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渤中19-6氣田海上平臺“四星連珠”。 費振宇 攝
渤中19-6氣田Ⅰ期開發項目投產現場，現場人員正在展示凝析油樣品。杜鵬輝 攝
工作人員在檢查平臺設備電力系統。杜鵬輝 攝
海上平臺工作人員登上天然氣處理流程頂部平臺巡檢設備。宋巍 攝 近日，我國渤海首個千億方大氣田——渤中19-6氣田Ⅰ期開發項目成功投產，標志著我國海上深層復雜潛山油氣藏開發邁入新階段。 渤中19-6氣田位于渤海中部海域，區域平均水深約20米，目前已探明天然氣地質儲量超2000億立方米、探明凝析油地質儲量超2億立方米。這是我國東部第一個大型、整裝的千億方大氣田，全部投產后可供百萬人口城市居民使用上百年。 近年來，隨著我國不斷加大海洋油氣勘探開發的力度，從淺海到深海，我國海洋石油開發實現跨越式發展。工程師們如何攻堅克難，打開海洋油氣寶藏的“大門”？千億方大氣田的正式投產，將為京津冀及環渤海地區清潔能源供應、促進當地綠色低碳發展帶來哪些機遇？讓我們一起走近渤中19-6氣田，探尋海底油氣的奧秘。 “潛山 凝析油”這兩個儲層和流體條件的組合全世界都罕見 復雜油氣藏條件讓海上氣田勘探開發難上加難 天然氣是優質的清潔能源，也是重要的戰略資源。渤海油田地處京津冀腹地，雖然是我國第二大油氣生產基地，但由于復雜的地質構造，近50年的勘探發現儲量都以原油為主，鮮有天然氣發現。 “貫穿整個東部地區的郯廬斷裂及其次級斷裂縱橫交錯，讓渤海油田的地質結構極為復雜，容易逸散的天然氣難尋蹤跡，規模性發現實屬不易。因此，渤中19-6大氣田的發現對我們來說具有突出意義。”中國海油天津分公司渤海石油研究院稠油熱采首席工程師劉小鴻說。 在遼闊的大海上，我們如何找到并采集油氣？ 首先需要依靠物探船在海上采集海底地層的聲波信號，以確定哪些盆地或地層可能含有油氣資源。然后根據專業手段分析研究，圈定油氣埋藏的具體位置，確認其含量和品質，并在此基礎上制定油氣開發方案。在工程專業完成平臺建設并投入使用后，接下來就是鉆井工作。鉆井平臺上的鉆頭鉆進油氣儲層中，把開采油氣資源的整個管道從地層深處一直延伸到海床上，再到地面裝置都全面打通，進而通過后續開井，順利地把油氣流從地層中抽取到地面上。 與陸地油氣田相比，高難度、高風險、高投入的“三高”難題，是在海上探尋開采油氣資源的重大考驗。 “跟陸地相比，海上的活動空間非常受限，不論是打井還是開展其他工作，都只能在海上平臺上完成。陸地上作業面很大，油氣田打的大多是直井，而海上打的井基本都是難度更高的水平井，一口井的建設成本是陸地的10倍以上。”劉小鴻介紹，除了空間受限，海上鋼架結構平臺的壽命也相對更短，設計壽命一般25年。 海上油氣開采難，而“潛山 凝析油”這兩個儲層和流體條件的組合，猶如“摔碎的盤子，又被踩了幾腳”，讓渤中19-6氣田的開發難上加難。 凝析氣藏是一種特殊氣藏。雖然凝析氣藏也產油（凝析油），但凝析油在地下以氣相存在。一旦開采，由于溫度和壓力降低，反而會凝結出液態石油，這種液態的輕質油就是凝析油，這種氣藏就是凝析氣藏。“油氣大部分時候是儲藏在砂巖地層的一個個小孔里，而渤中19-6氣田的地層是潛山地層，油氣儲存在變質巖的裂縫里，這種油藏條件在全世界范圍內都罕見，國內外沒有類似氣田開發經驗可供借鑒。”劉小鴻說。 所謂古潛山，是指不整合面以下被新沉積巖所覆蓋的古地形高點，通俗點說就是潛藏在新地層之下的古老山頭。作為海上最深、最古老的含油氣地層，由太古界變質巖構成的古潛山，不均勻發育的裂縫是其主要的油氣儲集空間。這些裂縫往往只有0.01至0.1毫米寬，要精確定位它們的分布，識別“潛山真面目”，給工程師們出了道難題。 超高壓循環注氣、綠色岸電、遠程操控 多項技術突破填補國內海上油氣田開發技術空白 “我國天然氣勘探獲重大突破，渤海探明千億方大型凝析氣田……”2019年2月末，中國海油宣布發現渤海灣盆地有史以來最大氣田——渤中19-6凝析氣田，這一消息吸引了全社會的目光。 當人們對這一重大發現津津樂道時，千軍萬馬戰渤海的畫卷已迅速拉開帷幕。 盡管儲量規模可觀，但在350多平方公里的范圍內，渤中19-6氣田表現出埋藏深、儲層不均一、滲透性差、地露壓差小等復雜特征，直接影響氣田高效開發，為其量身定制一套合理的開發方案，著實不易。 研究院渤西開發室主任張雷全程參與了渤中19-6氣田的開發工作，回顧四年多的經歷，他感慨不已。如何精準刻畫出地下儲層，找到最適合開發的優質裂縫區域，是張雷和團隊面對的最大困難。 “從海平面到海床大約有20米深，但從海床到有油氣儲量的潛山還有4500多米，埋深越深，尋找裂縫的難度也越大。”張雷介紹，渤中19-6氣田的儲層裂縫像蜘蛛網一樣密集交織，氣藏分布廣闊但類型復雜，在廣袤的海域里，尋找哪里是有效儲藏段、探尋能否建成產能區，就如大海撈針一般困難。 先做地層掃描、勾勒整體形態，再打預探井，然后結合預探情況分析構造演化史和油氣成藏條件，總結油氣的分布規律和模式，推測是否可能形成有效儲層，進而鎖定優勢區域，確定油氣產出能力，在此基礎上制定開發方案……完成這一系列準備工作后，才能開始正式的工程建設和后續鉆井工作。 油氣開發面對的地層比銅還要硬，井下最高溫度達到204℃、井下壓力達到40至50兆帕——高溫高壓的環境給鉆井帶來巨大挑戰。“最慢的時候每小時只能鉆進兩三米，往往需要7到10天才能完成潛山段鉆井作業。” 鉆探的過程，也是技術不斷革新升級的過程。張雷表示，與剛剛開發氣田時相比，如今鉆井工具的轉速已經比原先有了大幅提升。 沒有國外經驗可借鑒，渤中19-6氣田Ⅰ期開發項目完全由我國自主設計、建造、安裝及生產運營，可實現超高壓循環注氣、油氣綜合處理、綠色岸電、中控遠程操控等先進功能，多項技術突破填補了國內海上油氣田開發技術空白。 海上油氣田的綠色開發對于保護海洋環境至關重要。值得一提的是，整個渤中19-6凝析氣田全部采用陸地電力進行供電，實現了“綠電入海”，取代海上平臺傳統透平發電機供電的模式，減少柴油、天然氣消耗和二氧化碳排放。 “透平發電機使用的燃料有兩種：天然氣和柴油，相當于把開采出來的油氣進行'自產自銷’，化學燃料燃燒會產生污染物，而綠色岸電則有效避免了這一方面的污染。”中國海油天津分公司渤中19-6凝析氣田總監鄒亮告訴記者，為保護海洋環境，渤中19-6凝析氣田在開發過程中實現“零排海”，生活污水、生產污水全部實現重復利用。在生產和生活過程中，將產生的生活垃圾、工業垃圾、有害垃圾分類收集，統一返回陸地處理；在油氣處理過程中，利用天然氣壓縮機最大程度回收火炬放空氣，減少火炬燃燒量。 用氣低峰期回注，用氣高峰期開采 “夏注冬采”合理調配，提供穩定可靠的清潔能源保障 近日，受新一輪強冷空氣影響，暴雪、寒潮、大風來襲，全國多地氣溫呈“斷崖式”下跌，國內迎峰度冬能源保供迎來關鍵期。 隨著渤中19-6氣田Ⅰ期項目提前實現投產，渤海首個千億方大氣田目前的高峰日產天然氣能力超100萬立方米。據統計，自試驗區投產以來，渤中19-6氣田已累計為京津冀及環渤海地區供氣超6億立方米。 “渤中海域距離京津冀地區僅一百多公里，開發后可以直接利用已有的天然氣管道進入市場。”據鄒亮介紹，渤中19-6氣田通過對天然氣生產流程進行實時調整，可實現陸地三座天然氣處理廠外輸天然氣量合理調配，以適應用戶市場需求的變化。 “夏注冬采”，是渤中19-6氣田采用的獨特的開采方式。鄒亮介紹，為考慮工業生產和居民生活用氣需求，氣田在每年4月至10月下游用氣低峰期時，將開采出來多余的天然氣回注，保持地層壓力、補充地層能量。10月至次年4月冬季用氣高峰期時，注氣井就變成了生產氣井，采出天然氣供用戶使用，通過合理配置，有效避免資源浪費。 為實現大氣田高質量開發，渤中19-6凝析氣田采取“整體布置、分步實施、試驗先行”的總體開發策略，分試驗區、Ⅰ期、Ⅱ期3個開發項目依次開發。 鄒亮表示，目前渤中19-6凝析氣田已形成試驗區井口平臺、高壓注氣平臺、中心處理平臺、電力動力平臺“四星連珠”，開發井“星羅棋布”的開發格局。全面投產后，該氣田將進一步助力我國端穩端牢能源飯碗，為京津冀乃至環渤海地區提供穩定可靠的清潔能源保障。 隨著世界陸地和淺海油氣勘探開發程度的不斷提高，深水已成為油氣儲量和產量的主要接替區，全球勘探開發已全面步入深水時代。近年來我國不斷加大海洋油氣勘探開發的力度，海洋能源開發挺進深海。 “深水不只是'水深’，其對技術、裝備能力、精細化程度要求極高。深水深層、復雜地質環境勘探及規模開發，對深水鉆完井、浮式生產系統、立管系統和水下生產系統等均帶來較大挑戰。”中國海油研究總院黨委委員、海洋工程總師尹漢軍認為，未來走向超深水，需要掌握的關鍵技術包括新型多功能浮式生產裝置研發和總體設計、高壓高可靠性海底水下生產系統和管纜材料及總體設計技術、超深水立管新型材料和設計技術、超深水張緊式系泊定位系統材料和設計技術、超深水海上安裝作業技術等。 尹漢軍表示，在向深海挺進的過程中，我們應主要在完善技術體系、掌握自主設計能力、開發核心自主設計軟件、建立平臺和立管配套的測試裝置和技術、提升平臺在役運營保障等方面持續攻關。培育自主的核心技術能力，建立完整的技術體系勢在必行、刻不容緩，這對保障我國深水油氣開發具有重大而深遠的意義。(作者：沈東方） |
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