北部生产中心Ⅲ为例(图4),现有在生产油田群A和在生产油田群B,在油田发现时周边尚无工程设施,设计采用“FPSO+井口平台”的全海式独立开发模式,生产作业成本较高。近年来,该区新发现了多个油气田,由于FPSO处理、油轮外输能力达到上限,制约了该区域建产步伐。海域整体开发模式下,通过系统摸排该中心资源潜力,潜在资源量达数亿吨油当量,统筹布局新建陆地终端,推动开发模式由多点独立、全海式开发向多中心互联、半海半陆式开发转变,将破解处理、外输能力限制瓶颈,有效降低新油田依托开发门槛,实现区域整体经济效益最大化。
构建海上平台标准化模式,降低油气田开发成本。海域整体开发模式下系统梳理了渤海油田已发现储量类型,并对未来潜在资源量类型、规模进行评价,明确未来平台标准化、模块化规划需求,批量建造标准化平台设施,为新发现油田提供“有求必应”、“即插即用”的服务,大幅加快油田建产步伐,降低开发成本。
构建海上油气田移动共享作业服务模式,提高作业装备利用率,降低作业成本。渤海油田小规模、低丰度等难动用储量多采用无人平台开发,当前已建成数十座无人平台,未来无人平台数量将持续增长。无人平台采用钻井船进行修井,存在作业费用高、作业资源难保障等问题。海域整体开发模式下,系统预测未来无人平台数量及作业需求,整体规划建造十余艘移动修井船,推动海上无人平台移动共享作业模式,从而有效降低作业成本。此外,针对海上低渗、热采稠油潜在开发需求,整体规划新建移动压裂船、移动注热船,推动海上低渗、热采稠油储量经济有效开发。
构建海上油气田CCUS绿色开发模式,提高油田采收率,减少碳排放。统筹海陆CO2源汇匹配,立足渤中、秦南等CO2资源富集区域,兼顾周边陆上CO2捕集和封存、气驱提高采收率等需求,布局渤中区域驱封一体化CCUS中心、秦南区域自产自销型CCUS中心,实现上产增效和低碳转型“双赢”。
以渤海油田整体开发方案为基础,设计实施方案的布局、目标、内容、计划及要求,分阶段持续推动方案落地实施。为应对勘探开发形势和设施资源变化,构建了渤海油田整体开发全局式动态化管理机制,包括勘探目标动态优化、开发方案统筹协调、生产运行实时优化、设施管网实时监控以及作业资源智能调配等方面,推动渤海油田整体开发方案落地实施。
渤海油田整体开发模式已取得一定成效,具体包括:①地下、地面协同破解了多个现有工程设施限制瓶颈,释放受限产能超百万吨; ②整体统筹3个亿吨级油田工程预留方案设计,节省投资数亿元; ③地下资源与地面工程协同提出多个主干油管网、气管网、中心处理平台、终端建设等海域级前瞻性工程布局,构筑了中长期低成本稳产的工程基础; ④总体规划设计面向渤海海域的移动修井、移动注热、移动压裂等服务作业资源,推动作业模式转型升级。整体开发模式将助力渤海油田低成本长期稳产4000万吨。
大型油田独立开发、中型油田群联合开以及含油气富集区带区域开发等开发模式迭代升级,支撑了中国海上油气产量跨越式增长。面对增储上产新形势、新挑战,亟待将开发模式升级为海域油气整体开发模式。以地下资源“一网”+地面工程“五网”时空域协同为核心,阐明了海域油气整体开发模式内涵,明确了现有工程设施优化扩建、新建工程设施合理预留、未来工程设施合理布局、生产运营模式革新升级等四方面协同内容。以渤海油田为示范,进行了海域整体开发模式探索,推动向标准化、移动共享、绿色开发转型升级,助力渤海油田上产稳产。海域整体开发模式是确保海上油田增储上产稳产的前瞻性探索,为国内外海上其他油气田高质量持续发展提供了有益参考。（本文发表于《中国海上油气》2024年第36卷第3期，编辑：杨滨，海洋油气网公众号授权发布）
