“超深水区”是目前海域油气勘探的又一焦点,主要集中分布于西非海域、墨西哥湾、巴西近海、澳大利亚西北陆架、挪威中部陆架、巴伦支海、孟加拉湾、缅甸湾、中国南海以及日本海等。
超深水区油气勘探始于20世纪80年代后期,90年代后期以来持续活跃。近两三年,全球共钻探超深水勘探井约200口,绝大多数集中于巴西近海和非洲海域。全球陆续有超深水区重大油气发现,其中以巴西2006年在桑托斯盆地发现Tupi巨型油田和Iara巨型油田最为引人瞩目。
随着勘探开发的不断深入,超深水油田逐渐呈现开发成熟状态,运营商急需寻找技术,以帮助此类油田在低油价环境下持续开发。Russell McCulley与Total谈到了其在非洲安哥拉第17区块中的战略,主要涉及海底多相泵的应用。
Total在安哥拉的Girassol项目被认为是2001年投产时的第一个超深水油田,其深度为1300米。现在,深水油田的开发深度大致是该开发深度的两倍以上,而Girassol和其他项目也正逐渐达到成熟阶段,因而不可避免的出现采油速度下降的现象。
近年来,运营商尝试了多种策略来提高超深油气田的采收率,延长其井下设备寿命。2014年,Total E&P Angola公司创建了Project Brown Field部门,专门处理第17区块开发项目的生命周期问题,其中包括在Girassol、Pazflor、CLOV和Dalia油田的四个浮式生产储油卸油装置(FPSO)。该计划还包括预测和解决开发阶段新项目的生产率下降问题。
在本世纪初,当安哥拉的深水油田开始投入运营时,Total E&P的高级技术顾问Philippe Charlez表示,“油田二次开发业务仅限于成熟的陆上油田和主要位于北海、中东和几内亚湾的常规浅水油田。
大约15年后,深水油田就会变得成熟老化,因而国际石油公司现在着眼于研究如何在低油价环境下重振这些资源。成熟的深水油田具有许多与浅水油田相同的特征——油藏压力降低、含水率上升、井下和地面设施的老化或配套不完善问题,以及“加工设施之间需求的不匹配和重型、昂贵去瓶颈工程的需要。”
用于缓解自然递减的方法也是类似的。Charlez指出,操作人员可以钻加密井,去加工瓶颈或回接卫星或边际油田。“
但是深海油田也有一些与其开采模式相关的特殊性,特别是,大多数深海油田开发使用的是海底井口,具有相当长的管线和海底开采控制系统联系缆,以及浮式生产储油卸油装置。因此,重新利用这些资产也需要创新思维。”
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