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殼牌：整合技術 實現雙贏??訪殼牌中國勘探與生產有限公司總裁鄧鑫
□ 本刊記者 / 姜娜 譯 / 覃珧

來源：《石油與裝備》　總第023期

隨著人口增長和經濟發展，能源需求也在不斷增加。據有關機構預測到2050年，世界能源需求總量將達到21世紀初的兩倍。過去能夠輕易獲得的石油，到那時將更難得到，并且越來越難以滿足人類的需求。殼牌作為世界最大的石油勘探和生產企業之一，他們將會采措什么應對措施？

“作為一家大型油氣公司，殼牌相信，新的和尖端的技術和方法，是滿足我們對更多能源需求所必需的。”殼牌中國勘探與生產有限公司總裁鄧鑫在近日接受記者采訪時指出。他說：“這主要體現在碳氫化合物技術在三個領域的應用方面??進一步開發現有油田的生產潛力，‘讓現在資源高負荷運轉’；在環境敏感地區或者條件惡劣地區，例如在北極或深水區域，尋找開發新油源；加大對非傳統性碳氫化合物資源的利用，例如瀝青砂和油頁巖等材料的利用。”

　　技術整合   實現采收價值最大化
 
如何利用碳氫化合物技術在不同領域發揮作用呢？也許事實才是最好的回答，鄧鑫給記者舉了幾個實例。

殼牌在全世界范圍內極力推廣的一種稱為“智能油田”的技術。這是殼牌自行開發的一個數字技術，該系統與井下復雜油氣藏環境中的傳感器和控制閥相連（如區段控制閥和天然氣提升控制閥），通過實時監控實現油田產量的最佳效果。殼牌在文萊Champion西油田通過利用這一技術，最終采收率上升3％~6％，而開發成本降低了1美元~1.5美元/桶。

在挪威海上Draugen油田項目中，海水深度達200米，條件相當惡劣。在上世紀80年代時，鄧鑫曾經參與了它的實地開發工作。“因為這是一個老油田，殼牌利用了4D地震技術（即3D地震技術再加上時間維度）。通過以不同時長為周期向地層發射地震波，采油工程隊在2001年至2004年期間確定的油井不僅實現了防水，并且可以將原來注水法開采遺留下來的儲油開采出來。這樣，該油田的目標采收率從最初的50％提升到73％。”

較小規模的可膨脹帶狀隔離裝置（Expandable Zonal Isolation Profiler, E-Zip）技術，是殼牌擁有專利的一個低成本典型方案。它可以降低地下水流入油井水平，從而增加高出水油井的產量。E-Zip技術利用殼牌自有專利的遇水膨脹的彈性橡膠，將高出水量油井中的水油隔離，使油井得到了有效防水保護。這種遇水膨脹的彈性橡膠被放入油井之后，一旦遇水就會自動膨脹，從而達到防水隔離的效果。在阿曼Nimr油田，通過應用這一技術，第一生產年度（2005年）的出水量從90％降低到了40％。

“我們所描述的技術應用的真正價值，在于技術整合的全過程。”鄧鑫強調，“如果井下傳感器和控制器沒有和一個完善的技術模型有效結合，如果工作人員對地下情況沒有深入全面的了解，也就不能正確認識井下環境，不能對操作過程適時進行合理的調整，那么這些設備的價值就不能發揮出來，采收率最大化也就無從談起。Draugen油田項目中使用的地震波探測技術，如果不能有效地用于新井定位和設計過程中，其價值就得不到體現，因為那樣完成的鉆井不能確保進入油氣藏的正確區域。”

“殼牌在中國真正能夠有所幫助的是整個鉆采過程的技術整合，即技術設計應用于整個現場開發過程當中，同時清楚地說明我們需要什么技術，以及在鉆采過程中每一個環節之間是如何聯系的，這樣才能實現最大的價值。”鄧鑫說，他們正在中東開發一個極稠油田，它目前的采收率僅為3％左右。過去試圖開發的努力效果都不好。現在，通過仔細設計蒸汽注入工藝，他們有效地利用巖石裂隙將氣體輸送進去，在綜合方案的指引下已經進行了正常開采，預計采收率可以上升到30％。”

在提高現有油田的開采水平方面，殼牌通過某些工藝開發老油田，實現采收率的提升。在挪威通過先進的井下成像和模型設計優化鉆井位置，在文萊采用智能油田技術，在阿曼利用防水控制等。這些方案中的每一個都要求他們密切結合對油田具體情況的認識，并在開發過程中認真執行。

在過去的25年中，殼牌一直致力于尋找一種有效而又經濟的方法，從油田開采現場的油頁巖和極稠油砂層中提高油氣采收率。在這些條件下的傳統開采方法成本很高，并且會對環境造成破壞。殼牌已經開發出了被稱作就地轉化工藝（In situ Upgrading）的施工方法，它可以在現場將地下油頁巖和砂層中的油母質或石油升級為輕質碳氫化合物和天然氣亞層。利用這種技術，殼牌從2004年開始就在加拿大進行先導性實驗，結果令人振奮，表明采收率可以達到50％以上。鄧鑫樂觀地說：“這一工作還在繼續，進一步完善之后再正式投入使用。”

　　因需而變   迎接新挑戰

鄧鑫說，“在環境敏感地區和條件惡劣地區勘探新油田方面，殼牌技術應用最明顯的例子就是深水油藏開采。”他指出，殼牌在此領域一直處于世界領先地位，目前已經進入超深水域施工。

遠在上世紀80年代，鄧鑫在挪威工作時，他們還認為300米－400米水深是具有挑戰性的。“但是到2004年時，我們創造了一個新的世界紀錄，在Nakika海底鉆井平臺項目中，施工深度達到2,300多米。2007年殼牌在美國承建Perdido深水鉆探項目。Perdido SPAR鉆井平臺項目水深達2,500米，成為世界上最深的SPAR鉆井生產平臺。另外一個海上油氣鉆探平臺是巴西的BC-10海上平臺，它的深度雖然只有1.8公里，和Perdido相比要遜色不少。但是BC-10是一個稠油開采平臺，該項目正在建設之中，需要利用大量先進技術，才能從很深的地層中將稠油有效而安全地提取出來。”

環境敏感地區和北極等條件惡劣地區，對于殼牌和它的技術來說是另外一個新挑戰。殼牌目前最大的海上開發項目是俄羅斯薩卡林油田，該地區海面半年時間都由冰層覆蓋。現在殼牌還在阿拉斯加以北的Beufort海勘探。

在非傳統碳氫化合物的開發利用方面，非常致密的油氣田，例如美國Pinedale（陸上）氣田項目，要求利用一整套合理配置的針對此油氣田具體特點的技術方案，然后必須嚴格實施才能降低項目成本，實現產量的最大化。在Pinedale項目中，殼牌在模型基礎上，認真設計了一套油井壓裂工藝（fracturing technique），針對測量的地下地質結構，利用場內傳感器實現壓裂優化設計。然后針對不同儲油層，殼牌開發了多重壓裂施工工藝。最后對選定的工藝進一步優化，鉆井時間比開始時降低了50％。

據鄧鑫介紹：“在文萊，鉆探隊面臨的問題是油囊或油藏規模太小，所以單獨開發從經濟上不劃算。而且即使從經濟上劃算，在每個油囊上面架設海上鉆探平臺所造成的環境影響也是巨大的。殼牌因地制宜，制定的開發方案被稱為蛇形井，該油井在地下油囊之間的走向像蛇或龍爬行一樣，把油囊連接起來，通過一根生產套管實現多點共產（Co-mingled production）。”

因需而變，殼牌的技術也在不斷創新中發展。鄧鑫強調說：“殼牌石油是一家石油天然氣企業。作為能源企業，該公司重視技術因素的推動作用，通過開發和利用先進技術實現最大采收率（即實現企業的價值最大化），同時最大程度地降低HSE（健康、安全、環境）風險水平及實際發生情況。”

　　強勁技術支撐   實現合作雙贏

對于殼牌而言，技術和設備本身并不意味著其工作的全部。一個服務公司可能擁有一些自有技術，隨之向客戶推銷，并從中獲取經濟利益。殼牌的不同之處，還在于殼牌對石油工業有著全面而徹底的了解，并在此基礎上提供附加價值，為商業伙伴和自身提供油田開發的綜合技術方案，使先進技術得到最大程度地利用。

鄧鑫告訴記者，對于一個跨國公司，能否獲得中國的上游業務合作的機會不是件容易的事情。殼牌通過與中石油在長北的項目合作，證明了與合作伙伴保持緊密的合作關系，同時安全應用和整合技術，他們也能夠在中國把上游項目做的非常成功。

在長北氣田項目中，殼牌中國勘探與生產有限公司通過對地下地質結構和致密氣藏不利開采條件等因素的深入徹底分析，提出了正確的技術方案，即雙分支水平井方案。隨后在氣井施工過程中，綜合考慮了殼牌及其服務公司，和合作方提出的多種方案和技術，如鉆井的走向、定位，泥漿系統，鉆頭、鉆桿設計等，實現了氣井的最大價值和最佳開采水平。到目前為止，長北雙分支水平氣井的平均產量是該區域普通豎井產量的5倍－10倍。誠然，這些氣井的成本確實提高了，但是總體上，它們具有更高的投入產出比，而且因為大幅度地降低了作業范圍（最高達10倍），對環境的破壞也降到了最低。

“殼牌具有強大的綜合能力，這使殼牌不同于一般的服務公司。”鄧鑫進一步解釋說：“但這并不意味著殼牌在技術上的缺乏，實際上殼牌具有大量豐富的技術。如殼牌勘探與生產在全世界擁有26,000多項專利，其中11,000項已經獲得了正式批準，15,000項正在申請中。在殼牌先進的技術中，還有其它一些技術的應用主要圍繞著施工安全展開，例如紅外線氣體探測和自動關閉系統，雖然這些在世界其他地方很普遍，但是在中國卻很少見到。”

把石油裝備技術發展到一個頂峰，并將這些技術完美整合來獲得最大化的油氣田整體開發價值，殼牌在中國的百年歷史表明了對中國的長遠承諾；“可持續發展和經營”是殼牌的社會目標；幫助中國安全持續并經濟地提供可靠的清潔能源，是殼牌的商業理想。“越是困難，越是要有突破！”殼牌就是以這樣的精神不斷地開拓創新，以最尖端的技術來勘探能源儲備、從開采難度與日俱增的礦藏地點采掘能源并將之輸送給消費者，不斷地突破自身技術的極限。（本期封面人物為，殼牌中國勘探與生產有限公司總裁鄧鑫。）


According the related institution forecast, the world energy demand could be twice that at the turn of this century by 2050. The easy oil of the past will not be sufficient to meet this demand. This will require new technology and approaches to ensure energy demands can be met. Shell, as one of the biggest exploration & production companies, what will it do?
“As a major oil and gas company Shell believes that new and advanced technologies and methods will be required to satisfy our needs for more energy.” The Venture Director of Shell China Exploration & Production Co., Ltd., Mr. Simon Durkin, said recently when interviewed by journalists: “Primarily we see three areas of hydrocarbon technology application: Getting more out of the existing fields, ‘sweating the current assets’; finding and exploiting new reserves in environmentally sensitive or very difficult areas, such as the arctic or very deep water zone; and a move to more unconventional sources of hydrocarbon, for example tar sands or oil shale.”
Technology integration,
maximize recovery value
How to employ the hydrocarbon technology to make effects in different areas? Maybe, the truth is the best answer. Mr. Durkin discussed some practical examples with the journalist.
Shell globally has a big push on what they call “Smart fields”. This is where Shell uses a proprietary digital program linked to down hole sensors and control valves (e.g: interval control valves and gas lift control valves) in complex stacked reservoirs to monitor and optimize the oil field production real time. To give a real example, the implementation of this technology will increase ultimate recovery by between 3 and 6% and has already reduced development costs by 1 to 1.5$ / bbl in the Champion West field in Brunei.
Mr. Durkin informed that where Shell can work to really help in China is in the whole process of integration that means the technology is designed into the full field development with a clear understanding of what is required and how every aspect of the development inter-connects to maximize value. He cited an example for the reporter that they are developing a very viscous oil field in the Middle East where current recovery is around 3%. Past attempts to develop the field have not really worked. Now through careful design of the steam injection process to effectively use the fractures to carry the steam, the field is being developed in an integrated approach which is expected to raise the recovery to 30%.
In the aspect of getting more out of existing fields, Shell has been able to work with old oil fields and to raise the level of recovery, through better downhole imaging and modeling to optimize well locations in Norway, or application of SMART Fields technology in Brunei, or water control in Oman. Each of these solutions requires Shell carefully executed and fully integrated with the development and understanding of the oil field being produced.
Changing to meet demand,
greet new challenge
Mr. Durkin talked about the hydrocarbon technology application all along. He said: “exploiting new reserves in environmentally sensitive or very difficult areas, the most obvious area of technology application is in deepwater where Shell remains the world leader. Here we are now moving into ultra deep waters.”
The environmentally sensitive and difficult areas of the Arctic are another frontier for Shell and its technology. Shell’s largest current offshore development is in Sakahlin Russia subject to iced sea conditions for half of the year and Shell is currently exploring in the Beufort Sea north of Alaska.
About the development and utilization of unconventional hydrocarbon, very tight gas fields such as Pinedale in the USA (onshore) require a full integration of technology appropriate to the field being developed and then a rigorous approach to optimize the chosen solution to reduce costs and maximize production. For example in Pinedale, Shell has carefully designed a fracturing technique for the wells based on modeling and use of infield sensors to optimize the fracture design to the measured sub-surface conditions. Further, techniques have been developed for multiple fracturing and completion at the different reservoir layers. Finally, the chosen technology has then been optimized reducing the well times by about 50% compared with the start.
Changing to meet demand, Mr. Durkin emphasized that Shell is an oil and gas company, a technology driven energy company who develops and applies technology in order to maximize recovery / value and minimize HSE risks and exposure.
Powerful technique support,
push the upstream development in China
Technology and equipment is not an end itself for Shell. A service company may own bits of technology which they will push and make money out of. The difference of Shell is that Shell adds value by understanding the full picture and providing an integrated technical solution that leverages technology most effectively for the partners and themselves in the development of the field.
Mr. Durkin emphasized that Shell distinguishes from a service company that does not mean Shell doesn’t own a great deal of technologies for example they have over 26,000 patents worldwide, 11,000 fully approved and 15,000 pending. And other technology applications are focused around safety, such as infra red detection and automated shut down systems, which are quite common elsewhere in the world but hardly seen in China.
“Sustainable development and operation ” is the key target for Shell. To provide reliable and clean energy for China in a safe, sustainable  and commercial  manner. “The more troubled the circumstances are, the more breakthroughs are needed!” It is under this principle that Shell has always strived for new innovations, providing their customers with energy explored and developed using the most advanced technologies. Even when the exploration challenge has got harder and harder, Shell has continuously broken through its own limits.