谢 军杨再勇王廷勇张友彩刘泽元

1.中国石油西南油气田公司 2.中国石油西南油气田公司川中油气矿

复杂难采油气藏开发管理探索与实践
——以中国石油西南油气田公司川中油气矿为例

谢 军1杨再勇2王廷勇2张友彩2刘泽元2

1.中国石油西南油气田公司 2.中国石油西南油气田公司川中油气矿

谢军等.复杂难采油气藏开发管理探索与实践——以中国石油西南油气田公司川中油气矿为例.天然气工业，2012，32（6）：89-92.

四川盆地川中地区油气分布范围广、资源丰富，历经半个多世纪滚动勘探开发，因油气藏地质特征复杂、开发难度大，始终未能形成规模效益开发。“十一五”期间，中国石油西南油气田公司川中油气矿依靠技术进步，创新开发管理，针对低孔、低渗、高温、高压、高含硫、非均质性强、气水关系复杂的油气藏开发技术瓶颈和管理难点，在深化不同类型油气藏地质认识的基础上，通过技术攻关、技术引进和集成创新，形成了低孔低渗层状孔隙型碳酸盐岩气藏水平井开发配套技术，致密砂岩气藏“区块优选＋丛式井＋分层压裂＋井下节流＋地面标准化”的主体开发技术，以及超深、高温、高压、高含硫气井安全快速钻完井和高含硫环境下地面系统腐蚀监测与防治配套技术。通过管理创新形成了与复杂难采油气藏相适应的开发管理模式，提高了复杂油气藏开发水平，油气储量、产量快速增长，近5年新增天然气探明储量4 887×108m3，油气年产量由不到100×104t油当量上升到300×104t油当量。所形成的一系列针对不同类型油气藏的开发配套技术和管理经验对其他非常规复杂油气藏的开发具有借鉴作用。

复杂油气藏 开发管理 规模效益开发 开发配套技术 中国石油西南油气田公司川中油气矿

中国石油西南油气田公司川中油气区位于四川盆地中部，矿权面积42 060 km2，已发现16套含油气层系，油气分布范围广、资源丰富，仅侏罗系大安寨组、凉高山组石油资源量就达10×108t，须家河组天然气资源量达1×1012m3，但油气藏地质特征复杂，勘探开发难度大，20世纪五六十年代通过3次石油大会战，原油年产量仅维持在8×104t左右，90年代的原油上产工程，原油产量也仅在1997年短暂上升至21.6×104t，其后迅速降至13×104t。21世纪以来各油气生产大国都加大了对非常规气资源的勘探开发，促进了非常规油气藏勘探开发技术的不断进步［1］。“十一五”期间，中国石油西南油气田公司川中油气矿（以下简称川中油气矿）通过持续推动“理念、技术、管理”3大创新，不断深化复杂油气藏地质认识，形成有针对性的勘探开发配套技术体系和管理模式［2］，油气储量、产量快速增长，新增天然气储量4 887×108m3，油气年产量由不到100×104t油当量上升到300×104t油当量，实现了川中油气矿复杂难采油气藏规模效益开发（图1）。

图1 川中油气矿天然气储量、产量直方图

1 调整传统勘探开发模式，确立油气并举发展战略

1.1 确定“油气并举”的发展战略

通过认真总结和反思半个世纪油田勘探开发的经验和教训，充分认识川中地区具有多套含油气层系，侏罗系的沙溪庙组、凉高山组、大安寨段、东岳庙段、珍珠冲段为含油层，从上三叠统须家河组到震旦系已发现10余套含气层。为此，川中油气矿及时做出了“以油为主”到“油气并举”的战略调整。

1.2 明确勘探开发一体化思路

针对岩性圈闭油气藏特征，改变以往大规模会战模式，按照“整体部署、整体控制、分步实施、动态调整”的整体勘探原则，提出“评价勘探与试采相结合、探明储量与产能建设相结合、开发评价与技术攻关相结合”的勘探开发一体化思路。充分运用地震储层滚动预测成果，以重点有利区块为中心，按勘探先行，开发紧跟，择优建产，勘探开发互为补充的原则，最大限度地缩短气藏勘探开发周期，提高勘探开发效率。

2 针对不同油气藏特征，制订并实施相应的开发方案

川中油气藏特征复杂、类型多样，决定了油气藏开发方案不能按统一的模式，需要在“开发纲要”原则指导下，针对油气藏特征，量身订制开发方案。

2.1 以提高储量动用程度保高效的磨溪气田调整方案

磨溪雷一1为一中孔低渗含硫边水气藏，按125×104m3的日产规模稳产了13年。针对气藏产量压力快速递减、井下和地面设施腐蚀加剧，储量动用不均衡［3］，先后编制了“五年稳产方案”和“开发调整方案”，通过气藏精细描述落实储层空间展布和剩余储量分布，通过推广应用水平井配套工艺技术，有效动用西端低渗透难采储量；通过解堵、修井及侧钻等工艺措施，保持和恢复气井产能；通过推广应用高温玻璃钢油管和优化地面缓蚀剂，有效地缓解了气田腐蚀；通过气田地面调整改造，整体增压、高低压分输、扩建净化装置，充分发挥气藏生产潜力；这些方案的实施使气藏稳产15年后再次上产到180×104m3／d。同时开展下部嘉二段试采和评价勘探，仅用2年的时间就建成了160×104m3／d生产规模，实现了再建一个磨溪气田的目标。

2.2 以区块接替保稳产的须家河低渗砂岩气藏开发方案

川中须家河组天然气资源丰富，但储层渗透性差、非均值性强，属致密砂岩气藏［4］，规模效益开发难度大。在“地质评价”“配套技术研究”“提高单井日产量技术现场攻关试验”等前期研究成果基础上，编制 “川中须家河组勘探开发总体部署方案”，确立了富集区块规模建产，区块接替保稳产的开发思路，先后完成了广安须六段、合川须二段气藏开发方案。2007年广安气田建成日产250×104m3生产规模，2008年合川须二段气藏试采、2009年开发产能建设，川中须家河气藏日产规模由不足50×104m3快速提升至360×104m3。

2.3 以科技保安全的龙岗礁滩高酸性气藏试采方案

针对龙岗礁滩气藏超深、高温、高压、高含硫，气水关系复杂，勘探开发安全风险大的特点，在试采方案编制过程中，借鉴国内外著名大气田的建设经验，引进了BV公司、壳牌公司关键技术和新工艺，大力推进高酸性气田地面标准化设计示范工程。应用超深高温高压高含硫气井配套的安全快速钻井、固井、完井、储层改造和高含硫气田井下与地面系统腐蚀监测与防治配套技术攻关成果，不断优化和调整试采方案，仅用19个月便优质高效地建成龙岗高含硫气田试采配套工程，并实现了安全平稳试采。

3 推动技术集成创新，攻克复杂油气藏开发难题

在充分认识川中油气藏复杂性，分析制约川中可持续发展的地质难题和技术瓶颈，总结和反思半个世纪勘探开发经验和教训的基础上，确立了“科技兴矿、油气并举、效益开发、持续发展”的勘探开发指导方针。明确了以油气藏地质研究为基础，以提高单井产能为目标，加大新技术新工艺引进和集成应用的科技攻关力度，建立和完善了科技创新管理体系。为了攻克川中复杂难采油气藏勘探开发技术瓶颈，一方面加强与高等院校、科研院所联合研究力度，同时积极引进地震储层预测、水平井地质导向、水平井分段压裂改造、柱塞排水采气、高酸性气田防腐等国内外勘探开发新技术，通过消化吸收、集成创新，不断完善复杂油气藏勘探开发配套技术体系。

针对磨溪气田低孔低渗层状孔隙型碳酸盐岩储层储量丰度低、单井自然产能低的特征和储量动用不均衡的现状［5］，通过技术集成创新，形成了气藏精细描述优选水平井地质目标优、数值模拟优化水平井靶体参数、地质导向井眼轨迹适时跟踪调整、裸眼封隔器＋转向酸分段酸化改造的水平井开发配套技术，单井测试日产量由不足1×104m3上升到（10～40）×104m3；针对须家河组低渗砂岩气藏具有储层物性差、非均质性强、大面积贫矿、局部富集、气水关系复杂的特点，配套形成了“区块优选＋丛式井＋分层压裂＋井下节流＋地面标准化”的主体开发技术，开发井成功率大幅度提高，单井日产量由0.8×104m3提高到3×104m3；针对龙岗礁滩气藏埋藏深、气水关系复杂，具有高温、高压、高含硫和勘探开发安全风险大的特点，配套形成了礁滩储层地震预测，测井储层流体评价，超深高温高压高含硫气井安全快速钻井、固井、完井、储层改造和高含硫环境下地面系统腐蚀监测与防治配套技术，试采工程整体达到国内领先、多项技术达到国际先进水平，试采工程于2009年7月安全准点投入运行，日产规模400×104m3，井均日产气25×104m3，实现了安全平稳试采和单井高产稳产目标。

4 加强生产管理，确保安全、高效开发

4.1 推行“早、优、精、控”生产运行管理

针对复杂油气藏开发生产运行特点和生产组织难度大的现状，提前分析，提前预警，提前暴露问题，针对问题提前制订措施，进一步强化生产作业计划和变更管理，严把风险作业的立项、审查、作业许可、现场实施等关口，实行生产运行精细管理和过程控制。坚持做到问题矛盾早暴露、措施思路早制订、生产计划早安排、方案技术早落实、物资队伍早准备，优化运行安排、优化技术方案、优化生产管理、优化施工组织、优化检维修作业，精细气田气井配产、精细生产作业安排、精细生产技术管理、精细生产组织管理、精细安全生产操作，控制生产运行动态、控制工程建设进展、控制开发生产效果、控制质量安全环保、控制阶段生产目标，提高生产运行效率。

4.2 建立“三结合、三统一”的油气藏动态管理

针对复杂油气藏地质、工程特征和油气田快速快发展需要，为确保油气井稳定生产，以控制递减率，增加动用储量，提高采收率为目标。对油气勘探、生产、输配、营销全过程中各个环节变化情况及原因、影响和制约因素进行全面分析，制订应对措施，实现油气生产动态管理精细化，在以前注重地层地质油气藏工程为主的动态分析管理方法基础上进一步创新和发展，采取“地层—井筒—地面”相结合的分析方法，实施“地质油藏工程、钻井采气工程、集输处理工程”统一的挖潜措施，充分挖掘油气藏生产潜力。

4.3 强化以安全环保为重点的风险管理

针对复杂油气藏开发高风险特性，以安全环保为重点，进一步加大安全生产管理力度。积极推广应用具有国际先进水平的工作循环分析、工作前安全分析、启动前安全检查、停止作业卡等HSE管理工具，严把风险作业立项、审查、作业许可、现场施工等关口，风险作业细化到项目、时间、单位、地点，变更须先申请、再审批、后实施，有效控制各项作业风险，提高了安全生产管理水平。

4.4 建立不同类型油气田中心井站管理模式

积极探索井站作业制度改革，量身定制不同类型《中心井站运行方案》，在老油气田采用集中式中心井站和辐射式中心井站2种运行模式；在广安、合川新气田以丛式井组、输配气站为中心设计布局中心井站［5］。根据不同类型中心井站，从技术、安全、管理、思想等方面制订保障措施。优化了人力资源配置，降低了生产成本。

4.5 开展信息化油气田建设

为实现复杂难采油气藏生产、安全受控管理，在广安、合川等气田井站建成了生产信息数据采集和远传系统，在龙岗气田建成气田SCADA系统。与此同时，积极探索GIS与气田建设信息、气田日常生产信息、应急管理之间的融合，通过气田数字化信息平台建设，使油气藏地下、地面、天上实现一体化数字化管理，形成井站无人值守管理模式，实现气田生产、安全全程受控管理。

5 强化投资与预算控制

5.1 建立突出关键节点控制的投资管理体系

1）建立投资控制源头管理体系。做精做细开发评价、试采、开发和调整等方案的编制工作，合理制订开发思路与工艺路线，方案部署突出安全环保和效益标准，杜绝安全环保保障和技术经济不达标方案通过审查和实施。

2）建立工程设计管理体系：①钻井工程设计集成应用工程技术，优化工艺技术设计方案；②地面工程设计全面推广合川和龙岗两大“示范工程”的成果和经验，为全面实现快建投产、方便后期管理奠定基础。

3）建立过程控制管理体系。在强化“节奏加快、程序不减”的过程管理和控制的基础上，实施全过程预警机制，将年度总目标与月度工作安排相结合，坚持计划执行情况月度分析、重点工程专项报告，持续完善设计变更、工作量签认的审查和会签程序，对进度、质量、投资和运作进行动态跟踪，有针对性地制订控制措施。

5.2 建立突出标准成本定额的预算管理体系

面对工艺采油气比例越来越大，操作成本与油气产量的非线性矛盾越来越突出的客观情况，转变观念，拓展思路，合理控制成本，提高财务管理水平，先后开展预算管理模型、操作成本分析模型、技术创新与成本控制应用等研究，制订了同类型装置及不同作业类型的预算标准成本定额，并适时进行了评估修订，使财务预算更加贴近生产实际，成本控制在横向上更具有可比性，充分调动了各责任中心加大成本控制的主观能动性。

5.3 建立成本资源数据库

改变过去由单纯的财务管理控制成本向依靠技术进步、优化生产作业制度和工艺技术转变，注重预算管理与生产管理的有机结合，分析建立以各作业区操作成本要素为基础的成本资源库，并通过油气操作成本分析模型，深入分析操作成本变化趋势及其主要影响因素，为成本控制和复杂油气藏效益开发提供了保障。

6 培育油气田特色文化

积极探索，不断创新，建立并形成以“讲、度、情、带”为载体的思想工作方法体系。“讲”，即把当前形势任务与企业发展愿景相结合，不断增强思想政治工作的时代性；“度”，即把生产经营与思想工作相结合，不断增强思想政治工作的针对性；“情”，即把解决思想问题与解决实际问题相结合，不断增强思想政治工作的实效性；“带”，即把先进性与广泛性相结合，不断增强思想政治工作的激励性。稳定了员工队伍，充分调动了员工的积极性和创造性。

7 结束语

针对制约川中油气田规模效益开发的关键问题，川中油气矿持续推动“理念、技术、管理”3大创新，在深化不同油气藏地质认识的基础上，通过理念创新改变传统的勘探开发思路，通过技术创新不断攻克复杂油气藏开发技术难关，通过管理创新形成适应复杂油气藏特点的开发管理模式，复杂油气藏勘探开发水平不断提高，油气储量、产量快速增长，实现了复杂难采油气藏规模效益开发的目标。

［1］胡文瑞.开发非常规天然气是利用低碳经济资源的现实最佳选择［J］.天然气工业，2010，30（9）：1-8.

［2］谢军，杨再勇，青春，等.“川中模式”与实践运用［J］.中国石油企业，2011（10）：84-85.

［3］陈军，张烈辉，冯国庆，等.低渗透气藏Ⅲ类储层对产能的贡献研究［J］.天然气工业，2004，24（10）：108-110.

［4］宁宁，王红岩，雍洪，等.中国非常规天然气资源基础与开发技术［J］.天然气工业，2009，29（9）：9-12.

［5］谢军，王廷勇，张友彩.“广安工程”科学开发的调查［J］.中国石油企业，2009（9）：102-103.

10.3787／j.issn.1000-0976.2012.06.022

2012-03-29 编辑 赵 勤）

谢军，1968年生，教授级高级工程师；1988年毕业于原西南石油学院油藏工程专业；长期从事油气藏工程研究和油气田开发管理工作，现任中国石油西南油气田公司总经理助理、开发部主任。地址：（610051）四川省成都市府青路一段5号。电话：（028）86010636。E-mail：x＿jun＠petrochina.com.cn