长北储层-井筒-地面一体化精细管理

长北项目是集团公司和壳牌合作开发的中国陆上天然气开发项目，合同采用“产品分成”模式，合同期30年。该项目自1999年开始，历经评价期、ODP优化设计，2005年第一口双分支水平井开钻，2007年3月1日开始商业生产。2009年以来，天然气生产量连续8年、商品量连续7年突破33亿立方米。2016年1月1日，集团公司正式接管长北项目一期生产作业权，成为长北项目一期作业者，成立长北作业分公司。

截止目前区块投产气井62口，包括12口试生产井、3口直井、1口水平井、2口侧钻水平井以及44口双分支水平井，目前日均产气1050×104m3/d，采气速度3.6%，从2009年以33亿方/年天然气商品量生产至今已稳产8年，已累计产气371.32×108m3，采出程度38.2%。

一、形成背景

2006年~2009年长北处于上产阶段，形成年产33亿立方米的生产规模。从2010年起进入33亿方/年商品量稳产阶段，要求在管理中确保稳产10年的基础上，延长稳产年限，提高采收率。但目前部分低产井出现产量递减快和井底积液等问题。如何充分发挥气井产能，保持并延长稳产期，达到精细管理，WRFM研究显得尤为重要。因为WRFM通过跨专业把地下储层、井筒和地面设施整合为一个综合生产系统，以跨专业人员协同管理为核心，形成长北储层-井筒-地面(Wells and Reservoir Facilities Management简称WRFM)一体化精细管理体系，使各个部分的性能发挥到极致，达到提质增效精细管理的目的。

（一）提质增效的客观需求

目前，面对国际油价持续震荡下行、国内成品油和天然气市场需求不振等冲击，根据公司“稳中求进”的总基调，按照有产量、有质量、有效益、可持续的发展方针，长北区块立足生产实际，积极应对低油价、稳增长的攻坚战，减成本，加快推进质量效益发展。

（二）新阶段持续稳步发展的需要

长北区块采用丛式双分支水平井组、稀井高产、分区分期、井间接替和定压生产的独特开发政策。单井产量递减快，如何整合现有资源和技术，解决产量不稳定等气井开发生产管理瓶颈，推进精细管理，实现天然气作业“超前、实时、动态”的安全平稳生产。

图1  WRFM一体化管理总体目标

二、基本内涵

WRFM是一个综合管理油气生产中全部资产和作业的价值循环过程，融入精益生产及全面质量管理等管理思想。在这一过程中，不仅实现对资产的管理，而且达成生产管理的目标，其最终结果是实现整体资产价值最大化，同时提升气田开发管理水平。

三、主要做法

WRFM从天然气生产系统的整体目标出发，充分考虑各子系统之间的相互联系，将传统独立的储层、井筒、地面设施管理子系统整合为一体化的生产管理系统，通过改进和优化，实现整体生产系统的性能最佳。从资源配置来看，WRFM根据生产系统的约束，从全局出发充分协调，进行资源分配，尽可能消除生产系统中存在的资源和生产能力的浪费。WRFM实施过程通过数据采集，开展储层、井筒及地面设备性能评价等，制定决策方案，确定一体化作业计划并执行和跟踪，最后评估实施效果（见图2）。

                                                                   图2 长北WRFM流程图

（一）数据采集及分析

数据是油气藏开发生产管理的基础，数据采集的全面性、可靠性会直接影响到后期决策方案的制定。WRFM管理过程要求制定详细的油气藏、井数据监控计划，明确提出采集数据的类型、内容和采集方式。通过执行短期油气藏、井数据采集计划，将实际数据与油气藏动态分析以及定期井、设施性能评估所得到的信息相结合，识别出增产的可能性方案，通过井服务工程进行可行性评估，最终确定增产机会及其操作参 数。

通过年度气井、气藏动态分析，筛选出下一年将要实施的动态监测项目，制订包括流量测试、压力监测、出砂监测、腐蚀监测等计划，由气藏工程（RE）、生产技术(PT)、地面工艺（CWI）等专业人员共同讨论数据采集计划的全面性及可行性，制定数据采集计划表并逐步实施。这对于开展气藏工程研究，动态模型更新及指标预测，气井产能恢复、低产井、积液井的管理以及实施方案的制定都提供有效的数据支持。同时根据长北地质模型更新、气井生产动态，小油管优化，管网设备优化等条件，每年都将对动态模型，并根据新的生产任务预测指标，优化月度产量任务和供气高峰期的产量安排，优化开发方案。

（二）制定决策方案

根据优先级排序矩阵，优选已确定的增产机会；根据增产机会要求的操作参数，需要对现有的井及设施实施排序，确保符合操作要求；经过上述增产机会优选和井、设施实施排序后，最终形成决策方案。较为典型的为气井小油管尺寸的方案优选。

长北气井的开发是采用3.5"~5.5"油管，有利于早期气井产能的发挥。但随着气藏逐步开发，地层压力衰竭，这类气井将出现井底积液、井筒举升等问题而无法正常生产。因此，通过气藏、井动态分析筛选出无法正常生产的气井，通过流压梯度测试判断为井底积液，结合地面工艺评估最优方案，以4.5"、 2 .875"、 2.375"、2"油管对筛选出的3口井底积液气井开展举升能力及稳产性分析，最终确定2"小油管并成功安装，使气井产量由安装前2万方/天左右增加到6万方/天，并保持稳定生产，后期将针对低产井陆续实施安装小油管，以达到稳产的目的。

（三）确定一体化作业计划

根据决策方案，制定整合所有相关职能的一体化作业计划。该计划整合各个执行阶段中的所有职能，形成统一的综合计划。越临近作业的执行日，计划内容越详细，其时间跨度包括整个油气田寿命周期及中、短期。一体化作业计划是资产管理过程的关键推动因素之一，确保所有工作都在最佳的时间按照确定的优先级执行，从而避免职能冲突可能造成的损失、无效率以及工作准备和资源采购的时间不充分。

表1 长北一体化作业计划（IAP）表

（四）执行并跟踪一体化作业计划

跟踪一体化作业计划的执行过程，记录执行过程的井和设施的性能数据，确保对一体化作业计划的实时过程控制，从而实现生产系统优化。

（五）一体化执行保障机制

WRFM管理过程是一个闭合的价值循环，因此综合作业计划执行结果的反馈至关重要。通过评估整个WRFM过程执行结果，进一步识别可能的增产机会，从而完成整个价值循环。WRFM团队按照工作内容、时间的不同，召开包括气井季度动态分析、生产系统优化季度会议、年度井完整性分析、年度设备运行分析、年度气藏动态分析等后评估会议，为一体化的执行提供保障。

表2 WRFM监控检查实践表

壳牌公司在全球能源开发及合作项目中推行WRFM管理已获得很多成功，同时也成功地应用于长北合作项目。目前长北已建立一整套储层-井筒-地面一体化管理体系，以储层、井筒、地面设施等全部资产为出发点，通过有效的数据管理，建立各种专业模型和综合生产模型，借助模型准确地预测油气生产中的长期、中期和短期产量、储量和成本；经过操作、油藏、生产工艺、井服务等专业部门间的共同努力，明确能够实现油气生产改进的价值动因，形成改进的方案和计划；通过执行部门改进方案和计划，实现油气生产系统中整体资产的生命周期总价值最大化。

（一）促进了团队协作能力的提高

长北项目跨专业的团队协同管理将储层管理、井筒管理及地面管理有效地融合在一起，使各项工作得以顺利开展。实行WRFM一体化管理使得长北项目成为中石油对外合作开发的典范，同时长北项目团队也在2015年获得壳牌全球WRFM管理二等奖的殊荣。

（二）促进了工作效率的提高

WRFM从之前单一的储层、井筒、地面子系统管理融合为一体化的团队精细管理，资源整合、有效沟通，工作效率大大提高，实现了整体生产系统的性能最佳。原计划2010年完成的30亿方产能建设规模，经WRFM团队前期精心组织优化，认真部署，统筹考虑，提前两年完成产能建设任务，工作效率显著提升。

（三）促进了生产效率的提高

天然气生产一方面完成稳产任务，另一方面要在11月至次年3月执行冬季供气保障任务。冬季保供，要求气井、处理厂处于高位运行，这就要求在此之前合理安排好气井生产及相关产量任务。WRFM团队通过气井动态分析制定出气井开关井顺序表（每月1表），同时分析设备运行，合理安排检修时间，使长北连续7年实现33亿方稳产的同时，在保供期间保持1200万方/天~1300万方/天连续高位运行近4个月，实现冬季保供长效性。

（四）促进了安全标准化的提高

按照长庆油田分公司《关于开展陆上石油天然气开采企业安全风险等级评定工作的通知》要求，结合分公司实际情况，制定了《长北作业分公司开展陆上石油天然气开采企业安全风险等级评定工作方案》，组织各单位成立工作小组，通过现场检查、检查资料的方式对《陆上石油天然气开采企业安全风险分级标准》中的相关评审项目和内容组织开展自查自评，识别并有效管控安全风险，进一步完善安全风险分级防控机制和隐患排查治理制度，提高安全生产基础工作和标准化水平。最终评定分数为93.3分，评定结果为A级一般风险。