【落後15年!我們靠什麼發現超深水油氣田】前不久,我國首個海洋天然氣儲量超千億方的深水氣田“深海一號”正式投產。據中國海洋石油集團有限公司(以下簡稱中海油)稱,“深海一號”最大水深超過1500米,其正式投產,標志著我國從裝備技術到勘探開發能力全面實現從300米到1500米超深水的跨越。

為實現這一跨越,我國組織各方力量不斷攻關。但中海油研究總院高級工程師謝彬等人判斷,我國仍落後國外10~15年。

“由於深海油氣工程具有‘四高’的基本特徵,必須對深海油氣勘探開發的安全高效作業模式及其技術支撐體系進行持續研究與實踐。”中科院院士、中國石油大學(北京)石油與天然氣工程國家重點學科負責人高德利告訴《中國科學報》,既要掌握基本的科學規律與先進的勘探開發模式,還要不斷實現相關工程技術與裝備支撐體系的重大創新與突破。

就在日前國家能源局組織召開的2021年大力提升油氣勘探開發力度工作推進會上,“全力突破油氣勘探開發系列關鍵技術,力爭再發現新的大中型油氣田”成為重要共識。

由淺入深成為趨勢

縱觀全球,海洋油氣勘探開發正從海洋淺水區邁向深水區甚至超深水區。有學者統計,近十年來,全球重大油田發現有一半以上來自深海。例如,全球2018年前十大油氣田發現均位於巴西、圭亞那、塞浦路斯和墨西哥灣等海域,其中深水、超深水區油氣發現儲量占海域發現儲量的60%。

這一趨勢的驅動力之一是全球各國對油氣需求量的持續增長。以我國為例,我國石油和天然氣對外依存度逐年攀升,2019年分別達到70.8%和43%。

在業界,區別海洋油氣“淺與深”有兩套標准,分別是挪威標准和歐美標准。前者以300米為界,300米以內為淺水區,300至1500米為深水區,超過1500米為超深水區;後者以500米為界,500米以內為淺水區,500至1500米為深水區,超過1500米為超深水區。我國學者多采用挪威標准。

“深海一號”屬於超深水區油氣田。據中海油稱,“深海一號”發現於2014年,是我國目前發現的平均水深最深和勘探開發難度最大的海洋深水油氣田,後者主要體現在鉆井作業面臨地質結構複雜、高溫高壓、台風極端天氣等更多挑戰。

這些挑戰也是海洋深水油氣田勘探開發“四高”基本特徵的具體表現,即高技術、高投入、高風險和高回報。高德利介紹,高回報吸引著世界各國及相關公司持續高強度投入和進行大規模開發。

然而,高回報往往伴隨著高風險。

以墨西哥灣2010年“深水地平線漏油事件”為例,這一事件最終導致10余人死亡,給海洋生態造成毀滅性破壞。10年後的今天,影響依稀可見。與此同時,負責勘探開發的英國石油公司在後續處理上花費超400億美元。

因此,實現安全環保、降本增效及提高最終采收率的安全高效開發目標,已成共識。

但高德利向《中國科學報》表示,制約深海油氣田勘探開發的主客觀因素紛繁複雜,相關科學研究涉及多學科領域,特別是對一些不確定性影響因素的認識,需要不斷探索與實踐。

認識差距是關鍵

在我國,深水油氣勘探開發起步較晚,但進展迅速。

自然資源部油氣資源戰略研究中心助理研究員王陸新等人撰文介紹,我國深水油氣實質性勘探始於2005年珠江口盆地白雲深水區。

截至2018年年底,我國在南海北部先後發現14個大中型深水油氣田,累計探明油氣地質儲量約為3.9×108t油當量。

科學技術的不斷進步也是油氣勘探開發走向深海的重要驅動力。《中國科學報》獲悉,以中海油為代表的企業曆經十余年發展,初步具備了深水油氣勘探和開發的能力。

早在2008年,中海油研究總院牽頭,聯合國內多家科研院所和高校,國家科技重大專項“海洋深水油氣田開發工程技術”項目啟動。項目分為3期,共涉及深水鉆完井工程技術、深水平台工程技術、水下生產技術等7個方向。

謝彬介紹,在“十一五”期間,項目主要開展深水工程核心技術攻關,建立深水工程相關實驗手段,並具備深水油氣田開發工程總體方案設計和概念設計能力;在“十二五”期間,項目持續開展深水工程核心技術攻關,具備深水油氣田開發工程基本設計能力;在“十三五”期間,項目完成深水油氣田開發工程應用技術攻關,基本實現深水工程關鍵技術體系化、設計技術標准化、關鍵設備和產品國產化、科研成果工程化。

在已開發深水油氣田中,最具代表性的是2006年發現的第一個深水大氣田荔灣3-1。該氣田由中海油與加拿大相關公司聯合投資65億元,並於2014年建成投產,為我國拓展深水油氣資源開發提供可借鑒范本。

但謝彬同時強調,無論在深水油氣田開發工程技術還是深水工程裝備方面,我國與國外先進水平相比仍存在較大差距。

“國外水下采油樹最大作業水深2934米,國內最大作業水深僅1480米;國外浮式生產裝置最大作業水深2895.5米,國內作業最大水深僅330米;國外氣田最長回接海底管道距離149.7千米,國內僅80千米;國外有各種類型的深水浮式生產設施300多艘,國內在役的僅有13艘浮式生產儲油卸油裝置和1艘半潛式平台……”謝彬舉例說。

探索適宜的開發模式

“較之於淺水或陸地,深海天然氣工程最大特點是需要浮式鉆采作業、水下井口及相適應的天然氣生產與集輸系統等。”高德利表示,我國有必要圍繞深海天然氣田安全高效開發目標,優選比較適用的工程模式及配套技術與裝備,同時積極探索更加先進適用的工程模式及技術支撐體系。

他進一步介紹,深海油氣田開發模式一般是根據具體的約束條件進行優選或創新,主要約束條件包括欲開發的深海油氣田離岸距離、海洋環境條件、油氣藏類型與產能規模,以及工程建設、油氣生產與集輸處理、市場銷售等環節的技術裝備能力,力求形成“海洋—地質—工程—市場”一體化解決方案。

以“深海一號”為例。為確保氣田順利開發,中海油建立“半潛式平台+水下生產系統+海底管道”深水油氣田開發工程模式。

值得一提的是,“深海一號”周邊發現的多個深水氣田將得到有效開發,形成氣田群,有望建成萬億大氣區。同時,“深海一號”氣田的開發,也使環海南島並輻射香港、廣東的海上天然氣大管網最終成型,可將一批海上氣田串聯起來。

據介紹,“深海一號”氣田高峰年產天然氣33.9億立方米、凝析油24.7萬立方米,可滿足粵港澳大灣區1/4的民生用氣需求;而且設計開采年限超25年,高峰穩產期10年。

事實上,我國是海洋大國,以300米水深為界,深水海域主要分布於南海九段線內及東海衝繩海槽。王陸新指出,截至2018年年底,我國南海海域傳統疆域內深水區油氣資源探明率不足10%,未來“前景廣闊”。

“根據南海中南部資源分布和地理位置,建議重點發展海上液化天然氣技術裝備,以應對深遠海天然氣開采。”王陸新說。

高德利建議,對於深海常規天然氣田,應積極試驗與建立“水平井或複雜結構井浮式鉆完井+水下鉆采系統+浮式生產、集輸與浮式液化天然氣處理系統+船運外輸”的開發模式及技術支撐體系;而對於鄰近淺水區的深海天然氣田,則可以考慮采用大位移水平井開發模式,將“水下井口”轉移到淺水區固定鉆采平台,從而大幅度提高綜合開發效益。

“未來,應通過持續的創新驅動,不斷提升深水鉆探、開采及儲運一體化技術體系的先進性與安全高效應用水平。同時,應高度重視環保問題。”高德利說。http://t.cn/A6Ih8qpQ

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