二次开发让老油田焕发青春dd-【新闻】

发布时间：2021-04-06 00:38:09 阅读：次来源：螺柱厂家

“二次开发”：让老油田焕发青春

中国页岩气网讯：11月6日，中石油玉门老君庙油田传来一个好消息：老君庙油田800多口井单井产量保持稳定，40年产量基本不降，综合含水基本不升，创造了国内油气田开发的奇迹。

“一口井每年增产100多吨原油，老君庙油田一年可增产原油近10万吨。这对总产量只有数十万吨的玉门油田而言，显然是不小贡献。”玉门油田公司副总经理陈建军说，老区产量在玉门油田产量中占半壁江山。

这是老君庙油田认真落实中石油“二次开发”的理念，通过各种技术手段不断提高采收率的结果。

提高采收率是让老油田焕发青春的有效手段。国内两大石油公司中石油和中石化近年来在如何挖掘老油田的潜力、增加老油田的产量方面进行了积极的探索。中石化在提高采收率上做了大量的试验、开发工作，中石油则提出了老油田“二次开发”的理念，其本质就是提高采收率。

中国石油天然气股份公司原副总裁胡文瑞认为，老油田“二次开发”是通过重新构建老油田新的开发体系，以大幅度提高油田最终采收率为最终目的，最大限度地获取地下油气资源，实现高效、安全、环保、节能开发。

我国的原油产量主要来自老油田，眼下，老油田数量越来越多，开发难度也越来越大。如何让老油田焕发青春，打开增产的大门，缓解我国石油供需矛盾，保障国家的能源安全，已引起石油行业的广泛关注。

发展需求是动力

2008年，我国消费原油3.68亿吨，生产原油1.89亿吨，自给率51%，已成为世界上第二大石油消费大国。预计到2010年我国石油进口量将超过2亿吨。

资料显示，2008年，我国消费原油3.68亿吨，生产原油1.89亿吨，自给率51%，已成为世界上第二大石油消费国。预计到2010年，我国石油进口量将超过2亿吨。以目前我国的石油生产能力，2010年国内资源保证程度可能还不到45%，国外依存度还会提高，原油供应越来越成为经济发展的瓶颈。

我国原油产量主要来自老油田，新的优质储量发现越来越难；国际上，自然条件好的油田要么被跨国公司掌握，要么被产油国的国家公司牢牢控制。在加强勘探、寻找新资源的同时，提高老油田的采收率，加强对老油田的挖潜利用，保证老油田稳产、增产，是满足我国石油供给、保障国家能源安全的必然选择。

“二次开发”的对象是指那些按传统方式开发基本达到极限状态或已接近弃置的油田。中石油对实施“二次开发”的老油田作了一个界定：油田服役年限大于20年、可采储量采出程度大于70%、油田综合含水率高于80%。

胡文瑞认为，虽然大多数油田已进入“双高”(高含水、高采出程度)阶段，但“双高”油田对原油产量的贡献仍非常大。目前，中石油79%的原油产量仍由“双高”油田生产，其剩余可采储量占总剩余可采储量的73%。生产实践表明，50%-70%的可采储量要在高含水和特高含水期采出。

另外，从国际上看，国际石油公司把提高已开发油田的采收率作为公司的重要发展战略，2005年资本支出的2/3都用于30年以上老油田的开发。

美国很重视老油田“焕发青春（Rejuvenation/Revitalization）”技术，许多油田的采收率将从目前的33%提高到60%以上。新技术将使美国加州等六大地区的技术可采储量增加404亿桶。如果推广到美国所有油田，将增加技术可采储量1600亿桶。按照50%能转为经济可采储量，国际油价40美元/桶计算，联邦政府和地方政府将分别增加税收5600亿美元和2800亿美元。

开发潜力依然很大

目前，我国油田的平均采收率为30%左右，国外某些油田的采收率已达50%-60%。因此，我国采收率还有很大提升空间。

“目前我国有些老油田已经处于开发的中后期，但是，其采收率还很低，平均只有30%多，国外某些油田的采收率已经达到50%-60%，因此我国老油田采收率还有很大的提升空间。”中国地质大学（北京）能源学院副院长李治平告诉记者。

我国的油田开采分为一次采油、二次采油和三次采油三种方式。一次采油是指利用天然能量开采，其采收率仅为10%左右；二次采油是采用注水的方式开采；三次采油是利用物理、化学、生物等方法，继续开采地下剩余的石油，以提高原油采收率。

采收率是指油田采出的油量与地质储量的百分比，是油田开发水平的综合反映。假设一座油田探明储量是1万吨，通过各种手段能采出2000吨，那么采收率就是20%，如果采收率不能增加，那么2000吨采完后这座油田的寿命就结束了。而如果通过各种技术变革，把采收率提高到50%，那么这座油田就还可以再开采3000吨，这相当于又发现了1.5个同样规模的油田。当然，后产出的3000吨还必须是经济有效的。全国的平均采收率每提高1个百分点，就等于增加可采储量1.8亿吨，相当于我国目前一年的原油产量。

记者从国内两大石油公司中石油和中石化了解到，目前中石油的平均采收率是34％左右，中石化的平均采收率是27%左右。

全国第三次油气资源评价结果显示：我国剩余可采石油资源量为150亿吨，其中探明65.1亿吨，探明程度43％，尚有84.9亿吨待发现和探明。

中石化石油勘探开发研究院战略规划所副所长凡哲元给记者算了这样一笔账，2008年，中石化动用储量为58.4亿吨，平均采收率27.3%，以现在平均每年提高采收率0.3个百分点，按照新增储量采收率为16%计算，相当于新增探明储量1.1亿吨，相当于一个亿吨级的大油田了，每年可增产200万吨。

中石油所属的辽河油田是中石油进行老油田“二次开发”的一个重要试点，目前，辽河油田已初步评价适合“二次开发”的石油地质储量为12.3亿吨，占整个油田动用储量的67.4%，全面实施后将增加可采储量2.4亿吨，相当于一个千万吨级油田延长寿命20年。

开发试点经济效益可观

中石油的“二次开发”试点工程和中石化提高采收率的试验、开发工作都取得了可观的经济效益。

无论是中石油老油田的“二次开发”试点工程、还是中石化的以提高采收率为目标的试验、推广工作，不但可以提高老油田的产量，还可以节省大量的勘探经费。

中石化胜利油田通过应用提高采收率关键技术，老油田开发呈现良好的态势。“九五”以来，老区采收率从1995年的28.9%增加到2008年的33.8%，提高了4.9个百分点；采收率大于40%的单元储量由1995年的5.9亿吨增加到2008年的7.85亿吨，提高了1.95亿吨。

中石油在2006年末提出了“二次开发”的理念，一期工程确定了玉门、吉林、冀东和克拉玛依、大港、辽河“三大三小”油田为开发试点。据测算，一期工程完成后可增加可采储量9.1亿吨，相当于71.54亿桶，按油价80美元/桶计算，可实现产值41608亿元，按照2006年的纳税方法计算，可为国家创造税收18376亿元。

辽河油田自1996年到2005年，原油产量持续十年递减，平均每年减产30万吨，直面“坐吃山空”之忧。如何持续保持千万吨级的产量，是国家对辽河油田的刚性要求，也是油田在开采４０年后面临的重大难题。

在没有提出“二次开发”模式之前，辽河油田往往是在老区块利用原有油井和管网，修修补补、零敲碎打，虽然个别区块产油量有所增加，但整体效果并不能满足油田稳产要求。自实施“二次开发”后，截至２００７年底，辽河油田每天产油量从以前的５２６１吨上升到６６６８吨，同时增加可采储量1000万吨。

老油田的“二次开发”，还可以大幅降低勘探成本。中石油一期工程预计增加9.1亿吨可采储量，相当于勘探新发现地质储量45亿吨，而勘探发现这些储量按常规大约需要9年时间。按照中石油平均发现成本测算，勘探新增探明储量45亿吨约需花费1800亿元。

已具备一定的实践经验

中石油辽河油田SAGD技术提高采收率30%，蒸汽驱技术提高采收率20%，中石化建立的“分割控油”的剩余油分布模式提高了对老油田调整挖潜的效果。这些为今后提高老油田的采收率提供了丰富的实践经验。

近年来，中石油的“二次开发”工程和中石化的提高采收率试验、开发为今后提高老油田的采收率提供了丰富的实践经验。

为了研究剩余油分布模式，寻找规模化的剩余油富集区，中石化充分利用综合地球物理等技术，提高了三维地质模型的精度，建立了“分割控油”的剩余油分布模式，加深了对剩余油分布规律的认识，找到了规模化剩余油，提高了调整挖潜的效果。“十五”以来，增加可采储量6836万吨，提高采收率3.86个百分点。

中石化还发展并应用了整装油藏的厚油层和韵律层开发技术、复杂断块油藏根据主控因素采用层系重组技术、低渗透油藏的小井距加密、复杂结构井挖潜、三次采油等开发技术，不断提高采收率。“十五”以来，增加可采储量8630万吨，占同期可采储量的76%，提高采收率2.45个百分点。

此外，中石化在地面配套建设方面也进行了优化。实现了以最佳的开发井网、最科学的油藏工程设计、最优的工程技术系列、最合理的地面流程，达到最好的经济效益。

中石油在勘探开发过程中也积累了丰富的经验和技术，油藏模型实现了数字化。大庆油田三次采油技术的成功经验，辽河油田、扶余油田“二次开发”的初步成功经验，以及辽河、玉门、新疆等油田对“二次开发”深刻的理解和认识，都为“二次开发”积累了经验和集成技术，为实施“二次开发”奠定了基础。

一系列重大开发试验取得突破，增强了中石油老油田“”的能力。辽河稠油蒸汽驱和SAGD试验取得成功。SAGD技术提高采收率30%，蒸汽驱技术采收率提高20%，可增加可采储量6400万吨；大庆油田针对高含水二、三类储层的三次采油，开展先导试验，可提高采收率7-10个百分点；新疆克拉玛依油田开展大幅度提高砾岩水驱采收率试验，改变注水方式，恢复压力，分层开采，预计提高采收率8%以上。

中石油在老油田的开发过程中，水平井技术得到规模应用。2007年完成水平井806口，占新钻开发井数的近6%，涵盖稠油、边底水、薄层等主要油藏类型，初步形成水平井设计、轨迹控制、储层保护、举升、生产监测等配套技术。

虽然老油田可开发潜力很大，采收率也有很大的提升空间，但由于目前国内一些油田都已经过三、四十年的开发，进入高含水开发阶段，单井产量大幅降低，措施增油量也大幅度减少。因此，提高采收率要面临着诸多观念的转变和技术的创新。

油藏描述是基础

老油田经过多年开采，地质状况已发生变化，有些甚至面目全非，要进行“二次开发”必须首先进行油藏描述。

“对于油藏的再认识是提高采收率的基础，目前，国内的许多老油田经过多年开发已进入深度开发阶段，油藏内油水分布格局发生重大变化。有的油田长期注水，油藏的物理性质已发生了变化，有些油田甚至面目全非，进行再次开发的技术难度更加复杂，要提高采收率，实现油田的稳产、增产，必须对油藏的真实情况进行再次描述。”中国石油大学（北京）提高采收率研究中心教授岳湘安说。

中石化所属的胜利油田是中国第二大油田，被誉为“石油地质大观园”，油区为典型陆相复式油气区，发育有构造、岩性、地层、复合油气藏四大类15种油气藏类型，具有“油藏类型多，构造复杂，油藏埋深分布广，储层、原油性质变化大”的特点。有人形象地把胜利油田的地质构造比作是“一个掉在地上破碎的盘子再踩上几脚”。

胜利油田自1964年正式投入勘探开发建设以来，累计生产原油近10亿吨，已处于高含水、高采出程度、高的剩余可采储量的采油速度的“三高”开发阶段，主力油藏类型、开发单元的开发程度、采收率状况差异大。胜利油田要在此基础上实现稳产和增产，提高采收率，就必须进行精细的油藏描述。

中石油所属的辽河油田，地质结构复杂，断层异常发育，同时具有稀、稠、高等多种油品性质、多种油藏类型、多套含油层位、开采方式多样，辽河油田经过一次开发后开发矛盾各异。目前有17.3亿吨储量，916万吨产量处于递减阶段，分别占总量的92%和76%。要从如此庞大的储量规模中筛选出能够进行“二次开发”的区块，正确认识其“二次开发”的潜力，就必须准确开展油藏精细描述，确定剩余油藏的情况。

技术突破是关键

老油田剩余油高度分散，油水关系及其复杂，决定了其“二次开发”必须要进行技术突破。

谈及如何让老油田增产，提高采收率，绝大多数业内人士都认为，技术突破是最为关键的因素。

油井产量有一个自然递减的规律，稠油递减率约为30%，稀油递减率约在10%左右。根据历史经验，原油开采企业的储量和可开采量，都可以随着勘探技术的进步出现新的增加量。

与传统的油田开发相比，要提高老油田采收率，最大的变化和最大的难点就是面对的是已开发了20年以上的老油田，其剩余油高度分散，油水关系极其复杂，总体上表现出“两低”（新增储量的低渗透和新增储量品位的低丰度）、“双高”和“多井低产”（油井总数逐年大幅度增加和单井平均日产逐年下降）的极难特点，需要不断创新开发技术。

在美国加利福尼亚州洛杉矶盆地，活跃着一大批上百年历史的老油田。1911年发现并开发的EIk Hills油田，历史最高日产量12万桶，至今日产量还保持在11万桶左右，稠油采收率达到了60%，目标采收率是80%。让这些老油田获得新生的是技术进步，美国有三分之一的原油产量是技术进步的贡献。

目前，我国提高采收率采用的主要技术有水驱、聚合物驱、化学复合驱、热驱等。

“我国油田油藏条件都不是很好，不同条件的油田需要采取不同的技术，要在深入了解现有技术的基础上，选择每个油田适用的技术，‘对症下药’。除此之外，还要不断进行新技术的创新，由单一的技术向多样性技术发展，对油田进行立体开发。”岳湘安说，“比如，对适用于高温、高盐油藏、特低渗透油藏、稠油、特稠油等油藏的开采技术还需要创新和突破。”

凡哲元告诉记者，要提高老油田的采收率，在加强基础理论研究的同时，要加强注水开发技术、稠油热采技术、三次采油等技术的创新研究。