渤海边际油田集成创新理念及实践

王越淇，朱梦影，唐宁依，曲兆光，万宇飞

(中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459)

0 引言

在国家对2.0亿～2.5亿吨级国内油气产量要求的背景下，渤海油田实施七年行动计划，预计2025年上产4 000万吨。随着渤海整装油田的减少，边际油田的作用不断凸显，开发进程不断加速。所谓边际油田是指储量规模小、按照目前常规的方法开发，其经济效益将有很大可能达不到公司预先规定的收益目标底线的油田。这种油田开采难度大，采出程度低，生产周期短，如果使用常规大型、整装油田的开采技术将由于经济效益低而没有开发价值[1]。为有效应对储量经济动用门槛高、开发难度大等新常态，通过“集成创新”“一体化开发”等助推降本增效的有效手段，大幅降低了油田开发储量门槛，实现了多个边际油田开发项目的突破。

1 渤海边际油田背景介绍

目前，渤海已探明整装优质储量较少，新增和未动用储量多“低、边、稠”特征较为明显。新油田受到储量品质、依托距离远、依托平台能力不足等其他因素的影响，方案编制难度越来越大。以依托开发为主的边际油田面临着关键处理设备性能降低、注水水质达标处理难度大、生产运营成本高等系列生产性难题。同时，地面设施、管缆设备又具有一定的投资下限难以突破。

边际油田开发是渤海油田面临的重要研究课题，任何油公司在任何海域开发边际油田都有在技术上的挑战，但也绝不仅是技术层面的问题，油公司在管理上也应具有统一认识，油藏、钻完井、采油工艺、海洋工程一体化推进，勘探、开发、生产有机结合。与此同时，为了维持产能并更上台阶，亟需新一轮技术突破，推动边际油田开发，促进产能更新，来保证渤海油田稳产运行。

在外部环境风险和用海矛盾日益突出的形势下，边际油田的开发也面临着巨大的挑战。渤海矿区受军事试验区、生态保护、航道和锚地等海域功能区划叠合高达77%。在多重因素集合下，制约了边际油田有效开发。

2 渤海边际油田一体化集成创新实践的内涵与做法

2.1 开发理念集成创新，实现油田全生命周期整体最优

2.1.1 专业接口寻求突破，追求总体方案设计最优

一个前期研究项目由油藏、钻完井、采油工艺、工程专业共同组成，他们互相牵连，相互制约(如图1所示)。油藏配产影响单井温度、压力、电潜泵电量以及地面设备等一系列参数，直接影响工程方案。项目开发模式相当于边际油田开发的骨架，应紧紧围绕充分依托的思路，尽可能依托现有设施、工程设施尽可能简易化、工程设施可重复利用。面对依托受到制约的情况，在新增设施最少的基础上，尽可能最大限度释放产能，是边际油田开发的最优出路。

图1 多专业相互制约

在渤中26-3油田扩建项目中，前期研究过程中发现被依托平台不仅在处理能力上受限，同时在电力依托上也出现瓶颈，如果全油田兼顾则新建平台上设施较多，臃肿模式严重拖累项目效益，致使储量难以动用。通过调减渤中26-3油田主体区高含水井产液，优化新平台注水泵等配套设备，甲板面积相应减少，保证了新油田轻装上阵。同时老油田的调整优化推动了新油田的产能释放，不仅保住了产量同时也兼顾了投资，缩短了工期，为IRR提升起到正向作用。

2.1.2 前期研究向后延伸，大幅紧缩项目工期计划

前期项目组成立伊始，与建设单位建立沟通协调机制，充分调动相关单位积极性，梳理各个规模的导管架、组块等建造时间，联合制定最合理工期计划。充分发挥“挤海绵效应”之后使关键路径上的每一天都充分衔接。在设计中间环节提前介入落实长线设备采办策略，提前启动文件编制工作，使得整个项目周期在不同设计阶段能够紧密结合，做到了大幅紧缩项目工期，促进油田早日见产。

2.1.3 科研生产紧密结合，实现最接地气工程方案

众多新项目都要面对升级改造，在项目可研阶段就邀请作业公司生产代表提前介入，收集作业公司在实际生产中面临的各种需求。同时将平台最新变化及时传递项目组，最终体现在前期研究的方案编制中。提前解决了未来生产可能面临的问题，使渤海油田各作业公司多年积累的庞大组织过程资产得以有效运用，切实减少后期改造和操作费用。

2.2 开发模式集成创新，推进常规模式不断升级换代

“三一”开发模式即对距离已开发油田20 km以内的边际油气田，利用一座平台、两条海底管道、一条海底电缆将其生产的油气送入已开发油田的开发模式[2]。

随着开发技术不断创新突破，开发模式接续演化升级。针对海管掺水输送需求、化学药剂循环注入或无人平台海管置换等问题，在混输海管上捆绑一条小管径的子管，单独建造一体铺设，实现“三一”开发模式2.0版。此模式主要推动了渤中34-3/34-5油田和南堡35-2油田某井区的高效开发。与之相反的是，对于需要注水的无人平台，要充分研究混输海管置换、尽量减少工作人员登临平台频率、设施简单等难题，经过研究提高输水海管规格直到与混输海管一致，即“三一”开发模式3.0版。如此，一方面为油田后期加大注水量，提液增产提供条件，另一方面可节省无人平台上本应设置的收发球装置，并实现预热、清管和置换的一体化，以及降低人员登临平台次数和风险，垦利3-2某区块油田以此模式顺利开发。当依托平台距离边际油田相对较远时，采用注水开发方式省去注水海管，旅大29-1油田由此实现了渤海油田第一个无人注水智能油田的开发建设。

效益最大化，区域联动协调发展，形成良性生态：边际油田由于储量小，难以支撑新建较大的固定设施和较长的海底管线。为尽可能实现有效开发，提出“充分依托、兼顾本油田和周边潜力、保证区域内油田综合联动经济效益”为开发原则的区域联合开发模式。如某油田通过建立油气“区域处理中心”，带动了周边中型油田以及后续接入的一些小型边际油田的有效开发，同时辐射解决了已建油田电站燃料气紧缺的问题，对其他类似油田群的开发具有借鉴作用。以储量丰度和产能较好的油田为区域联合开发主体和核心，以点带面带动周边边际小油田的接入开发，为其依托处理、储存外输等提供资源条件，实现工程设施资源共享，优势互补。

2.3 开发技术集成创新，促进改革创新向纵深推进

2.3.1 集约式供电方式和电力设施

常规海上边际油田开发中，常规供电方案通常为敷设一条海缆为目标平台供电，在目标平台上配置变压器间、配电间、电潜泵控制间等独立的电气房间，导致占地面积大。无人平台通过集成创新、集中供电、采用周期短、无人化、低成本、高度自动化与高度集成化的模式能够有效开发边际油田。采用静态湿式集束海缆输电关键技术，取消常规油田设计的电潜泵变压器间与电潜泵控制间，实现有供电平台直接为生产油井集中供电，简化新建平台配电系统，减小新建平台规模。采用一体化电气房间(E-HOUSE)关键技术，实现在有限空间内高度集成平台供配电系统，可快速建造安装，易于搬迁，可重复利用等特点，大大减少项目投资，降本增效成果显著。

2.3.2 新型注水开发技术突破

常规边际油田常采用无人平台注水开发技术，对于距离被依托平台较远的边际油田，远程注水开发技术由于注水海管投资太高，很难达到预期效益。针对此难题，可考虑取消注水海管，在新建的无人平台上设置水源井水系统，并提升无人注水平台的整体自动化水平，扩展“无人平台”的概念边界。通过研究采用基于可靠性的地面卧式电潜泵增压关键技术、无人自动化与远程遥控技术，使新型注水开发模式得以实现。

3 渤海边际油田一体化集成创新实践的成效

3.1 有效降低边际油田开发储量动用门槛

旅大29-1注水开发油田，可依托距离长达15 km，开发方案经济效益差，在历时2年多的开发研究过程中，均难以突破经济效益门槛。通过一体化集成创新，刷新了可依托边际油田注水开发储量动用门槛，由600余万立方米降低至400余万立方米。渤中26-3油田扩边区块，受依托平台处理能力、电力缺口影响，改造量较大，同时需兼顾解决老平台电网能力受限问题。通过区域统筹、技术创新等系列手段实现降本增效，将不可依托的边际油田开发储量动用门槛由400余万立方米，降低至200余万立方米。

3.2 助力企业提升核心竞争力

随着渤海整装油田的减少，边际油田经济有效开发的作用将不断凸显。在一体化集成创新理念开发实践的推动下，中海石油有限天津分公司形成并深入践行了一体化管理模式和管理机制，倒逼行业技术创新，研究实力大幅提升，培养和锻炼了一大批创新型人才。近年国际原油价格接连“跳水”，全球石油行业将陷入行业低谷期，人才是助力企业安然渡过行业低谷期的强有力保障。

4 结语

该部分成效进一步印证了以集成创新为导向的一体化边际油田开发模式的可行性、先进性。该种开发模式，以推动渤海边际油田开发建设、将边际油田储量转化产量为出发点，提高了公司的核心竞争力和可持续发展能力，契合了国家和公司的发展需求，脚踏实地践行了能源安全战略，可以被海洋石油相关领域所借鉴，助力实现渤海油田可持续开发。