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科技日报:科技引领未来 创新驱动转型
——延长石油集团复杂致密天然气藏开发关键技术取得重大突破
本报记者 王 郁  审核人:   (点击量:)


■聚 焦

鄂尔多斯盆地是我国重要的天然气生产基地。自上世纪50年代以来,在盆地北部已陆续发现苏里格、乌审旗、榆林、大牛地和神木等多个探明储量超千亿方的大型气田,成为我国天然气增储上产的重要区域。

然而,鄂尔多斯盆地东南部是传统认识的“贫气区”,前人认为该区上古生界主要发育来自北部物源的前三角洲沉积体系,缺乏有效储层,天然气勘探前景不大。受勘探程度和地质认识不清的影响,盆地南部的天然气勘探进展较为缓慢。

“搞科研,要敢于突破,不怕失败,不畏艰险,不断创新,才能支撑可持续发展,推动技术进步!”这是延长石油一直以来坚持的信念。

作为中国陆上石油工业的开拓者,延长石油1905年从鄂尔多斯盆地起家,已持续在鄂尔多斯盆地开发油气110多年。在百余年发展历程中,延长石油积极探索,勇于创新,企业获得了快速发展,原油生产千万吨以上持续稳产11年,已成为集石油、天然气、煤炭等多种资源一体化综合开发利用的大型能源化工企业,2017年位列世界500强第326位。在稳油的同时,延长石油集团科研团队不畏艰难,在深化地质勘探上持续攻关、积极探索,取得了“延安气田复杂致密气藏开发关键技术创新”重大技术成果,引领延长石油在鄂尔多斯盆地东南部发现了储量超千亿方大型致密气田——延安气田。目前,延安气田累计探明储量达到6650亿方,已建成天然气年产能50亿方,累计生产天然气80.9亿方。延安大气田的发现得益于思路的转变,理论的创新及技术的突破。

转变思路、创新理论 打破“南油北气”传统格局

业界普遍认为,盆地东南部上古生界水体较深,缺乏有效储层,天然气成藏条件较差。上世纪50年代以来,多家单位对盆地东南部开展了天然气探索,也取得了一些零星发现,但一直未取得实质性突破。

百年来,延长石油主要在中生界进行石油勘探开发,石油年产量逐年递增,至2007年突破千万吨大关,截至目前已保持千万吨以上稳产11年。随着石油勘探开发程度的不断加深,后备资源显现不足,必须寻求新的接替,探索深层天然气成为确保延长石油集团持续发展的必由之路。

2007年,延长石油集团转变思路,提出“油气并举”的勘探方针,集团科研团队充分利用仅有的十余口探井和3000余公里地震资料,积极开展了沉积储层、气藏富集条件、资源评价等科技攻关,重新评价延长探区天然气资源量应在7500亿方以上,认为延长探区上古生界具备形成规模气藏的条件,具有良好的勘探前景。并编制了《天然气资源开发战略规划》(简称《规划》),确定了延长集团天然气产业发展目标与方向。2008年,在《规划》的指导下,实施探井38口,其中“延气2”“延128”等33口井获得工业气流,“延127”“试8”等井无阻流量超过百万方,勘探取得历史性突破,拉开了延长石油集团天然气大规模勘探的序幕。

在这些成果的鼓舞下,延长石油按照“整体剖析、系统研究、创新认识、形成模式”的思路,以厘清成藏机理为目标,通过大量的实验、钻井及物探资料分析,综合采用物源分析技术、沉积储层综合研究技术、包裹体分析与盆地模拟技术,重新刻画盆地东南部上古生界沉积体系,发现并证实了南物源对盆地东南部的贡献,提出“盆地东南部位于南北物源交汇区”的新认识,揭示了“浅水环境岸线频繁迁移控砂机制”,改变了该区“缺乏有效储层”的传统认识,证实盆地东南部具备天然气成藏地质条件;创建了“成熟烃源灶迁移控制成藏模式”,明确了天然气富集规律,在传统认识的“贫气区”发现了探明储量规模达6650亿方的延安大气田,突破了“南油北气”传统格局,在传统的贫气区实现了天然气理论认识的重大创新。

技术攻关、高效动用 实现气田的规模经济化开发

与盆地北部的苏里格、大牛地等气田相比,南部延安气田气藏更为复杂。发育石炭系本溪组及二叠系山西组、石盒子组等多套气层,且储层更为致密,物性条件更差,属“五低”(低孔、低渗—特低渗、低压、低丰度、低产)、“一薄”(薄互层)、“一强”(强非均质性)储层。

鉴于延安气田古生界气藏具有“非均质性强、气藏叠置关系复杂、储层致密且横向变化快、地震预测技术在黄土塬地貌适用性差、预测难度大、储量丰度低、压力系统多样、单层产量低、开发动用难度大”等一系列问题,常规技术难以实现有效储层精细预测和多层均衡动用,亟须攻关形成适用的开发关键技术体系。

为了实现致密气藏的高效开发,2009年延长石油集团在“延气2”“延128”两个区块进行天然气开发先导试验,并开展了一系列理论研究和技术攻关,形成了一套适合延安复杂致密气藏的高效开发的关键技术体系。

针对储层精细预测和高效动用难题,采用二、三维地震联合预测储层宏观范围,基于动态知识库的有效储层模型预测有效储层空间展布,近钻头随钻分析技术刻画有效储层内部差异,实现3—5m稳定单砂体准确追踪和1—2m层内差异的准确预判;根据气藏叠置特点和地面条件耦合关系,以不规则菱形井网为基础,形成丛式直/定向井多层合采、水平井单层动用的混合井网立体动用模式,解决了复杂叠置气藏高效动用难题,较规则井网井数减少6.9%,井网控制程度提高8个百分点,总体钻井成功率达95%以上,实现气田高效动用。研发了3套钻井液体系,形成了复杂井况低渗致密天然气钻井液技术,解决了延安气田钻井漏失严重、井壁易失稳、储层易伤害等难题,有效提高了井壁稳定和储层保护效果。井下事故率下降35个百分点,平均钻井周期缩短了18天,平均单井钻井成本降低173万元,显著提高了钻井速度;建立了压裂液动态模拟测试装置,开发了水平井分段压裂优化设计和CO2压裂技术优化设计软件,集成创新了大跨度多层压裂技术、CO2压裂系列技术和水平井高效分段压裂技术,水平井平均单井无阻流量28万方/天,是相邻直井的7—8倍,定向井单井平均产量从0.7万方提高到1.5万方,提高1倍以上,显著提高了压裂效果;通过能量损耗平衡分析、工艺优化,形成了黄土塬复杂地貌的中压集输优化技术,自2014年规模开发以来,整个集输系统运行平稳、安全可靠、节能环保,未发生一起冻堵、泄露事故,累计节约投资超4亿元,每年节约运行费用六千万元,实现了气田低成本高效集输标。

科技引领、创新驱动 助推百年延长再创辉煌

历经十余年磨砺,延长集团科技攻关取得丰硕成果,在传统的贫气区通过理论认识和工艺技术的创新,实现了天然气勘探开发的重大突破。先后获得省部级以上科技奖励5项,国家发明专利8项,软件著作权6项。其中《鄂尔多斯盆地东南部上古生界天然气地质理论新认识与延安大气田发现》《延安气田复杂致密气藏开发关键技术创新与实践》等成果获得陕西省科学技术奖一等奖、中国石油石化科技创新十大进展、中国十大地质科技进展等荣誉。

延安气田的发现,拓展了鄂尔多斯盆地天然气勘探开发新区域,加快了鄂尔多斯盆地天然气勘探开发技术集成,为同类型低渗致密气藏的勘探开发提供了借鉴与指导,具有良好的推广应用前景;也对保障国家能源安全、缓解天然气供需矛盾、减少“雾霾”,保护西北地区的绿水青山,促进陕北革命老区的工业化与新农村建设,具有重大的现实意义。

科技创新助推百年延长开启转型之路,理论认识的不断创新、工艺技术的不断突破,为延长石油集团发展插上了腾飞的翅膀,这一历经沧桑的百年能源巨头正在依托巨大的天然气资源全力打造具有规模效益优势、节能减排优势、整体竞争优势和循环经济特色的产业“升级版”,向着成为令人尊敬的创新型国际能源化工企业阔步前行!

 
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