渤海油田天然气区域化联网开发新模式探索与实践

时间：2024-07-28

张宏友马奎前苏彦春黄凯袁东

(中海石油(中国)有限公司天津分公司)

0 引言

天然气是国民经济生存和发展的战略能源之一，作为“绿色能源”已广泛应用于居民生活、城市燃气、工业发电、化工生产等。按相态天然气可分为游离气、溶解气、吸附气、天然气水合物、干湿气和凝析气，天然气在地层中都以气态存在，具有产气量高、稳产时间长的特点；与石油相伴的溶解气，是指溶解于地下原油中的天然气，伴随原油被采出，油田开发初期气量相对较多，但在油田开发中后期，随着原油产量递减，气量开始减少，稳产时间短。

与原油不同，天然气开发需要建设完善的天然气输气管线、稳定的下游市场用户，用户则要求长期、稳定、安全的天然气产量，因此以往天然气开发利用主要以气藏气为主。伴生气资源由于大多储量规模小、产气量低、稳产时间短，无法满足用户要求，加之海上油田建设天然气管线成本高，除部分被作为自耗气外，剩余伴生气资源通常作为“废气”放空燃烧，造成资源的极大浪费。

本文以渤西南地区为例，介绍渤海油田在探索实践天然气区域化联网开发新模式、综合利用天然气资源方面取得的成果。

1 天然气区域化联网开发新模式探索与实践

渤西南地区位于渤海西、南部海域，石油天然气资源丰富。区域上，分为渤南、渤西、曹妃甸、蓬莱4大油田群，截止到目前，已经投产油气田27个，共动用探明天然气地质储量约1000×108m3，其中伴生气资源地质储量超过60%，因此伴生气资源的合理开发利用至关重要。然而，渤西南地区油田群独立的天然气开发体系，无法实现资源共享、优势互补，一方面大量剩余伴生气被放空燃烧，而另一方面又面临自耗气短缺、供气形势严峻，天然气资源未得到合理利用。

针对渤西南地区天然气开发利用现状，遵循“资源共享、优势互补、统筹规划、合理利用天然气资源”的原则，通过天然气管网将渤南、渤西、蓬莱、曹妃甸油田群连成一片(图1)，实践渤西南地区天然气区域化联网开发新模式，既节约资源，减少环境污染，又提高油田开发经济效益。整个渤西南地区天然气区域化联网开发可分为3种模式：

图1 渤西南地区天然气区域化联网开发示意图

1.1 油气田内部联网开发模式

(1)渤南油气田内部联网开发

最早渤南供气体系是以BZ28油气田为中心，联合周边其它3个油气田进行联合开发，建设了一条由“友谊号”FPSO至陆上终端天然气输气管线，年最大输送气量5.0×108m3，共分两期开发建设，分别于2004年9月和2009年12月投产。这四个油气田均以气藏气为主，预计2011年～2020年每年将向下游用户稳定输送天然气3.0×108m3～4.0×108m3。

近年来，随着渤南油田群开发力度的加大，以伴生气为主的BZ34等11个新油气田陆续投产，高峰年产天然气5.0×108m3左右.由于以伴生气为主，产气量随着原油产量递减而下降，因此最初的开发方案中均未考虑天然气的开发利用，除部分作为自耗气外，剩余大量天然气将会放空燃烧。2009年，依托现有渤南供气体系的天然气管线,新建了一条由BZ34油田至BZ28油气田“友谊号”FPSO的天然气管线，将以伴生气为主的BZ34等11个油气田剩余伴生气资源输送给下游市场用户，率先在渤南油田群开发体系内部实现了天然气联网开发。

渤南油田群开发体系内部实现天然气联网开发后，预计2011年～2016年需要外输气量达到7.0×108m3～8.0×108m3，超过了现有渤南供气管线输送能力，需要增加新的天然气管线来解决富裕的天然气产量。

(2)渤西油气田内部联网开发

渤西油田群天然气开发利用较早，1997年投入生产，建立了以QK18油田为中心，天然气经海管输送至陆上终端(天津滨海新区)销售。所供天然气以“伴生气”为主，产气量随原油产量变化，目前各油田大多已进入油田开发的中后期，原油产量与初期相比大幅度降低，产气量随之降低，通过措施增油提高的产气量十分有限，天然气生产形势严峻，已不能满足下游用户对供气量需求。

1.2 跨油气田联网开发模式

2010年，新建了一条由BZ28油气田“友谊号”FPSO至BZ13油田至QK18油田的天然气管线，把渤南油田群富裕天然气通过渤西油田群现有天然气管线输送给下游市场用户，实现渤西、渤南油田群的跨体系天然气联网开发模式，资源共享、优势互补，既有效缓解渤西油田群天然气缺口，富裕气量增供天津市场，支持天津滨海新区的发展；又解决了渤南油田群天然气产量过剩问题，降低对原油产量的影响。

1.3 区域联网开发模式

蓬莱油田群是中国海上第一大油田，伴生气资源储量规模大，然而油田群面却面临着开发早期剩余大量伴生气资源，而中、后期自耗气严重短缺的问题。目前该油田群处于产能建设阶段，所产天然气除用作自耗气外，剩余气量作为“废气”放空燃烧，日放空气量高达65×104m3。随着新井的不断投产，放空的天然气有逐渐增加的趋势，造成资源极大浪费，也不符合国家节能减排环保要求。然而，油田进入开发中、后期，随着原油产量递减，伴生气量随之减少，预计2017年产气量将无法满足自耗气的需求。

与蓬莱油田群一样，曹妃甸油田群目前也面临着伴生气大量富余，日放空气量31×104m3，预计2018年将面临自耗气短缺的问题。

2011年，新建了两条天然气管线分别将蓬莱油田群、曹妃甸油田群与现有渤南油田群供气管线相连接。首先通过对渤南油田群产气量优化调整、适当降低以“气藏气”为主油气田的产气量，保证蓬莱油田群、曹妃甸油田群开发早期大量剩余伴生气资源利用南油田群供气管线输送给下游市场用户；而开发中、后期又可以利用这两条新建天然气管线将早期渤南油田群“预留”的天然气资源返输给蓬莱油田群、曹妃甸油田群，解决自耗气短缺问题，实现了体系间天然气接替联网开发模式，做到统筹规划、科学合理利用天然气资源。

天然气区域化联网开发实施后，渤西南地区所产天然气除自耗外，全部外输销售，实现了资源共享、优势互补，科学合理利用天然气资源，达到节能减排增效的目的。预计2011年～2020年累计外输销售气量71.0×108m3，与联网前相比，增加外输销售气量32.0×108m3(图2)，2016年～2024年渤南油田群返输蓬莱油田群、曹妃甸油田群自耗气10.0×108m3。

图2 区域化联网开发前、后外输气量对比图