為保持油氣產(chǎn)量長期增長的勢頭，石油公司需要挖掘地質(zhì)狀況復(fù)雜、開發(fā)技術(shù)要求高的油氣資源的潛力。為實現(xiàn)這一目標(biāo)，道達(dá)爾將其專業(yè)技術(shù)及研發(fā)項目與現(xiàn)場應(yīng)用緊密結(jié)合起來。
開發(fā)利用邊際油氣資源
面對當(dāng)今油氣資源有限、石油公司間競爭日益激烈的形勢，道達(dá)爾憑借其在重要領(lǐng)域所擁有的先進技術(shù)，實現(xiàn)了增產(chǎn)目標(biāo)。道達(dá)爾集團的專業(yè)技術(shù)是極為重要的資產(chǎn)，不僅可以用來提高自有油氣田的產(chǎn)量、開發(fā)自有油氣發(fā)現(xiàn)，而且能為資源國提供其開發(fā)油氣田所需要的技術(shù)。技術(shù)先進，既意味著對尖端技術(shù)的掌握，也包含其在工業(yè)項目中的實際應(yīng)用水平。為此，道達(dá)爾將其一流的研發(fā)技術(shù)和現(xiàn)場運用緊密結(jié)合，以保證二者之間能有效轉(zhuǎn)換、實現(xiàn)相互促進。道達(dá)爾的另一個優(yōu)勢在于，它集中了來自勘探生產(chǎn)各個領(lǐng)域的專業(yè)技術(shù)力量，組成了一支核心團隊，為所有下屬公司提供服務(wù)。
增加現(xiàn)有油氣田的儲量
已發(fā)現(xiàn)或正在開采的油氣資源是無價之寶，道達(dá)爾集團將依賴其專有技術(shù)和創(chuàng)新能力，去加以有效開發(fā)。大部分已探明和正在開采的油氣資源屬于“常規(guī)”資源(即陸上或淺海油氣資源)。一直以來，滿足世界油氣市場需求靠的就是這些油氣資源。由于產(chǎn)量下滑或正處于下降邊緣，許多油氣田已進入開采 “成熟”期。目前，全球70%以上的油氣產(chǎn)于開采時間已超過20年的油氣田。多數(shù)人都認(rèn)可這樣一種估算，即這些油氣田的增儲潛力驚人，其規(guī)模與有待發(fā)現(xiàn)的儲量規(guī)模相當(dāng)。
據(jù)估計，目前原油的平均采收率(即可采儲量與資源之比)約為37%，天然氣為60%。如將平均采收率提高10%，全球的有效儲量就可增加約8,000億桶。因此，提高現(xiàn)有油氣田的采收率一直是道達(dá)爾的戰(zhàn)略目標(biāo)之一。北海的阿爾溫(Alwyn)油田、阿布扎比的Abu AI Bukhoosh油田，以及道達(dá)爾在喀麥隆和加蓬作業(yè)的許多油氣田，就是道達(dá)爾集團成功增儲、延長油氣田壽命的最佳實例。在推廣這一做法的過程中，道達(dá)爾引入了“資源評價計劃”，系統(tǒng)地確定增儲措施及相關(guān)技術(shù)，并在集團所有的油氣田付諸實施。2005年，道達(dá)爾在剛果的Yanga油田開展了先導(dǎo)性試驗。在安哥拉的Dalia油田，道達(dá)爾通過大規(guī)模應(yīng)用水加聚合物添加劑的驅(qū)油技術(shù)，有望使該油氣田的采收率提高6個百分點。在開發(fā)油氣藏的過程中，統(tǒng)籌采用先進技術(shù)以增加可采資源量，是道達(dá)爾作為一個能源公司在可持續(xù)發(fā)展方面做出的最突出的貢獻，這也是道達(dá)爾的首要選擇。
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Dalia油田
安哥拉Dalia油田是全球最大的深海開發(fā)項目之一，其中開展了一系列技術(shù)創(chuàng)新。為該項目建造的浮式采油平臺FPSO(集海上采油、儲存及轉(zhuǎn)運于一身)，長300米、寬60米，位于距海岸線135千米的海上。采出的原油將在平臺上進行處理，然后用轉(zhuǎn)運浮船運往其他地萬。
要實現(xiàn)資源到儲量’的轉(zhuǎn)化，需匯聚各專業(yè)學(xué)科及現(xiàn)有的所有技術(shù)，從地質(zhì)學(xué)家到采油工程師等，還需要研發(fā)隊伍的密切配合。在實現(xiàn)這一目標(biāo)的過程中，對油氣田從儲層到地面有一個全面的了解，以及對全局的總體’}生把握，就顯得極為重要。為了提高產(chǎn)量、延長開采壽命，需要嘗試進行一切技術(shù)創(chuàng)新。
一切著眼于油氣藏
實現(xiàn)增儲的第一步是掌握油氣藏的分布和連通狀況，確定其剩余儲量，無論是部分排液也好還是未排液也好。這涉及到所有的地質(zhì)科學(xué)領(lǐng)域:先進的地震技術(shù)、井下傳感器監(jiān)測技術(shù)、儲層模擬技術(shù)(巖性、連續(xù)性、斷層等的模擬)、流動模擬和生產(chǎn)數(shù)據(jù)的統(tǒng)計處理等等。通過采用先進的地震采集和處理方法(如多方位采集、疊前深度偏移等)，再結(jié)合準(zhǔn)確的地質(zhì)解釋技術(shù)，即可獲得更為清晰的地層圖像。這些圖像可以顯示地下構(gòu)造及不整合面，彌補了常規(guī)方法的不足，還便于井隊司鉆控制高難度井的井眼軌跡。也幫助鉆井人員確定難鉆井的鉆井方向，剛果N'Kossa油田的大位移井便是一個很好的例子。
重復(fù)地震采集技術(shù)，又稱四維地震，有助于了解產(chǎn)層動態(tài)。以幾內(nèi)亞灣的Girassol油田為例，道達(dá)爾的專家們疊加了多次獲取的地震成像資料，以觀察氣體注入儲層后的運移狀況，從而提高產(chǎn)量，預(yù)測原油抵達(dá)生產(chǎn)井的時間。實踐證明，該技術(shù)既經(jīng)濟又可靠，道達(dá)爾從中積累了技術(shù)訣竅。隨著不斷研發(fā)新的地震采集技術(shù)，四維地震這種目前成本較高的技術(shù)，很快將在道達(dá)爾的油氣田中進行系統(tǒng)的應(yīng)用。
從長遠(yuǎn)來看，通過在油氣田安裝固定式地震系統(tǒng)，可以實現(xiàn)多次地震勘探。在意大利的Tempa Rossa油氣田，由于地質(zhì)情況不明且結(jié)構(gòu)復(fù)雜，道達(dá)爾啟動了一項被稱為“無源地震”的項目，主要是通過實時監(jiān)測地下的自然地震活動，了解有關(guān)斷層的重要信息及油氣開采對斷層的影響。
地質(zhì)科學(xué)不同學(xué)科的綜合應(yīng)用，有助于建立新的儲層模型。而這種模型是進行綜合處理及預(yù)測的重要工具，可用于測試各種生產(chǎn)條件。
提高采收率(EOR)技術(shù)
EOR技術(shù)系指用于調(diào)整儲層流體流動參數(shù)，以提高油氣采收率為目的的各項技術(shù)的總稱。在油價低迷時期，這些技術(shù)的應(yīng)用受到限制;但在當(dāng)今形勢下，人們卻對之興趣大增。然而，EOR技術(shù)所帶來的產(chǎn)量僅占全球原油產(chǎn)量的4%左右。開展EOR項目需要長期而復(fù)雜的準(zhǔn)備工作，涉及實驗室研究及先進的模擬技術(shù)，需要學(xué)術(shù)與技術(shù)的完美結(jié)合。評價EOR技術(shù)的潛力，一般以單個油田為基礎(chǔ)，潛力的大小取決于儲層特性、過去使用過的開采技術(shù)，以及當(dāng)?shù)氐慕?jīng)濟條件。道達(dá)爾公司在應(yīng)用各種EOR技術(shù)方面已經(jīng)積累了豐富的經(jīng)驗，這些技術(shù)包括稠油熱采、能提高宏觀和微觀水驅(qū)掃油效率的表面活性劑和聚合物注入技術(shù)、混相或非混相氣體注入技術(shù)等。其在阿爾溫油田及Abu AI Bukhoosh油田的現(xiàn)場應(yīng)用證明，混相注氣技術(shù)在提高老油田產(chǎn)量方面效果顯著。目前，尼日利亞Amenam和Akpo等地的兩大項目正在應(yīng)用這一技術(shù)。
道達(dá)爾在法國的Chateaurenard油田采用水+聚合物注入技術(shù)開采油氣已有多年的歷史，并積累了豐富的經(jīng)驗，技術(shù)水平世界領(lǐng)先。目前，道達(dá)爾正計劃擴大該技術(shù)的使用范圍，除在海上油田進行首次嘗試外，還將在安哥拉Dalia深水油田(原油相對粘稠，為21°~23°API)項目中大規(guī)模地應(yīng)用。在注入水中加注聚合物的目的，是使注入水的粘度接近原油，以便二者更為相溶，從而有效地提高掃油效率。未加聚合物的水流動性強，往往會繞過原油，難以起到驅(qū)掃原油的作用。通過這項舉措，Dalia油田的平均采收率有望提高5個百分點，增加可采儲量10%至15%。
提高油氣并產(chǎn)能
道達(dá)爾已經(jīng)掌握了高難度井的多種井身結(jié)構(gòu)和運用地震資料在復(fù)雜井實施地質(zhì)導(dǎo)向鉆井的技術(shù)，這意味著道達(dá)爾集團的鉆井隊伍已具備了鉆達(dá)邊際及高難目標(biāo)的能力。延長老油氣田的開采壽命的另一種方法，就是提高新井的鉆井效率。以道達(dá)爾在印度尼西亞的Tunu氣田為例，由于采用了簡化無油管單井完井技術(shù)，該氣田每口新井的鉆井周期縮短了4天。
另一項重要技術(shù)是固定式井下光纖檢波器技術(shù)。該技術(shù)將很快用于如致密儲層實施水力壓裂所引發(fā)的層間震動和微地震時的數(shù)據(jù)采集等，從而有望大幅度提高地層一壓裂作業(yè)的效率。為了優(yōu)化油氣井產(chǎn)能，道達(dá)爾致力于提高油氣井動態(tài)，組建了專門的多學(xué)科團隊(包括地質(zhì)、地球物理、油氣藏、油氣井和生產(chǎn)方面的專家)，開發(fā)了監(jiān)測和管理生產(chǎn)的軟件，如油氣井動態(tài)監(jiān)控(WPM)系統(tǒng)。這些軟件若再配以全套的室內(nèi)模擬設(shè)施，就真正成為了實時優(yōu)化油氣田生產(chǎn)的新的手段。每口井的井況指示儀和報警器能將任何偏離最優(yōu)生產(chǎn)狀態(tài)的情況通報給采油隊，使其盡快查明故障，并采取相應(yīng)補救措施。2006年末，WPM將在剛果的Sendji油田推廣使用。屆時，監(jiān)測數(shù)據(jù)將通過局域網(wǎng)實時傳送給當(dāng)?shù)氐淖庸尽屠璧膱F隊，以及位于波城(法國南部)的勘探與生產(chǎn)技術(shù)中心。道達(dá)爾還計劃將該技術(shù)推廣到公司在幾內(nèi)亞灣的油田，用于監(jiān)測深海油氣井。
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Sendji油田
2006年末，剛果的Sendji油田引入井況監(jiān)控系統(tǒng)(WPM)，該系統(tǒng)可將井況與最優(yōu)狀態(tài)進行對比，及時發(fā)現(xiàn)并顯示產(chǎn)量下降的情況。該技術(shù)將逐漸被應(yīng)用到道達(dá)爾集團位于幾內(nèi)亞灣的油田的深海油井上。
WPM是優(yōu)化油氣田管理(主要指儲量和產(chǎn)量)的監(jiān)控技術(shù)的組成部分，通過全方位運用信息智能技術(shù)，實現(xiàn)數(shù)據(jù)的采集、傳輸、處理、解釋和可視化。通過這些做法，道達(dá)爾將實現(xiàn)以下目標(biāo):即信息運用的優(yōu)化、安全性的提高(例如，有效地報警)、反饋時間的縮短、不同領(lǐng)域和地區(qū)間信息交換的便捷、暢通，決策的迅速、高效。道達(dá)爾的總體目標(biāo)是，將每個油田的潛力發(fā)揮到極致，更有效地開采現(xiàn)有儲量。
當(dāng)然，老油氣田的開發(fā)仍受到其他諸多限制，如采出水的處理問題等。隨著時間的推移，采出水量日益增多，地面設(shè)施日趨飽和。
依靠技術(shù)創(chuàng)新，開發(fā)深海資源
總體來說，海上液態(tài)烴儲量占全球總資源量的23%，天然氣則占42%;而深海則分別僅占4%和3%。盡管如此，近期的深海發(fā)現(xiàn)表明，深海頗有潛力可挖，尤其是對于已掌握了先進技術(shù)、有能力尋找這些資源、利用這些資源的石油巨頭來說更是如此。當(dāng)前，主要工作對象位于西非、墨西哥灣、巴西，亞洲及澳大利亞的深水區(qū)。道達(dá)爾的常規(guī)海洋工程技術(shù)處于世界領(lǐng)先地位，在深水技術(shù)方面也名列前茅，工作水深可達(dá)海平面以下500米到3, 000米以下。目前，道達(dá)爾集團正主持西非的海上作業(yè)。2001年，道達(dá)爾開采安哥拉位于水下1 , 400米的Girassol油田(1了號區(qū)塊)，并由此創(chuàng)下了世界紀(jì)錄。與此同時，它還緊鑼密鼓地在這一區(qū)塊實施另外4個開發(fā)項目，分別為Dalia和 Rosa(處于建設(shè)階段)、Pazflor(項目開發(fā)階段)和CLOV(設(shè)計階段)項目。水深1 , 400 -- 2 , 000米的32號區(qū)塊上的5個發(fā)現(xiàn)也正處于研究或評價之中。在尼日利亞，道達(dá)爾集團主要致力于水深1 , 400米的八啼。開發(fā)項目，并正在籌備開發(fā)Usan由田。在剛果的Moho-Bilond。油田因水深達(dá)660米)也即將投產(chǎn)。在墨西哥灣，道達(dá)爾創(chuàng)下了兩項世界紀(jì)錄。2002年，全長92千米、水深2, 200米的Canyon Express海底多相輸氣系統(tǒng)開通，用于將3家公司經(jīng)營的3個氣田的天然氣輸送到地面。2003年，道達(dá)爾建造了Matterhorn平臺，這是全球首座井口位于水下850米處的小型張力腿平臺(TLP)。
由于深海項目的鉆井成本高、投入大且風(fēng)險也大，所以問題的關(guān)鍵是盡可能地減少鉆井?dāng)?shù)量)同時最大限度地提高每口井的產(chǎn)量。實現(xiàn)這個目標(biāo)的重要途徑之一就是獲取盡可能準(zhǔn)確的儲層特性資料。另一個途徑則是系統(tǒng)地采用相關(guān)技術(shù)，準(zhǔn)確定位大位移井。公司在安哥拉的Dalia項目中采用了地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)，作為 Sismage系列技術(shù)的組成部分，該技術(shù)已在Jasmim油田得到了應(yīng)用。
維持深海油氣井的產(chǎn)量非常關(guān)鍵，這是因為，一旦完井，后續(xù)的改造工作難度很大且成本很高。要想解決這個問題，就只能尋求減少大修次數(shù)的辦法，例如采用作業(yè)成本低的輔助船來實施作業(yè)等。
采用中央平臺一衛(wèi)星油井技術(shù)
目前，為了減少投資，深海油田開發(fā)一般采用中心浮式采油平臺，將它與海底的衛(wèi)星油井相連。道達(dá)爾在開發(fā)安哥拉17號區(qū)塊的15處發(fā)現(xiàn)時就采用了這種方法。 2003年道達(dá)爾在開發(fā)Jasmim油田時建造的Girassol浮式采油平臺，將與2007年投產(chǎn)的Rosa油田相連，由此可以實現(xiàn)該平臺的持續(xù)全面運行。Dalia浮式采油平臺(產(chǎn)能240,000桶/日)則可以接納Camelia油田的富余產(chǎn)量。道達(dá)爾計劃在Cravo、Lirio、 Orquidea和Violeta 4個油田組成的開發(fā)項目以及Pazflor項目(覆蓋另外 4個油田:Perpetua、Zinia、Acacia和Hortensia)中采用這種技術(shù)。另外，道達(dá)爾還將在開發(fā)32號區(qū)塊時使用浮式采油平臺，該區(qū)塊目前已有5處發(fā)現(xiàn)。
然而，這種中央生產(chǎn)系統(tǒng)也遇到了一些技術(shù)難題。為了開發(fā)遠(yuǎn)離井口的油氣藏，需鉆復(fù)雜的大位移井。水下井口與生產(chǎn)平臺間的長距離管線對于油井生產(chǎn)的低溫多相流來說也會造成困難。在溫度為4℃的條件下，長距離輸送未經(jīng)處理的氣、油、水混合物，會形成水合物和石蠟沉積，堵塞出油管線和閥門。這種情況一旦發(fā)生，處理起來成本很高，所以必須讓管線和導(dǎo)管保持在一定的溫度和壓力范圍內(nèi)。一旦停止生產(chǎn)(無論是意外事故還是計劃安排)，則需減緩其冷卻的速度，以便爭取時間能采取相應(yīng)的化學(xué)處理措施。目前已有了保溫絕緣創(chuàng)新技術(shù)并已應(yīng)用于25 -- 30千米長的水下輸油管線。新的凝膠等絕緣材料已得到研發(fā)，用于改進道達(dá)爾Girassol項目中管中管技術(shù)的性能。Dalia項目的溫度要求則更高:來自水下井口的原油溫度為50℃，在抵達(dá)浮式采油平臺時也應(yīng)保持在 340C以上，關(guān)井時溫度也不得低于21℃。為了保持35千米長的海底管線的溫度，道達(dá)爾選用了最初為美國航空航天局太空計劃所研發(fā)的材料，還首次采用了生產(chǎn)管束集成(integrated production bundle)技術(shù)，它由8根長1,650米、重800噸的導(dǎo)管組成，可將產(chǎn)出液輸送到浮式采油平臺。導(dǎo)管內(nèi)置入了電加熱電纜，在關(guān)井時可防止溫度過低。
Pazflor項目的主要問題在于，回輸距離過長(達(dá)60千米)，原油性質(zhì)存在差異(來自Perpetua和Zinia油田的Mioceneera原油比 Dalia油田的原油粘稠，且自然產(chǎn)能低，開采初期就需要進行人工舉升)。對此，道達(dá)爾欲與業(yè)界其他公司合作，開發(fā)能實現(xiàn)在水下1,000米深處長期、安全工作的氣液分離技術(shù)。這項技術(shù)和泵壓縮系統(tǒng)相結(jié)合，是未來的技術(shù)發(fā)展方向。如能避免生成水合物，減少油氣舉升所需能量，就能夠利用該技術(shù)進一步開發(fā)更多的油氣資源。此外，研發(fā)可靠的井下油水分離技術(shù)，也有助于解決海上老油田生產(chǎn)過程中的采出水問題。
水下設(shè)備的可靠性和使用壽命也是一個令人關(guān)注的問題。這些設(shè)備在投入使用前都要歷經(jīng)長時間的測試和研究。作業(yè)者必須在不過多使用復(fù)雜設(shè)備的前提下，確保其安全運行所需的保險系數(shù)。他們還需具備相應(yīng)的檢測手段，必要時，還應(yīng)有能力修復(fù)水下裝置，并盡可能地減少將設(shè)備移至水面進行修復(fù)。
在更深海域開采油氣的前景如何呢?海底設(shè)備所用鋼材的重量是其限制條件之一。道達(dá)爾正與法國海洋學(xué)研究院Ifremer合作開展一項研究，目的是改進合成材料的性能、研發(fā)新型碳纖維復(fù)合材料，以期使得用來制作浮式開采平臺的系泊繩索和張力腿平臺支架的材料重量更輕。
石油公司所面臨的挑戰(zhàn)還不止于此。目前深海發(fā)現(xiàn)的規(guī)模都不大，油氣藏分散且又遠(yuǎn)離海岸線。原油的分離和開采變得越來越困難，不同衛(wèi)星油井所產(chǎn)的原油品質(zhì)差別很大(如剛果的Moho-Bilondo油田)。新發(fā)現(xiàn)的油田，如幾內(nèi)亞灣的Mioceneera的原油(20°~23°API)和巴西海域的原油 (18°~19°API)等，一般都既重又稠，且石蠟和環(huán)烷烴的含量高，開采風(fēng)險大。其他的發(fā)現(xiàn)都位于超深水域且深埋于海底，所以開采難度更高。
開發(fā)深層油氣
深層勘探生產(chǎn)是近期的一個發(fā)展方向。目前，埋深超過4,000米以上的油氣儲量僅占全球總儲量的6%。在近10年里，此類儲量所占比例才開始有所提高，這并不出乎意料，因為，如此埋深的儲層通常都是高溫高壓儲層，僅依靠常規(guī)的技術(shù)和裝備進行開采，即使能取得成功，可能性也微乎其微。道達(dá)爾所鉆的探井中，最深的超過6, 900米。通常情況下，鉆4,000米深的井就已經(jīng)相當(dāng)困難了，而且鉆這種井的成本很高、周期也長。2001年，道達(dá)爾在經(jīng)過10年大力研發(fā)的基礎(chǔ)上，成功地開采了北海的Elgin-Franklin由田，該油田的儲層位于海底以下5,000米處，壓力達(dá)1,100巴，溫度高達(dá)190℃。此后，道達(dá)爾銳意進取，于2006年采用斜井技術(shù)，鉆出水平位移4,000米，開發(fā)了鄰近的Glenelg油氣藏(埋深5,600米，壓力1,130巴，溫度200℃ )，創(chuàng)下了北海開發(fā)歷史上的最深紀(jì)錄。2007年，道達(dá)爾計劃在條件更苛刻的West Franklin衛(wèi)星油田進行鉆井開發(fā)。
開采高溫高壓油藏所面臨的兩個主要難點，一是層間壓力的變化巨大，二是難于把握鉆井液油密度的變化范圍。為了防止井噴，鉆井時必須綜合考慮以上兩個方面的問題。當(dāng)溫度超過170℃時，由于電子設(shè)備在高溫條件下的使用壽命非常有限，因此，防止井噴就非常困難。在此情況下，鉆井人員就可能無法使用象隨鉆測量 (MWD)和隨鉆測井(LWD)等常用工具，只能通過鉆井液錄井所獲得的數(shù)據(jù)去開展工作。
為了解決這一難題，道達(dá)爾與業(yè)界其他伙伴成立了研究小組，合作開發(fā)新型高溫測井工具。研究小組還在高溫高壓鉆井用鉆井液的研究上取得了長足進展。該技術(shù)又稱應(yīng)力井壁技術(shù)，當(dāng)井壁上出現(xiàn)微小裂縫時，技術(shù)人員就立即使用一種特制的泥漿強化井壁，以避免發(fā)生井漏，從而可以繼續(xù)采用高密度鉆井液鉆井。該技術(shù)不久將首次用于道達(dá)爾的Elgin油田。
深部油氣藏的勘探對地質(zhì)理念的更新和儀器的研發(fā)，尤其是地震儀器的研發(fā)提出了挑戰(zhàn)。研究人員必須掌握深部油氣藏地震數(shù)據(jù)的解釋方法、開發(fā)適用的工具，以降低勘探風(fēng)險。此類油藏的鉆井成本極高，一旦有失誤，則損失巨大。
多年來人們一直認(rèn)為，深層的滲透率和孔隙度都很低，即使存在油氣聚集，也只能是天然氣。但在北海靠近Tahiti的Franklin和Elgin、墨西哥灣的Chinook和Cascade發(fā)現(xiàn)的儲層沉積特征有利于形成大型油氣藏的發(fā)現(xiàn)，使人們改變了這一認(rèn)識，石油公司也紛紛將注意力轉(zhuǎn)移到了挖掘深部儲層的潛力上。然而，儲層埋藏得越深，地震資料的清晰度就越低;有時，所獲得的成像資料幾乎毫無利用價值。地震波在長距離傳播過程中會衰減，還會受構(gòu)造(斷層、鹽丘、粘土丘等等)影響而失真。因此，石油公司若想“洞悉”地下情況，就必須繼續(xù)加大投入，研究新技術(shù)，使數(shù)據(jù)采集中的信號穿透力更強，更好地反映復(fù)雜的地質(zhì)目標(biāo)，并充分利用現(xiàn)代計算機的計算能力來處理信號資料。目前業(yè)已確認(rèn)的深部儲量主要位于北海、墨西哥灣、南美洲(墨西哥、委內(nèi)瑞拉和玻利維亞)、中國和印度尼西亞。其他一些開展過淺水勘探的區(qū)域也有可能存在深部油藏。此外，在很多沉積厚度達(dá)10, 000米的盆地僅進行了局部勘探，也就是說，人們還未全部掌握全球深部地層的奧秘。我們現(xiàn)在所需要的就是接近這些盆地的手段。
挖掘重油的價值
在全世界范圍內(nèi)，利用現(xiàn)有技術(shù)可開采但多半尚未動用的重油和瀝青多達(dá)6, 000億桶，是頗具潛力的儲量資源。
全球很多地區(qū)都能找到重油的蹤跡(中東、俄羅斯、墨西哥和巴西)，但最富含重油的地區(qū)當(dāng)屬加拿大的阿爾伯達(dá)省和委內(nèi)瑞拉的奧里諾科重油帶。這兩個地區(qū)的重油儲層綿延上萬平方千米，油氣儲量極為驚人，阿爾伯達(dá)Athabasca地區(qū)的油砂在17,000億桶以上，奧里諾科地區(qū)的重油沉積則約有13,000億桶。豐富的油氣資源及其特殊的技術(shù)要求，意味著大型工業(yè)項目的上馬和巨額資金的投入。這些項目將涉及到油氣工業(yè)從上游(原油生產(chǎn))到下游(利用轉(zhuǎn)化裝置或煉油設(shè)備把原油加工為成品油)的多項技術(shù)。
目前，道達(dá)爾公司已介入上述兩地的重油開發(fā)。世界大型重油項目之一一一奧里諾科重油帶的Sincor項目，日產(chǎn)高品質(zhì)合成原油20萬桶，其最終產(chǎn)能還可提高20%。這一項目因采用了“冷采”技術(shù)而成為了業(yè)界重油開采的里程碑。奧里諾科的原油在油藏溫度下(即55℃左右)流動遲緩，但在特定條件下也能流向生產(chǎn)井。研發(fā)小組全力攻關(guān)，力爭改變采收率低于10%的現(xiàn)狀。同時，下游研發(fā)小組正密切關(guān)注一種被稱為渣油加氫裂解法的新的煉油方法，以取代目前在 Sincor使用的延遲焦化工藝(去除一部分原油中的碳)。
自1999年起，道達(dá)爾就獲得了成為加拿大Athabasca地區(qū)項目合伙人的Surmont許可證，并于2005年成為Joslyn項目的作業(yè)者。Joslyn的重油多采用露天開采技術(shù)，在未來30多年里，這里的重油累計產(chǎn)量有望達(dá)到20億桶。
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Joslyn項目
持有加拿大Surmont許可證的道達(dá)爾研發(fā)隊伍，評估了蒸汽輔助重力泄油工藝 (SAGD，一種注蒸汽稠油熱采技術(shù))的可行性。該技術(shù)還將用于開發(fā)Joslyn項目，據(jù)預(yù)測，該項目在未來的30年里將產(chǎn)出20億桶瀝青。
Athabasca地區(qū)的重油(或瀝青)基本上以固態(tài)形式存在于儲層中，須對其進行加熱或稀釋處理才能流入生產(chǎn)井。為此，道達(dá)爾的研究小組已在研發(fā)一種被稱為蒸汽重力輔助泄油(SAGD)的“熱采”技術(shù)。運用該技術(shù)，可同時鉆兩口上、下排列的水平井，井距約為3一6米。注入上部井的蒸汽，在地層中擴散并加熱瀝青，受熱的瀝青則受重力作用，流向下部的生產(chǎn)井。在Surmont開展的先導(dǎo)試驗效果良好，最終采收率有望達(dá)到30%。目前，該項目已進入開發(fā)的第一階段，日產(chǎn)原油27, 000萬桶。預(yù)計到2015年，Surmont可日產(chǎn)原油20萬桶。
為了完全發(fā)揮SAGD的潛力，人們采用了許多尖端技術(shù)。為了了解注汽井附近儲層中的“蒸汽區(qū)域”的特性，研究人員安裝了固定式地震儀器，以便重復(fù)采集地震資料。這是這種由地球物理總公司研發(fā)的被稱為Seismovie的儀器首次投入使用。為了連續(xù)記錄觀察井井底溫度和壓力的變化，研究人員還沿套管安裝了由光纖連接的傳感器。道達(dá)爾與業(yè)界的合作伙伴共同研制了可抵御高溫的井下泵(采用無合成橡膠的全金屬密封材料)，不久將投入測試。這些經(jīng)久耐用的井下泵將大大地提高油井的產(chǎn)能。
SAGD是一項能源密集型技術(shù)，需消耗大量的蒸汽，還需使用昂貴的水處理設(shè)施。目前，道達(dá)爾正致力于研究如何提高整個工藝的經(jīng)濟性和環(huán)保性，即減少二氧化碳的排放和水的消耗。同時，道達(dá)爾還加緊尋求減少蒸汽使用量的替代工藝)其中有一種被稱為溶劑增強工藝(ES-SAGD )，其工作原理是發(fā)揮溶劑和蒸汽的聯(lián)合作用，在節(jié)約蒸汽用量的同時還能進一步提高基礎(chǔ)工藝的采收率。不久將在Surmont開展該工藝的先導(dǎo)試驗。在理想狀態(tài)下，僅用一種溶劑，就能將瀝青轉(zhuǎn)化為流體，從而減少生成蒸汽所需的投資。該工藝已在加拿大石油公司主持的DOVAP先導(dǎo)試驗中得到了測試，道達(dá)爾也是合伙人之一。此外，“火燒油層”等其他技術(shù)也處于試驗過程中，即在油藏中形成燃燒前緣，進行“就地提煉”，于是，一部分瀝青在采出之前，就轉(zhuǎn)化成了輕質(zhì)油。
研發(fā)工作的另一個著眼點在于尋找價格比天然氣更低廉的燃料，從而減少蒸汽開采工藝所需能源的消耗及其對環(huán)境的影響。轉(zhuǎn)化前的瀝青及轉(zhuǎn)化后的殘余物，如石油焦，都有可能成為替代燃料。
天然氣開發(fā)所面臨的技術(shù)挑戰(zhàn)
地球上擁有豐富的天然氣儲量，與其他化石燃料相比，天然氣燃燒時產(chǎn)生的二氧化碳和殘留物質(zhì)(煙灰和焦油)較少，因而需求量很大，天然氣也由此成為環(huán)保型燃料。此外，天然氣用于熱一電聯(lián)作發(fā)電站發(fā)電時，能源利用效率很高。在過去的30年里，全球天然氣需求持續(xù)上升，其上升速度高于任何其他燃料。1980年，天然氣消費占世界能源消費總量的17%，如今，這個比例已升至21%。據(jù)國際能源署預(yù)測，這一比例還將繼續(xù)升高，2030年可能達(dá)到23%。雖然全球天然氣資源非常豐富(約為18兆立方米)，但并非所有的天然氣都符合商業(yè)質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)，所以有時需要采用特殊的開采技術(shù)和處理工藝。以酸氣為例，由于其含有過多的二氧化碳和硫化氫，僅僅利用現(xiàn)有技術(shù)，加以處理難度大、成本高。在現(xiàn)實條件下，含硫氣系指二氧化碳含量超過幾個百分點或硫化氫含量超過2一3ppm(百萬分之二到三)的天然氣。硫化氫通常還伴有硫醇(一般方程式為R-SH)等有機硫化合物，甚至還伴有COS或二硫化碳。所有這些化合物都具有腐蝕性，在高溫高壓環(huán)境下腐蝕性則更大，這意味著任何與氣流接觸的設(shè)備都必須采取特殊工藝加以處理。
另外，硫化氫毒性很大，即便濃度達(dá)百萬分之十時，也需采取安全防護措施。這一切都表明，含硫化氫過高的天然氣在市場競爭中處于劣勢，也就是說，生產(chǎn)者只有采出更多的此種氣體，才能經(jīng)處理而獲得數(shù)量相當(dāng)?shù)木哂猩虡I(yè)價值的天然氣，而處理工藝既復(fù)雜又昂貴。距離消費地最近且最具價值的天然氣通常都最先得到開采。中東、俄羅斯和東南亞等地的含硫天然氣資源十分豐富，在未來其產(chǎn)量可能占據(jù)較大份額。開發(fā)利用含硫天然氣的價值是道達(dá)爾的首要任務(wù)之一，道達(dá)爾在這方面技術(shù)領(lǐng)先并創(chuàng)造了多項世界標(biāo)準(zhǔn)。
回溯至20世紀(jì)50年代，道達(dá)爾是首家嘗試開采高含硫天然氣的公司，當(dāng)時開采的氣藏位于法國南部的拉克鎮(zhèn)，屬高溫高壓高含硫氣藏(含硫化氫16%、二氧化碳10%，溫度140℃，壓力650巴)。迄今，道達(dá)爾在含硫天然氣的開采中仍保持著領(lǐng)先地位。當(dāng)時，從研發(fā)防腐抗裂材料到指定天然氣脫硫工藝，道達(dá)爾一切都是從零開始。自從在拉克氣田取得成功后，道達(dá)爾不斷探索、提高脫硫技術(shù)，最初用過二乙醇胺(DEA)等胺類物質(zhì)，后來又嘗試過甲基二乙醇胺 (MDEA) ,最近，又采用了激活MDEA法去除天然氣中的二氧化碳。這一工藝已經(jīng)在Elgin-Franklin氣田應(yīng)用，使該區(qū)開采的天然氣(二氧化碳含量介于 2.8%~4%之間)經(jīng)過處理后達(dá)到了天然氣商業(yè)標(biāo)準(zhǔn)。
目前，全球60多個含硫氣田的開采都直接(由道達(dá)爾直接擔(dān)任作業(yè)者)或間接(經(jīng)授權(quán))地采用了道達(dá)爾集團公司的技術(shù)。其中包括英國北海高溫高壓的 Elgin-Franklin氣田，伊朗的South Pars和Dorood氣田、泰國的Bongkot氣田、俄羅斯的Kharyaga氣田、挪威的Sleipner氣田，以及阿布扎比的高含硫氣田。
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Kharyaga氣田
道達(dá)爾在全球60多個含硫天然氣田擔(dān)任作業(yè)者，包括英國北海的高溫高壓Egin-Franklin氣田、伊朗的South Pars和Dorood氣田、泰國的Bongkot氣田、俄羅斯的Kharyaga氣田、挪威的Sleipner氣田，以及阿布扎比的高含硫氣田。
單獨使用新的脫硫技術(shù)或?qū)⑵渑c現(xiàn)有工藝相結(jié)合，可以使更多的含硫天然氣達(dá)到日益嚴(yán)格的技術(shù)和環(huán)境標(biāo)準(zhǔn)，從而具備經(jīng)濟開采價值�，F(xiàn)行的商業(yè)天然氣標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定，硫化氫含量必須低于15ppm，不僅要去除天然氣中的硫化氫，還要去除胺類處理工藝中無法脫除的硫醇。此外，天然氣中的二氧化碳及其燃燒處理過程中產(chǎn)生的二氧化碳，受到溫室氣體排放要求的限制。還有硫的處置問題，用此種工藝處理而獲得的固態(tài)硫，一般用于生產(chǎn)化肥。如今，這一需求已經(jīng)飽和，因而研究人員開始研究在地面或地下長期存放固態(tài)硫的方法。最終，人們還需設(shè)法俘獲和在地下長期封存二氧化碳和其他殘余氣體。道達(dá)爾還正在研究特定壓力下(胺類處理工藝適用于常壓條件)的節(jié)能處理工藝，意味著減少二氧化碳的排放，以便能夠?qū)⑵浣?jīng)濟可行地納入回注方案。其中Sprex技術(shù)是由道達(dá)爾公司與法國石油研究院合作研制的，并在拉克進行了試驗。在運用標(biāo)準(zhǔn)的胺類處理工藝處理天然氣之前，先進行冷卻蒸餾，將硫化氫分離出來，進而在高壓(70巴)條件下回收酸性殘余物。這項新技術(shù)為低成本開采硫化氫含量高達(dá)40%的天然氣鋪平了道路，非常適合開發(fā)中東地區(qū)的高含硫天然氣田。同時，道達(dá)爾的研究人員還在胺類處理工藝方面，尤其是在使用混合溶劑的處理工藝的技術(shù)和經(jīng)濟優(yōu)化方面展開攻關(guān)，選擇合適的溶劑，將其加入胺類化合物，使之與二氧化碳和硫化氫發(fā)生化學(xué)反應(yīng)。目前，道達(dá)爾正在對所有可供選用的物理溶劑進行評估，并在拉克氣田的一個先導(dǎo)試驗項目中對其效能進行測試。
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Sprex技術(shù)
法國石油研究院和道達(dá)爾公司共同研發(fā)了新的高含硫天然氣的處理工藝，由此拓展了常規(guī)化學(xué)吸附脫硫工藝的使用范圍。該項新技術(shù)為低成本開采硫化氫含量高達(dá)40%的天然氣鋪平了道路，非常適用于開發(fā)中東地區(qū)的高含硫天然氣田。
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開發(fā)致密氣藏
致密氣藏因其滲透率低而得名。這類氣藏潛力巨大，在世界各地都有分布，但目前確認(rèn)的主要分布地區(qū)在北美和中國。
致密氣藏在已探明氣藏中約占10%~15%，相當(dāng)于2030萬億立方米的天然氣。
致密氣藏的孔隙度處于平均水平(介于3%~6%和15%~20%之間)，但基巖的滲透率極低，比常規(guī)油氣藏低10, 000倍。雖然天然氣的粘度不高，但鉆入致密氣藏的生產(chǎn)井的自然產(chǎn)能極低，有時甚至為零，必須采取復(fù)雜的鉆井工藝及水力壓裂等增產(chǎn)措施。因此，提升致密氣藏資源價值，一直是一項難度大、成本高的工作。這從另一方面也解釋了致密氣藏一直未得到開發(fā)的原因。但是，迅速發(fā)展的技術(shù)、有利的經(jīng)濟環(huán)境以及能源需求的壓力，使開采致密氣藏變得經(jīng)濟可行。作為提升非常規(guī)資源價值業(yè)務(wù)的一部分，道達(dá)爾正以作業(yè)者或合伙人的方式參與開發(fā)世界各地的致密氣藏。在印度尼西亞的 Tunu和Tambora氣田、阿根廷的Aguada Pichana氣田，開發(fā)工作已經(jīng)逐漸轉(zhuǎn)向低滲透氣藏。在委內(nèi)瑞拉的Yucai Placer氣田，道達(dá)爾已經(jīng)開展了以全面開發(fā)為目的的生產(chǎn)試驗。在阿爾及利亞的Timimoun氣田，道達(dá)爾集團的勘探和評價戰(zhàn)役接近尾聲，計劃于 2007年中期提交開發(fā)方案。2006年3月，依靠其在這些氣田積累的經(jīng)驗及其作為全球作業(yè)者的聲望，道達(dá)爾贏得了在中國蘇里格氣田開展評價工作的機會。蘇里格氣田的滲透率低、埋藏深，且地質(zhì)結(jié)構(gòu)復(fù)雜，因而挑戰(zhàn)’}生極強。道達(dá)爾公司與中國石油簽署的這項協(xié)議，具有重要的歷史意義。道達(dá)爾進入了一個充滿戰(zhàn)略機遇和希望的領(lǐng)域:此時正值中國相應(yīng)于燃煤發(fā)電來說，燃?xì)獍l(fā)電所占的比重不斷上升的大好時機。中國有大約80%的天然氣資源都處于致密儲層。
為了應(yīng)對開發(fā)利用致密氣藏所面臨的挑戰(zhàn)，道達(dá)爾于2005年成立了研發(fā)小組，與研究機構(gòu)和業(yè)界伙伴合作，開展大型研究工作。道達(dá)爾在其作業(yè)的油氣田，啟動了一系列先導(dǎo)試驗;在開發(fā)利用其他非常規(guī)氣體資源(包括在美國剛剛投入開采的煤層氣和頁巖氣)過程中，隨時把握技術(shù)進步的脈搏。
本文概述了道達(dá)爾在勘探生產(chǎn)領(lǐng)域的主要技術(shù)發(fā)展方向。道達(dá)爾集團還開展了很多以攻克類似難關(guān)為目的的其他一些研究工作。我們相信，依靠公司研究人員的創(chuàng)新能力，一定能將這些難關(guān)一一擊破!
*從經(jīng)濟學(xué)角度來講，儲量是利用現(xiàn)有萬法和技術(shù)所能開采出來的那部分自然資源的數(shù)量。
文:Michele Grossin
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