对我国LNG产业而言,气源是关键。从气田直接加工LNG,不仅能为气田带来经济效益,也是气源多元化的一种尝试。

中国石化华北油气分公司在鄂尔多斯盆地开发的大牛地气田,在经历13年的快速上产后,已进入稳产阶段,近4年来年产气量均在30亿立方米上下,只有打响稳产保卫战,才能使气田长寿

随着城市居民的生活水平提高,城市汽车数量迅速增加,废气排放量增大。截至2013年1月,仅郑州市的汽车拥有量就达到了442万辆,平均每4人一辆汽车,燃油汽车增长所带来的环境污染问题已越来越严重。2013年的冬末春初,北京、郑州等大城市严重的雾霾天气,给居民带来恐慌。在环保条件日趋严峻的今天,大力发展LNG汽车,不仅是解决能源危机与汽车排放的有效办法,还可以促进城市的生态环境保护,实现中国“绿色梦”。

进入10月中旬,中国石化华北油气分公司在鄂尔多斯盆地北部开发的大牛地气田,年累计产气24亿立方米,创历史同期最好水平,在打响冬季天然气保供大战之际,该分公司启动天然气“百日会战”,把保供当成第一政治责任,向社会交上满意答卷。

然而,LNG汽车在我国仍处于起步阶段,受环境、技术、气源、政策等因素影响,在发展过程中并非一帆风顺。记者通过市场调查认为,应该从气田直接生产LNG、加快加气站建设、加紧开发气源入手,促进LNG汽车产业发展。

大牛地气田地处陕蒙交界处的毛乌素沙漠,2003~2004年启动先导试验获得成功后,2005年正式进入规模开发,年产气量由当年的2.14亿立方米,持续攀升至2014年的40亿立方米,成为我国率先成功开发致密砂岩气案例之一。随着优质剩余储量越来越少,2015年之后由大规模投入新井维持上产,改变为依靠挖潜剩余储量控制递减,实现气田长寿稳产。按照这一思路,该分公司努力将大牛地打造为我国致密低渗高效开发气田的典范。

在气田直接加工LNG更具有经济性

大牛地气田面积2003平方千米,历经2003~2004年的先导性试验,初步认识到气田陆相沉积的上古生界拥有盒3、盒2、盒1、山2、山1、太2、太1等7套含气层,这些气层“纵向上多层叠置,横向上复合连片”。

近年来,华北分公司大牛地气田经过大规模勘探开发,日产天然气近1000万立方米,拥有保有产能38亿立方米。未进入管网的边缘井也在增多,这些不能进入管网的气井就要关井或点火烧掉,造成极大浪费和环境污染。另外,大牛地气田的高产气井增多。气井在试采阶段都是采用直接放喷燃烧,每天大约有20万立方米的天然气被白白烧掉,这不仅是一种资源浪费,也不利于环保。

在对储层认识的基础上,2005~2006年,华北油气分公司根据气层展布特点,针对气层厚度大,纵横向连续性好,物性好,产量高的Ⅰ类气层,采用了直井单层开发,获得了较好的开发效果。尤其是在气田西南部位302平方千米的DK13井区,以盒2+3段、山1段为主要目的层,部署直井588口,井区生产时间最长,生产效果最好,目前,有3口气井累产气超过1亿立方米,获得了高于投资4~5倍的经济效益。

美高梅首页登录,2012年11月27日,华北分公司运用国内首套轻便型液化天然气撬装设备,生产出的首罐车21.5吨液化天然气,运抵甘肃一客户加热蒸汽锅炉使用,拉开了大牛地气田生产加倍清洁能源的序幕。

针对纵向层多,单层气层薄、连片性差、非均质性强、单层产量低的Ⅱ、Ⅲ类气层,适合直井多层合采开发。2007年开始采用直井多层合采技术,这就好比串“羊肉串”一样将几套气层串起来,通过实施压裂作业,打开多套气层共同产气,也获得了经济有效开发。在气田南部的大66井区,是以动用山2、太2等差储层为主的典型直井多层合采开发区,气井表现为初产低、生产较为稳定的特点。

LNG以液态存在,运输成本低、安全性相对高。通常,液化天然气是将气源输送到固定厂家生产,而这种轻便型液化天然气撬装设备,具有移动方便、投产节奏快等特点,可广泛应用在大型气田孤井、边缘井的开发中,具有收益快、降低气田开发成本的优点。

随着气田开发的深入,相对较好的储层得到有效开发,然而,气田还有2/3的探明储量属于Ⅱ、Ⅲ类的差储量,且叠合程度低,常规的直井无法实现效益开发,此时他们想到了水平井技术。

华北分公司相关专家称:“该项目的运行成功意义非常重大,不但可以将气井在试采期间原本要放空燃烧的天然气进行回收,还可以在气田新的探区,对已经形成产能的气井产出的天然气进行深加工,增加其经济性。”

2012年,水平井技术的运用已逐步成熟,该分公司率先在大牛地实施全水平井开发建产,当年新建产能10亿立方米,气田中部的大8~大10井区为主要的水平井开发区,实现了盒1、太2等储层的有效动用,每年用100余口水平井,连续3年实现新建产能10亿立方米,气田跨入快速增产期,2014年,年累计产气突破40亿立方米。

2012年3月,华北分公司与能源公司联合选定大牛地气田的边缘井D70井为场地。该井日产天然气1万立方米,正好可满足该套液化装置的需要。当年11月生产出首罐车液化天然气,实现了经济价值。

大牛地气田已探明储量4545亿立方米,在已动用的3548亿立方米探明储量中,累计生产天然气345亿立方米,天然气的采出程度不到10%。还有996亿立方米未动用的探明储量,按照致密气田最终采收率50%计算,那么气田可以生产75年以上。要维持气田的长寿,必须挖潜已动用的探明储量和未动用的探明储量开发潜力。

全面普及LNG加气站

通过对储层单砂体精细刻画,强化动态监测,做好不同相带、不同类型储层产出特征及剩余气分布研究,将砂体空间展布特征和剩余气进行精细描述,在新区部署新井做到有的放矢,在老区对老井采取相应的增产措施,可有效提高储量动用程度。

由于LNG汽车在众多性能上要优于传统燃油车,近年来,LNG客车市场呈现出快速发展趋势。

在直井部署较为密集的DK13井区,通过单砂体刻画和剩余气描述,判断出原来气井之间的泄气半径,在泄气半径未波及到的区域,或者原来的直井有未开发的层位,这样在其中继续部署一口加密井,提高已动用储量的动用程度,今年已部署的10口井,验证了这种思路的可行性。

2011年,仅中通客车一家公司便售出了1070辆LNG汽车。全国拥有的LNG汽车已达几十万辆,可见LNG汽车的发展空间是相当大的。其实,客户对LNG汽车是相当认可的,只是“加气站太少”这一问题却始终困扰着众多想购买LNG汽车的客户,“加气不方便”成为目前客户最主要的疑虑。

针对996亿立方米剩余未动用储量继续实施滚动建产,在老井场部署新井,其钻遇的目的层有的是同层同方向、同层异方向,或者是异层异方向,今年已投产9口井,其中水平井DPT-29井,获得了无阻流量13万立方米/天,达到预期效果。这样的二井组或多井组的集约化生产,既可节省用地,又可以挖潜剩余储量,提高储量的动用程度。

根据资料显示,目前,全国的天然气加气站仅有380座,而成品油加油站却多达十几万座,仅民营加油站就有44000家。所以,尽管LNG汽车很美好,但“加气站太少”这一难题确让LNG汽车推广遇到障碍,市场也始终起不来。若想让LNG汽车这一产业迎来黄金发展,解决LNG汽车的加气难题无疑是一大关键。

单砂体的刻画,对老井的挖潜同样有指导意义,在生产时间较长的直井单采的井区,部分井出现了低效井和无效井,通过分析,如果其他未打开的层位仍有潜力,就可以实施补孔转层措施,将其他层位打开做贡献,让老井“焕发青春”。今年已投产的12口井,措施有效率100%,平均单井增产0.35万立方米,累计增产586万立方米。

根据国家规划,到2020年,全国车用天然气加注站会达到12000座左右,对能源公司和各大LNG汽车生产商来说,这无疑是一大利好消息。为此,三大油企和各大民营企业纷纷进军LNG加气站领域,期待从中分得一块大蛋糕。LNG加气站少这一难题有望在这几年得到解决,届时,LNG汽车也将迎来自己的黄金发展期。

同样,一些正常生产的气井,如果出现压力异常下降,如果气层的储量充足,没有达到应该产的气量,可能是因水淹、井筒结垢等原因造成的,通过采取气举排水、井底净化等措施,使其恢复正常。今年前10个月完成296口井,累计增产气量2262.8万立方米。

2012年7月18日,广州石油分公司广中二等6座加油站增加LNG加气功能项目,获得广州市政府批复,将纳入2012年该市第一批LNG加气站建设试点项目。

气田还有部分已经关停的探井,通过储层剩余气分布研究,2016年选出54口有潜力的气井,去年已经治理的19口井,累计产气1.2亿立方米,今年实施了5口井,累计增产349万立方米。剩余4口井投产后,预计全年探转采可贡献产量581万立方米。

今年6月5日,中国石化清远石油首座新能源加气站——接口LNG加气站正式投入运营,对清远市汽车运输集团公司旗下50台天然气公交车进行首次供气。它的投营标志着清远石油零售网点发生质的飞跃,为进一步拓展新能源领域树立了标杆。

“储层认识无止境,气层挖潜的潜力无限。”华北采气一厂副厂长刘绪刚讲。气田的上古生界400多米厚的已经认识的7套含气层位中,还有几十米厚的煤层气和页岩气,随着认识的不断深化,工程技术的不断进步,这都是可挖的潜力。

加快实现LNG气源多元化

低渗致密气田致命的要点是递减快,气田的年递减按照10%计算,年产量30亿立方米,每年就要递减3亿立方米的天然气,只有遏制递减,才能获得较高的经济效益。华北采气一厂围绕常规井稳产、未投井生产、关停井复产、措施井增产,新投井上产、新技术促产六篇文章,盘活存量资源控制递减。

当前,国际LNG市场依然处于卖方市场,我国进口LNG价格远高于欧洲和美洲国家进口的价格。国家能源液化天然气技术研发中心执行主任李玉龙表示:“进口LNG成本大幅上升,制约了国内LNG产业的发展。”

老井维护是控制的递减重要手段之一,大牛地气田1600口生产气井,产量基数大,这些气井一旦发生水淹、结垢、冻堵等症状,都会引起产量大幅度下降,但,这些气井的“常见病”都有前期预兆,华北采气一厂探索出不少有效的预防措施,有效避免“躺井”,今年4~9月份,气田的月递减率维持在0.2%,较去年下降0.4%。

2012年,我国进口LNG总量达1468万吨,占全球LNG进口量的6.7%.到2020年,我国LNG进口量将达6000万吨。今年3月,我国LNG进口均价为551美元/吨,来自卡塔尔的LNG资源进口均价为932.36美元/吨,来自也门的现货进口均价达1026.71美元/吨。

随着气井的生产延长,气井压力不断下降,当井口压力接近管网压力时,天然气就无法输出。2013年,大牛地气田建设了一次增压工程,有效扩大了井口与输气管网的压差,稳定了气田产量。在经历4年多生产后,气井压力继续下降,今年华北油气分公司果断决定对38座集气站实施二次增压,年增产天然气0.34亿立方米,已投入使用的49号集气站,日增产2.6万立方米,达到预期目标。待气田全部实施二次增压后,预计年增产3亿立方米,可有效遏制气田递减。

“高价位一方面导致上游企业担心价格优势丧失,放缓LNG接收站、处理厂的建设脚步;另一方面导致运输企业等下游用户怕做赔本买卖,对LNG利用持谨慎态度。”李玉龙说。

针对部分气井出现结垢堵塞等复杂情况,采气一厂采取措施维护作业,今年已完井的投产5口,累计增产182万立方米。针对含水量大造成的水淹井,通过采取气举复产等措施,与上半年相比,关停井减少66口井,恢复产量36万立方米/天。

同时,国内小型天然气液化技术发展及项目建设迅速,LNG工厂的生产能力增强。LNG工厂单套规模在30万立方米/天、1000万立方米/天以上的项目数量大幅增加。

在保证稳产的基础上,华北油气分公司继续保持上产势头,今年计划新部署65口新井,新建产能4亿立方米,目前已经投产19口,平均日产气1.87万立方米。

一些专家认为,受气源限制,国内LNG的产量少,作为应急补充足够,作为常用气源不能满足需求。未来国内LNG产业仍然要依靠进口。

截至10月15日,华北采气一厂围绕“六篇文章”,大牛地气田已治理实施817井次,累计增产1.57亿立方米,预计全年完成1306井次治理,年累计增产2.61亿立方米。其中对关停井、措施井等治理费用的投入,获得了高于投资3倍以上的受益。

“现在,对我国LNG产业而言,气源成了关键问题。要从我国自有资源入手,加快煤层气、页岩气、海上天然气开发利用,实现气源多元化,削弱国际LNG价格上涨对我国的影响。”李玉龙建议。尤其是对开发致密低渗气田的企业,国家应积极扶持。这些气田开发难度大、成本高,能使这类气源得以开发利用,本身就是对国家做出了贡献。相关部门要出台合适的资源、财税和环保政策,让企业得到合理的利润。

大牛地气田除上古生界拥有7套气层外,下古生界海相沉积的碳酸盐层厚度达600米,面积覆盖全气田,拥有马五1~马五10等气层,已评价出资源量350亿立方米,是气田最现实的接替层位。

2011年以前,华北油气分公司利用开发直井评价下古生界奥陶系风化壳储层,在风化壳钻遇测试效果良好,显示其具有较好的开发前景。初步认识到风化壳储层发育,但直井测试产能较低,单层开发难度大。风化壳气藏直井生产30口井,多层合采28口,单层开采2口。

随着水平井管外分段压裂技术的成熟,2011年,华北油气分公司积极开展奥陶系水平井探索试验,评价风化壳水平井开发适应性。工程工艺上,研究明确不同类型储层酸岩反应特性,初步优化出酸液体系。

地质上形成有效的地质综合评价技术,明确储层发育控制因素,为水平井部署提供依据。物探方面开展精细古地貌刻画与定量含气预测攻关,提高储层横向预测精度,有效指导水平井部署与轨迹设计调整。工程工艺方面,通过持续的水平井分段酸压工艺试验与施工参数优化,形成了加砂酸压工艺技术体系,提高风化壳储层酸压改造效果。

2014年之后,通过开展全段加砂酸压试验,测试效果较好,单井最高无阻流量52万立方米/天,完成试气16口,平均无阻流量6.97万立方米/天,较初期试验阶段提高1.7倍。

随着下古开发的深入,已经评价出优质“甜点”区878平方千米,华北油气分公司计划明年新建2亿立方米产能,下古生界将展示出良好的开发前景,成为气田最现实的资源接替层,“气田之下找气田”终将圆梦。(马献珍李红任广磊杨晓艳)