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老国企吉林油田“乘新而上”的改革密码

来源:经济参考报 时间:2024-09-09 16:49

  地处松辽盆地的吉林油田,是中国石油工业在东北大地绽放光芒的首批油田之一,迄今已有65年的开采历史。作为新中国老油田,它承载着为我国能源安全贡献力量的往昔荣光,却也经历着低渗透、低丰度、低产量的长期压力以及优质资源发现难、效益产量稳定难、投资成本控制难的过往艰难。

  实现“碳达峰碳中和”是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革。我国提出“双碳”目标以来,多地加快布局清洁能源体系建设,这让老油田看到了新风口。在CCUS技术领域谋新突破,以零碳原油生产闯新赛道,依绿色能源体系抓新机遇……改革创新的澎湃动能之下,吉林油田不仅摘掉了一度亏损的帽子,还探索出“乘新而上”的高质量发展密码。

  新突破:“双碳”背景下

  推进CCUS应用

  白露过后,吉林省松原市初感秋凉,位于此间的吉林油田黑46区块二氧化碳驱油与埋存循环注入站内,中控室工作人员轻触鼠标发出操作指令,不远处机房内设备轰鸣作响,使二氧化碳通过管道源源不断地注入地下……这是CCUS技术应用的关键一环。

  CCUS,即二氧化碳捕集、利用与封存的英文简写。“打个比喻,地层就像三明治,原油就藏在各个地层的缝隙当中,生产原油就是要想方设法把缝隙中的油‘挤’出来。”吉林油田二氧化碳开发公司黑46注入站站长闫伟东介绍,“我们采用的CCUS技术,就是将二氧化碳变废为宝,把它们注入地下,利用他们作驱动力生产原油。”

  生产原油是油田业务之本。开采年份越久使得开采难度越大,是老油田往往不得不面对的瓶颈。吉林油田的先天资源禀赋并不占优,实现可持续发展,就要聚焦如何在既有资源中“挤”产能、“挤”效益中做文章。吉林油田开发部高级专家祝孝华介绍,油田从1990年起历经30年持续攻关,在国内率先走通了CCUS全流程,积累了丰富经验和国际领先技术。

  “相当于发现一个同等规模大油田。”吉林油田二氧化碳捕集埋存与提高采收率开发公司(一体化中心)主任张德平在大晴字井块区介绍,以往这里单纯靠注水驱油,采收率通常在23%至25%,如今采用CCUS注碳驱油,采收率实现了翻倍。“不仅降低了开采成本,更为石油行业低碳运转探出了一条可行的路子。”他说。

  石油行业在我国推动实现“双碳”目标的进程中发挥着重要作用。石油开采过程往往伴随能源消耗和碳排放,如何降耗减排兼顾效益,是传统能源企业必须思考的课题。为此,吉林油田依托技术领域的突破,在国内建成首个全产业链、全流程CCUS利用示范工程,成为亚洲名列前茅的提高石油采收率项目。

  通过持续优化CCUS注入环节的工艺,吉林油田在提高注入效果和安全性的同时,还在探索成本压降空间。今年8月10日,由吉林油田自主研发、国内首创的CCUS气水同注工艺先导试验全面完成。这不仅优化了原有注入系统,实现了控投降本,更提升了安全性。

  “我们将原有注入设备流程由两套整合为一,创新设计了一体化注入橇,集分配、计量、调节功能于一身,实现二氧化碳与水同橇注入。”吉林油田勘察设计院一级工程师林海波说。

  应用CCUS技术以来,吉林油田已累计埋存二氧化碳超过300万吨,相当于植树近2700万棵,或者近146.8万辆经济型轿车停开一年的减碳效果,可提高原油采收率20%以上。仅今年上半年,吉林油田就已累计向地下注入二氧化碳22.4万吨。

  “今年我们已经形成了注入二氧化碳80万吨的能力。我们正在依托吉林市的资源,谋划在未来构建一条总长400公里的管道网络,把吉林石化等企业的碳源都利用起来,到‘十四五’末形成具备100万吨注入能力。”张德平说。

  新赛道:老油田

  产出第一桶“零碳”原油

  秋阳杲杲,查干湖畔天高云淡,伴着视距远端的水鸟嬉戏,吉林油田零碳示范区新立采油厂Ⅲ区块的采油设备忙碌地运转着,构成一幅大美生态与工业旅游相映成趣的画面。

  在人们的传统印象里,油田生产现场少不了一个个“磕头泵”循环往复地开展工作。而如今在吉林油田一些采油区,却是俗称的“采油树”聚合的井丛,与风电机、光伏板等清洁能源设备同框的生产现场,让人耳目一新。

  “新的技术更具集约效应。井丛集中到一起,管道则向不同采油地区延伸,这样我们就腾出了大量珍贵的土地资源。”吉林油田新立采油厂常务副厂长张成明介绍,“采油树”下是斜井,错综复杂的油管可绵延至千米之外,周边上千万平方米面积以内原油均可汇集一处被采收。

  采油是能源的获得过程,但也伴生大量能耗。“传统驱油过程依赖电力。吉林油田所处的吉林西部地区本身就是风、光资源较为富集的区域,我们向采掘成本要效益,就需要减少传统石油生产过程的能耗。”吉林油田企业首席专家贾雪峰介绍。

  据统计,吉林油田矿权区风力发电年等效满负荷发电小时数3000小时以上,光伏年等效满负荷发电小时数1500小时以上,堪称“风光无限”。即便在废弃井场及平台周边土地资源、废弃油井井筒附近,风力、光能、地热等资源同样丰富。为此,吉林油田近年来发力建设新能源设备,为降低采掘成本提供基础保障。

  “新能源赋能油田以来,我们的生产成本下降很多。以前火力发电成本每度6毛钱,风光发电每度成本2毛钱。”吉林油田新能源事业部副总经理姜一说。

  今年8月,吉林油田零碳示范区新立采油厂Ⅲ区块光热系统正式并网运行,标志着亚洲最大陆上采油平台集群零碳示范区建成投运,第一桶“零碳原油”应运而生。

  “生产用能全部来自清洁能源,可以实现原油生产零碳排放。”贾雪峰介绍,吉林油田不仅通过风光发电项目实现了绿电替代,还通过地热、光热、空气源热部分替代天然气加热,每年可减少天然气消耗60万立方米。以新能源“组合拳”转向新赛道,吉林油田实现区块原油生产碳排放清零,从而诞生了“零碳原油”。

  新机遇:精细存量

  开发非常规产品增量

  在有着65年历史的吉林油田,已探明储量中非常规资源占比超80%。随着开采存量变化,吉林油田动用储量已逐步转向以特低渗透、特低丰度资源为主,超低渗、特低渗油藏比例从50%上升到75%,特低丰度资源占比从70%上升到95%。

  “举个不恰当的例子,高渗透矿藏可以理解成打一口井油是喷出来的,而低渗透矿藏可能是需要千方百计才能把油‘挤’出来。”林海波说。

  对吉林油田来说,非常规资源是挑战也是机遇。面对资源品位红利持续收窄的现实,吉林油田通过转变开发思路、储备新技术、开展先导试验等方式,主动应对挑战。近年来,吉林油田已形成先进的水平井钻井和体积压裂新技术,推动了致密油开发。

  “通过加强自主研发、培养专业人才等措施,逐步攻克了多项技术难题,不仅有单一技术的突破,还有整体技术体系的完善与优化。通过技术创新,降低了成本,为非常规资源的规模化开发奠定了基础。”吉林油田非常规资源开发公司经理叶勤友说。

  新技术成本高,实现效益开采难,这是拓展非常规资源不得不面对的问题。对此,吉林油田秉承“没有效益的油一滴也不动”的理念,在非常规资源开发过程中,大力推广协作开发、一体化施工等模式,集结多家科研院所、生产单位整体联动、通力协作,从方案组织、钻井工程、采油工程、地面工程到生产运行、经营管理实现一体化。

  2023年,吉林油田在长岭页岩油藏开发3口井,通过优选二开结构并配套油基泥浆,实现2000米水平段安全完井,钻井周期大幅缩短。

  油水井是吉林油田占比重最高的资产,化解油水井低产低效的矛盾,是破解“资产矛盾”的关键。吉林油田在开发管理上,深化改革,推进工程技术队伍使用市场化。2015年以来,百万吨产能建设成本降低30%,产能、产量到位率由70%提升到90%。

  深化老区挖潜,打造缝网等特色压裂技术。每年增加经济可采储量50多万吨,储采平衡系数由一度的负值提升到1以上。

  实施精细注水,自营区连续5年综合含水未上升,创历史新高。勘探上,创新烃源岩内找油思路,致密油气勘探取得突破。

  今年上半年,吉林油田实现了油气储量、油气产量、新能源发电量、经济效益增长,时间过半、任务硬过半,成本、能耗双下降。

  “吉林油田将继续推进绿色低碳转型全面提速,形成多能互补、融合发展新模式,进一步全面深化改革,构建形成与高质量发展相匹配的体制机制。”吉林油田公司执行董事、党委书记沈华说。

  沈华表示,吉林油田将加快提升科技创新能力,完善科技创新体系,从根本上破解资源劣质化和效益发展困局,创新模式转变老油田生产方式,全力构建开发生产新秩序,依托新能源实现转型。(王昊飞 马晓成)

  责任编辑:江蓬新