中石油與國外大石油分析研究 國際經(jīng)濟貿(mào)易專業(yè)

1、緒言 我國是資源大國，但技術較其他發(fā)達國家還有一定差距，本文通過中石油與國際大石油公司之間的技術對比，認識了中石油集團公司油氣田開發(fā)技術的優(yōu)勢與劣勢，并結合中石油集團公司的實際需求，提出了下一步發(fā)展的決策建議。 1水平井、多分枝井、智能井等建井技術1.1中石油建井技術現(xiàn)狀與面臨的挑戰(zhàn) “八五”期間，水平井技術攻關被列為國家重點攻關課題，經(jīng)過10余年的技術攻關，水平井技術在國內(nèi)已得到大面積推廣應用。中石油水平井技術的應用，已由早期的零散挖潛為主向新區(qū)、老區(qū)產(chǎn)能建設整體應用發(fā)展，目前水平井已廣泛應用于整裝、斷塊、邊底水、稠油、低滲透、特殊巖性等油藏，特別是在復雜斷塊、稠油、低滲透等邊際油田的開發(fā)中

2、發(fā)揮了重要作用。目前制約水平井規(guī)模應用的因素還比較多，既有對水平井規(guī)模開發(fā)這種新理念認識不足的問題，也有工藝技術瓶頸的問題，還有對水平井開發(fā)的管理問題。從技術角度講，目前中石油在水平井方面主要面臨以下幾個方面的問題：鉆井周期長。儲層鉆遇率低。水平井的分段改造工藝不完善。鉆井成本高。 多分枝井大多是用于老井側鉆,以開發(fā)因水錐等原因造成的死油區(qū)和最大程度利用射孔段以上油層中的“閣樓油”。多分枝井的優(yōu)勢在于利用老井,鉆井工藝主要采用短半徑水平井技術。隨著鉆井技術的發(fā)展，多分枝井鉆井技術也在不斷地改進和創(chuàng)新。膨脹管定位多分枝井鉆井技術、智能多分枝井鉆井技術、魚骨型水平多分枝井鉆井技術是近幾年涌現(xiàn)出的新

3、技術。中石油智能井技術研究目前還處于空白階段，雖然具備了一些井下監(jiān)測技術，但還沒有真正意義上的智能井系統(tǒng)存在。1.2中石油與國外大石油公司建井技術差距 國外大石油公司的水平井、多分枝井技術已經(jīng)能夠應用于幾乎所有類型油氣藏，鉆井成本已降至直井的1.2-2倍。鉆井數(shù)逐年增長。水平井鉆井技術正在向集成化系統(tǒng)、綜合應用方向發(fā)展。例如?？松梨诠舅骄夹g在俄羅斯庫頁島海上和加拿大東部海上極地環(huán)境下的勘探開發(fā)中發(fā)揮重要作用，其水平鉆井結合多級壓裂技術用于致密氣藏的開采大大地提高了采收率。BP公司的多分枝鉆井技術已經(jīng)成功應用于阿拉斯加稠油的開采，大大地提高了稠油的產(chǎn)量。道達爾采用復雜結構井開采稠油也取得

4、了非常好的效果。殼牌勘探生產(chǎn)公司與哈利伯頓能源服務公司合作研發(fā)的智能井技術將會把井下控制與產(chǎn)量監(jiān)測技術結合起來，給油藏自動化注入新的活力。殼牌的復雜結構井技術降低了小油藏以及地質(zhì)復雜的油藏的開發(fā)成本，并且使得以前不可能開發(fā)的油氣資源得到開發(fā)。 與國外大石油公司相比，目前中石油雖然已在幾個關鍵指標上創(chuàng)出新高，但總體來看，無論是應用規(guī)模還是反映技術水平的重要參數(shù)，與國外相比都還有較大差距。從中石油掌握的技術來看，目前熱采稠油油藏水平井開發(fā)技術和分枝井技術已取得突破性進展，水平井分段壓裂技術和地質(zhì)導向技術取得階段性成果，有待進一步試驗攻關。但在長水平段的地質(zhì)導向技術、長水平段的儲層保護技術、長水平段

5、的儲層改造技術、分枝井產(chǎn)層保護技術、鉆井液配伍技術等方面，與國外大石油公司相比還有較大差距，一定程度上制約了中石油水平井技術的規(guī)模應用。在管理方面，目前針對水平井整體開發(fā)的油藏經(jīng)營管理還不到位，從水平井前期井位設計到后期開發(fā)缺少一套高效活的管理辦法，特別是沒有建立起全過程跟蹤分析的高效團隊。凡此種種因素，在一定程度上制約了水平井技術的大規(guī)模推廣應用。1.3對中石油的啟示與建議 （1）隨著技術的不斷進步，水平井、多分枝井對復雜油氣藏的適應性將越來越強。在新區(qū)產(chǎn)能建設方面，應用水平井技術和多分枝井將使得開發(fā)方案更加優(yōu)化。在老區(qū)產(chǎn)能建設和挖潛調(diào)整方面，水平井技術和多分枝井將幫助我們真正實現(xiàn)“油藏精細

6、管理”的目標。對于低滲透、稠油、縫洞型碳酸鹽巖等邊際油田來說，水平井和多分枝井以其更大的鉆遇率和更大的泄油面積，可大大提高油藏的動用程度。國外石油公司的成功經(jīng)驗也充分表明，水平井、多分枝井可以在低滲透油田開采、海上油氣田的開發(fā)、稠油的開采中發(fā)揮重要作用。所以，中石油有必要進一步加大對水平井、多分枝井技術的攻關力度，提高鉆井速率和鉆遇率，降低鉆井成本，完善水平井分段該造工藝和改造工具，以使水平井、多分枝井技術在開發(fā)我國的稠油、低滲等非常規(guī)油氣資源中發(fā)揮更重要的作用。（2）智能井技術將油藏動態(tài)實時監(jiān)測與實時控制結合在一起，為提高油藏經(jīng)營管理水平提供了一條嶄新的途徑。隨著油氣勘探開發(fā)目標逐步轉向復雜

7、地區(qū)、灘海及深海等惡劣環(huán)境，中石油也應該開展智能技術硬件和軟件方面的相關研究。由于中石油在智能井技術方面與國外大石油公司存在較大的差距，建議中石油采取以國內(nèi)現(xiàn)有技術為基礎，借鑒國外石油公司（如殼牌）的成功經(jīng)驗，采取快速跟進的技術戰(zhàn)略。2提高采收率技術2.1中石油提高采收率技術現(xiàn)狀與面臨的挑戰(zhàn)（1）注氣提高采收率。中石油早在20世紀60年代初就開始關注注氣驅(qū)方法。1963年大慶油田對CO2驅(qū)進行了研究并于1965年進行了先導試驗，與水驅(qū)相比，采收率提高10左右。1969年3月至1970年6月又進行了注CO2加輕質(zhì)油段塞的試驗，結果比水驅(qū)采收率提高了8。自1985年以來，根據(jù)國內(nèi)石油生產(chǎn)的需要，中

8、石油又深入開展了氣體混相驅(qū)和非混相驅(qū)研究工作，并在大慶、華北、大港、吐哈等油田相繼開展了礦場試驗。大慶油田在薩南進行了CO2非混相驅(qū)礦場試驗；華北油田在雁翎開展注N2非混相驅(qū)礦場試驗。在西部，吐哈葡北油田已開始實施注氣混相驅(qū)。此外，大港大張坨凝析氣田和塔西南柯克亞凝析氣田注氣的成功，實現(xiàn)了中石油注氣開發(fā)凝析氣田零的突破，為注氣驅(qū)開辟了新途徑。近期，中石油在吉林油田發(fā)現(xiàn)了大量的含CO2的氣藏，又掀起了新一輪注CO2提高原油采收率技術的研究。（2）化學驅(qū)提高采收率。中石油在20世紀80年代末、90年代初和90年代末組織了兩次全國油田的大型篩選分析工作，根據(jù)我國地質(zhì)條件、原油性質(zhì)和地層水礦化度狀況等

9、具體國情，選定化學驅(qū)作為提高采收率新技術的重點，而聚合物驅(qū)又被確定為首要發(fā)展方向。經(jīng)過“七五”、“八五”、“九五”攻關，進行了一系列室內(nèi)研究和現(xiàn)場試驗，已掌握了聚合物驅(qū)較為完善的配套技術。中石油目前已發(fā)展的三次采油技術包括膠束、聚合物驅(qū)、一元復合驅(qū)等化學驅(qū)油技術和混相驅(qū)油。并且發(fā)展完善了7項聚合物采油配套工藝技術：聚合物篩選、評價技術；聚驅(qū)數(shù)值模擬技術；聚驅(qū)綜合調(diào)整技術；聚驅(qū)采油工藝配套技術；聚驅(qū)地面配注技術；聚驅(qū)動態(tài)監(jiān)測技術；聚驅(qū)采出液分離處理技術。目前，聚合物驅(qū)主要在大慶油田實施，依然是大慶油田三次采油的主體技術。中石油面臨的挑戰(zhàn)還有：解決二類油層聚驅(qū)采收率及聚驅(qū)后油藏接替技術；加快化學復

10、合驅(qū)高效廉價和適應性強的驅(qū)油體系研制；擴展三次采油技術新途徑。（3）微生物驅(qū)。微生物采油因為成本低、工藝簡單、施工方便、適應性廣泛、經(jīng)濟效益也較好，日益受到各國重視。中石油此項技術起步較晚，20世紀60年代才開始研究，但近期發(fā)展較快。據(jù)不完全統(tǒng)計，中石油所屬各油田已在1900多口井中進行了微生物吞吐試驗和增產(chǎn)作業(yè)，增產(chǎn)石油約20萬噸。大港、華北等油田已開展了微生物驅(qū)油現(xiàn)場試驗，取得了初步效果。微生物采油技術涉及多學科領域，在組織實驗和方案設計時應有多方面專業(yè)人員參加，微生物、地質(zhì)、工藝的科研人員必不可少。目前，中石油微生物采油技術研究力量過于分散，而且協(xié)作與交流不夠，這可能導致一些重復研究和資

11、金浪費。2.2中石油與國外大石油公司提高采收率技術對比 國外石油公司在三次采油技術方面主要發(fā)展了氣驅(qū)采油技術、化學驅(qū)采油技術、微生物采油技術、油層深部調(diào)剖技術和主要針對稠油開采的熱驅(qū)采油技術、物理法采油技術。目前，國外大石油公司在氣驅(qū)采油技術、微生物采油技術、油層深部調(diào)剖技術等方面具有優(yōu)勢。如埃克森美孚在提高原油采油率方面一直處于領先地位，并且在不斷研發(fā)新的注氣、化學驅(qū)、熱采等方法，憑借其在熱采方面的行業(yè)領先經(jīng)驗，已經(jīng)使得冷湖地區(qū)的采收率從13%增加到了30%多。BP自主研發(fā)的低礦化度水（4000ppm）驅(qū)技術能夠顯著改善水驅(qū)的效果，與其他化學EOR工藝相比，低礦化度水驅(qū)不需要大量的化學劑，也

12、不需要進行復雜的地面處理，所以這項工藝能夠在惡劣的環(huán)境下較容易地實施。殼牌的提高采收率項目也遍及全球各地，主要以氣驅(qū)和熱采為主。而挪威國家石油則在提高海上油氣采收率方面穩(wěn)居世界先進水平。挪威國家石油公司與殼牌公司于2006年3月簽訂合作協(xié)議，共同研發(fā)海上注CO2提高采收率的技術。 與國外大石油公司相比，中石油在聚合物驅(qū)方面技術領先，在氣驅(qū)技術方面還有較大差距。中國石油在注天然氣驅(qū)和注氣混相和非混相驅(qū)技術方面的研究工作還處于試驗期間，基本都未形成工業(yè)化應用能力，一些工藝與技術與國外大石油公司相比還有較大的差距。中石油的聚合物驅(qū)技術在全世界被公認為技術領先，開發(fā)效果和經(jīng)濟效益顯著，能大幅度提高采收

13、率。聚合物驅(qū)技術研究與應用方面目前尚屬先進水平，應用規(guī)模之大和獲得的經(jīng)濟效益等方面都是世界第一的，聚合物驅(qū)在大慶油田應用取得了巨大成功。雖然也有一些國外公司開展了聚合物驅(qū)油，但其規(guī)模都非常小。2.3對中石油的啟示與建議 （1）目前中石油很多老油田都已進入中后期，呈現(xiàn)出了高含水、高采出程度的狀態(tài)。這使得后續(xù)開采難度增加，成本提高。另一方面，新發(fā)現(xiàn)油田中優(yōu)質(zhì)高產(chǎn)的較少，而地質(zhì)條件復雜、品位低的居多。因此，發(fā)展提高采收率技術已成為保證我國石油工業(yè)持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展的一項戰(zhàn)略任務。 （2）目前中石油油氣田開發(fā)的主體技術是注水開發(fā)，提高采收率首先需要考慮改善水驅(qū)的作用，BP公司內(nèi)部研發(fā)的低礦化度水驅(qū)技術能夠顯

14、著改善水驅(qū)的效果，而且與其他化學EOR工藝相比，不需要大量的化學劑，也不需要進行復雜的地面處理。所以，這項技術值得中石油借鑒，建議中石油開展低礦度水驅(qū)技術的室內(nèi)研究和先導試驗研究。 （3）隨著環(huán)保意識的逐漸加強，全球?qū)厥覛怏w的排放限制也越來越嚴格，中國石油作為肩負經(jīng)濟責任、政治責任和社會責任的大型國有企業(yè)，在為國家提供急需能源的同時，應當主動承擔二氧化碳減排責任，充分展現(xiàn)中國石油保護環(huán)境的良好社會形象。建議中石油借鑒殼牌和挪威國家石油公司在二氧化碳的捕集與提高原油采收率方面的先進技術和成功經(jīng)驗，集中力量盡快攻克吉林油田二氧化碳埋存及綜合利用的瓶頸技術，為利用二氧化碳資源有效動用低滲難動用儲量

15、、提高石油采收率提供強有力的技術支撐。 （4）建議中石油在化學復合驅(qū)技術領域發(fā)展特有技術，在化學復合驅(qū)技術上打出自己的品牌技術。3數(shù)字油田技術3.1中石油數(shù)字油田技術現(xiàn)狀與面臨的挑戰(zhàn) 2001年，數(shù)字油田被列為中國“十五”國家科技攻關計劃重大項目。中石油在2000年制定了IT發(fā)展戰(zhàn)略規(guī)劃,制定了地球科學與鉆井、上游生產(chǎn)信息系統(tǒng)、地理信息系統(tǒng)、ERP等關鍵的數(shù)字油田建設項目,部分項目已經(jīng)啟動。大慶油田有限責任公司也制定了信息化建設總體規(guī)劃,明確提出了數(shù)字油田的建設目標,合理布置了建設項目,部分項目已經(jīng)實施,并取得良好效果。新疆油田已經(jīng)建立了數(shù)據(jù)中心。為了便于理解和更加深入地研究建設數(shù)字油田，20

16、03年，大慶油田有限責任公司將數(shù)字油田的內(nèi)涵進行了初步的劃分,在原有基礎上提出了廣義數(shù)字油田和狹義數(shù)字油田的概念。這種內(nèi)涵的劃分也決定了數(shù)字油田建設的步驟,即首先建設狹義數(shù)字油田,然后進一步實現(xiàn)廣義數(shù)字油田。目前,大慶油田提出的數(shù)字油田基本構架已經(jīng)得到普遍的認可。在該架構中,數(shù)字油田被劃分為7個層次,自底向上依次為：環(huán)境層、數(shù)據(jù)層、知識層、模型層、應用層、集成層和戰(zhàn)略層。這種層次的劃分不僅有利于理解數(shù)字油田,更能對具體的數(shù)字油田建設方案起到重要的指導作用,為今后的數(shù)字油田建設打下了堅實的理論基礎。按層次、分模塊進行信息化建設已經(jīng)被證明是行之有效的策略。大慶、勝利、新疆和塔里木等油田制定的數(shù)字油

17、田建設方案都基本符合這個架構體系,其指導作用已經(jīng)體現(xiàn)。數(shù)字油田的研究、建設內(nèi)容以及建設步驟也已經(jīng)初步確定。3.2中石油與國外大石油公司數(shù)字油田技術對比 現(xiàn)在許多人都在談“數(shù)字油田”，就目前的狀況而言，雖然有的公司已經(jīng)引入了“數(shù)字油田”的概念，而真正在嚴格意義上使用“數(shù)字油田”技術的石油公司還幾乎沒有，有的做到的只是“實時管理中心”。殼牌石油公司已經(jīng)和哈里伯頓公司建立了基于蘭德馬克“智能完井”技術的合資公司，該項技術可以在完井時通過可視技術直接觀察地下的地質(zhì)情況。BP的數(shù)字油田計劃，目標是實現(xiàn)從市場到油藏作業(yè)的全過程數(shù)字化，建成虛擬化的油氣田，大大提升公司的整體運作水平，這一概念正在挪威Valh

18、all油田得到實施。雪佛龍公司在美國東德克薩斯的Carthage天然氣田采用了數(shù)字油田技術，通過先進的傳感器、監(jiān)測裝置和優(yōu)化工具實時監(jiān)測油田動態(tài)，并不斷調(diào)整操作條件，提高了氣田的產(chǎn)量，改善了開發(fā)效果。雪佛龍公司已經(jīng)將數(shù)字油田技術向世界各地的8個油田推廣，并計劃在更多的油田推廣應用，包括深水油田。中石油與國外大石油公司在數(shù)字油田研究與建設方面的差距較為明顯,但并非很大。國外各石油公司一般都擁有更為完備的計算機網(wǎng)絡和應用系統(tǒng)平臺,而且具有先進的信息化建設思想,數(shù)字油田建設基礎較為牢固。在研究方面,中石油基本與國外保持同步,某些領域甚至領先于國外。例如,國外石油公司對數(shù)字油田的研究內(nèi)容主要集中在現(xiàn)場

19、應用方面,更側重于油田實體的數(shù)字化,而對業(yè)務流程的改造以及經(jīng)營管理的數(shù)字化關注較少。3.3對中石油的啟示與建議 （1）如果用通訊行業(yè)的發(fā)展進程來作比喻的話，從常規(guī)技術到“數(shù)字油田”技術的跨越就如同從當初的有線電話發(fā)展到如今的無線移動電話，而中國石油則不必再從“有線電話”開始起步，可以直接使用“移動電話”，此項技術可以幫助中國石油實現(xiàn)建設跨國企業(yè)集團的目標。 （2）縱觀國內(nèi)外數(shù)字油田的建設，不管從技術還是管理的層面上看，都還存在不少難題，尤其是業(yè)務流程革新、多元異構數(shù)據(jù)整合以及專業(yè)技術軟件的開發(fā)等，將在相當長一段時間內(nèi)困擾數(shù)字油田的發(fā)展；而油氣工業(yè)的各種工作流程和不同領域活動所采用的技術與地下油

20、藏、油井生產(chǎn)監(jiān)控和地面控制系統(tǒng)的數(shù)據(jù)流整合在一起，更是一個較為困難的問題。中石油可以借鑒殼牌在數(shù)字油田技術方面的經(jīng)驗，與石油服務公司、國內(nèi)知名研究機構、計算機軟件公司等通力合作，采取合作研發(fā)的模式。4稠油開采技術4.1中石油稠油油田開發(fā)現(xiàn)狀及面臨的挑戰(zhàn) 我國已探明的石油儲量約為50億噸，其中稠油14億噸，約占總石油儲量的近30%，是繼美國、加拿大和委內(nèi)瑞拉之后的世界第四大稠油生產(chǎn)國。中石油在遼河、新疆等油田相繼發(fā)現(xiàn)了多個較大型的深層稠油油田。這些稠油油田用常規(guī)方法試油試采較難獲得工業(yè)油流，若利用現(xiàn)有技術進行注蒸汽熱采，預計熱利用率低、產(chǎn)能低、儲量不集中難以形成有規(guī)模的產(chǎn)能建設陣地。因此中石油應

21、探索和采用新技術、新工藝、新開發(fā)方式，建立難動稠油開發(fā)新概念，才能經(jīng)濟有效地開采未動用的地下稠油資源。在“十五”期間，中石油的中深層稠油蒸汽驅(qū)油技術取得重大進展和突破： （1）遼河油田齊40蒸汽驅(qū)先導試驗取得成功，擴大試驗進展良好，已形成汽驅(qū)適用性篩選、井網(wǎng)井距優(yōu)化、注采參數(shù)設計、高注采比工藝配套四項技術，突破了中深層稠油蒸汽驅(qū)的界限，使2億噸稠油儲量可分批轉入蒸汽驅(qū)工業(yè)化生產(chǎn)，在蒸汽吞吐基礎上再提高采收率25%。 （2）遼河冷家油田中深層超稠油SAGD技術取得重大進展，利用直井+水平井組合技術，大幅度提高了油井周期產(chǎn)量，為稠油和超稠油開采提供接替技術開辟了新領域。 （3）中深層組合式間歇蒸汽

22、驅(qū)試驗效果明顯，為稠油高輪次吞吐階段轉換開采方式提供了手段。4.2中石油與國外大石油公司稠油開采技術對比 稠油開發(fā)方面幾乎所有的技術都源于國外大石油公司，都是在國外首先提出、研發(fā)和商業(yè)應用的，特別是?？松梨诠尽０？松梨诠咀?960年以后來先后獲得了蒸汽吞吐、SAGD、LASER等多項稠油開采技術專利。?？松梨?982年獲得專利的蒸汽輔助重力泄油（SAGD）是一個迅速崛起的技術，在加拿大應用達到100對以上的水平井對，開采效果較好。?？松梨?005年獲得專利的LASER(LiquidAssisted Steam Enhanced Recovery)技術是把一種低濃度的稀釋液加入蒸汽中

23、來提高稠油采收率。這項技術適用于循環(huán)蒸氣驅(qū)中后期，2007年已經(jīng)開始進行了小規(guī)模的商業(yè)化應用。此外，BP的多分枝鉆井技術在阿拉斯加的稠油開采中獲得了成功的應用，多分枝井的產(chǎn)量是直井的10倍。殼牌主要采用多種技術的集成來提高稠油采收率，用多種技術進行先進的油藏監(jiān)測。道達爾開采稠油歷史悠久，技術成熟，在提高稠油采收率、油質(zhì)改良和原油處理加工過程等方面都擁有先進的技術。中石油在20世紀末才開始啟動蒸汽驅(qū)項目，但研發(fā)的配套技術已基本上滿足了稠油、超稠油和中深層稠油開采的需要，對比技術的配套程度和成熟程度與國外大石油公司相比都具有很大差距。中石油最近幾年才開始在遼河進行稠油蒸汽驅(qū)、蒸汽驅(qū)水氣交替驅(qū)和水平

24、井開采稠油等方面的先導試驗，在稠油開發(fā)和開采方面，蒸汽驅(qū)熱能管理、油藏監(jiān)測、SGAD和稠油冷采技術都有很大的發(fā)展?jié)摿Α?.3對中石油的啟示與建議 中石油目前開采稠油主要依靠熱采技術，但各種熱采技術的應用都面臨能源消費量較高、溫室氣體排放量較高的問題。道達爾正在研究的溶劑增強工藝（ES-SAGD）和?？松梨谝呀?jīng)小型商業(yè)化應用的LASER技術給了我們很好的啟示，建議中石油加強在稠油復合（溶劑+熱）開采技術方面的研發(fā)力度。5天然氣開采技術 天然氣作為一種優(yōu)質(zhì)、高效的清潔能源和化工原料，對于改善能源結構、保護大氣環(huán)境、提高能源利用效率，進而實現(xiàn)國民經(jīng)濟的可持續(xù)發(fā)展具有重要的促進和保障作用。近年來，天

25、然氣的開發(fā)及利用越來越受到重視，天然氣工業(yè)已成為國民經(jīng)濟中重要的能源產(chǎn)業(yè)部門之一。我國天然氣資源量為38萬億立方米，可采資源量10萬15萬億立方米，主要集中在塔里木、四川、陜甘寧、鄂爾多斯、東海、渤海灣、鶯歌海、瓊東南、準藹爾、柴達木等地區(qū)，這些大氣田的資源占全國總資源的80以上。目前，我國天然氣產(chǎn)業(yè)整體水平還很低，資源探明程度10%左右，尚處于勘探早期，天然氣在能源結構中比例不到3%，僅為世界平均水平的1/8。天然氣狀況與石油有較大差別，天然氣正處于大發(fā)展的初期，全國六大氣區(qū)正在形成和發(fā)展，有十分廣闊的遠景區(qū)域，有很好的機遇繼續(xù)發(fā)現(xiàn)大型氣田，每年儲量增長很快，而且只要加強勘探，可以在相當長的

26、時期內(nèi)保持高增長趨勢。但是隨著勘探開發(fā)的不斷深入，勘探開發(fā)對象越來越復雜。開發(fā)對象從優(yōu)質(zhì)孔隙型砂巖和孔洞型碳酸鹽巖儲層向低滲、超深異常高壓、高含硫、火山巖等復雜氣藏類型拓展。2006年底的已探明未開發(fā)天然氣地質(zhì)儲量合計1.18萬億立方米，其中低滲和高含硫氣田儲量為7000億立方米，占60%。2007年初審新增天然氣探明地質(zhì)儲量9937億立方米，低滲透占84.5%，火山巖占14%。從目前的勘探領域看，預計未來幾年新增探明儲量仍以低滲透、高含硫、火山巖三類氣藏為主。因此，低滲透、高含硫、火山巖等復雜類型氣田已經(jīng)成為開發(fā)建產(chǎn)的主要對象，開發(fā)主體的復雜性使得天然氣開發(fā)面臨技術、安全和成本不斷上升的多重

27、挑戰(zhàn)。5.1致密氣開發(fā)技術 （1）中石油低滲致密氣田開發(fā)現(xiàn)狀及面臨的挑戰(zhàn)。中國致密砂巖氣藏勘探領域廣闊，四川、鄂爾多斯、柴達木、松遼、渤海灣、塔里木及準噶爾等10余個盆地都具有形成致密砂巖氣藏的有利地質(zhì)條件，遠景資源量豐富。目前致密砂巖氣藏天然氣產(chǎn)量占中國天然氣總年產(chǎn)量的1/5左右，已成為天然氣供應的一支重要力量，并將繼續(xù)成為儲量和產(chǎn)量增長的亮點。就探明儲量和技術實力而言，致密砂巖氣藏是中石油最具現(xiàn)實勘探開發(fā)意義的非常規(guī)天然氣領域。致密砂巖氣藏具有低孔低滲、裂縫發(fā)育、局部超低含水飽和度、高毛管壓力、地層壓力異常、高損害潛力等工程地質(zhì)特征。中石油經(jīng)過10多年持續(xù)攻關，已經(jīng)形成了裂縫性致密砂巖氣藏

28、保護屏蔽暫堵技術系列、氣體鉆井及全過程欠平衡完井保護技術系列，成功試驗了CO2泡沫壓裂液體系、N2增能壓裂液體系和低摩阻高黏度瓜膠有機硼凍膠壓裂液大排量套管注入的大型壓裂工藝88。針對須家河組氣藏低滲低產(chǎn)、非均質(zhì)性強、氣水關系復雜等客觀事實，西南油氣田公司采取評價與建產(chǎn)相結合的辦法，一方面展開水平井開發(fā)試驗，兩一方面大力推廣直井壓裂改造新技術，取得了突破性進展。以蘇里格氣田為代表的低滲透儲量的規(guī)模經(jīng)濟有效開發(fā)還存在許多問題。經(jīng)過4年左右的評價和技術攻關，2005年，蘇里格氣田開始采用新機制進行規(guī)模開發(fā)，2007年底建成年產(chǎn)30億立方米的配套產(chǎn)能。但是，目前總體單井產(chǎn)能低，壓力下降快，穩(wěn)產(chǎn)期短，

29、預計采收率只有20%。億方產(chǎn)能建設投資高達2.8億元，在當前的經(jīng)濟技術條件下，蘇里格氣田開發(fā)經(jīng)濟效益差，如何提高單井產(chǎn)量、提高最終采收率和進一步降低成本，更加經(jīng)濟有效地開發(fā)好蘇里格大氣田仍是一個需要長期面對的問題。 （2）國外大石油公司致密氣開采技術。殼牌公司與中石油合作開發(fā)的長北項目已經(jīng)全面建成投產(chǎn)，2007年成功實施4口多分枝長井段水平井，平均單井日產(chǎn)超過百萬立方米。?？松梨诠驹谥旅軞忾_采方面擁有兩項專利技術：即時射孔技術（JITP）和環(huán)空連續(xù)管壓裂(ACT-Frac)技術，這兩項技術有望提高多產(chǎn)層油藏的采收率和獲得多產(chǎn)層非常規(guī)油藏的經(jīng)濟采收率。此外，?？松梨谶€利用其成熟的水平鉆井技

30、術結合多級壓裂技術來大大地提高致密氣的采收率。道達爾在致密氣開采方面也有著非常豐富的經(jīng)驗。 （3）對中石油的啟示與建議。殼牌在長北項目中所采取的長水平井段替代壓裂的方法給我們很好的啟示，那就是走一條不完全依靠壓裂來開采致密氣的道路，而是依靠長水平井、多分枝井來增加泄油面積，進而大幅度提高單井產(chǎn)量，這也是一個國際趨勢。?？松梨诘膬身楅_采致密的專利技術對于中石油提高多產(chǎn)層油藏的采收率也提供了很好的方法和思路。5.2高含硫氣田開發(fā)技術5.2.1中石油高含硫氣田開發(fā)現(xiàn)狀及面臨的挑戰(zhàn) （1）勘探開發(fā)現(xiàn)狀。高含硫氣田主要分布在川西北和川東北，資源量超過萬億立方米。中石油探明含硫氣田5個（中壩、羅家寨、滾

31、子坪、渡口河、鐵山坡、金珠坪），探明地質(zhì)儲量1564億立方米（2006年數(shù)據(jù)）。四川中低含硫氣田開發(fā)較多。高含硫氣田中，中壩氣田已開發(fā)多年，建成配套產(chǎn)能4億方，2005年產(chǎn)氣1.73億立方米；鐵山坡氣田共鉆探井5口，完鉆開發(fā)井2口，正在編制開發(fā)方案；渡口河氣田共完鉆探井4口，正在編制開發(fā)方案；羅家寨氣田2004年完成氣藏開發(fā)實施方案，完鉆開發(fā)井10口，地面集輸管線已完成20%、天然氣凈化廠工程已完成50%，由于受技術條件限制而無法保證安全開采，中國石油轉向?qū)ふ覈夂献骰锇?。中國石油天然氣集團公司與美國雪佛龍公司2007年12月18日簽署了為期30年的川東北天然氣開發(fā)生產(chǎn)區(qū)塊合同，這是中國石油目

32、前最大的陸上石油天然氣對外合作項目。該合作開發(fā)的區(qū)塊中包括“問題氣田”羅家寨高含硫氣田。公司人士指出，與雪佛龍合作開發(fā)，主要是考慮到安全生產(chǎn)，利用雪佛龍先進的開采高含硫天然氣的技術。 （2）面臨的主要挑戰(zhàn)。眾所周知，中國石油在羅家寨高含硫氣田發(fā)生了兩起大的事故（“12.23”和“3.25”），勘探開發(fā)遇到較大的挑戰(zhàn)，歸納起來主要是技術方面和HSE方面的六個重點問題：高陡構造和多壓力系統(tǒng)的鉆完井技術。一是鉆井周期長，如川東北4000多米的井鉆井周期長達6個月以上；二是容易發(fā)生井漏，氣藏上部發(fā)育低壓縫洞型儲層，鉆井過程經(jīng)常發(fā)生井漏；三是固井質(zhì)量難以保證，完井的大部分井固井質(zhì)量差。選材與防腐技術。一

33、是硫化氫和二氧化碳共存條件下的腐蝕機理還不清楚；二是選材和評價問題；三是防腐劑的篩選及加注工藝。元素硫沉積規(guī)律認識及防治技術。目前國內(nèi)還沒有高含硫氣藏井下取樣技術，對硫的相態(tài)特征認識不足，硫溶劑的篩選和加注工藝尚不成熟。污水處理與回注技術。高含硫氣田的污水具有強腐蝕性，國內(nèi)現(xiàn)有技術不能完全解決三個方面的問題：污水的處理工藝、裝備及藥劑篩選；污水回注井材質(zhì)、井身結構設計；雙回注地層的選評。凈化廠的設計與建設。高含硫氣田的集輸和凈化處理是一項龐大的復雜的系統(tǒng)工程，其要求比常規(guī)氣藏要嚴格的多。中石油雖然已投入開發(fā)氣田130多個，但主要為不含硫或中低含硫氣田。高含硫的脫硫、硫磺回收、尾氣處理等技術國、

34、內(nèi)目前尚不成熟。現(xiàn)行的HSE管理體系還不適應。一是環(huán)保要求越來越高，隨著國民經(jīng)濟的快速發(fā)展，國民環(huán)保意識增強，國家對氣田污水和凈化廠尾氣排放標準提高；二是氣田周邊人口密度大，據(jù)統(tǒng)計，距每口氣井500米范圍內(nèi)，平均住戶數(shù)近百戶，涉及人數(shù)近四百人；三是高含硫氣田開發(fā)技術標準和規(guī)范不健全；五是危害識別與環(huán)境影響評價技術和經(jīng)驗不足。5.2.2國外大石油公司酸性氣田開采技術 道達爾公司自20世紀50年代就開始嘗試開采法國的拉克高含硫天然氣藏（含硫化氫16%、二氧化碳10%，溫度140，壓力6.5104kPa）。迄今，道達爾在含硫天然氣的開采中仍保持著領先地位并創(chuàng)造了多項世界標準。目前，全球60多個含硫氣

35、田的開采都直接（由道達爾直接擔任作業(yè)者）或間接（經(jīng)授權）地采用了道達爾集團公司的技術。雪佛龍公司在高含硫氣田的開發(fā)方面也具有較強的優(yōu)勢和實力。埃尼公司在酸性氣體勘探開發(fā)方面擁有自己專有的硫或H2S的控制技術。5.2.3對中石油的啟示與建議 （1）開展硫沉積防治技術與高含H2S、CO2烴類氣體的相態(tài)研究硫沉積的研究要以實驗為基礎，以小型現(xiàn)場試驗為依據(jù)，總結規(guī)律，再上升到理論（建立數(shù)學模型），再指導實踐。今天做實驗和試驗就是為了明天少做或不做實驗和試驗。高含硫氣體的相態(tài)研究是開發(fā)好這類氣田的基礎，有了這些研究有助于開發(fā)技術政策的制定。 （2）加大對外合作力度。道達爾、雪佛龍、殼牌、埃尼等國際大油公

36、司在高含硫氣田開發(fā)方面有著豐富的經(jīng)驗和較強的實力。通過對外合作，中石油完全可以充分利用大油公司在高含硫天然氣田開發(fā)生產(chǎn)領域的先進技術和經(jīng)驗，盡快動用高含硫天然氣儲量，滿足國內(nèi)不斷增長的天然氣需求。中國石油天然氣集團公司與美國雪佛龍公司2007年12月18日確定的川東北天然氣開發(fā)生產(chǎn)項目就是很好的實例，這代表著中石油對外合作進入了新階段。 （3）加強技術和HSE方面的人才培訓。一直以來，殼牌等國外公司對高含硫氣田生產(chǎn)作業(yè)人員的要求是，“必須有5年以上的從業(yè)經(jīng)驗?！倍覈墓芾砗筒僮魅藛T缺乏高含硫氣田開發(fā)和凈化處理廠建設經(jīng)驗。此外，目前我國還沒有系統(tǒng)科學的高含硫氣田開發(fā)技術標準和規(guī)范。所以，中石油

37、必須加強高含硫氣田生產(chǎn)作業(yè)人員的培訓。6海上油氣田開發(fā)技術 我國的海洋油氣資源十分豐富。中國近海海域發(fā)育了一系列沉積盆地，總面積達近百萬平方千米，具有豐富的含油氣遠景。我國近海已發(fā)現(xiàn)的大型含油氣盆地有10個，已探明的各種類型的儲油構造400余個。根據(jù)科學家估算，我國的海底石油資源儲量約占全國石油資源儲量的10%14%。另據(jù)中國地質(zhì)調(diào)查局介紹，通過新一輪海洋地質(zhì)調(diào)查并結合我國以往油氣資源勘探成果，我國管轄海域又圈定38個沉積盆地，經(jīng)綜合評價計算共有油氣資源量351億404億噸石油當量，其中近海海域11個沉積盆地油氣資源量可達213億245億噸石油當量。而且各個大海區(qū)不斷有新的油氣田發(fā)現(xiàn)，中國海洋

38、油氣資源具有良好的開發(fā)遠景。6.1中石油海上油氣田開發(fā)現(xiàn)狀與面臨的挑戰(zhàn) 我國海洋石油天然氣勘探開發(fā)工作起步于20世紀50年代，1971年在渤海發(fā)現(xiàn)了具有開采價值的海四油田，建設了2座開發(fā)平臺，建成了我國第一個海上油田，自此進入了我國海域油氣勘探開發(fā)的快車道。20世紀80年代，我國近海石油、天然氣勘探工作獲得重大進展，先后在渤海、黃海、東海和南海的珠江口、北部灣、瓊東南等海區(qū)發(fā)現(xiàn)了65個含油、氣構造。20世紀末，我國發(fā)現(xiàn)了迄今為止的最大整裝海上油田渤海大油田，但從有關數(shù)據(jù)可以看出，我國海洋石油和天然氣資源的平均探明率僅為12.3和10.9，海洋油氣資源整體上還處于勘探的早中期階段。目前，中國近海

39、的油氣勘探開發(fā)主要集中在渤海、珠江口、瓊東南、鶯歌海、北部灣和東海六個含油氣盆地，已形成了四個油氣開發(fā)區(qū)。在目前我國的海上油田中，只有位于南海的流花11-1油田水深在300米以下。在儲量方面，通過對外合作，已獲1000億立方的油氣發(fā)現(xiàn)，并發(fā)現(xiàn)了多個很有潛力的油氣構造。截至2006年，我國已有51個海上油氣田，100個固定平臺，當年海洋原油產(chǎn)量突破3000萬噸，天然氣62億立方米隨著海上油氣勘探成果的不斷豐富和鉆探技術的不斷提高，預計到2015年，海洋原油產(chǎn)量將穩(wěn)定在5000萬噸左右。占全國的26，海洋天然氣將達到250億立方米，占全國的25。 在中國陸上石油探明儲量不足，開采成本日益提高的情況

40、下，中石油將目光投向海上。逐鹿于探明程度仍低的中國油氣資源市場，關鍵是資金及技術。因此，中石油于2004年11月由中國石油天然氣集團公司、遼河石油勘探局和大港油田集團公司三家聯(lián)合出資組建了中國石油集團海洋工程有限公司。該公司主要為中石油集團提供海油鉆采和海工研究設計；海上鉆井、井下作業(yè)和試油試采；海工建造、安裝、使用和維護，有關的船舶服務等。2007年初，中石油集團與緬甸石油天然氣公司(MOGE)簽署了在天然氣資源豐富的若開邦西岸附近三個海上區(qū)塊勘探石油天然氣的產(chǎn)量分成協(xié)議,這三個區(qū)塊面積達1000平方千米。目前，中石油海上油氣開發(fā)存在的最突出的問題是海洋石油裝備、海上工程服務等行業(yè)的缺位。即

41、便在國際范圍內(nèi)，用于開發(fā)深水的船只和服務也很緊張。此外，與國際大石油公司海洋油氣開采技術的高科技化相比，中石油油氣勘探和開發(fā)僅限于近海水域，深海開采技術遠遠落后。6.2中石油與國外大石油公司海上油氣田開采技術對比 盡管中石油在海上油氣開采方面取得了一定的進展，但與海洋科技先進的國外大石油公司國家相比還存在著較大差距，主要表現(xiàn)在以下幾個方面： （1）中石油海洋油氣開發(fā)業(yè)務起步較晚，尚未形成高效開發(fā)近海油氣田的技術體系和完整的技術裝備，在國際競爭中處于劣勢。 （2）中石油海洋科研技術裝備比較落后，深海資源勘探開發(fā)能力不足，深水工程技術能力十分薄弱，這與最近幾年國外大石油公司深水技術發(fā)展飛速的局面形成巨大反差。 （3）諸多核心技術及瓶頸技術，尤其是深水核心技術，僅掌握在少數(shù)幾個國外石油公司手中，