来源：中央纪委国家监委网站
渤中19-6气田海上平台“四星连珠”。费振宇摄
渤中19-6气田Ⅰ期开发项目投产现场，现场人员正在展示凝析油样品。杜鹏辉摄
工作人员在检查平台设备电力系统。杜鹏辉摄
海上平台工作人员登上天然气处理流程顶部平台巡检设备。宋巍摄
近日，我国渤海首个千亿方大气田——渤中19-6气田Ⅰ期开发项目成功投产，标志着我国海上深层复杂潜山油气藏开发迈入新阶段。
渤中19-6气田位于渤海中部海域，区域平均水深约20米，目前已探明天然气地质储量超2000亿立方米、探明凝析油地质储量超2亿立方米。这是我国东部第一个大型、整装的千亿方大气田，全部投产后可供百万人口城市居民使用上百年。
近年来，随着我国不断加大海洋油气勘探开发的力度，从浅海到深海，我国海洋石油开发实现跨越式发展。工程师们如何攻坚克难，打开海洋油气宝藏的“大门”?千亿方大气田的正式投产，将为京津冀及环渤海地区清洁能源供应、促进当地绿色低碳发展带来哪些机遇?让我们一起走近渤中19-6气田，探寻海底油气的奥秘。
“潜山+凝析油”这两个储层和流体条件的组合全世界都罕见
复杂油气藏条件让海上气田勘探开发难上加难
天然气是优质的清洁能源，也是重要的战略资源。渤海油田地处京津冀腹地，虽然是我国第二大油气生产基地，但由于复杂的地质构造，近50年的勘探发现储量都以原油为主，鲜有天然气发现。
“贯穿整个东部地区的郯庐断裂及其次级断裂纵横交错，让渤海油田的地质结构极为复杂，容易逸散的天然气难寻踪迹，规模性发现实属不易。因此，渤中19-6大气田的发现对我们来说具有突出意义。”中国海油天津分公司渤海石油研究院稠油热采首席工程师刘小鸿说。
在辽阔的大海上，我们如何找到并采集油气?
首先需要依靠物探船在海上采集海底地层的声波信号，以确定哪些盆地或地层可能含有油气资源。然后根据专业手段分析研究，圈定油气埋藏的具体位置，确认其含量和品质，并在此基础上制定油气开发方案。在工程专业完成平台建设并投入使用后，接下来就是钻井工作。钻井平台上的钻头钻进油气储层中，把开采油气资源的整个管道从地层深处一直延伸到海床上，再到地面装置都全面打通，进而通过后续开井，顺利地把油气流从地层中抽取到地面上。
与陆地油气田相比，高难度、高风险、高投入的“三高”难题，是在海上探寻开采油气资源的重大考验。
“跟陆地相比，海上的活动空间非常受限，不论是打井还是开展其他工作，都只能在海上平台上完成。陆地上作业面很大，油气田打的大多是直井，而海上打的井基本都是难度更高的水平井，一口井的建设成本是陆地的10倍以上。”刘小鸿介绍，除了空间受限，海上钢架结构平台的寿命也相对更短，设计寿命一般25年。
海上油气开采难，而“潜山+凝析油”这两个储层和流体条件的组合，犹如“摔碎的盘子，又被踩了几脚”，让渤中19-6气田的开发难上加难。
凝析气藏是一种特殊气藏。虽然凝析气藏也产油(凝析油)，但凝析油在地下以气相存在。一旦开采，由于温度和压力降低，反而会凝结出液态石油，这种液态的轻质油就是凝析油，这种气藏就是凝析气藏。“油气大部分时候是储藏在砂岩地层的一个个小孔里，而渤中19-6气田的地层是潜山地层，油气储存在变质岩的裂缝里，这种油藏条件在全世界范围内都罕见，国内外没有类似气田开发经验可供借鉴。”刘小鸿说。
所谓古潜山，是指不整合面以下被新沉积岩所覆盖的古地形高点，通俗点说就是潜藏在新地层之下的古老山头。作为海上最深、最古老的含油气地层，由太古界变质岩构成的古潜山，不均匀发育的裂缝是其主要的油气储集空间。这些裂缝往往只有0.01至0.1毫米宽，要精确定位它们的分布，识别“潜山真面目”，给工程师们出了道难题。
超高压循环注气、绿色岸电、远程操控
多项技术突破填补国内海上油气田开发技术空白
“我国天然气勘探获重大突破，渤海探明千亿方大型凝析气田……”2019年2月末，中国海油宣布发现渤海湾盆地有史以来最大气田——渤中19-6凝析气田，这一消息吸引了全社会的目光。
当人们对这一重大发现津津乐道时，千军万马战渤海的画卷已迅速拉开帷幕。
尽管储量规模可观，但在350多平方公里的范围内，渤中19-6气田表现出埋藏深、储层不均一、渗透性差、地露压差小等复杂特征，直接影响气田高效开发，为其量身定制一套合理的开发方案，着实不易。
研究院渤西开发室主任张雷全程参与了渤中19-6气田的开发工作，回顾四年多的经历，他感慨不已。如何精准刻画出地下储层，找到最适合开发的优质裂缝区域，是张雷和团队面对的最大困难。
“从海平面到海床大约有20米深，但从海床到有油气储量的潜山还有4500多米，埋深越深，寻找裂缝的难度也越大。”张雷介绍，渤中19-6气田的储层裂缝像蜘蛛网一样密集交织，气藏分布广阔但类型复杂，在广袤的海域里，寻找哪里是有效储藏段、探寻能否建成产能区，就如大海捞针一般困难。
先做地层扫描、勾勒整体形态，再打预探井，然后结合预探情况分析构造演化史和油气成藏条件，总结油气的分布规律和模式，推测是否可能形成有效储层，进而锁定优势区域，确定油气产出能力，在此基础上制定开发方案……完成这一系列准备工作后，才能开始正式的工程建设和后续钻井工作。
油气开发面对的地层比铜还要硬，井下最高温度达到204℃、井下压力达到40至50兆帕——高温高压的环境给钻井带来巨大挑战。“最慢的时候每小时只能钻进两三米，往往需要7到10天才能完成潜山段钻井作业。”
钻探的过程，也是技术不断革新升级的过程。张雷表示，与刚刚开发气田时相比，如今钻井工具的转速已经比原先有了大幅提升。
没有国外经验可借鉴，渤中19-6气田Ⅰ期开发项目完全由我国自主设计、建造、安装及生产运营，可实现超高压循环注气、油气综合处理、绿色岸电、中控远程操控等先进功能，多项技术突破填补了国内海上油气田开发技术空白。
海上油气田的绿色开发对于保护海洋环境至关重要。值得一提的是，整个渤中19-6凝析气田全部采用陆地电力进行供电，实现了“绿电入海”，取代海上平台传统透平发电机供电的模式，减少柴油、天然气消耗和二氧化碳排放。
“透平发电机使用的燃料有两种：天然气和柴油，相当于把开采出来的油气进行‘自产自销’，化学燃料燃烧会产生污染物，而绿色岸电则有效避免了这一方面的污染。”中国海油天津分公司渤中19-6凝析气田总监邹亮告诉记者，为保护海洋环境，渤中19-6凝析气田在开发过程中实现“零排海”，生活污水、生产污水全部实现重复利用。在生产和生活过程中，将产生的生活垃圾、工业垃圾、有害垃圾分类收集，统一返回陆地处理;在油气处理过程中，利用天然气压缩机最大程度回收火炬放空气，减少火炬燃烧量。
用气低峰期回注，用气高峰期开采
“夏注冬采”合理调配，提供稳定可靠的清洁能源保障
近日，受新一轮强冷空气影响，暴雪、寒潮、大风来袭，全国多地气温呈“断崖式”下跌，国内迎峰度冬能源保供迎来关键期。
随着渤中19-6气田Ⅰ期项目提前实现投产，渤海首个千亿方大气田目前的高峰日产天然气能力超100万立方米。据统计，自试验区投产以来，渤中19-6气田已累计为京津冀及环渤海地区供气超6亿立方米。
“渤中海域距离京津冀地区仅一百多公里，开发后可以直接利用已有的天然气管道进入市场。”据邹亮介绍，渤中19-6气田通过对天然气生产流程进行实时调整，可实现陆地三座天然气处理厂外输天然气量合理调配，以适应用户市场需求的变化。
“夏注冬采”，是渤中19-6气田采用的独特的开采方式。邹亮介绍，为考虑工业生产和居民生活用气需求，气田在每年4月至10月下游用气低峰期时，将开采出来多余的天然气回注，保持地层压力、补充地层能量。10月至次年4月冬季用气高峰期时，注气井就变成了生产气井，采出天然气供用户使用，通过合理配置，有效避免资源浪费。
为实现大气田高质量开发，渤中19-6凝析气田采取“整体布置、分步实施、试验先行”的总体开发策略，分试验区、Ⅰ期、Ⅱ期3个开发项目依次开发。
邹亮表示，目前渤中19-6凝析气田已形成试验区井口平台、高压注气平台、中心处理平台、电力动力平台“四星连珠”，开发井“星罗棋布”的开发格局。全面投产后，该气田将进一步助力我国端稳端牢能源饭碗，为京津冀乃至环渤海地区提供稳定可靠的清洁能源保障。
随着世界陆地和浅海油气勘探开发程度的不断提高，深水已成为油气储量和产量的主要接替区，全球勘探开发已全面步入深水时代。近年来我国不断加大海洋油气勘探开发的力度，海洋能源开发挺进深海。
“深水不只是‘水深’，其对技术、装备能力、精细化程度要求极高。深水深层、复杂地质环境勘探及规模开发，对深水钻完井、浮式生产系统、立管系统和水下生产系统等均带来较大挑战。”中国海油研究总院党委委员、海洋工程总师尹汉军认为，未来走向超深水，需要掌握的关键技术包括新型多功能浮式生产装置研发和总体设计、高压高可靠性海底水下生产系统和管缆材料及总体设计技术、超深水立管新型材料和设计技术、超深水张紧式系泊定位系统材料和设计技术、超深水海上安装作业技术等。
尹汉军表示，在向深海挺进的过程中，我们应主要在完善技术体系、掌握自主设计能力、开发核心自主设计软件、建立平台和立管配套的测试装置和技术、提升平台在役运营保障等方面持续攻关。培育自主的核心技术能力，建立完整的技术体系势在必行、刻不容缓，这对保障我国深水油气开发具有重大而深远的意义。
