重大開發試驗實踐及啟示

廖廣志 王連剛 王正茂

（中國石油勘探與生產分公司）

我國油田開發經過半個多世紀的持續大規模推進，已經進入一個全新階段。面對新增探明儲量資源品質下降、油田開發難度不斷加大的現實，如何規模有效地開發動用以往無法動用的大量稠油、超稠油、低滲透、特低滲透、致密油等劣質低效資源，如何繼續在高采出程度、高含水的“雙高”開發階段提高老油田采收率是問題的關鍵所在。解決這兩個問題的出路在于轉變開發方式、尋找接替技術，核心在于找到經濟適用、配套完善的新技術[1-4]。

為實現開發方式轉變和尋找戰略性接替技術，中國石油天然氣股份有限公司（簡稱股份公司）于2005年正式啟動了重大開發試驗工程，首批設立10項重大開發試驗項目，以后根據當年工作重點和有戰略意義的專業方向，逐年設置開發試驗項目。到2018年已累計設置重大開發試驗項目共5大類17大項，基本覆蓋了油田開發的各領域。10多年來，重大開發試驗始終以實現開發方式轉變和尋找戰略性接替技術為攻關目標，重點在高含水油藏、低滲透油藏、稠油油藏、碳酸鹽巖油藏等開展技術攻關和現場試驗，取得了豐碩成果。

在科技攻關和現場試驗過程中，通過廣大科技人員、現場試驗管理和實施團隊長期實踐，總結提煉了4點認識和體會，逐漸成為重大開發試驗的工作文化。

1 重大開發試驗是油田開發領域戰略性探索工程

重大開發試驗始終圍繞“提高單井產量、提高采收率、降低開發成本”三大永恒主題，堅持“與產能建設相結合、與二次開發相結合、與科技攻關相結合”的工作原則，瞄準油田開發中迫切需要解決的重大技術難題，著力突出“重”（份量）和“大”（規模）的辯證關系，突出大慶、長慶、新疆、遼河等重點油區，積極尋找戰略性接替技術，實現油田開發方式的重大變革[5-6]。

針對大慶油田長垣水驅進入雙“特高”開發階段的實際情況，如何進一步挖掘水驅潛力，充分利用三次采油的技術優勢，大幅度提高水驅后油藏的采收率，是大慶油田長垣重大開發試驗的首要任務[7]。2005年，股份公司把大慶油田長垣三元復合驅開發試驗列為首批十大重大開發試驗之首，其戰略地位不言而喻。其后，又圍繞如何利用強堿、弱堿三元復合驅技術有效開發長垣一類、二類儲量開展室內評價和區塊篩選等工作，最終確定了南五區一類儲層、北一區斷東二類儲層和北二區西部二類儲層3個試驗區。經過8年持續攻關和精心實施，三元復合驅層系組合及井網優化技術、配方體系優化技術、采出化學劑變化規律預測技術、跟蹤調整技術、采出液破乳及防垢技術、動態監測技術等基本配套；表面活性劑性能得到改善，實現了年產6×104t烷基苯磺酸鹽和12×104t石油磺酸鹽的工業化生產能力，3個試驗區提高采收率幅度都達到20個百分點以上，其中北一區斷東二類強堿三元復合驅試驗提高采收率29個百分點。2014年，大慶油田開始三元復合驅技術的工業化推廣，到2018年底，覆蓋地質儲量2.5×108t，年產油達到435×104t，該項技術將成為大慶長垣油田持續穩產最重要的戰略性接替技術之一。

長慶超低滲透油藏屬典型的低滲透、低壓、低豐度油藏，與已規模開發的特低滲透油藏相比，具有巖性更致密、孔喉更細微、物性更差、天然裂縫發育等特征，使井網系統優化、有效壓力驅替系統建立、生產調控難度進一步增大[8]。為了盤活長慶油田巨大的超低滲透儲量資源，實現快速上產，2005年，股份公司將超低滲透油藏開發攻關試驗列為“十大開發試驗”之一。通過攻關研究與現場試驗，深化了對超低滲透油藏的認識，豐富完善了超低滲透儲層非達西滲流理論，形成了以儲層快速評價、有效驅替系統優化、多級壓裂改造、地面優化簡化、低成本鉆采配套為主要內容的五大技術系列15項特色技術；并在多年來低滲透油氣田開發管理經驗的基礎上，借鑒蘇里格氣田成功開發經驗，實施具有長慶特色的勘探開發一體化，推進“標準化設計、模塊化建設、市場化運作、數字化管理”，創新科研攻關體系和生產管理體系，堅持低成本戰略，實現管理增效，形成了超低滲透油藏管理模式。2008年，超低滲透油藏開始大規模產能建設，年產油從30×104t迅速攀升到2018年的800×104t生產能力。重大開發試驗對于推動長慶油田超低滲透油藏有效動用，以及油氣當量快速上產到5000×104t建成“西部大慶”，起到了至關重要的作用。

新疆油田礫巖油藏有超過5×108t的地質儲量，注水開發已進入高含水階段，開發矛盾十分突出。為了實現礫巖油藏老區產量基本穩定，大幅度提高水驅后油藏采收率和開發效益，股份公司在新疆油田先后設立了礫巖油藏聚合物驅（2005年）、二元復合驅（2007年）和三元復合驅（2014年）等開發試驗項目。其中，七東1區聚合物驅試驗于2012年驗收，中心井組提高采收率12.1%，平均噸聚合物增油58.4t，全面超額完成試驗目標；2013年開始在七東1區開展聚合物驅工業化推廣，原油年產量從試驗初期的3×104t增長到高峰期的16×104t，截至2018年底，累計注入聚合物0.35PV，聚合物驅階段采出程度9%；七中區二元復合驅試驗2010年正式投注化學劑，2015年達到見效高峰，與水驅末期對比，試驗區平均單井日產油從1t增至4.2t，綜合含水由95%下降至65.4%，截至2018年底，二元復合驅階段采出程度為16.2%，預計最終提高采收率18%；七東1區三元復合驅試驗進展順利，初步見到好的苗頭。實踐表明，新疆油田礫巖油藏化學驅具有“高效、低成本、綠色”的特點，有望成為礫巖油藏水驅后期大幅度提高采收率的主體技術。新疆稠油資源豐富，產量占比大，但開發面臨兩大難題：一是風城超稠油資源如何有效動用？二是多輪次蒸汽吞吐后的稠油老區如何進一步提高采收率？為此，股份公司在風城油田設立了重32、重37、重45不同稠油黏度的SAGD試驗區和重18重力火驅試驗區，在紅山嘴油田紅淺1井區設立了直井線性火驅試驗區，并配套火驅煙道氣處理設立了紅48南火驅煙道氣驅油試驗區，在九6區蒸汽吞吐和蒸汽驅后的油藏設立了CO2復合汽驅試驗。重32、重37超稠油SAGD開發試驗取得成功并大規模工業化推廣，2018年產油102×104t，其他稠油開發試驗有序推進。上述重大開發試驗項目的持續推進和工業化推廣，將會對新疆油田的可持續發展產生深遠影響。

遼河油田稠油產量占到全油田原油年產量60%以上，稠油產量的穩定直接關系到油田的穩產形勢。遼河油田稠油油藏基礎井網平均吞吐已達十幾個周期，地層壓力降到不足2MPa，油汽比低、儲采比低，大部分主力區塊已進入快速遞減和低速開發階段，穩產基礎十分薄弱。因此，2005年股份公司在齊40塊蒸汽吞吐后油藏開展了蒸汽驅試驗，在曙一區超稠油油藏開展了SAGD試驗，通過現場試驗攻關，掌握了蒸汽驅/SAGD油藏條件篩選評價、方案編制及操作條件優化，配套了高溫長效注汽管柱及蒸汽地面分配、耐高溫防腐蝕陶瓷泵舉升、毛細管測壓監測等技術[9]。試驗成功后迅速進行工業化推廣，到2018年底，遼河油田蒸汽驅和SAGD具備150×104t/a生產能力，有效遏制了稠油產量快速遞減的被動局面。遼河油田稀油產量占全油田原油年產量的40%，總體已進入“雙高”開發階段，年產油量呈平穩下降趨勢。2007年，股份公司設立了錦16塊二元復合驅開發試驗，試驗區日產油從水驅末期的63t增至二元復合驅高峰期的350t，日產油300t以上持續穩產4年，二元復合驅預計提高采收率20%。遼河油田已經開始實施二元復合驅技術的工業化推廣，該項技術將成為遼河油田中—高滲透稀油油藏高含水后期大幅度提高采收率的主體技術。

其他油田也根據自身實際，設立了各具特色的重大開發試驗項目，如塔里木東河塘油田注天然氣重力混相驅試驗，長慶、大慶、大港、吐哈、青海油田空氣—泡沫驅試驗，遼河油田興古7區塊和華北油田任9潛山油藏注減氧空氣重力穩定驅試驗[10]，吉林、大慶、南方油田公司利用自身天然氣氣藏伴生的CO2氣源開展CO2驅油與埋存試驗等（圖1）。這些技術工業化推廣預計覆蓋石油地質儲量60×108t以上，增加可采儲量8.6×108t以上，提高采收率14.3個百分點，為解決中國石油目前面臨的高含水、低滲透、稠油和碳酸鹽巖等油藏的開發矛盾，提供了切實可行的戰略性接替技術。

實踐證明，重大開發試驗是科技攻關成果向大規模生產力轉化的關鍵環節，是新區大規模產能建設的試驗田，是老區大幅度提高采收率的排頭兵，體現了油田開發技術的主要發展方向，其成果反映在原油產量及單井產量的穩定增長和采收率的不斷提高上，最終體現在油田開發水平和開發效益的協同增長上，為創新驅動油田開發提供了戰略探索性手段和平臺。

圖1 部分重大開發試驗項目分布圖

2 全生命周期項目管理是重大開發試驗關鍵核心

重大開發試驗實行全生命周期項目管理。設立專項經費，建立“專款專用模式”的科研攻關體系和生產管理體系。組織原則上，按照EPC項目管理要求，抽調骨干、人員固定、獨立辦公、內外結合、獨立核算、單獨考核；現場實施由項目組統一組織、統一安排。運行模式上，一是堅持3個結合，即地質、工藝和地面相結合，室內研究與現場試驗相結合，自主創新和引進技術相結合；二是項目組與科研院所等國內外研究機構進行聯合攻關；三是建立技術分析與交流制度，重大問題隨時分析解決[11]。

管理體系上，中國石油勘探與生產分公司成立重大開發試驗項目領導小組和項目工作小組，負責重大開發試驗項目的決策、審定、檢查和驗收。工作小組下設技術專家組、技術支持組和油田現場實施組，油田公司負責項目實施，中國石油勘探開發研究院做好技術支持，使中國石油的整體力量在項目實施過程中得到體現。

（1）技術支持組。由中國石油勘探開發研究院總體負責，下設6個小組，包括綜合組、水介質組、化學生物介質組、氣介質組、熱能量組和特殊巖性組。工作職責主要包括跟蹤重大開發試驗進展，編寫季報、半年報和年報，協助組織重大開發試驗工作會和專項技術研討會，開展相關專題研究，建立和完善重大開發試驗管理平臺和數據庫。

（2）油田現場實施組。在股份公司統一領導下，項目承擔單位相應成立了重大開發試驗領導小組和項目部，明確職責分工和工作要求，落實進度，有力推進了項目嚴格按照方案設計有序實施。長慶油田成立了超低滲透油藏攻關試驗領導小組和項目組。項目組下設2個攻關研究組和1個現場試驗組，關鍵技術攻關和試驗方案編制主要依托長慶油田勘探發研究院、油氣工藝研究院、設計院和國內外研究機構（圖2）。

圖2 長慶油田超低滲透油藏攻關組織架構圖

長慶油田建立了以超低滲透油藏開發部為主管部門，以超低滲透油藏研究中心為技術支撐，以超低滲透油藏4個項目部和8個采油廠（4+8）為現場實施主體的一體化生產運行體系（圖3）。生產管理按照準事業部管理體制，實行一體化管理。生產運行采取區域劃開、投資單列、產量分開、單獨考核的方式。

圖3 長慶油田超低滲透油藏生產運行體系圖

長慶油田超低滲透油藏攻關試驗項目組的運行機制：（1）管理層面，突出方案部署、投資控制、技術攻關、政策配套等，實行集中管理、統一協調；（2）技術層面，4個項目部都不設地質所和工藝所，在油田公司層面成立超低滲透油藏研究中心，發揮“放大的兩所”職能，負責生產性技術研究、新工藝新技術試驗與推廣及現場技術支撐；（3）實施層面，推行建管一體，12個實施單位按照劃定區域負責超低滲透產能建設和原油生產。

通過全生命周期項目管理和項目組精心組織實施，長慶油田超低滲透油藏攻關試驗取得豐碩成果，為油田持續快速上產準備了技術、儲備了人才、積累了經驗；同時，也為股份公司重大開發試驗項目創新了管理模式，對其他油田重大開發試驗項目管理起到了示范引路的作用。

股份公司在重大開發試驗項目管理中大力推行全生命周期項目管理，各有關油田公司先后成立了重大開發試驗項目部，如大慶油田復合驅項目部、長慶油田提高采收率項目部、新疆油田超稠油SAGD開發項目部、遼河油田稠油蒸汽驅/SAGD項目經理部、吉林油田CO2驅開發項目部、遼河/新疆油田化學驅項目部等。全生命周期項目管理中，責、權、利相統一，固定人員、投資單列、單獨考核，消除了管理邊界的負面影響，整合了資源，極大地調動了科研和現場生產管理人員的積極性，有力地保障了重大開發試驗項目持續健康運行[12]。

重大開發試驗的實踐證明，全生命周期項目管理有助于寫實項目全過程，科學系統地評價技術本身的可行性和經濟性；有助于整合力量，保障項目優質高效運行；有助于科學技術迅速轉變為生產力，加快工業化推廣進程；這些認識已經成為重大開發試驗成功的管理經驗。

3 細節決定成敗是重大開發試驗秉承的工作理念

細節體現科學的精神，細節決定試驗項目的成敗。重大開發試驗管理狠抓細節，建章立制，精細管理，為了確保重大開發試驗工作取得好的效果，中國石油勘探與生產分公司針對項目管理、方案編制、報告制度、監理、驗收方面制定了5項規章制度，對重大開發試驗的全過程、全要素進行全方位的規范運作，通過整合與調動中國石油勘探開發研究院、各個油田單位的優勢技術力量，不斷創新、及時調整，保證了重大開發試驗項目的順利開展。5項規章制度具體包括：

（1）《中國石油天然氣股份有限公司重大開發試驗項目管理辦法》（簡稱《管理辦法》）。要求各單位加強對重大開發試驗項目的領導，成立項目領導小組和項目組，明確職責分工和工作要求，落實進度，確保項目按期完成。規定重大開發試驗項目包括先導性開發試驗和工業化試驗。先導性開發試驗是指室內研究較成熟、在現場開展的綜合性科學實驗，目的是現場驗證技術效果，降低風險，完善相關配套技術，為大規模工業化應用提供依據；工業化試驗是在先導性開發試驗成功的基礎上，在工業生產規模條件進一步評價試驗的技術經濟效果，完善改進配套技術，為該技術大規模應用做好技術準備。《管理辦法》分5章共17條，包括總則、項目選擇與確定、方案編制與審批、項目管理與監督、附則。要求重大開發試驗項目所采用的技術要先進實用、安全可靠、經濟可行，試驗區應有較大的規模和代表性，新開展的重大開發試驗項目應編制可行性研究報告，經股份公司批準后編制重大開發試驗方案，審批后方可進入現場實施。并對相關單位的管理職責和權限進行了界定，明確了各自的主體責任。

（2）《中國石油天然氣股份有限公司重大開發試驗方案編制要求》（簡稱《方案編制要求》）。重大開發試驗方案是指導開發試驗現場實施的重要技術文件。《方案編制要求》共10條，規定了重大開發試驗方案的主要內容，包括總論、油藏工程方案、鉆井工程方案、采油工程方案、地面工程方案、項目組織和實施要求、健康安全環境（HSE）要求、投資估算和經濟效益評價等，并對各章節具體內容的編寫提出了明確要求。《方案編制要求》明確指出，重大開發試驗方案需由油田公司預審并報中國石油勘探與生產分公司審批，項目實施過程中需對方案進行調整時應編制調整方案，報主管部門審批后方可實施。

（3）《中國石油天然氣股份公司重大開發試驗項目報告制度》（簡稱《報告制度》）。為了加強股份公司重大開發試驗項目的管理工作，及時掌握項目進展，發現和研究解決項目實施中存在的問題，指導項目順利開展，《報告制度》要求項目承擔單位應每月上報有關報表，每季度報告項目執行情況，對項目執行過程中發現的問題、取得的重大突破或階段性成果要及時上報，并詳細規定了提交重大開發試驗項目月報、半年報、年報的時間和主要內容。

（4）《中國石油天然氣股份有限公司重大開發試驗項目監理辦法》（簡稱《監理辦法》）。重大開發試驗項目實行項目監理制。股份公司委托資深專家組成項目監理組，代表股份公司勘探與生產分公司對重大開發試驗項目進行監督，了解項目進展情況，及時反映有關問題，確保項目達到方案設計要求。《監理辦法》共12條，明確了監理對象和委托方，對監理人條件提出了要求，并對監理工作的主要內容、監理報告、開展監理工作的形式以及三方（委托方、監理方和被監理方）的責權利關系做出了詳細規定。

（5）《中國石油天然氣股份有限公司油氣田重大開發試驗項目驗收辦法》（簡稱《驗收辦法》）。為了及時總結重大開發試驗所形成的配套技術，促進試驗成果的工業化應用，試驗項目按照進度要求基本完成后6個月內，油田公司應根據實際資料，對重大開發試驗技術經濟指標進行全面總結，向股份公司提供自評估報告和資金使用情況審計報告。《驗收辦法》共17條，規定了適用范圍、工作原則、驗收時間、驗收組織單位、專家組成等，明確了重大開發試驗項目的驗收標準、預驗收意見、技術報告和項目總結報告的主要內容，要求項目承擔單位進行項目預驗收，并編寫預驗收意見、技術報告、項目總結報告。重大開發試驗項目驗收以專家會議論證形式進行，對項目進行全面認真的審查，必要時可有重點地進行現場調研和考察，勘探與生產分公司根據驗收組意見做出驗收結論。

重大開發試驗嚴守試驗秩序，狠抓過程管理，始終注重對試驗過程的管控，堅持進度可以加快、程序不能逾越的工作原則，嚴格按照試注、先導/擴大試驗、工業性試驗和工業化推廣的程序有序推進。上述5項規章制度的制定，使重大開發試驗日常管理工作做到有規可依、有章可循，從制度上保證了試驗工作的順利運行。

4 典型精細解剖是重大開發試驗的重要工作方法

重大開發試驗通過對典型試驗的精細解剖，系統總結具有廣泛代表性試驗的開發規律、驅油機理，致力于形成技術上適合油田發展、經濟上效益顯著、水平上能代表中國石油前沿、適合國際發展潮流的主體技術，寫實項目全生命周期，為工業化推廣做好各項準備工作。例如長慶安塞油田和新疆油田六中東典型井組精細解剖、新疆油田紅淺1井區火驅精細動態調控、新疆油田和遼河油田二元復合驅的精細調整等，都有力地推動了試驗工作的精細、高效運行。

4.1 典型井組精細解剖

為了評價一次井網水驅后平面和縱向水洗程度和水淹特征，研究微觀剩余油形成機理及賦存狀態，評價水驅動用狀況和注水開發過程中儲層巖性、物性、孔喉結構、流體性質及潤濕性變化規律，研究合理的井網調整方式以及井網調整后的水驅特征和開發技術政策，為類似油藏井網加密和提高采收率工作提供指導，長慶安塞油田整體加密和新疆克拉瑪依油田六中東水驅調整重大開發試驗均進行了典型井組的精細解剖。選取井網系統、地質特征和開發特征具有代表性，井組內靜態資料豐富，能揭示油藏典型開發特征的區域，有助于精細研究。

長慶安塞油田整體加密精細解剖的典型井組選擇在王窯中部王16-15井組。該井組先后共部署了9口密閉取心井（圖4），主要圍繞低滲透油藏采收率評價體系與中—高滲透油藏存在的差異性、低滲透油藏加密調整前后采收率科學評價的問題，重點分析平面和縱向水驅波及狀況，研究水驅前緣飽和度分布，評價低滲透油藏基礎井網水驅采收率及其構成因素（波及系數和驅油效率）以及加密調整前后開發指標的合理評價。通過典型井組的精細解剖，更加清楚地認識低滲透油藏水驅后剩余油分布及潛力，對安塞、靖安、西峰、姬塬等特低滲透油田的穩產及提高采收率工作具有重要意義。

圖4 長慶安塞油田整體加密典型井組檢查井部署圖

圖5 新疆油田六中區克下組砂體構型小井距取心井部署圖

新疆油田六中區克下組油藏在砂體主體部位一次性部署了8口“十字”剖面密閉取心井（圖5），重點分析洪積扇礫巖儲層小尺度構型，定量描述砂體內部巖石相變化特征；研究形成礫巖油藏水淹層解釋與動態飽和度監測方法，提高剩余油定量描述的精度；研究試驗礫巖油藏中高含水階段合理調整方式，優化開采技術政策界限；現場試驗與室內實驗相結合，評價不同含水階段礫巖油藏水驅油效率變化規律，準確預測提高水驅采收率的潛力。取得的認識對于搞清礫巖油藏水驅后剩余油潛力，以及礫巖油藏開發中后期的綜合調整及三次采油工作具有重要意義。

4.2 火驅精細動態調控

火驅技術用空氣作為氧源，向注入井注入空氣把油層點燃，并按一定的通風強度不斷注入空氣，控制燃燒前緣持續向前推進，從而形成熱降黏、熱膨脹、蒸餾汽化、氣驅、高溫改變相對滲透率等一系列復雜的驅油作用。目前，控制注氣強度和排氣強度是控制火驅燃燒前緣推進的主要技術手段，但是注氣強度和排氣強度調整是根據監測資料和生產動態確定，具有明顯的滯后效應；而且，受儲層非均質性的影響，注入氣體較其他驅替介質更易發生竄進現象，因此，火驅燃燒前緣的調控難度非常大，直接影響到火驅開發的效果。新疆油田紅淺1井區于1991年開始蒸汽吞吐開發，1999年轉蒸汽驅效果不佳而廢棄，在廢棄10年后，于2009年開始進行直井火驅先導試驗。火驅試驗區2010年完成一期3口井點火，形成3注48采面積井網。試驗過程中發現火線推進速度沿砂體沉積方向遠快于側向，為了加快注氣井排間的火線連接，2011年又在一期3口注氣井井排上，完成二期點火4口井，形成7注44采面積井網。通過一年多現場試驗，發現側向火線推進距離仍不理想，2013年將注氣井排上6口生產井轉注，完成三期點火，形成13注38采線性井網（圖6），進一步推進線性火驅的形成，2015年注氣井火線基本連接。

圖6 紅淺1井區火驅試驗部署圖

通過對火驅前緣的精細調控，新疆油田紅淺1井區火驅試驗取得了顯著效果。截至2018年底，累計產油14.7×104t，階段采出程度34.6%，累計空氣油比為2789m3/m3，稅后財務內部收益率為13%，均好于方案設計；預計到2019年底，累計采油15.4×104t，階段采出程度36.2%；最終采收率可達71.1%。證實了砂礫巖油藏注蒸汽開采后期轉火驅的可行性，形成了火驅配套技術和生產管理體系，達到了預期的試驗目標。

4.3 二元復合驅精細調整

新疆克拉瑪依油田七中區克下組油藏二元復合驅試驗是2007年設立的重大開發試驗項目，目的是探索聚合物—表面活性劑二元復合驅技術在礫巖油藏的適應性及提高采收率幅度。經過兩年的布井方案論證和實施、化學驅方法的優化選擇，股份公司于2009年對試驗方案進行了正式審批。2010年試驗區投注二元體系后，出現了管線堵塞、注入水水質不達標、化學劑注入困難、部分油井產出聚合物濃度高達1000mg/L、注采關系嚴重不匹配等問題。南、北部油藏物性差異較大，配注系統不能個性化適應，項目面臨調整甚至終止的危險。為此，項目組認真查找問題，針對礫巖油藏的特殊性加強注采對應關系、井網調整和配方的適應性分析，提出了新的試驗安排和配方體系。

經過多輪次艱苦、細致的調整，新的井網和驅油體系基本適應了礫巖油藏特點，試驗取得了重大突破。從水驅末期到二元復合驅見效高峰期，試驗區含水率從95%降低到50%左右（大慶聚合物驅從95%降到80%，三元復合驅從95%降到70%），平均單井日產油從1t增至4.2t；界面張力保持在10-3mN/m，產聚濃度正常，生產運行平穩；截至2018年底，二元復合驅階段采出程度16.2%，預計提高采收率18%，超過方案設計指標2.6個百分點；評價期單位操作費為1042元/t，稅后內部收益率為17.07%，展示了良好的經濟效益（圖7）。

圖7 新疆七中區克下組油藏二元復合驅試驗井網調整對比圖

5 結束語

從油田開發歷史來看，每一次油田開發的重大進步，都伴隨著重大技術突破和規模應用，新的思維、新的技術始終貫穿著油田開發的全過程。一項革命性技術的出現到工業化應用需要數十年時間持續不斷攻關努力才能成功，需要傾注幾代石油人的心血和汗水，“勘探搞重大發現，開發搞重大試驗”，開發技術攻關和現場試驗過程中經歷的曲折坎坷，絕不亞于勘探“幾下幾上”的艱辛歷程。成果來之不易，經驗彌足珍貴，在科技攻關和現場試驗過程中，通過廣大科技人員、現場試驗管理和實施團隊長期實踐總結提煉而成的4條認識和體會，是我們的寶貴財富，已經成為重大開發試驗的工作文化。實踐證明，重大開發試驗已經成為有效動用難采儲量和大幅度提高老區采收率的主要平臺和開發品牌，在新增探明儲量劣質化、老區開發復雜化和油價持續低迷的現實背景下，更應該共同珍惜和維護這一開發品牌。

重大開發試驗的攻關還將持續。其中，三元復合驅、二元復合驅、超稠油蒸汽輔助重力泄油和火驅等成熟技術正在規模推廣，減氧空氣驅、天然氣驅、潛山油藏注氣重力驅等技術正加快攻關和配套完善。下一步將繼續圍繞“提高單井產量、提高采收率和降低開發成本”三大永恒主題，突出重點油區，瞄準關鍵技術，嚴格項目立項與管理，精心現場組織、現場實施，突破油田開發中迫切需要解決的瓶頸技術，不斷創新和完善戰略性開發接替技術，加快試驗成果的工業化推廣進程，使儲量資產盡快轉變為產量效益，提升中國石油的核心競爭力，構筑新的發展優勢。