油藏评价工作在油气田开发阶段的重要性_油藏评价阶梯油价

1.石油天然气关键参数研究与获取

2.特低渗透油藏开发方案优化研究——以大古、樊块为例

3.原油价格这么低，为啥胜利油田还要坚守2340万吨？

4.碎屑岩油藏开发条件

5.到底什么是“油公司管理模式”？（一）

6.油田开发经济政策界限计算方法与应用

7.石油价格下跌，为何沙特不减产？

8.国内外提高收率技术现状与展望

王建勇　刘显太　孙民生

摘要　介绍了胜利油区边/底水断块油藏中水平井在不同方面的应用效果；总结了水平井地质设计的关键技术；分析了水平井产能的影响因素。认为边/底水断块油藏应用水平井挖潜，井间剩余油具有泄油面积大、生产压差小、有利于抑制底水脊进或边水推进等优势。胜利油区在该类油藏中水平井的应用取得了成功经验，经济效益显著，为同类型油藏中水平井的推广应用提供了重要依据。

关键词　边/底水断块油藏　剩余油挖潜　水平井　产能　影响因素　胜利油区

一、引言

水平井作为剩余油挖潜、提高油藏收率的有效手段，在国内外已得到广泛重视和应用。胜利油区是我国水平井技术发展最快、应用规模最大的油区，已形成了一套比较成熟的从水平井区块筛选、地质设计，到钻井、油及跟踪评价等的配套技术。其地质设计已从单一的稠油油藏转向常规油藏中的边/底水断块油藏、裂缝性油藏、整装高含水油藏、地层不整合油藏和低渗透油藏等。应用领域已从老油田挖潜转向新区产能建设和老区调整共同发展；设计类型也由单分支向多分支、大位移水平井扩展。到2000年12月，胜利油区已累计设计水平井（侧钻水平井）181口，完钻172口，投产165口，累计产油206×104t，取得了良好的挖潜增油效果。其中边/底水断块油藏是胜利油区水平井应用最广、效果最好的一类油藏，到2000年12月，在边/底水断块油藏投产63口，累计产油.7364×104t。

二、边/底水断块油藏中水平井的应用及效果分析

胜利油区边/底水断块油藏具有断层复杂、含油层系多、地层倾角小、含油面积小的特点，油气富集多受断层构造控制，活跃的边水或底水使得油藏具有天然能量充足的特点。经过多年开发，老区块一般含水较高（大于90%），出程度在25%以上，个别区块达到40%以上，但压降较小，地层能量充足。

该类油藏的直井开具有产液量高、含水上升快的特点，但井点高含水多是由底水锥进或边水、注入水舌进造成的，因而不论构造高部位或低部位，其井间均有可能为剩余油富集区。在该类油藏中设计水平井，具有泄油面积大、生产压差小、有利于抑制底水脊进或边水推进等特点，挖潜剩余油具有直井无法比拟的优势。

在该类油藏中水平井主要应用于老油田区块整体调整改造挖潜、老油田水平井单井挖潜以及在新区产能建设过程中部署水平井。

胜利油区到目前为止共有4个老油区利用水平井进行了整体改造。这4个区块水平井初期增产倍数（与周围直井相比）可以达到8～12倍，平均在10倍左右，含水平均为30%左右，目前增产仍可达2.6～12倍，平均5倍。各区块平均单井增加可储量均在3×104t以上，区块收率明显提高。

在老油田单井挖潜方面，水平井开效果远好于调整直井的开效果。Y6块已投入开发已近30年，出程度达到30%，目前平均单井（直井）产油只有5t/d左右，综合含水高达95%左右，已进入油田开发后期。新部署的水平井Y6-P1井于1999年4月投产，初期产量为61.9t/d左右，不含水，为周围调整直井的10倍以上，至2000年12月累积产油3.5×104t。

在新区产能建设过程中，利用水平井则充分显示出少井高效、高速开发的优势。目前，胜利油区已经在Y93等3个区块新区产能建设过程中应用了水平井。Y93块初期设计方案部署11口直井开发，方案实施前进行了水平井开可行性研究，认为在该块构造较高部位利用2～3口水平井作为油井，在构造较低部位或边部部署2口直井作为注水井，可以更为有效地开发该区块，达到少投入、多产出的目的。为此，重新设计了水平井与直井结合的整体部署方案。新方案实施后，取得了明显的经济效益。3口水平井初期平均单井日产油可达100t，为周围直井的3.5～4倍，且不含水。从目前状况来看，水平井产量仍然维持较高水平，3口水平井平均产量为68.6t/d，为周围直井的3倍左右；综合含水6.1%，比周围直井低26%。到2000年12月，3口水平井生产两年，累计产油 19.3×104t，使本块油速度达到5%以上，为水平井在新区产能建设中的应用提供了宝贵的经验。

三、水平井产能影响因素分析

1.油藏含油高度

水平井初期含水的高低、含水上升速度的快慢与水平段所钻遇油层的含油高度关系密切。统计了胜利油区边/底水断块油藏中16口水平井，其初期含水与水平段距油水界面距离的关系表明，10m距离是一个重要的分界点。水平段距油水界面小于10m的井初期含水一般较高。因此，在水平井设计时应尽量保持水平段距油水界面的距离大于10m。

表1　L2块水平井不同液强度方案对比表

2.液强度

在边/底水断块油藏中，水平井的目的是为了减缓边水舌进和底水锥进，如果液强度过大，必然导致含水上升加快、最终开发效果变差。L2块不同液强度方案数模结果表明，随液强度增大，产油量呈下降趋势，而累积水油比则呈上升趋势（表1）。这说明随水平井液强度的增大，底水锥进将越来越严重，产油量越来越少，效果越来越差。

图1　L2块水平井不同含水阶段液强度直方图

用矿场资料研究了L2块馆二段水平井的含水上升规律、生产方式及提液时机，提液时机选择在含水量90%～92%比较合适。该阶段无论高液强度或低液强度井含水量上升速度都降得很低（图1、2），由于水平井提液幅度大，该阶段提液不会造成含水量快速上升，因此，增油效果比较理想。如L2-P1、L2-P6井提液时含水量较高（88%左右），提液后含水量上升较慢，增油效果明显，初增能力均在20t/d以上；而L2-P3井提液时含水量较低（83%），提液后含水量上升较快、增油效果较差，初增能力只有7.4t/d。

3.水锥半径

在未定量研究水锥半径时，水平井靶点设计通常以到老井距离而不是以动态水锥半径大小为依据，因而可能导致水平段设计在水锥半径以内，引起水平井初期高含水或含水上升很快。例如，L2-P5井的B靶点距离老井L2-24井60m左右，而L2-24井累积产油量达到1.8×104t，其含油高度在15m左右，水锥半径大约为90～100m；当L2-P5井投产尾部50m时，初期含水量就达到77.4%，并很快上升至90%以上；随后封堵尾部射开中部200m，初期含水量40%，效果明显变好（图3）。因此，水平井设计过程必须计算出水锥半径的大小；设计水平段的A、B靶点要避开水锥半径影响的区域；此外，还应避开边水或注入水舌进影响的区域范围。

图2　L2块水平井不同含水阶段含水量上升率直方图

4.射孔方式和射孔长度

根据水平段轨迹延伸方向的不同，水平井投产时射孔方式和射孔长度也将有所不同。L2块数值模拟结果表明，水平井段平行于构造线方向时，一次投产效果好于分段投产；当水平井段垂直构造线方向时，分段投产效果好于一次投产。

当井所处部位剩余油高度相近时，射孔井段越短（分段射孔），相同含水阶段每米油量越多。L2-P3与L2-P1井相似，目前含水量分别为94.6%和94.7%，每米油量分别为415t和199t,L2-P3是L2-P1井的2.1倍，而L2-P1井的射孔井段是L2-P3的2.9倍；L2-P5和L2-P6井相似，射孔井段分别为170和90m，含水90%时每米油量分别为34t和48t。

图3　L2-P5井生产曲线图

四、边/底水断块油藏水平井经济效益分析

对边/底水油藏类型中生产时间在1年以上的水平井按静态法核算成本并计算投资回收期。投资成本包括钻井投资、测井、完井费用、射孔以及生产经营成本等，油价按932元/t，计算需要平均单井产油达到0.85×104t时，才能收支平衡。而实际目前经过成本核算的27口井累计产油已达到43.47×104t，平均单井累积产油达到了1.61×104t，已赢利1.38×104万元，投资回收期仅8个月左右，经济效益及社会效益非常明显。

五、结论

水平井挖潜边/底水断块油藏的井间剩余油具有初期产能高、含水量上升慢、投资回收快、经济效益好的优点。

油藏含油高度、水锥半径大小、射孔方式及射孔长度、产液强度等是影响边/底水断块油藏水平井产能及开效果的主要因素，在地质设计及生产过程中必须合理安排。

无论是在老区挖潜还是新区产能建设方面，水平井开都取得了可观的经济效益，水平井在新老油田开中都具有良好的应用前景。

石油天然气关键参数研究与获取

经济可储量的测算方法主要用现金流量法。现金流量法是用投入产出平衡的基本原理，根据油藏的地质评价、工程评价及地面评价所提供的油藏工程基础参数与经济参数，编制出该油田的现金流量表。计算该油藏在累积净现值大于零，而年净现金流等于零时的累积产油量。对于新开发的油田来说，此产量是该油田的经济可储量。对于已开发的油田来说则是剩余经济可储量，此值与评价期前累积产油量之和即是该油田总的经济可储量。

1. 现金流要素预测

现金流入一般包括3项：产品销售收入、回收固定资产余值、回收流动资金。

现金流出一般包括固定资产投资、流动资金投资、经营成本与费用、销售税金及附加、所得税等5项。

2. 现金流量法计算的主要指标

（1） 经济可储量

油气田开发地质学

式中：Ne——经济可储量，104t；Np——累积产油量，104t （对新开发的油田，此值为零）；Q（t）——第t年的年产油量，104t；n——经济开期或剩余经济开期，a。

（2） 经济收率

油藏的经济收率是指从油藏中出的经济可储量占动用地质储量的百分比。即：

油气田开发地质学

式中：Re——经济收率，％；N——油藏动用地质储量，104t。

（3） 经济开年限

对未开发的油藏来说，经济开年限是指在现金流量表中，在未回收流动资金的情况下，累积净现金流量达到最大值时的年份。对已开发的油藏来说，此值是剩余经济开年限，其经济开年限就是此值加上已开发年限。

（4） 经济可储量价值或剩余经济可储量价值

对未开发的油藏来说，经济可储量价值就是达到经济开年限时的财务净现值。对已开发的油藏来说，计算的是该油藏的剩余经济可储量价值，该值是油藏剩余经济开发年限内的财务净现值：

油气田开发地质学

式中：FNPV——财务净现值，即经济可储量价值或剩余经济可储量价值，万元；CI——现金流入，万元；CO——现金流出，万元；ic——基准收益率，小数。

用现金流量法计算经济可储量是目前国内外使用较普遍的一种方法，也是最主要的方法。它的经济概念十分清楚，即油田开发生产过程中每年的现金流入必须大于现金流出，企业才能获得一定的利润。当现金流入等于现金流出时，企业已无利可图，此时的累积产油量便是油田的经济可储量或剩余经济可储量。该方法原理科学、周密，适用于油田开发的任何阶段。但是，使用该方法必须对未来若干年的油井数、年产油量、年产液量、年注水量等开发指标以及未来若干年油价、操作费等经济指标作出预测。这些指标的预测工作量较大，要达到较高精度，难度也较大，势必影响到油田经济可储量及其价值预测的精度。

特低渗透油藏开发方案优化研究——以大古、樊块为例

评价参数直接影响评价方法的有效性，不同类型的参数作用不同。有效烃源岩有机碳下限、产烃率图版、运聚系数是成因法的关键参数；最小油气田规模对统计法计算结果有较大影响；油气丰度是应用类比法的依据，由已知区带的油气丰度评价未知区带的丰度；可系数是将地质量转化成可量的关键参数。

（一）刻度区解剖

1.刻度区的定义

刻度区解剖是本次评价的特色之一，也是油气评价的重要组成部分。刻度区解剖的目的是通过对地质条件和潜力认识较清楚的地区的分析，总结地质条件与潜力的关系，建立两者之间的参数纽带，进而为潜力的类析提供参照依据。

刻度区是为取准评价关键参数，以保证评价的客观性而选择的满足“勘探程度高、探明率高、地质认识程度高”三高要求的三维地质单元。刻度区可以是一个盆地（凹陷）、一个油气运聚单元、一个区带、一个成藏组合、一个层系或一个二级构造带等。为了正确和客观认识地质条件和潜力，刻度区的选取在考虑“三高”条件的基础上，应尽量考虑不同地质类型的综合，这样可以更充分体现油气丰度与地质因素之间的关系。

2.刻度区解剖内容与方法

刻度区解剖主要围绕油气成藏条件、量及参数三个核心展开，剖析三者之间的关联规律和定量关系。

（1）成藏特征和成藏主控因素分析。成藏特征和成藏主控因素分析实质上是对选择的刻度区进行成藏特征总结，精细刻画出成藏的定性、定量的主控因素与参数，便于评价区确定类比对象。在一个含油气盆地、含油气系统、坳陷、凹陷的成藏规律刻画中，其成藏特征差异大，故一般最好选择以含油气系统（或坳陷）及其间的运聚单元作为对象，更便于有效的类比应用。油气运聚单元是盆地（凹陷）中具有相似油气聚集特征的独立的和完整的石油地质系统，是以盆地（凹陷）的油气聚集带为核心，并包含为该油气聚集带提供油气源的有效烃源岩。油气运聚单元是有效烃源岩、油气运移通道、有效储集层、有效盖层、有效的圈闭等要素在时间和空间上的有机组合。一个油气运聚单元可以有多个有效烃源岩体和烃源岩区为其供烃，但同一个油气运聚单元的油气聚集特征是相似的。一个油气运聚单元可以只包含一个油气成藏组合，也可以包含在纵向上叠置的多个油气成藏组合。因此刻度区地质条件的评价与定量刻画就是按照运聚单元→成藏组合→油气藏的层次路线综合分析烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件等油气成藏条件。盆地模拟是地质评价流程中的一个重要组成部分，其作用主要体现在三个方面：其一是通过盆地模拟反映流体势特征，进而确定油气运聚单元的边界；其二是提供烃源参数，如生烃强度、生烃量、有效烃源岩面积等；其三是通过关键时刻的获取来反映油气成藏的动态作用过程。

（2）油气量确定。刻度区量计算与一般意义上的量计算稍有不同，正是由于刻度区的“三高”背景，特别是选定的刻度区探明程度越高越好，计算出的量更准确有利于求准各类评价参数。在本次刻度区解剖研究中，主要用了统计法来计算刻度区的量，统计法中包括油藏规模序列法、油藏发现序列法、年发现率法、探井发现率法、进尺发现率法以及老油田储量增长法，不同方法估算出的量用特尔菲加权综合。盆地模拟在计算生烃量方面技术已经比较成熟，因此刻度区（运聚单元）的生烃量仍由盆地模拟方法计算。

（3）油气参数研究。通过刻度区解剖，建立了参数评价体系和预测模型，获得了地质条件定量描述参数、量计算参数和经济评价参数，如运聚系数、丰度等关键参数。从刻度区获得的量与生油量之比可计算出运聚系数，刻度区的量与面积之比可获得单位面积的丰度，还可得到其他参数等。由于盆地内坳陷（凹陷）内各单元成藏条件差异，求得的参数是不同的，故细分若干运聚单元，求取不同单元的参数，这样用于类比区会更符合实际。

3.刻度区研究成果与应用

通过刻度区解剖研究，系统地获得运聚系数、油气丰度等多项关键参数，为油气评价提供各类评价单元类比参数选取的标准，保证评价结果科学合理。如中国石油解剖的辽河坳陷大民屯凹陷级刻度区，通过对其烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件五方面精细研究，获得了22项量化的成藏条件的系统参数。根据大民屯凹陷内划分的六个运聚单元，分别计算各单元的生油量和量，直接获得六个单元的运聚系数。同时计算出各运聚单元单位面积的量，获得不同成藏条件下的丰度参数（表4-5）。

表4-5 大民屯凹陷刻度区解剖参数汇总表

在中国石油128个刻度区的基础上，各单位根据评价需要，又解剖了一定数量的刻度区。其中，中国石油利用已有刻度区128个，新解剖刻度区4个，共应用132个；中石化新解剖42个；中海油新解剖4个；延长油矿新解剖3个。各项目共应用了181刻度区，这些刻度区涵盖了我国主要含油气盆地中的大部分不同类型的坳陷、凹陷、运聚单元和区带，基本满足了不同评价区的需要。各种类型刻度区统计见表4-6。

表4-6 各种类型刻度区统计表

（二）有效烃源岩有机碳下限

有效烃源岩有机碳下限是指烃源岩中有机碳含量的最小值，小于该值的烃源岩生成的烃量不能形成有规模的油气聚集。有效烃源岩有机碳下限是确定烃源岩体积的主要参数，直接影响生烃量的计算结果。

在大量烃源岩样品分析化验和有关地质资料研究基础上，明确了不同岩类有效烃源岩有机碳下限标准。陆相泥岩有效烃源岩有机碳下限为0.8%，海相泥岩为0.5%，碳酸盐岩为0.2%～0.5%，煤系源岩为1.5%。例如，陆相泥岩TO C与S1+S2关系表明，S1+S2在TO C为0.8%时出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.8%；碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系表明，残余吸附气量在有机碳为0.2%处出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.2%（图4-1、图4-2）。

图4-1 陆相泥岩TOC与S1+S2关系图

图4-2 碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系图

对于勘探实践中已经发现油气藏，但烃源岩有机碳含量未达统一下限的盆地，根据实际情况可进行适当调整。如柴达木盆地柴西地区，在分析了大量烃源岩有机碳和S1+S2指标资料后，明确该区有机碳含量下限为0.4%时，即达到有效烃源岩标准，并被发现亿吨级尕斯库勒大油田的勘探实践所证实。在渤海湾盆地评价过程中，建立起相对统一的有效烃源岩丰度取值下限标准：碳酸盐岩气源岩丰度下限取0.2%，碳酸盐岩油源岩丰度下限取0.5%，湖相泥岩丰度下限取1.0%。

有效烃源岩有机碳下限的基本统一，保证了生烃量计算标准的相对一致和全国范围内的可比。

（三）产烃率图版

烃源岩产烃率图版是用盆地模拟方法计算烃源岩生烃量和量的关键参数。产烃率图版一般用烃源岩热模拟实验方法获得。

1.液态烃产率图版

利用密闭容器加水热模拟实验方法，对中国陆相盆地不同类型烃源岩进行了热模拟实验。模拟实验所用样品取自松辽、渤海湾等10个盆地，包括侏罗系、白垩系和古近系的湖相泥岩、煤系泥岩和煤3大类烃源岩。其中湖相泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型，煤系泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅱ2型和Ⅲ型，煤烃源岩的有机质包括Ⅱ1型、Ⅱ2型和Ⅲ型。根据模拟实验结果，编制了不同类型烃源岩的液态烃产率图版（图4-3、图4-4、图4-5）。

图4-3 湖相泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-4 煤系泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-5 煤烃源岩液态烃产率图版

2.产气率图版

由于生物气生气机制与干酪根成气和原油热裂解气的生气机制不同，因此，其产气率与干酪根和原油裂解气产气率求取方式不同。

（1）生物气产气率。对生物气源岩样品在25℃～75℃的条件下进行细菌培养产生生物气，由此得到不同温阶下各类有机质的生物气产率。在模拟实验结果的基础上，结合前人的研究结果，分别建立了淡水环境、滨海环境和盐湖环境中不同类型有机质的生物气产气率图版及演化模式。

（2）干酪根和原油裂解气产气率。对于不同类型气源岩油产气率，国内外学者及一、二轮评价中已做过大量的工作。较多的实验是应用热压模拟方法对各种类型烃源岩进行产油及产气率实验，这种方法所计算的产气率包括了原油全部裂解成气的产率，亦即常说的封闭体系下源岩的产气率，所得到的天然气产率是气源岩的最大产气率。另一种求取气源岩产气率的方法是在开放体系下对源岩进行热模拟实验，各阶段生成的天然气和原油均全部排出源岩，原油不能在源岩中进一步裂解为天然气。这两种情况都是地质中的极端情况。但是实际的地质条件大多是半开放体系，在这种情况下，源岩生成的油既不能全部排出烃源岩，也不能完全滞留于源岩中。不同地质条件下亦即开放程度不同情况下源岩产气率如何计算？具体方法为：求得封闭和开放体系下相同类型源岩的产气率，将上述两种体系下的产气率图版（中值曲线）输入盆地模拟软件中，得出烃源岩层在不同渗透条件下产气率图版。

（四）运聚系数

运聚系数是油气聚集量占生烃量的比例，是成因法计算量的一个关键参数，直接影响量计算结果。运聚系数的确定方法包括运聚系数模型建立法和运聚单元成藏条件分析法。

1.运聚系数模型建立法

通过刻度区解剖，确定影响运聚系数的主要地质因素及其与运聚系数的相关关系。刻度区解剖研究表明，烃源岩的年龄、成熟度、上覆地层区域不整合的个数和运聚单元的圈闭面积系数等地质因素与石油运聚系数之间存在相关关系。依此建立地质因素与石油运聚系数之间关系的统计模型，包括双因素模型和多因素模型。双因素模型（相关系数为0.922）的地质因素选用烃源岩年龄和圈闭面积系数：

lny=1.62-0.0032x1+0.01696x4

多因素模型（相关系数为0.934）的地质因素选用烃源岩年龄、烃源岩的成熟度、区域不整合个数和圈闭面积系数：

lny=1.487-0.00318x1+0.186x2-0.112x3+0.02118x4

式中：y——运聚单元的石油运聚系数，%;

x1——烃源岩年龄，Ma;

x2——烃源岩成熟度（Ro）,%;

x3——不整合面个数；

x4——圈闭面积系数，%。

2.运聚单元成藏条件分析法

依据刻度区提供的大量运聚系数，依盆地类型和影响运聚系数的主要地质因素，分类建立运聚系数取值标准与应用条件。在评价中，根据刻度区解剖结果，确定了油气运聚系数分级取值标准（表4-7）。在评价中得到了推广应用，取得了良好的效果。

表4-7 石油运聚系数分级评价表

（五）最小油气田规模

最小油气田规模是指在现有工艺技术和经济条件下开地下，当预测达到盈亏平衡点时的油气田可储量。最小油气田规模对统计法计算的量结果有较大影响。为此，中国石油天然气集团公司等三大石油公司和延长油矿管理局对最小油田规模进行了专门研究。

通过对不同油价、不同开发方式和未来可能技术条件下最小油气田规模研究，确定了不同地区的最小油气田规模的取值。在地理环境相对较好的东部地区，其勘探开发成本较低，最小油气田规模一般在10×104～30×104t，在地理环境相对较差的西部地区，其勘探开发成本高，最小油气田规模一般在50×104t以上，对于海域来说，油气勘探开发成本更高，最小油气田规模更大，一般在150×104～500×104t。

（六）丰度

油气丰度是指每平方公里内的油气量，是类比法计算量的关键参数。通过统计分析，建立了丰度模型和取值标准。

1.丰度模型

通过刻度区解剖，建立刻度区内评价单元油气丰度和相关地质要素之间的统计预测模型：

新一轮全国油气评价

式中：y——运聚单元的石油丰度，104t/km2;

x1——烃源岩生烃强度，104t/km2;

x2——储集层厚度/沉积岩厚度，小数；

x3——圈闭面积系数，%;

x4——不整合面个数。

2.丰度取值标准

通过统计不同含油气单元丰度的分布特点，结合地质成藏条件，总结出各类刻度区丰度的取值标准。

（1）不同层系丰度：古近系凹陷由于成藏条件优越，成藏时间晚，石油地质丰度一般大于20×104t/km2；中生代凹陷成藏时间相对较长，石油地质丰度相对较低，一般约为10×104t/km2；古生代凹陷由于生、储层时代老，多期成藏多期改造、破坏，预计其丰度更低。

（2）不同类型运聚单元丰度：中新生代断陷或坳陷盆地长垣型、潜山型和断陷型中央背斜构造型，石油地质丰度高，一般大于40×104t/km2；中新生代裂陷盆地、坳陷盆地边缘构造型和古近系缓坡构造型石油丰度次之，一般为10×104～30×104t/km2；中生代盆地岩性型和古生代压陷盆地的构造型石油丰度相对较低，一般小于10×104t/km2。

（3）不同区块或区带级丰度：区块或区带级石油丰度差异更大，从小于1×104t/km2到大于200×104t/km2。其中潜山型、岩性—构造型、披覆背斜区块丰度较高，一般大于50×104t/km2，最大可大于200×104t/km2。构造—岩性型、断裂构造型丰度一般为30×104～50×104t/km2。地层—岩性型、断鼻型以及裂缝型区块、丰度较低，一般小于30×104t/km2。

通过刻度区解剖标定多种成藏因素下评价单元的丰度，不但为广泛应用类比法计算量提供了可靠的参数，同时也摆脱了过去以盆地总量为基础，利用地质评价系数类比将量分配到各评价单元的做法，使类比法预测的油气量在空间位置上更准确，提高了油气空间分布的预测水平。

（七）可系数

国外主要用建立在类比基础上的统计法计算油气可量，而我国第一轮、第二轮全国油气评价没有计算油气可量。本轮评价开展的油气可系数研究，通过可系数将地质量转化为可量，这在国内外油气评价中尚属首次。可系数是指地质中可出的量占地质量的比例，是从地质量计算可量的关键参数。

可系数研究与应用是常规油气评价的重要组成部分，主要目的是通过重点解剖、统计和类析方法，对我国油气可系数进行研究，为科学合理地计算油气可量提供依据，进而对重点盆地和全国油气可潜力进行评价。

1.评价单元类型划分

为使可系数研究成果与评价单元划分体系有机结合，遵循分类科学性、概括性和实用性三个基本原则，以油气类型、盆地类型、圈闭类型、储层岩性、储层物性等地质因素为依据，对评价单元进行了分析和分类，将国内石油评价单元分为中生代坳陷高渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗等24种类型，天然气评价单元分为克拉通盆地古隆起、前陆盆地冲断带等16种类型（表4-8、表4-9）。

表4-8 不同类型评价单元石油可系数取值标准

表4-9 不同类型评价单元天然气可系数取值标准

2.刻度油气藏数据库的建立

已发现油气赋存在油气藏中，建立刻度油气藏数据库是统计已发现油气收率、分析影响收率主控因素、预测油气可系数的基础。刻度油气藏是油气可系数研究中作为类比标准的，地质认识清楚、开发程度高、已实施二次油或三次油技术的油气藏。

刻度油气藏选择原则：①典型性——能代表国内外主要的油气藏类型，保证类比法应用基础的广泛性；②针对性和实用性——针对油气评价，有效地指导相应类型评价单元油气可系数的确定；③开发程度高——油气藏开发程度高，地质参数和开发参数基本齐全；④三次油技术应用具有代表性——尽量选择已实施三次油技术的油藏，保证技术可系数的可靠性。

对国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏进行了剖析：收集整理每个油气藏的主要地质和开发参数；每个油气藏的地质条件主要包括储层特征、圈闭条件、流体性质等，开发条件主要包括开方式、开速度、增产措施等；研究不同因素对收率的影响程度，进而确定该油气藏收率的主控因素；针对开方式的不同，油藏的收率可分为一次、二次或三次收率；气藏主要是一次收率。通过对每个油气藏的地质条件、开发条件和收率进行分析，建立起国内外刻度油气藏数据库。

3.可系数主控因素分析

对影响可系数的地质条件、开发条件和经济条件进行了分析，建立起可系数主控因素的评价模型。

（1）在大量统计和重点解剖的基础上，对油气地质条件中的因素逐一进行分析，并提炼出15项油气收率的主控因素，即盆地类型、储层时代、圈闭类型、沉积相类型、储层岩性、储层厚度、储集空间类型、孔隙度、渗透率、埋深、含油饱和度、原油粘度、原油密度、变异系数、原始气油比。

（2）在诸多开发条件中，提高收率技术是极为重要的因素，不同提高收率技术适用条件不同，其提高收率的潜力也差距很大。通过综合分析，主要技术对不同类型油藏的提高收率潜力为：最小5%，中间值10%，最大值15%。

（3）利用石油公司提高收率模拟研究成果，建立了大型背斜油藏、复杂背斜油藏、断块油藏、岩性油藏、复杂储层油藏等在税后内部收益率为12%、油田开发到含水95%时聚合物驱和化学复合驱油时的油价与油田收率之间的关系，若这五类油藏要达到相同的收率，条件好的如大型背斜油藏、复杂背斜油藏所需的油价低于条件差的如岩性油藏、复杂储层油藏。

4.可系数取值标准的建立

在研究中，解剖了国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏，统计分析了大量油气田收率数据，给出了不同类型评价单元油气技术可系数和经济可系数取值范围，建立了不同类型评价单元油气可系数取值标准（表4-8、表4-9）。

（1）不同类型评价单元石油可系数相差较大，以技术可系数为例：中生代坳陷高渗和古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗评价单元可系数最大，其中间值大于40%；中生代坳陷中渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块中渗、中生代断陷、中新生代前陆、古生界潜山、古生界碎屑岩、古近纪残留型断陷、陆缘裂谷断陷古近纪与新近纪海相轻质油、陆缘弧后古近纪与新近纪海陆交互相轻质油等评价单元可系数为30%～40%；中生代坳陷低渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块低渗、古生界缝洞、南方古近纪与新近纪中小盆地、低渗碎屑岩、重（稠）油中高渗、变质岩、砾岩、陆内裂谷断陷新近纪重质油、陆内裂谷断陷古近纪复杂断块等评价单元可系数为20%～30%；低渗碳酸盐岩、重（稠）油低渗、火山岩等评价单元可系数为15%～20%。

（2）不同类型评价单元天然气可系数相差也较大：克拉通碳酸盐缝洞、礁滩和前陆冲断带等评价单元可系数最大，其平均值大于70%；克拉通古隆起、克拉通碎屑岩、前陆前渊、南方中小盆地、陆缘断陷、火山岩、变质岩和海域古近纪与新近纪砂岩等评价单元可系数为60%～70%；前陆斜坡、生物气、中生代坳陷、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块、残留断陷、砾岩等评价单元可系数为50%～60%；致密砂岩等评价单元可系数最小，其平均值小于50%。

5.可系数计算方法的建立

可系数计算方法包括可系数标准表法和刻度区类比法两种方法。

（1）标准表取值法。利用可系数标准表求取不同评价单元可系数的步骤如下：在不同类型评价单元可系数取值标准表中找到已知评价单元的所属类型；明确评价单元与可系数相关因素（宏观、微观）的定性、定量资料；对照可系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对评价单元进行类比打分；根据类比评价结果求取可系数。

（2）刻度区类比法。以建立的国内外刻度油气藏数据库为基础，利用刻度区类比法来求取不同评价单元的可系数。具体步骤如下：根据评价单元分类标准，将具体评价单元归类，并分析整理该评价单元的油气地质条件和开发条件；根据评价单元的类型及其地质条件和开发条件，从国内外刻度油气藏数据库选择适合的类比对象；对照可系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对该评价单元及其类比对象进行打分并计算它们的得分差值；根据得分差值求取该评价单元的可系数。

通过油气可系数标准和计算方法在全国129个盆地中的推广应用，既检验了可系数取值标准和所用基础数据的可靠性、可行性和适用性，保证了油气可量计算的客观性，又获得了全国油气可量。

原油价格这么低，为啥胜利油田还要坚守2340万吨？

赵红雨　邓宏伟　邱国清

参加工作的还有蒋龙，张可宝，王铭宝，周燕，孙玉红，程育红等，

摘要　大王庄油田大古67块和大芦湖油田樊124块属特低渗透油藏，平均渗透率为5×10-3～8.8×10-3μm2，油藏埋深3100～3250m，且储集空间较为复杂，有溶孔和微裂缝存在，开发难度大。本文从低渗透油田的油藏特点和开规律着手，具体分析了这两个区块的开动态，开展了注水必要性和可行性评价，在此基础上对影响开发效果的井网、井距、转注时机及注比进行优化研究，确定出各区块的推荐方案，预计当年可建产能9.2×104t。

关键词　特低渗透油藏　储集空间　微裂缝　评价　优化　推荐方案

一、引言

胜利油区低渗透油田已累积探明石油地质储量5.8×108t，占总探明储量的12.6%，其中已动用33个区块，动用储量3.6×108t，占探明储量62.1%。已动用的低渗透油田大部分埋藏较深，在2800m以下，且以构造、岩性油藏为主。空气渗透率一般小于20×10-3μm2，储量丰度一般小于100×104t/km2，但原油性质普遍较好。地层原油粘度为0.5～6mPa.s，凝固点26～53℃。油藏具有吸渗驱油的微观机理，流体渗流不遵循达西定律。油井自然产能较低，一般需要压裂或其他改造措施，才能获得较高产能。油井见水后，无因次液（油）指数随含水上升降低的幅度大，提液困难，注井间难以建立一定的驱替压力梯度。大古67块和樊124块属特低渗透油藏，1994年后陆续用常规或压裂方法试11口井，到1999年9月，平均单井日产油能力12.3t，累积产油2.9370×104t，地层压力下降快、产液产油量递减率大。为提高油田开发效果，2000年合理编制了两区块油藏开发方案，开展了注水可行性、井网、井距、注水时机和注的设计与优化研究工作。

二、地质特征

大王庄油田大古67块位于车镇凹陷大王庄鼻状构造带大一断层上升盘中段，北以大一断层为界与大王北油田相接，南以大古2块与大古82井区相连，是一个四面为断层封闭的断块油藏。樊124块位于济阳坳陷东营凹陷西南部的金家－樊家鼻状构造带西翼，大芦湖油田的西南部，西邻高青油田。

大古67块主力含油层系为二叠系上石盒子组万山段，自下而上共分三个砂层组，总有效厚度为33.1m。在构造腰部附近有效厚度相对较大，达40m以上，向南北两侧逐渐变薄。大古67块万山段地层属河流相沉积，储集层岩性以中、细砂岩为主，储集空间主要以粒间孔为主。平均孔隙度13.4%，平均渗透率8.8×10-3μm2，属低孔、特低渗储集层，且储集层层间、层内非均质性较严重。油藏类型为层状断块油藏，块圈定含油面积3.3km2，石油地质储量396×104t，储量丰度120×104t/km2，为深层、中丰度储量。

樊124块主要含油层系为沙三下亚段。砂体西北厚度大，并呈条带状或朵状向东南减薄直至尖灭。樊124块沙三下储集层为湖泊三角洲沉积，储集层岩性为粉、细砂岩，储集空间为残留粒间孔、溶蚀孔、微孔隙。平均孔隙度14.1%，平均渗透率5.0×10-3μm2，属低孔、特低渗储集层。油藏类型属具有边水的构造－岩性油藏。块圈定含油面积3.5km2，石油地质储量202×104t，储量丰度58×104t/km2，属深层、低丰度储量。

三、开动态和注水可行性研究

1.开动态分析

目前两油藏都经历了试油试阶段，在试油试过程中有以下特点。

大古67块和樊124块试油井均见油，但一般都需压裂投产才能获得较高产能。随着开时间的延长，由于能量补充不及时，各井日产油能力下降较快，特别是压裂井下降速度更快。分析试时间较长的8口井的递减情况，常规井月递减率为5.1%，而压裂井月递减率则高达13.2%。

2.注水可行性研究

（1）油层条件有利于注水

两区块油藏属弱、弱－中等水敏性油层，注入标准盐水，渗透率比值几乎无影响；注入蒸馏水，渗透率比值下降6.4%～30%左右。樊124块油层属非速敏，大古67块油层中等速敏，但临界流速高达2.82m/d，测算在此临界流速下，当日注水量为90m3，注水生产压差6.9MPa时，对储集层的伤害半径仅为50cm。根据低渗透油田启动压力与渗透率变化关系的经验公式，计算得到两油藏注水启动压力分别为13MPa和17MPa，要求注水泵压在30MPa左右，不超过目前注水工艺设备能力。

（2）同类型油田类比

目前两区块均无试注水资料，但与国内几个主要的低渗透油田（马西深层、牛25-C砂体和大芦湖油田）的油藏地质条件类比，两区块的油藏埋藏深度，有效厚度处于几个油藏的中间，只有孔隙度、渗透率参数略低，而这三个油藏预测的水驱收率都在18%以上，因此在这两个油藏实施注水开发也是可行的。

四、开发方案优化研究

1.开发方案设计

1）设计原则

特低渗透率油田的渗流机理和开规律，决定了影响其开发效果的因素较多，本次开发方案只针对井网、井距、转注时机、注比4个敏感性参数进行优化，故制定了以下设计原则。

（1）考虑国内几个低渗透油田开发经验

马西深层、牛25-C砂体、大芦湖油田等是目前国内开发较为成功的低渗透油田，故在方案设计时充分考虑其初期布井方式的选择、转注时机的确定，以及开发后期注井网的调整等。

（2）立足于早期注水开发

两区块地饱压差大（18.27～20.16MPa），利用地层能量开的余地较大，但弹性产率低。另据琼斯实验室试验结果表明，随着地层压力下降，裂缝逐渐闭合，从而降低流体的渗流能力，动态上则表现为产量迅速下降。因此要使油藏有较高的油速度和单井产量，必须早期注水以保持较高的油层压力。

（3）考虑油藏的地层最大主应力方向

低、特低渗透油田一般都需压裂投产，压裂后容易在地层最大主应力方向上产生裂缝，若注井与地层主应力方向一致，不可避免会造成油井暴性水淹，因此注井应与主应力方向保持一定夹角。由地层倾角测井和地应力测试结果，大古67块地层最大主应力方向为N67.5°E、樊124块为N78°E。

（4）单井须有一定的有效厚度，并至少钻遇1～2个主力层

根据油藏地质特征和试油、试特点，大古67块选择有效厚度大于10m的范围内布井，樊124块在有效厚度大于5m的范围内布井。

2）设计步骤

为更科学优化开发方案，依据上述原则，对井网、井距、转注时机、注比4个敏感性参数逐级进行设计，即先设计井网方案，其次为井距、转注时机方案，最后是注比方案，上一级参数方案优化结果可直接运用到下一级参数的方案优化中。

2.开发方案优化研究

在油藏地质研究的基础上，利用VIP数模软件建立了全油藏地质模型，并划分网格，网格模型X方向与地层最大主应力方向平行，利用数值模拟方法，结合油藏工程分析，对每一项参数进行了优化研究。预测结果至2019年，预测时间为20年。

1）井网优化研究

根据国内外低渗透率油田成功的开发经验，此类油田一般用面积注水方式较为适宜，有利于强化注水，增加注水波及体积，提高水驱收率。为此，设计并优化了五点法、反九点法、排状三种面积注水井网，共19个方案。

（1）全部用直井

数值模拟对大古67块优化计算了8个对比直井井网方案（表1），计算结果反映出以下特点。

反九点法井网初期油量高，但含水上升快，出程度低。用反九点法井网的1-1方案，油井数多达16口，注井数比为1∶5，因此初期产能相对较高，同时为保持压力平衡和维持较高的油速度，则注水井注水强度相应地有所增大。但该井网有一部分角井位于水驱主流线上，即注井与地层主应力方向平行，在较高的注水强度和油井都压裂投产的前提下，使得这部分角井过早水淹，产能下降，含水迅速上升。该方案出程度仅为22.5%，比其他方案低2～4个百分点，开发效果差。即使将这部分角井转成注水井的1-2方案，开发效果也未得到明显改善，出程度只提高了0.2%。

表1　大古67块井网方案数值模拟计算对比表

排状井网出程度增幅不大 排状井网注井数比为1∶1，为维持压力平衡，则注水井注水强度有所降低，减小了高速注水条件下油井暴性水淹的可能性；同时位于地层主应力方向上的注井距较大，延缓了油井见水时间，因此其开效果优于反九点法井网，但出程度提高幅度不大。3个方案平均出程度为25.3%，只比反九点法井网高3%左右。

注水井排平行地层主应力方向的五点法井网开发指标最好 方案1-3用五点法井网，与排状井网一样，注井数比为1:1，注水井注水强度不大，而与排状井网不同的是该方案注水井排平行于地层主应力，即在人工压裂裂缝方位上只有注水井或油井，这就避免了油井暴性水淹，从而延迟油井见水时间，扩大注水波及体积，明显改善开发效果。出程度比反九点法和排状井网分别高出5%和2%，且该方案新钻井数少于其他方案，经济效益也最高。因此，大古67块直井井网方案应用五点法井网。

樊124块优化计算了7个对比直井井网方案，方案优化结果与大古67块类似，也应用五点法井网。

（2）水平井与直井组合

表2　樊124块水平井数值模拟计算对比表

为了应用新技术提高低渗透油藏的开发效果，樊124块在五点法直井井网方案基础上设计了4种水平井与直井组合的井网方案，并进行了优化计算（表2）。

从数值模拟计算结果看，由于水平井动用层位少，用一口水平井代替两口直井的方案1-16和方案1-17指标比全部用直井的方案1-9差，方案1-18和方案1-19虽比方案1-9多油2.7×10-3t，但须多钻一口水平井，同时累积注水和累积产水量都大于直井方案，因此在经济效益上利用水平井开发樊124块油藏是不适宜的。而且目前胜利油田利用水平井开发低渗透油藏处于探索阶段，用水平井开风险较大，故方案设计不用水平井。

2）井距优化

低渗透油藏储集层存在非线性渗流特征，注水驱油时，存在注水启动压差，再加上储集层本身就存在较大的渗流阻力，导致注井间压力消耗较大，因此注井距不宜过大。然而为了提高油井产量，生产井均为压裂投产，通过压裂又可适当增大井距。

（1）经济合理的井网密度和井距的测算

根据胜利油田砂岩油藏的经济合理井网密度经验公式，结合两油藏各自的地质特点，在目前油价下，计算出大古67块、樊124块经济合理的井网密度分别为9口/km2和8口/km2。大古67块有效厚度大于10m（方案布井区）的含油面积为2.7km2，则该块经济合理的井数是24～25口，折算五点法和九点法井网的合理井距为300m。樊124块有效厚度大于5m（方案布井区）的含油面积为2.1km2，则该块经济合理的井数是16～17口，折算出五点法和九点法井网的合理井距为350m（已投产井的完钻井距也在350m左右）。

（2）井距优化计算

在五点法直井井网和测算的经济合理井距基础上，对两区块分别优化计算了三种不同的井距方案（大古67块为250m、300m、350m，樊124块为300m、350m、400m）。在不同井距下开发周期为20年，方案出程度最高的井距都为各区块的经济合理井距，即大古67块300m、樊124块350m，出程度比其他两个井距方案高1～1.5个百分点，而且此井距在整个开发阶段含水都略低于其他井距方案，经济效益好。由此认为最优井距大古67块为300m，樊124块为350m。

3）注水时机优化

根据设计原则，两油藏都须早期注水且保持较高的油层压力，考虑油藏目前的压力水平和现场及地面工程建设所需时间，对比了五种不同压降下的注水方案（表3），其压力水平均在饱和压力以上，压降为4～15MPa。

从数值模拟指标看，转注越早，出程度越高。随着转注时压降的增加，出程度呈下降趋势，特别是压降大于10MPa后，出程度下降幅度更大。其原因主要是油藏低压力水平开，导致油井供液不足。由此说明，油藏应在较高的压力条件下转注。但转注越早，注水量越多，在多油的同时，水量相应增加，含水上升速度加快。对比含水变化曲线（图1），当含水相同时，压降为7～10MPa转注的方案油量相对较多，最终收率高，经济效益较优。因此，方案选择油藏压降达到7～10MPa时转入注水开发，预计约在整体投产半年后。

4）注比优化

选取合适的注比对于油田注平衡、实现高产稳产至关重要。为此，主要从恢复、保持地层能量出发，在两个区块分别设计并优化了五种不同注比的开发方案（表4）。计算结果显示，在相同的井网形式和转注压力条件下，注比越大，累积产油量越多，出程度越高，当注比由0.8提高到1.3时，出程度提高 1～2倍。但注比超过1.0后，出程度增加幅度变缓，说明提高注水量在增加油量的同时，主要是增加了水量，而在相同含水期内，注比为1.0的方案累积产油量多，且最终收率高，经济效益好。故最佳的注比为1.0，即油层压力保持在转注压力水平上的开发。

表3　注水时机方案数值模拟计算对比表

图1　大古67块不同注水时机含水量与累积产油量关系曲线图

5）开发方案推荐

大古67块推荐注水方案用五点法井网，注井距300m，油藏压降在7～10MPa后转注，即油藏平均压力降至18～21MPa，注比保持在1.0左右；樊124块推荐注水方案用五点法，注井距350m，油藏压降在7～10MPa后转注，即油藏平均压力降至21～24MPa，注比保持在1.0左右。

3.产能的确定

（1）比油指数、油指数的确定

表4　不同注比方案数值模拟计算对比表

大古67块仅有大671井压裂后取得初期油指数资料，该井射开有效厚度9.0m，投产半年多时间测得3个流压值，分别为22.3MPa、13.7MPa、7.13MPa，所对应的日产油量为22.5t、7.1、2.0t，计算出平均比油指数为0.162t/(d·m·MPa）。樊124块计算了樊124-1井、樊125井两口井初期压裂后的比油指数，樊124-1井为0.15t/(d·m·MPa），樊125井为0.17t/(d·m·MPa），平均的比油指数为0.16t/(d·m·MPa）。分析认为，这些计算值能够反映油井初期的开水平，考虑全面开发对产量的影响，故初期比油指数两区块都取0.15t/(d·m·MPa）。若单井平均射开有效厚度大古67块按15m、樊124块按10m计算，则初期平均油指数大古67块为2.25t/(d·m·MPa），樊124块为1.5t/(d·m·MPa）。

（2）无因次油指数随含水量的变化

由相渗曲线计算的无因次油指数随含水变化曲线可知，见水后无因次油指数随着含水量上升逐步下降。在含水量30%以前，大古67块含水量每上升1%，无因次油指数下降1%；樊124块含水量每上升1%，无因次油指数下降1.1%。

（3）产能的确定

根据初期的油指数、无因次油指数随含水量的变化规律以及油井所对应的生产压差，并结合数值模拟预测结果，确定出大古67块第一年单井平均日产油能力为13t，樊124块第一年单井平均日产油能力为14t。则第一年大古67块可建成年生产能力5.3×104t，樊124块可建成年生产能力3.9×104t，共建产能9.2×104t。

五、结论

大古67块和樊124块这两个特低渗透油藏应立足于注水开发，且注水开发是可行的。

两油藏注水开发方案用注水井排平行于地层最大主应力方向的五点法井网，合理的注井距为300～350m，最佳转注时机为地层压力下降7～10MPa，注比保持1.0。

确定特低渗透油藏产能时必须综合考虑开发动态、油藏工程测算和数值模拟的结果，两油藏第一年可建产能9.2×104t。

主要参考文献

[1]裘怿楠，刘雨芬等.低渗透率砂岩油藏开发模式.北京：石油工业出版社，1998.

[2]刘漪厚.扶余裂缝型低渗透率砂岩油藏.北京：石油工业出版社，19.

[3]朱义吾.马岭层状低渗透砂岩油藏.北京：石油工业出版社，19.

[4]范乃福.胜利油区低渗透油田的开发与认识.1993.

碎屑岩油藏开发条件

在过去的三年中，胜利油田开辟了一条符合自身现实发展的新道路，也为可持续高质量发展的未来迈出了坚实的步伐。

稳产降本是油田的担当

石油， 既是经济，也是政治 ，决不能丧失战略清醒，认为有钱就能买到油、买到油就能顺利运回来。

2019年，全国原油进口量达到 5.06亿吨 ，对外依存度超过了 70% 的警戒线。

在未来很长一段时间内，油气仍然是能源安全的重要基石。因此，国内2亿吨原油、2000亿立方米气就是“ 压舱石 ”。

具体到胜利油田，就是 不能减产 ，守住 2340万吨 原油产量。

稳产2340万吨是低油价条件下油田生存发展的现实需要，更是油田创更大效益、作更大贡献的核心支撑。

盈亏平衡点持续下降，是企业生存的基本点、员工利益的保障点。

两个方面相融相促、有机统一，既从“量”上保证，又从“质”上追求。

最大限度解放油藏

数据显示，油田已经发现的未动用储量，大约有 10亿吨 下功夫能动但没有动起来。这些储量已经发现 十多年 了，勘探费用达500亿元，每年的损益20多亿元。还有近 2万口 停产井，有价值、可盘活的资产大概值150亿元。

花了钱 ， 打了井 ， 到头来却得不偿失 。

该修复的没有修复起来，地下有潜力的没有盘活利用， 这就是损失 。

盈亏平衡点如何下降？

重要的是千方百计增加SEC储量。

开发工作是 应对低油价 、 提效降本 的中心环节。开发系统进一步强化油藏经营理念和一体化思维，统筹优化工作量及产量，加强产能、产量、产液、注水结构优化，压减无效工作量，促进降本减费增效，使 无效变有效 、 有效更高效 。

创新合作推动实践

一体化是解决问题的 “金钥匙” 。

埕岛东部、西部深层、深层砂砾岩滩坝砂、深层稠油等 4个百万吨产能建设 是油田瞄准规模建产，持续强化地质工程一体化攻关，全力扩大新区效益建产规模的具体体现。

为了快速效益建产

勘探、开发系统从研究之时便将手 牵 到了一起， 向产能转化 的时间大大缩短了。

罗176区块将部署的勘探评价井转为开发滚动探井，今年将实现500万吨规模储量升级，建成产能6.8万吨。

为了提速

油田分公司与工程公司的手 牵 在了一起，“甲乙方命运共同体”的源头优化推动 钻井周期 一降再降。

曲堤油田曲9-斜314井，井深1300米，从搬迁到完井用时4天，超出油田平均水平近一周。

为了效益

油厂、油公司、研究院的手 牵 在了一起， 未动用储量 开始有效动用。

牛25区块三口井日产油66.7吨，是常规压裂的3.2倍。

为了快速效益建产

为了利益最大化，油公司与专业化单位的手 牵 在了一起， 成本 一降再降。

油田注汽量减少58万吨，稠油油气比却提高到0.87，减少操作成本支出1.7亿元，降低稠油桶油操作成本2.2美元/桶。

如果 找到的储量都能开发，就能给勘探提供一个良好的基础，推动勘探解放思想、发现更多储量。

如果 开发的储量都能经营好，就能无限创造价值，促进可持续高质量发展。

这既是胜利油田责任担当的落点，也是可持续高质量发展的路径，更是 为国分忧 、 保障能源安全 的生动诠释。

到底什么是“油公司管理模式”？（一）

这个油藏开发的条件是具有孔隙度和渗透性。

碎屑岩油藏以容纳和释放原油，需要具有足够的孔隙度和渗透性，有机质含量越高，成熟度越高，岩石中的原油释放和流动性就越好。较高的渗透性和孔隙度有助于提高油藏的开发潜力。开发碎屑岩油藏需要考虑经济可行性。这包括油价、开成本、技术可行性和市场需求等因素。

油田开发经济政策界限计算方法与应用

一、油公司管理模式的内涵“油公司”的概念一个重点是石油，是关于石油的勘探开发的；另一个重点是公司，几新几高也好，几制几化也好，公司就是以赢利为目的，是利润导向型的组织。有很多关于油公司管理模式的介绍，这里挑两个比较有代表性的介绍：国际通用的"油公司"模式，主要是针对石油企业上游板块的一种新型运营模式。它是以油厂为生产主体，再把每个项目的勘探、运输、供销等分类，实行市场化的运行模式。——中国财经信息网　在学习借鉴国内外油藏经营管理先进经验的基础上，引入油公司管理理念，按照“市场化运行、项目化管理、社会化服务”的方针，提出“三新三高”原则，以甲乙方合同制为主线，实现开发行为市场化，通过市场运作降低开发成本，提高施工效率和管理效益。　　新理念：深化油藏经营理念，在构建投入产出清晰的油藏经营管理单元的基础上，通过深化体制改革，完善运行机制，落实管理责任，优化投资项目，细化成本管理，全面提升油藏经营管理水平，努力实现经营高效益和利用最大化。　　新体制：组建开发项目经理部，以“生产专业化，竞争市场化，管理合同化，效益最大化”为原则，全面负责开发生产，实现组织管理扁平化和人员精干高效。　　新机制：引入市场化竞争机制，推行用工社会化，实现由行政手段组织生产向市场化组织生产转变，从根本上控制生产成本，提高油藏开发效益。　　高速度：紧紧抓住国际油价持续高位的有利时机，快速组织开发建设，尽快见到经济效益。　　高水平：以油藏为单元，实施专业化、项目化、目标化管理，全面提升油藏经营管理水平。　　高效益：牢固树立“投资讲回报”的理念，加强过程监督，控制过程节点，落实管理责任，降低开发成本，最终实现油田开发效益的最大化。以整体优化为原则，以效益最大化为目标，扎实推进“两制三化”建设(即项目经理制、队伍聘任制、油藏经营项目化、管理目标化、运作市场化)，积极创新油公司管理实践。

石油价格下跌，为何沙特不减产？

尚明忠　孙伟　孟新华　王兴科　苏映宏

摘要　介绍了新井经济极限初产油量、老井经济极限含水量及经济极限产油量、措施增产油量经济政策界限的研究方法，制作了胜利油区不同类型油田的开发经济政策界限图版，为避免油田开发中的低效工作量和提高油田开发的整体经济效益提供了依据。

关键词　经济政策界限　经济极限含水量　措施　经济极限产油量　经济效益　胜利油区

一、引言

在油田开发过程中，随着油田含水量的上升和开发难度的加大，其产量也会不断下降。当产量降低到一定界限，其产值不能平衡必要的投资和成本时，油田或油井的开就会没有效益，甚至亏本。因此，研究油田开发经济政策界限，对于提高油田开发经济效益具有非常重要的意义。

1.计算原理及方法

二、新井经济极限初产油量

新井经济极限初产油量是指在一定的技术、经济条件下，当油井在投资回收期内的累积产值等于同期总投资、累积年经营费用和必要的税金之和，即单井投资回收期内的经济效益为零时井对应的产油量，称为新井经济极限初产油量。

单井投资回收期内经济效益表达式为

胜利油区勘探开发论文集

当投资回收期内累计经济效益为0，即Pp=0时，得出新井经济极限初产油量的计算公式为

胜利油区勘探开发论文集

式中：Pp——投资回收期内生产井单井累计效益，104元；

Sp——投资回收期内生产井单井累计总产值，104元；

K——投资回收期内生产井单井累计总投资，104元；

Cp——投资回收期内生产井单井累计年经营成本，104元；

τ0——油井开井时率，小数；

qmin——新井单井经济极限初产油量，t/d；

w——原油商品率，小数；

P——原油价格，元/t；

Rt——吨油税金，元/t；

T——投资回收期，a；

B——油井在投资回收期内产量平均年递减余率，小数；

Ib——单井地面建设投资，104元/井；

Id——单井钻井投资，104元/井；

β——油水井系数，小数；

i——经营成本年上涨率，小数；

C0——单井经营成本，104元/井。

2.参数的确定[1]

(1）投资

投资可分为钻井投资和地面建设投资两部分。

钻井投资是指油气田开发建设期所钻的开发井投资，包括钻前准备工程、钻井工程、测井和完井工程投资。其投资定额主要和井深有关。胜利油区每米钻井投资CM与井深H有如下回归公式（不包括海上油田）

胜利油区勘探开发论文集

油田地面建设投资主要包括油气集输、注水、供排水、供电、通讯、道路等。根据“九五”期间实际发生的油田地面建设投资，可以确定陆上老区新井、陆上新区新井、海上油井的平均单井地面建设投资。

（2）经营成本及费用

经营成本和费用是油气田企业在生产经营活动中按规定发生的一切消耗和费用的总和，包括油气开成本、管理费用、销售费用和财务费用。原油开成本包括生产过程中实际消耗的直接材料、直接工资、其他直接支出等。油气勘探开过程发生的管理、销售和财务等三项费用作为当期损益，直接从当期销售收入中扣除。

按现行会计报表，油气开成本由15项构成，包括动力费、材料费、燃料费、生产人员工资、费、驱油物注入费、热费、油气处理费、轻烃回收费、井下作业费、测井试井费、修理费、制造费用、折耗及摊销、勘探费用。

（3）税金

主要税金包括增值税、城建税、教育费附加税和税。为简化步骤，计算了不同油价下的吨油综合税金。在原油价格为800～1800元/t时，吨油综合税金为99～220元/t。

（4）递减率

为了确定新井产量递减率，统计分析了胜利油区1990～1995年新井的变化规律，按日产油水平分为小于4t、4～6t、6～8t、8～10t和大于10t五个级别进行跟踪分析。统计结果表明，递减率的大小与单井初产油量的高低有关，单井初产油量越高，递减率越大。单井初产油大于10t/d的井递减率约为15%，单井初产油量为8～10t/d、6～8t/d、4～6t/d的井递减率分别为12%、10%、5%左右，小于4t/d的井基本不递减。

3.新井经济极限初产油量计算

通过分析“九五”以来胜利油区的投资、成本，结合单井日产油量的变化规律，分别计算了不同井深、不同油价条件下陆上老区、陆 上新区和海 上新区新井的经济极限初产油量。

根据计算的经济极限初产油量，对胜利油区“九五”以来的新区进行了评价，在综合分析的基础上得出了不同地区不同油价下的低效产量比例。

（1）陆上新区新井经济极限初产油量计算

以井深为1000～3500m，原油价格取900～1700元/t为条件，测算了陆上新区低渗透油田和高渗透油田新井经济极限初产油量，并制作了图件（图1、图2）。从图中可看出，井深相同时，油价越高，新井经济极限初产油量越低；在相同油价情况下，井越浅，对新井初产油量要求越低。

图1　陆上新区低渗透油田新井经济极限初产油量图

图2　陆上新区高渗透油田新井经济极限初产油量图

高渗透油田对新井的初产要求低于低渗透油田。油价为1000元/t，井深为2000m时，高渗透油田新井经济极限初产为5.65t/d，低渗透油田为6.12t/d。

根据陆上新区新井经济极限初产油量图，对胜利油区1996～1998年所钻陆上新区新井进行了跟踪分析。1996年共钻新区新井317口，平均单井产量11.43t/d，其中低效井78口，平均单井产量3.35t/d，低效井井数占24.6%，但产量仅占4.1%；19、1998年低效井井数分别占当年钻新井的25.6%、20.2%，产量分别占6.1%、3.5%。

（2）陆上老区新井经济极限初产油量计算

陆上老区井深取1000～3500m，原油价格取900～1700元/t，其低渗透、高渗透油田新井经济极限初产油量计算结果分别见于图3、图4。由于低渗透油田钻井投资、地面建设投资及经营成本等均高于高渗透油田，其新井经济极限初产油量要高于高渗透油田。油价为1000元/t，井深为2000m时，高渗透油田新井经济极限初产为5.3t/d，低渗透油田为5.5t/d。

图3　陆上老区低渗透油田新井经济极限初产油量图

图4　陆上老区高渗透油田新井经济极限初产油量图

根据陆上老区新井经济极限初产油量图，对胜利油区1990年以来的陆上老区新井进行了跟踪分析，得出了不同油价下其新井低效产量的比例。油价为1000元/t时，1990～1995年陆上老区新井低效产量比例从4.5%上升到13.4%，高于陆上新区新井低效产量的比例，且低效产量的比例上升较快。1995年以后，通过应用精细油藏描述等新技术，不断优化新井井位设计，使得低效产量比例上升的趋势得到控制，基本保持在13%左右。

（3）海上油田新井经济极限初产油量计算

依据海上油田经济参数分析结果，计算了不同油价、井深情况下海上油田新井经济极限初产油量，并制作了图件（图5）。在原油价格为1000元/t时，海上油田新井经济极限初产油量为35.7t/d（井深2200m）。1999年，胜利油区的平均原油销售价格为931元/t，所对应的海上新井经济极限初产油量为36t/d。

图5　海上油田新井经济极限初产油量图

根据上述经济极限初产，统计了海上油田近几年新井低效产量的比例。当油价为1000元/t时，1995～1998年低效产量比例分别为11.08%、7.87%、4.36%、7.36%。海卜油田自1995～1996年馆陶组油藏全面投入开发以来，不断应用地震约束反演、油层保护等新技术，优化方案设计，钻井成功率高，新井低效产量的比例明显降低。随着动用储量难度加大，1998年以后低效产量比例上升。

三、老井经济极限含水及经济极限产油量

研究油田的经济极限含水量及经济极限产油量，可以及时判别低效井，并对之取关闭或转注、改层等措施，以提高经济效益。

1.计算原理及方法

经济极限含水量及经济极限产油量，是指油田（油井）开发到一定的阶段，其含水量上升到某一数值或产油量下降到某一数值，投入与产出达到平衡，含水如再升高、产油量如再下降，油田开发就没有利润了，油田（油井）此时的含水量称为经济极限含水量，其对应的产量称为经济极限产量。

老井经济极限含水量、新井经济极限初产油量的计算都是用盈亏平衡原理，但不同的是，新井经济极限初产油量的计算是指一定阶段（投资回收期）的投入产出平衡，而老井经济极限含水量的计算是指瞬时（一般取一年）的投入产出平衡。

由于老井一般都认为经历了8年以上的开时间，在计算老井经济极限含水量及经济极限产油量时，可以不考虑其投资，仅计算它的经营成本。对原油经营成本不同的考虑方法，可以得出不同概念的经济极限含水量及经济极限产油量。常规成本分析法是考虑老井开时所需的全部经营成本；而最低成本分析法，则是按油井主要的维持生产的费用来计算的。

计算老井经济极限含水量及经济极限产油量的投入产出平衡式为：

胜利油区勘探开发论文集

由（4）式可导出求老井经济极限含水量及经济极限产油量的表达式：

胜利油区勘探开发论文集

式中：qo,min——经济极限产油量，t/d；

fw,min——经济极限含水，小数；

qL——单井产液量，t/d；

Cv——吨液可变成本，元/t；

Cg——固定成本，104元/井；

t——预测年相距基础年的年数，a。

2.吨液成本与平均单井产液量关系

单井生产成本分固定成本和可变成本。（5）、（6）式中准确求取单井生产成本非常关键。为提高该方法的可操作性和实用性，经研究可简化成本分析项目，直接通过平均单井产液量、吨液成本求取单井生产成本。

按最低成本统计分析了1998年胜利油区40个陆上水驱开发油田的吨液成本 CL和油田的平均单井产液量qL有很好的相关关系，其回归关系式为：

胜利油区勘探开发论文集

将（7）式代入（5）、（6）式，可得新的经济极限产油量和经济极限含水量的表达式：

胜利油区勘探开发论文集

3.老井经济极限产油量及经济极限含水量计算

（1）陆上老井经济极限产油量及经济极限含水量计算

油价选800～2400元/t，单井产液量取10～160t/d，利用式（8）、（9）计算了老井的经济极限产油量和经济极限含水量（图6，图7）。从图中可以看出，在相同单井产液量条件下，油价越高，单井经济极限产油量越低；相同油价下，单井产液量越高，单井经济极限产油量越高。油价为1000元/t，单井产液量为10t/d时，单井经济极限产油量为1.15t/d，经济极限含水量为88.5%；单井产液量为160t/d时，单井经济极限产油量为1.68t/d，经济极限含水量为98.9%。

（2）海上老井经济极限含水量及经济极限产油量计算

由于资料所限，海上油田未建立起吨液成本与单井产液量的关系，其原油成本通过分项统计获得。利用公式（5）、（6），油价为1000元/t，单井产液量为30t/d时，计算得老井经济极限含水量为87.2%，经济极限产油量为3.8t/d；单井产液量为80t/d时，计算得老井经济极限含水量为89.1%，经济极限产油量为8.7t/d。从计算结果看，海上油田由于原油生产成本高，其经济极限含水大大低于陆上油田，而经济极限产量大大高于陆上油田。

（3）胜利油区老井低效井情况

依据绘制的老井经济极限产油量及经济极限含水量判别图，对2000年6月开井的13028口老井进行了分析，其中低效井有1293口，占总井数的9.9%；月产油1.94×104t，占全部老井产量的0.83%；平均单井日产油0.5t；综合含水量98.2%。这批低效井2000年6月的最低生产成本为3365×104元，同比产值为1982×104元，亏损1383×104元，建议该部分井进行关停并转。

图6　陆上老井经济极限产油量图

图7　老井经济极限含水量图

四、措施增产油量经济界限[2]

1.计算原理及方法

措施增产油量经济界限是当油井在措施有效期内的投入与产出平衡时，措施后比措施前累积增产的油量，其计算公式为：

胜利油区勘探开发论文集

式中：Ic——措施新增投入，104元；

Tc——措施有效期，a；

Cc——措施成本，元/t；

qc——措施增油量经济界限，t/d。

2.计算实例

利用公式（10）测算了埕东油田下电泵、防砂、补孔改层、下大泵、卡堵五项措施的日增油量经济界限值。其下电泵措施的有效期为半年至两年，单井日增油界限值为2.29～0.57t，累计增油量经济界限值364t；防砂、补孔改层、下大泵、卡堵的累计增油量经济界限值分别为111t、158t、95t、142t。

五、稠油蒸汽吞吐热井经济极限油汽比

1.计算原理及方法

对于稠油注蒸汽开来说，设备工艺的要求要比稀油开高，设备投资额较大，原油成本也较高。因此，应特别注意蒸汽吞吐热井开中的经济界限问题。当油汽比达到某一数值，使总成本高于总销售收入时，注蒸汽开便无经济意义了，收入与支出平衡时的油汽比即为经济极限油汽比。

测算经济极限油汽比的公式为：

胜利油区勘探开发论文集

式中：OSRmin——经济极限油汽比，小数；

Cig——平均每注1m3蒸汽的成本，元/m3；

Cwdf——单井平均分摊的固定成本，元/d；

Cg——吨油可变成本，元/t；

qo——平均单井产油量，t/d。

2.计算实例

据1998年孤岛油田稠油成本实际发生值，与注汽量有关的费用按注汽费和部分热费计算，按照公式（11）测算的孤岛稠油油田单井日产分别为4t、5.2t、6t、7t、8t、10t情况下，当油价为948元/t时，经济极限油汽别为0.71、0.25、0.19、0.16、0.14、0.12。

六、结论

本文分析研究了不同类型油藏成本、投资分类，建立了老井吨液成本与单井产液量的函数关系，简化了老井经济极限含水量的计算方法和步骤，提高了方法的实用性。

全面而系统地研究了新井、老井、热井及措施井的经济界限值，并制作了胜利油区不同类型油田开发的经济界限图件，为关停并转低效和无效井提供了依据。

致谢　本文集中了地质科学研究院开发综合规划室最近几年在经济政策界限方面的主要成果，是集体智慧的结晶。胜利有限公司副总地质师、地质院院长孙焕泉和开发管理部总地质师方开璞给予了悉心指导。参加本文工作的还有凡哲元、杨勇、邴绍献、吴作舟、侯春华、王道祯、王星等，在此一并致谢。

主要参考文献

[1]中国石油天然气总公司局，中国石油天然气总公司规划总院编.石油工业建设项目经济评价方法与参数（第二版）.北京：石油工业出版社，1994.

[2]岳立，岳登台.老油田高含水期可储量及增产措施经济评价方法.石油学报，2000,21(5).

国内外提高收率技术现状与展望

首先呢，沙特等地绝大多数的油井属于自喷井，什么是自喷井，简单来说，就是你打好了井，油就能直接喷出来，和开水龙头似的←_←其次呢，就针对页岩油，什么概念？就是在页岩，也就是在致密的底层中，也就是你们路上见到的砖块那样，比砖块致密得多的岩石中含有天然气或者油，要开这种油藏，需要先进行分段压裂，什么是压裂？就是把岩石弄出裂缝出来，你说，在地下造缝，成本自然比直接打口井，油就能直接喷来的成本高吧，就算是美国先进的页岩气开技术，成本也远远比沙特自喷井来的高的多。由此美国恶意降价，竞争，沙特减产？沙特又不傻，自己成本和完虐美国，他减产不是亏更多，这个道理可想而知了吧。

刚刚笼统地说了压裂，由于压裂是开页岩气、油的唯一手段，而且是这几年由美国刚刚兴起的一种开石油的方式。说说开页岩中的的成本吧。 对于这类油气藏，用的是水平井分段压裂，水平井和普通的直井相比，成本已经高出很多了，要知道我国为什么石油开全部都是国企么，因为，他们真的是在亏损（并不是所有的←_←），由于中国陆地上的油气特别坑爹，简单来说，就是开难度大，而且油不好……别人都自喷，我们要注水等措施…因为地不好，地层压力低，喷不起来。这是一方面，别一方面，一口井的成本非常高，如果是私人，万一没打到油藏，那么直接可以万念俱灰了。说偏了……然后说会水平井，难度和成本更高的多。

其次说说压裂吧，要压裂，地面要有好几辆泵车，提供压力，要知道地称越深，岩石越致密，就像压在最低下的东西抬起来越费力一个道理。泵车就算了，压裂液还要很多成本，那么大一和油藏，那么长一个水平井，要多少方液体，可想而知（一口井一两千米不是事儿），压裂液还有分前置液，携砂液（支撑剂），等……成本比一口直井的自喷井，高出太多了。

美国虽然页岩开技术很牛掰，但是成本放在那，沙特还是有绝对优势。也就是人比人，气死人……

对于石油，能少开就少开，我只想说，如果现在能的话，自己没法活下去了，石油不仅仅作为燃料，你吃的喝的，穿的用的基本上都和整个石油化工有关系。其次若是减产提价，沙特那块，喝西北风啊，这些石油国家主要收入还是依靠，卖油，旅游业，我呵呵←_←旅游和石油比起来谁挣钱？

还有关于石油不是一个有科技含量的商品，我有微微一笑，为什么美国最近能这样叫板？是因为页岩气的开发，怎么开发，技术的革新，之前知道有油，无法开，就没法逼迫沙特地区调低油价，这不正说明了科技的价值含量么？

一、国外提高收率技术应用现状

提高石油收率的方法包括向油层注入水、气，给油层补充能量的二次油和用化学的物质来改善油、气、水及岩石相互之间的性能，开出更多石油的三次油，主要有注表面活性剂、注聚合物稠化水、注碱水驱、注CO2驱、注碱加聚合物驱、注惰性气体驱、注烃类混相驱、火烧油层、注蒸汽驱和微生物驱等。

据美国《油气杂志》（Oil＆Gas）（2004年4月）资料，目前世界范围内已进行工业化推广或已进行矿场试验的提高收率（EOR）技术包括蒸汽驱、火烧油层、二氧化碳驱、烃类气驱及聚合物等化学驱。世界范围通过EOR工程出的油量在20世纪90年代处于高峰期，在1998年初，来自提高收率和重油项目的石油产量大约为2.3×106bbl/d，比1996年初的2.2×106bbl/d稍有增长，这个数量相当于世界石油产量的3.5%。进入21世纪，EOR工程的数量减少，即使目前高油价也并未刺激EOR工程数量的增加，主要原因：一是试验项目周期长，二是燃料、注入气等成本增加。尽管如此，EOR技术在油气田开发中也将起着举足轻重的作用，特别是在目前勘探费用上涨和勘探难度加大的情况下。

图1-1为2003～2004年世界各国EOR产量，美国的EOR产量最高，达到6.6×105bbl/d，委内瑞拉、加拿大、印度尼西亚与中国为第二梯队，其他国家通过EOR项目获得的产量较少。与别的国家相比，中国是利用化学驱（主要是聚合物驱）获得产量最高的国家，但注气缺乏相应的项目。各产油国的共同特征是热技术应用广泛，且产量较高。

图1-1 各国EOR产量图（《油气杂志》2004.4）

诸多EOR技术中，蒸汽驱仍是最主要的方法，其次为二氧化碳混相驱，烃类气体混相或非混相驱与氮气驱也起着相当重要的作用，氮气驱、聚合物驱与燃烧对产量的贡献相对较少（图1-2）。在统计的世界范围内EOR产量中，热（包括蒸汽驱和燃烧）产量为1.1×106bbl/d，占总数的64.6%，注气（轻烃、二氧化碳和氮气等）产量为6.0×105bbl/d，占到了34.5%，聚合物驱产量为1.6×104bbl/d，只占总产量的0.9%。

图1-2 世界不同EOR方法产量图（《油气杂志》2004.4）

（一）美国提高收率技术应用与潜力

美国在16年、年曾两次由美国国家石油委员（NPC）组织几百名专家对美国各油田进行了潜力分析和预测，为美国能源部发展化石能源提供了科学依据。1993年又第三次进行了潜力评价，这次潜力分析共包括了2307个油藏，将有3510×108bbl地质储量原油依靠新的、有效的油方法才能开。在这3510×108bbl中可分成两类：一类是由水驱可以驱替，但在常规生产中由于旁通或不与水接触而不能出的可流动油，约1130×108bbl；另一类是由于粘滞力和毛细管力而捕集在油藏孔隙中不能被水驱替的不可流动油，这部分约有2380×108bbl。可流动油可用改进的二次油（ASR）方法开，如钻加密井、调剖、聚合物驱、钻水平井等，主要是尽量扩大扫及效率。这些过程成本比较低，并可快速提高生产水平，仍是提高收率的主流方法。开不可流动油则要用二氧化碳驱、化学驱、热力油等三次油方法（EOR），在扩大扫及效率的同时还要提高驱油效率。二氧化碳混相驱在一定的油价下会有一定的发展，而化学驱其中包括复合驱应用的可能性很小，一方面其经济成本太高，必须在高油价下才能使用，另一方面其技术尚未成熟，风险比较大，还需在技术上进一步提高，尽量减少其风险。

（二）前苏联提高收率技术应用情况

SPE1992年会议上发表的资料显示前苏联在热、气驱和化学驱三大提高收率方法中，化学驱所占比例最大，占EOR总量的77%，其次是热，占17%，气驱只占6%。前苏联提高收率以化学驱为主。前苏联提高收率的一个重要特点是尽量用化工厂的废液，并开发了许多简单易行的增产增注办法，如注粘土胶、纸浆废液和物理场方法油等。

尽管化学驱的项目远远高于热，但其累积产量却与热差不多，说明化学驱的规模还比较小。前苏联和俄罗斯气驱所占比重很小，主要是前苏联缺乏天然二氧化碳气源。

（三）加拿大提高收率技术应用情况

加拿大以重油开为主，主要是热和露天开沥青砂。对于轻油主要用注烃混相驱或非混相驱。根据2004年EOR工程统计资料，注烃混相驱或非混相驱项目数量最多，为29项，其次是蒸汽驱12项、火烧油层3项、二氧化碳混相驱2项，氮气驱1项。化学驱主要进行室内研究，没有什么矿场试验。这主要是因为加拿大有丰富的天然气，其原油性质又适合混相驱之故。

（四）国外提高收率发展分析

1.地质特点是选择提高收率方法的基础

三次油与二次油或一次油的明显不同之处就是前者的适应范围有限。热中的注蒸汽，它要求油藏比较浅、油层比较厚、原油密度和粘度较高；而注气混相驱则与之恰恰相反，它要求油层比较深，以满足混相压力，油层比较薄，以减少粘性指进和重力超覆，原油密度和粘度小，以易于混相。前二者都要求油藏相对均质，而聚合物驱则对中度和较严重非均质更为有效，粘度要求介于二者之间。美国，特别是二叠盆地，属于海相沉积，原油密度很小，非常适合二氧化碳混相驱，从而注二氧化碳得到很快的发展。

2.材料来源决定提高收率发展的方向

美国二叠盆地由于有丰富的二氧化碳供应，这些油藏主要发展二氧化碳混相驱或非混相驱。而阿拉斯加由于有丰富的天然气，并且在近处又无销路，因此与加拿大相同，主要用注烃混相驱。俄罗斯有些油田从地质条件看也适合二氧化碳混相驱，但由于无天然二氧化碳来源，因此二氧化碳混相驱并未得到发展。

3.油价决定提高收率的规模和时机

三次油是一个投资大、成本高、风险大、见效慢的油方法，其方法不同，风险程度也不同。因此油价是对三次油技术发展最为敏感的问题。16年阿拉伯石油禁运使油价大涨，美国极力鼓励三次油，使三次油迅速发展，三次油项目数在1986年达到高峰。从1986年以后油价开始下跌，除因在高油价下已铺好二氧化碳输送管道，前期投资已经花费，使二氧化碳驱还在继续增长外，其他方法都在萎缩。在低油价下，只能进行技术相对成熟、投资较少、风险较小的方法，如聚合物驱、调剖等所谓先进的二次油方法。复合驱，特别是三元复合驱目前技术还不成熟，风险也比较大，只有在油价高的时候才能用。

4.地质、油藏工程研究是提高收率技术成败的关键

尽管在目前低油价下三次油矿场试验和应用大幅度减少，但美国在地质、油藏工程方面的研究一直持续不断，并且国家给予大量资助。这是人们认识到，一个项目的成功与否，主要取决于油藏描述是否符合实际情况。因此美国一直把油藏描述作为科学研究的重点，并且主要为三次油服务。三次油是个极端复杂的油方法，它需要化学家、地质家、油藏工程师、测井、数值模拟等各方面专家的共同努力才能完成。现在许多矿场试验之所以失败，有许多主要是对地下地质情况认识不清。因此地质、油藏工程、数值模拟以及测井、试井等监测手段的研究非常重要。

（五）国家鼓励政策

国外三次油发展都离不开国家的鼓励政策，比如美国，为推动二次油的发展，曾先后执行成本分担、不控制油价、暴利税优惠等鼓励政策，使1986年三次油矿场试验项目最高达到512项。1986年后，一方面由于油价下跌，另一方面美国取消了优惠政策，使得矿场试验项目急剧下降。特别是成本较高的化学驱，由1986年的206项降至1998年的11项。目前美国已不再资助矿场试验项目，仅资助室内机理性研究。加拿大也有类似情况，曾在税率上对三次油给予特殊政策，在一定程度上刺激了三次油的迅速发展。

二、我国提高收率技术方法现状与展望

由于三次油（EOR）主要包括化学油技术、微生物油技术以及物理油技术三大方面，而根据我国石油工业发展的趋势与需要，目前逐步形成了以化学油为主体，以微生物油和物理油研究为两翼的综合性提高收率的方法。而化学油包括聚合物驱油技术、三元复合驱油技术等方法，而微生物油则以微生物驱油技术为主。

（一）我国提高收率技术方法现状

目前，我国各主力油田已先后进人开发后期，含水率迅速上升，含水率高达80%以上，现有的注水技术已难以满足油田的需要；同时，在未动用和新发现的储量中，低渗透、稠油、深层凝析气藏和挥发性油藏等复杂类型所占的比例较大，如利用现有的注水技术进行开发，提高收率的难度相当大。根据提高收率法筛选、潜力分析及发展战略研究结果，我国注水开发油田（其储量和产量均占全国的80%以上）的提高收率方法主要为化学驱（碱驱、聚合物驱、表面活性剂驱等）方法。该方法覆盖地质储量达60×108t以上，可增加可储量10×108t，是我国提高收率研究的主攻方向。

1.注水开发技术

我国油田以陆相沉积储层为主，储层天然能量较小，需要早期注水补充地层能量。我国油田砂岩单层厚度一般在5m以下，砂体展布面积有限。这类油藏天然能量较小，很难出现强天然水驱或气驱。为了获得较高的产量和收率，普遍用早期注水开发方式，我国注水开油田的产量和储量都占总量的85%以上，在主要开发阶段的油田地质储量油速度，中高渗透油田一般保持在2%以上，甚至高达3%～5%，低渗透油藏可达0.8%～1.2%。

我国原油粘度普遍较高，储层非均质比较严重，需要取逐步强化注水开的措施。强化措施一是加密注井网，提高注井数比例。二是用细分层系和分层注水工艺，控制油井层间非均质性带来的不利影响，提高差油层的开速度。三是提高排液量，不断提高剩余可储量的油速度。取这些措施，我国油田在稳产期，大部分油田的可储量出程度可以达到50%～60%。

2.聚合物驱油技术

我国东部地区除了二氧化碳和天然气比较贫乏之外，其油藏主要是河流相沉积，非均质比较严重，并且原油密度和粘度较大，与天然气很难达到混相。聚合物驱油是东部地区提高原油收率的主导技术，经过较长时间的室内和现场试验，目前已经进入了工业化矿场应用阶段，在大庆、胜利、大港、南阳等大中型油田，均获得了明显增油效果。该技术对处于中、高含水期的油田开发持续稳产，具有决定性意义和指导性作用，在三次油技术中占有重要地位。

聚合物驱是近年来用的主要三次油方法，2002年聚合物驱产量占中油股份公司三次油产量的93.5%。大庆油田从2001年开始，聚合物驱产量每年均超过了1000×104t；胜利油田已在27个油藏实施了化学驱油，动用储量2.94×108t，年增产原油160×104t。

3.复合驱技术

近十几年来，复合驱（碱/表面活性剂/聚合物的复合）从化学驱中脱颖而出，成为最具应用前景的方法之一。这一方面是由我国的特殊油藏条件及各种技术的适应性所决定的；另一方面则是因为复合驱综合发挥了不同化学剂的协同效应，从而成为大幅度提高石油收率的重要方法之一。据专家预测，如果化学复合驱得到较大规模的应用，可望在实施地区提高石油收率5%～10%。

三元复合驱的表面活性剂主要有石油磺酸盐（烷基芳基磺酸盐）、植物羧酸盐和烷基苯磺酸盐等三大类产品。根据石油磺酸盐示范提高收率技术的研究表明，每吨石油磺酸盐可以提高原油产量超过130t；可以将高渗油藏原油收率提高20%至30%。根据在胜利油田孤东油区的工业试验，使用石油磺酸盐示范提高收率技术四个月后，注水上升势头得到控制；6个月后，参与试验的16口油井的每日注水量减少了156t，产油量每天上升了20t。运用这一技术，我国大庆、胜利、辽河、华北等多数油田的收率可以大幅上升，将对我国原油供给和能源安全产生积极而深远的影响。

4.稠油热技术

辽河、胜利、新疆、河南等油田有丰富的稠油，20世纪80年代中期以来发展了稠油蒸汽吞吐和注蒸汽驱技术，提高了石油的出程度。目前全国稠油热产量达到1200×104t以上。

5.二氧化碳吞吐技术

二氧化碳吞吐工艺，是指通过向地层原油中注入二氧化碳气，使原油性质发生根本性变化，改进油藏性质，从而提高原油收率的一种新型技术。2002年3月，胜利油田东辛油厂引进二氧化碳吞吐工艺进行了现场试验和推广，累计施工16口井，18井次，措施成功率为83.3%，累计增油14695.3t。当年10月，井下作业公司在东辛、桩西、孤岛等油厂连续施工11口井，累计增油6000t，取得明显经济效益和技术效果。桩西油厂在桩19－Ⅹ4实施二氧化碳吞吐配套带泵酸洗井解堵工艺，获日增油16t的高水平。

6.微生物强化油技术

微生物强化油技术就是将特殊的微生物体系、生物催化剂与营养物系统接种到生产井或注水井中，从而将其大量植入含油区的孔隙介质中，并通过控制酶在含油层油水界面上的反应，改变原油的流动性，产生短链的分子与生物表面活性剂。从而使原油的性质，如低的原油体积系数、高的API等级、油水界面张力，岩石与原油的相互影响（润湿性）等得到改善。

与目前通常用的外源微生物油技术相比，本源微生物油不存在菌种适应性、变异退化等问题，减少了菌种的开发、生产等步骤。工艺简单、投资少、成本低。大庆油田、吉林油田、河南油田、青海油田、新疆油田和胜利油田本源微生物丰富，完全具备开展本源微生物驱油的条件，正在进一步开展深入研究并准备矿场应用试验。

（二）我国提高收率技术前景展望

我国已投入开发的石油储量中，以大庆油田为代表的东部陆地油田多处于高含水期，注水油效果明显变差，三次油技术已成为保证持续稳产的主导手段。近期产业化的重点是：在推广聚合物驱油、复合驱油、微生物驱油、物理法油等已基本掌握的工艺技术的同时，加速这些工艺所需注入设备、物理法油设备等成套设备的规模化生产，形成从设计、设备制造、建设到运行管理的整体能力。

（1）聚合物驱将会稳定发展，并将是今后较长一段时间内我国在矿场中工业化应用的主要提高收率技术，将在保持东部老油区产量的稳定中发挥重要作用，聚合物驱产油规模将超过1.0×107t。今后的研究重点将是如何进一步降低成本，提高经济效益以及开发一些能够改善聚合物驱效果的相关技术。

（2）复合驱尽管在中国有巨大的应用潜力，并且在室内实验和矿场试验中都取得了明显的效果，但与聚合物驱相比技术更加复杂，还有一些机理有待于进一步加深认识，更重要的是受到经济因素的限制。因此，需要进一步加大研究和矿场试验力度，尽快使复合驱成为接替水驱的另一种提高收率技术。

（3）随着气源的不断发现，特别是中国西部油气田的发现，气体混相或非混相驱技术将会越来越受到重视有可能以较快的速度发展成为一种经济有效的提高收率技术。

（4）热方面需进一步改善蒸汽吞吐效果，同时大力加强蒸汽驱等技术研究，尽快形成热力油接替技术。

（5）二次油与三次油的结合技术是二次油向三次油的过渡技术。该项技术在胜利油田、华北油田、新疆油田等试验区进行矿场试验，平均投入产出比为1:4.93，增产原油8×104t，取得了显著的经济效益和社会效益。

（6）润湿性反转方法促进低渗透气田增产技术。润湿性反转方法是通过改变井底附近岩石的润湿性及压裂支撑剂的润湿性（从液相润湿变成中等润湿或者气润湿）来提高产量及改善压裂效果的新方法。用这一新方法，一方面由于改变了岩石的润湿性，反转凝析的液体以及压入的前置液便可以很容易地产出，而不至于挡住气体的流动；另一方面，由于大幅度提高了压裂后液体的返排率，气体的相对渗透率增加，从而显著提高气井的产能。

三、提高收率技术对可系数研究的影响

提高收率技术的研究与逐步应用，使已发现油气的出程度不断提高，并将使未发现可系数不断增加。同时，为体现国家层面对我国可油气潜力需求更偏重于技术性和前瞻性的特点。本次研究要求在确定我国油气技术可系数时，陆上要考虑到强化（三次）油技术；海上条件比较恶劣，我国的勘探开发水平偏低，要求考虑二次油技术条件。