中國東部老油田開發的實踐探索與啟示

　　【摘要】 文章通過對中國東部老油田開發歷程的回顧及資源現狀分析，指出東部油田仍是我國最重要的油氣資源基礎。同時，歸納分析了東部老油田進入開發后期面臨的問題，總結了東部老油田增儲穩產的實踐與探索，在此基礎上總結了開發東部老油田的幾點經驗和啟示。
　　【關鍵詞】 老油田； 開發后期； 實踐探索
　　
　　從我國的地理條件來分析，東部老油田指大興安嶺—太行山—武陵山一線以東的陸地部分，包括松遼、華北（渤海灣）、南襄、江漢以及蘇北等重要含油盆地，油氣資源探明儲量占全國67.2%，多年來一直是我國的油氣資源基地。
　　隨著石油地質理論的深化和勘探技術的提高，我國石油儲量穩步增長，但從儲量增長的構成看，大約65%的增量來自已開發油田。最新一輪全國油氣資源評價工作結果顯示，東部油區遠景資源量為418億噸，占全國的39％；地質資源量為324億噸，占全國的42％；可采資源量為100億噸，占全國的47％。
　　目前，我國石油產量穩定在1.8～2億噸，整個東部老油田的原油產量占中國原油產量的2/3。2008年，大慶、勝利、遼河三大油田的產量貢獻率超過了40％。可以看出，中國東部油田雖然經過多年開采，其產量及剩余技術可采儲量仍占有60%以上的比重，是中國最重要的油氣資源基地。研究中國東部油田的開發實踐，探索東部油田開發經驗規律，對穩定國家石油供應、保障國家能源安全具有極其重要的意義。
　　
　　一、東部主要油田開發歷程回顧
　　
　　目前，東部地區共有10個陸上油田，其中大慶油田、勝利油田、遼河油田開發都已經超過30年，是典型的老油田。
　　大慶油田自1959年發現，1960年投入開發，年產油量于1976年上升到5 000萬噸，1997年達到產量峰值5 600萬噸，連續27年維持穩產5 000萬噸。勝利油田于1961年發現，1964年正式投入開發建設，1978年產原油1946萬噸，躍居全國第二位，1987年突破3 000萬噸，1991年達到3 355.19萬噸的歷史最高水平。此后，在3 000萬噸水平上保持穩產至1995年。遼河油田成立于1970年，1995年達到原油產量峰值1 552萬噸，居全國第三位。1996年起油田進入產量遞減階段，2007年，扭轉了連續10年原油產量遞減的趨勢，實現歷史性突破。
　　
　　二、東部主要油田開發后期出現的問題
　　
　　經過40年的開發，目前三大老油田都已經進入開發后期的“三高”開采階段，面臨著一些共同的問題。
　　（一）資源接替跟進遲緩，新增儲量動用難度大
　　東部三大主力老油田均保持了相當長時間的高產穩產，目前均面臨著資源接替困難這一共同難題。隨著剩余石油資源賦存條件日趨復雜，勘探難度不斷加大，地質目標日趨復雜，石油豐度相對降低，儲量品位越來越差，導致石油天然氣勘探成本大幅提升，新增儲量動用難度加大。
　　大慶油田新增探明儲量自2004年以來，連續5年過億噸。但新增儲量整體上豐度低，近60%屬于低孔、低滲、低流度比的難采儲量，具備戰略接替的盆地級目標少。
　　
　　勝利油田連續26年實現新增探明石油地質儲量過億噸，可是從構成來看，低滲透、稠油、復雜潛山、灘海等低品位、難開發動用儲量的比例一直在上升，由“八五”的47.3％上升到“十五”的69.0％。目前，深層低滲透、稠油等低品位儲量比例達到75％，其中深層低滲、特低滲透儲量比例已經占到60％。
　　遼河油田從1996年起進入了產量遞減階段，陸上勘探早已進入高成熟期，每年資源發現總量減少，品位下降，儲量替換率、儲采平衡系數均低于1。
　?。ǘ┨馗吆陂_發難度加大，套損嚴重
　　三大油田都已經進入高含水后期開采階段，特高含水井不斷增多，導致注水低效無效循環日趨嚴重，致使套損井數逐年增加，套損井治理難度也越來越大。
　　大慶油田目前綜合含水率達87.71%，其主力油田幾乎全面進入特高含水期。隨著開發時間的延長，套損井數逐年增加，截至2004年底已累積發現套管問題井10 575口，占已投產油水井的18.67%。勝利油田的主力油田已經普遍進入“三高”階段，含水高達90％，油田自然遞減率為20％，套損井日益增多。截至2006年底，油田約4000口套損井，每年還新增套損井近400口。遼河油田“八五”期間五個地區稠油區塊調查的3 860口熱采井中，發生套管損壞的有489口，占12.64％。目前遼河油田共有停產井近2 800口，并且以平均每年10％的比例上升。
　?。ㄈ┗A設施老化，地面工程系統及區域間負荷不平衡
　　老油田一般都處在高負荷下運行，沒有得到及時的更新改造，致使基礎設施老化，部分儲罐年久失修，地下集輸管網腐蝕嚴重。現場調查結果顯示各種機泵、加熱爐、容器、各類罐及管道一般運行10年左右就出現效率低、腐蝕老化、保溫層脫落、罐壁及管壁變薄穿孔等問題，這些“帶傷”工作的生產設施，影響著油田安全生產。另外，隨著原油產量的逐年遞減，原油含水的不斷上升，單位能耗呈逐年上升趨勢，地面集輸系統存在的問題越來越突出，原有部分站、管道、設備等設計能力與實際不匹配，原有集輸方式已不適應現場要求，部分地面生產系統設施與實際不配套，致使系統運行效率低、單耗高。
　　（四）投資、產量、成本之間的矛盾加大
　　由于老油田處于中后期開發程度，勘探開發難度不斷加大，導致石油勘探開發成本長期持續走高。為保證一定的產量，三大老油田或實施二次開發或二次三次采油，這也使得它們的成本一直處于上升趨勢。2006年國家開征石油特別收益金，2007年至2008年，原材料、設備價格、人工成本大幅上升，這些因素使得原油勘探開發成本急劇上升?？墒请S著產量的下降，每年投資受到制約，致使投資、產量、成本之間的矛盾不斷加劇。
　?。ㄎ澹├嫌吞锟碧介_發存在一系列的技術瓶頸
　　隨著老油田油藏類型日趨復雜、難開發邊際儲量增多，老區挖潛難度加大，三次采油轉入后續水驅，油田勘探開發技術不斷面臨新課題、新挑戰。如適應復雜對象的勘探技術亟待突破，老油田剩余油定量描述技術需要進一步提高，采收率如何進一步提高，化學復合驅技術還需加快攻關等等。如大慶油田的扶楊油層地震識別河道技術仍是短板，勝利油田缺乏準確描述潛山內幕構造及儲層的技術手段等等。
　?。┪廴疚锾幚砦赐耆_標，環境保護問題突出
　　油田企業屬于高污染行業，原油的勘探開發對環境造成不同程度的污染，土壤受到“落地油”和井下作業施工排放的污油、污水、化學藥劑等的污染，地質環境狀況惡劣，工業污染防治任務十分繁重。
　　
　　三、東部老油田開發實踐探索
　　
　　經過幾十年的勘探開發，東部老油田在提高新增儲量、提高采收率方面進行了積極探索。
　?。ㄒ唬┘訌娍碧?，保證儲量增長，實現儲采平衡
　　大慶油田由于勘探開發技術有了新突破，復雜斷塊和巖性油藏勘探技術、松遼盆地北部“三位一體”區帶評價技術指明了海－塔盆地和深層火山巖氣藏勘探主攻方向。通過這些先進技術的應用，2008年實現新增石油三級儲量達6億噸，新增天然氣儲量超過507億立方米，創造了勘探史上除大慶長垣提交儲量年份之外最高水平，儲量增長達到新高峰。大慶油田自2004年以來，連續5年新增原油探明儲量過億噸。當前，又提出了“儲量上億再10年”的勘探目標。
　　
　　勝利油田在隱蔽油氣藏勘探理論、灘壩砂油藏勘探技術上取得重大進展，新一輪高精度開發地震技術有了較大突破，進一步增加了油田新增儲量的探明幾率。勝利油田的滾動勘探技術也頗具特色，四、五級小斷層識別技術、構造低平區研究技術等六項技術使老區滾動勘探取得了顯著成效?！笆濉逼陂g的年均滾動探明儲量就達到3 000多萬噸。2008年新增探明石油地質儲量1.04億噸，連續6年實現三級儲量過億噸。
　　
　　遼河油田新增石油探明地質儲量由2001年的5 801萬噸降至2004年的2 525萬噸，這期間原油產量也呈遞減趨勢。2005年起實施的“二次開發”戰略，特殊巖性油氣藏勘探技術的突破，使遼河油田取得2007年新增石油探明地質儲量增加至5 363萬噸，為其年穩產1 200萬噸奠定了堅實的儲量基礎，結束了產量遞減的被動局面。
　　（二）加強創新研發采油技術，努力提高采收率
　　大慶油田從上個世紀60年代開始研發三次采油技術，至今已有40多年歷史，已經建成了世界上最大的三次采油基地。1972年第一次在生產中應用三次采油技術，提高采收率5.1個百分點。1996年，三次采油技術首次在薩爾圖油田實現了工業化生產。當前，大慶油田主力油田平均采收率比國內同類油田高出10％～15％，三次采油產量占總產量的25%左右，三次采油連續7年保持原油1 000萬噸以上穩產，累計增油量相當于找到了一個儲量上億噸的新油田。
　　勝利油田大幅度提高采收率接替儲備技術先導試驗取得新突破，已提高采收率1.02％，數模預計最終提高采收率11.0％。2008年以來，全面擴大二元復合驅技術應用規模，預計提高采收率11.1％。三次采油技術比較成熟，應用規模不斷擴大，三采年增油穩定在170萬噸，老區采收率年均增長0.3％。
　　遼河油田通過應用二次開發理論，采取新的開發方式和新的開采技術，采收率大幅度提高。其中列為中國石油二次開發示范工程的新海27塊，實施前后對比，原油采收率預計可由15.3%上升到50%。其擁有的中深層稠油提高采收率技術達到世界先進水平，平均提高原油采收率20%~30%，其蒸汽驅技術進入工業化實施階段，SAGD（蒸汽輔助重力泄油）技術由概念轉變為現實生產力，預計這兩項技術可提高最終采收率高于58％。
　?。ㄈ﹥灮{整地面工程，完善注采井網，延長套管使用壽命
　　通過開展地面系統優化調整，在設施能力滿足開發需要的前提下，縮減過剩的能力，關停并轉低負荷、老化嚴重的站及設施，以降低更新改造投資及運行能耗。同時，加大地面生產系統的投入，應用特高含水期井網細分重組調整技術、水平井技術、Ⅱ類油藏聚合物驅技術等主導技術，進行地面設施技術改造，并加大水井綜合調整方案、周期注水、堵水及淺調剖力度，提高節能、環保程度，從而有效控制了含水上升率和自然遞減率。通過提高固井質量和加強套管先期保護，有效的提高了套管的使用壽命。
　?。ㄋ模﹦撔鹿芾怼⒕毠芾?，提高管理效益
　　通過管理創新、精細管理，大慶油田2008年僅產能工程設計優化簡化就少建各類站所68座，全年節省地面工程投資13.66億元。勝利油田通過狠抓“成本、投資、資金”三個管理節點，2008年完成了中石化下達的幾億余元降本壓費指標。遼河油田建立了二次開發工作體系，為其年產量重上1 200萬噸提供了強有力的武器，其二次開發的理念已在中石油集團全面推廣。
　　
　　四、中國東部老油田開發的經驗啟示
　　
　　通過回顧東部老油田的發展歷程，結合世界石油工業的發展經驗，可以總結出我國東部老油田開發的經驗和啟示：
　?。ㄒ唬┘訌娛涂碧介_發理論與技術的研究
　　從前文中可以看到，東部老油田穩產，新增儲量是關鍵，提高采收率是保障，老油田面臨剩余油富集理論、隱蔽油藏的勘探、低滲透油藏的開采和采收率的提高等一系列急需破解的理論技術難題。關鍵理論和技術的突破至關重要。為此，首先，要提高石油勘探開發的科研投入，使科研投入接近產品銷售額的3%這一國際一般標準，為企業科技創新提供必要的資金支持；其次，加強三大石油企業的科研合作。加強部門間、企業間的橫向科技協作，特別是提高采取率的技術創新可能會涵蓋多個學科，需要進行必要的合作，促進關鍵技術特別是共用技術的創新活動，形成石油開采技術研發的綜合體系；第三，加強石油企業與專業技術服務公司的合作，實現“產、學、研”的共贏。
　?。ǘ┘訌娛涂碧介_發關鍵技術的推廣與應用
　　三大油田各有自己的技術優勢，像大慶油田的三次采油技術、遼河油田的稠油開采技術、勝利油田的復雜井技術等。國家可以利用出資人地位，促進中石油、中石化、中海油三大油企之間的知識產權交易，在全國范圍內推廣應用成熟的勘探開發關鍵技術，使這些技術早日得到規?；\用，大幅降低勘探開發的成本。
　?。ㄈ﹥灮孛婀こ?、注采井網，提高節能環保技術的應用程度
　　東部老油田應重新認識現有地質、基建資料，通過廢置原井網，重建井網結構，重選開發方式來優化地面工程、注采井網，提高節能、環保程度。將地面工程的優化和未來的開發方案的編制和實施緊密結合，堅持持續改進、做好評價分析，形成動態的不斷發展的優化閉環；堅持地質、工藝和地面的“三位一體”的整體優化原則，以達到降低投資、增加效益的目標。
　?。ㄋ模┲ν七M管理創新，通過管理出效益
　　通過建立健全各項制度，強化內部管理、著力推進管理創新，不斷完善預算、內控、考核、監控體系，持續加強信息化建設，提升科學經營管理水平。特別是在預算管理、精細管理和監督管理上，查找潛力，不斷創新管理方式，調動企業各級的積極性，增加企業的經濟效益。●