勘探与钻采工程
效益开发：发掘老气田新价值
2010/5/6
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来源：中国石油石化工程信息网
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——中原油田天然气老区产能建设项目管理探究
[中国石化新闻网2010年5月4日] “天然气开采并不难，难的是实现效益开采。”分公司天然气老区产能建设项目组组长陈爱仁介绍，随着自然递减加快，勘探没有大的突破，未动用的探明地质储量经受不住效益这杆秤的称量只能沉睡地下。近年，油田通过项目管理以效益为出发点、衡量器，走出了一条发掘老气田潜力的新路。
客观困难与主观追求催生项目管理机制
东濮凹陷是一个既富油又富气的油气田。据2000年油气资源第三次评价，东濮凹陷天然气资源丰富，含气层系多，天然气总资源量超过3000亿立方米，但由于埋藏情况复杂，探明程度不高，这就意味着要开采出这些“宝藏”将注定是一项复杂的系统工程，要面临众多的困难。
而近年，随着开发程度的不断提高，开发难度的不断增加，东濮凹陷天然气的开采矛盾更是日渐突出。
相对于由于客观规律导致的困难，以油藏经营管理为核心的开发思路对效益的主观要求，让油田广大的天然气勘探开发工作人员压力倍增。
“是客观上的开采困难与主观上的效益追求催生了项目管理机制。”油藏经营管理办公室项目化管理负责人余占玄介绍，以项目长负责制为基础，运用目标责任制的形式，对具体项目在既定的投入、产出、工期、质量、效益等目标的前提下，进行组织、优化、实施、协调、控制等活动，以达到在规定的投入和时间内实现油藏经营管理最佳目标，是油田为适应新的开发条件和新的开发要求而做出的有益探索。
据了解，天然气老区产能建设项目组由开发管理部牵头，由机关相关职能部门、科研单位及油气生产单位相关人员组成。根据所负责的工作内容不同，将投资、产能、效益、水平井和气藏精细研究等相关指标层层分解，落实责任。
“生产管理的运行更顺畅了，大家的工作也更有针对性了。有了共同的奋斗目标，大家心往一处想，劲往一处使。我们有技术，有思路，但是现场动态资料了解不全面，缺人手。厂级技术人员掌握了大量的第一手资料。取长补短，事半功倍，何乐而不为呢！”谈到项目组的优势时，勘探开发科学研究院总地质师毕建霞这样说道，“我们院首次与天然气产销厂合作，采取联合办公的形式，用了将近3个月的时间，采用倒计时的方式，12个人分担10个子课题，从储层评价到单井，对户部寨气田做了一次系统的精细研究，并制订了户部寨气田2010年的开发调整方案。这为下一步工作的开展奠定了坚实的基础。”
如此一来，项目化管理发挥了各专业、各部门团队协作的整体优势，可以集中优势力量解决油藏经营管理中的难题，促进了多部门、多专业的高效协作，也调动了项目组成员的积极性。
投入产出比约束着项目管理的运行轨迹
“科研所明确选井依据，证明有潜力可挖，然后与工艺所结合看可不可行，再与油藏办结合，看投资划算不划算。在我们厂2月份的措施论证会上，技术人员提出12口井的措施，仅有两口井通过论证。接着，我们还要去局里，和相关部门再开论证会，确保万无一失。”天然气产销厂地质工艺所副所长宋先勇说。在天然气产销厂，每一个付诸实施的措施都要“过五关斩六将”，经受住地质、工艺、效益等方面的考验。
在项目管理机制下，油田对井位部署、投产方案采取地质、工程联合集中审批制，并将地质、工艺、实施、管理等4个关键环节的责任落实到人。通过加强地质和工艺的结合，优选成熟配套的工艺技术，提高气井投产率，获得较高产能。
项目管理领导小组办公室每月定期检查各项目组工作运行情况，并在油田生产会上通报各项目的工作进展情况。“大会”开完有“小会”。项目组长根据天然气老区产能建设进展情况不定期召开工作会，对项目实施状况进行分析，对下一步工作进行安排。为了及时解决生产中的急、难问题，项目组组长经常带着技术专家到厂级单位“巡诊”。
正是以打好投入产出比的“算盘”为目标，油田在十分困难的情况下取得了不错的效益开发天然气的成绩：
2009年部署的白庙平1井，今年4月中旬投产，达到了设计方案要求。
据了解，白庙、桥口深层凝析气藏共探明天然气地质储量193.97亿立方米，动用天然气地质储量72.7亿立方米，动用程度为37.5%。如果白庙平1井先导试验获得成功，那么对沉睡地下多年的“低品位”凝析气藏挖潜将大有可为。
在文23气田，技术人员通过深化气田构造精细研究，挖掘断层夹角处的未动用储量，先后实施调整井两口、侧钻井3口、换井底1口井、挂4英寸套两口井，建成产能0.27亿立方米。
技术人员还编制了户部寨气田挖潜方案，评价气藏天然气地质储量27.06亿立方米。
可持续的效益开采是项目管理的最终目标
2009年，通过项目化管理，各单位通力合作，天然气产能建设项目建产能0.64亿立方米，完成年计划的106.7%。但是，天然气递减的趋势并没有得到根本改变，可持续发展的道路依然布满荆棘。
显然，面对这种难题，可持续的效益开采是项目管理最现实的目标。
“虽然产量压力大，但是我们有时并不急于开采发现的储量。”天然气产销厂副厂长苏月琦的这句话，表明的正是油田以持续效益开采为核心的天然气“经营之道”。
苏月琦介绍，近几年，随着气藏调整挖潜的力度加大，储量采出程度提高，剩余气分布越来越零散。储量规模小，加上气井井况复杂和工艺限制，气藏挖潜难度增大、开发效果变差。随着气藏地层压力逐步下降，气井出盐、积液进一步加重，除盐、洗盐、排液等措施频率越来越高，生产维护成本越来越高。
“越是这样就越要追求综合效益。”天然气产销厂首席专家耿新中说。工艺技术人员在设计工艺方案的时候，不仅仅要考虑钻井工艺技术，还要考虑后期的投产方式、井筒维护和措施挖潜。现在他们达成了共识：在地质条件允许的情况下，尽可能减少设计井斜。
在开发上，尽可能优先动用最下面的层，从下往上逐层开采，追求总体效益和可持续发展。耿新中说，在投产方式上，不是盲目地有多少层就射开多少层，而是坚持多气层均衡开发。针对气井井段长、纵向差异大导致压裂改造后生产剖面不均衡、储量动用率低的情况，通过优化射孔参数等“效益型”手段，降低费用。
“2010年，我们将跟踪分析白庙主体水平井的实施效果；强化对已开发气藏的精细研究，搞清剩余气分布，采取有效挖潜措施，实现储量有效动用；进一步推广应用压裂、打水平井等工艺技术，提高气田开发效益。”开发管理部天然气产能建设科李战良说。
