中国石油提升采收率工程观察与思考

  以科技创新为国增“油”添“气”
  [中国石油新闻中心2021-09-16]
  “复合驱成为大庆油田战略性接替技术，使我国成为世界上唯一大规模工业化应用复合驱技术的国家，占领了世界三次采油技术制高点。”中国工程院院士刘合接受采访时说，大庆油田经过30年的持续创新，复合驱大幅度提高采收率技术已达到国际领先水平。如同超强“洗衣液”，把石头缝里的油“洗”出来，在水驱基础上提高采收率20个百分点以上。
  不仅仅是大庆油田，放眼整个中国石油，今年上半年，面对诸多挑战，集团公司国内油气产量实现了“时间过半，产量硬过半”。持续提升采收率工程在其中发挥了重要作用。近年来，我国探明油气资源品位持续走低，难采储量占比逐年升高。中国陆上老油田已进入高含水后期开发阶段，综合含水率达到89.4%，单井产量持续降低；新区块储量品位劣质化趋势加剧，非常规和超低渗油气藏占比达到85%。低效难采储量是中国石油未来开发的主战场，如何进一步提高难采油藏及气藏采收率，是“十四五”石油科技工作者面临的重大课题。
  做好“水”文章常规但不“寻常”
  5月25日，在中国石油集团党组组织理论学习中心组集体学习暨中国石油高质量发展大讲堂第二讲上，集团公司董事长戴厚良强调，要把大幅度提高油气采收率作为保障国家能源安全的战略性支撑工程，加强领导，整体谋划、统筹推进。
  创新关乎命运，科技引领未来。中国石油重视提高采收率的历史由来已久。上世纪50年代，中国石油就开始在玉门石油沟、新疆黑山开展化学驱、气驱、空气火驱试验。80年代到90年代，实施细分层系加密调整、低渗透和超前注水等核心技术。从2005年开始，中国石油就开展重大开发试验，针对水、气、非常规等五大类介质，在改善水驱、转变注水方式、聚合物驱等17大项上开展现场试验攻关。
  提高采收率技术支撑了中国石油1亿吨的生产规模，其中水驱年产油量达到7000万吨。集团公司约70%的原油产量来自水驱，目前仍是最经济有效的开采方式。这得益于中国石油近年来陆续开展的精细油藏描述、老油田二次开发等工作，实现了“注够水、注好水、精细注水、有效注水”。
  “油田在高含水后期，想要提高采收率是很难的，还需要在水上多做文章。”刘合说，提升有限资源的配置效率，使有限的资源催生更多的产出。
  低油价下，水驱注采精细调控是最经济的手段。这一点基层科研员工也深有体会。华北油田第四采油厂地质研究所副所长王超告诉记者，华北油田经过40年的开发，地层属于小断块，构造复杂，原油含蜡高，有很多历史欠账，兄弟油田好的技术在这里并不适用。
  2010年至今，中国石油主力油气田进入特高含水阶段。开发系统工作者针对水驱“注水点强面弱、层系动用不均、产量递减快”的突出问题，做好深化油藏认识、强化关停井治理、细化注采系统调整、立体重构层系井网、超低渗转换驱替方式等5项工作，预计可提高水驱储量动用程度20个百分点、采收率5个百分点以上。
  在水驱治理上，中国石油专门设立二次开发专项和注水专项，针对水驱中存在的问题，有针对性地对老油田采取“三重”（重构地下认识体系、重建井网结构、重组地面工艺流程）的开发理念，走出了老油田新的开发之路。各油气田主要针对注水水质和注水流程改造开展工作，实现了老油田有效注水、注采系统完善、注水精细调控，减缓了油田自然递减速度。通过综合治理，中国石油两个递减持续下降，2019年老井自然递减率9.94%，综合递减率4.26%，创上市以来最好水平。
  气田也需要治“水”，中国石油从中小规模压裂缝型气藏探索起步，早期实现单井排水、增压；在攻关集成阶段，实现整装气藏开发中后期的整体治水及配套，提升排水采气工艺；创新精细气藏描述技术，确保全生命周期采收率。攻关气藏整体治水技术，减缓气田产量递减。对致密气藏井网采用加密技术，提高储量动用程度。同时精细刻画砂体规模，结合干扰试验和气藏工程方法，揭示井网密度与干扰概率、单井累计产气的关系，建立井网密度优化模型，考虑经济评价，优化开发井网。
  其中中坝须二气藏整体治水稳产30年，标定采收率93.7%；在创新拓展阶段，凝析气藏高压循环注气开发，特大型气藏实现早期整体治水。其中牙哈气田高压循环注气开发，开创了国内凝析气藏开发的典范。
  “超常规”强发力“非常规”获“新生”
  历经60余年的持续攻关，中国石油提高采收率技术获得了巨大提升，开发方式由水驱单一介质走向水驱、化学驱、热采、气驱和准自然能量等多元复合开发格局，形成不同类型油藏提高采收率技术系列。“超常规”措施持续发力，“非常规”油藏获得“新生”，在原油产量构成上，稠油和化学驱三次采油产量均超过1000万吨。
  中国石油提高采收率在大庆聚合物驱、长庆0.3毫达西（超低渗有效动用）、大庆三元驱、辽河/新疆超稠油SAGD、吉林二氧化碳驱、辽河/新疆二元驱、辽河/新疆稠油空气火驱、塔里木天然气重力驱+战略储气库协同开发八个方面取得重大成果，全面进入工业化应用；在减氧空气驱、低渗透油田整体加密、超低渗透油藏转变注水开发方式、聚驱后油藏进一步提高采收率、微生物/生化复合驱、中低熟页岩油原位转化六个方面取得重要进展。
  这些成果成为油田效益开发、老油田稳产和提高采收率的战略性开发技术。化学驱和热采技术基本成熟配套，已建成两个千万吨生产规模；气驱技术年产近百万吨，将成为下一个上产千万吨的增长点，是保障中国石油原油亿吨稳产的重要组成部分。
  辽河油田在1997年开采超稠油，加拿大石油咨询公司给出的结论是技术可行，经济不可行，开采难度极大。辽河油田特种油开发公司专家告诉记者，他们形成以蒸汽吞吐、SAGD、蒸汽驱三大技术为主体的稳产技术体系，连续20年实现“百万吨”规模持续稳产。
  8月31日，中国石油勘探开发研究院首席技术专家马德胜告诉记者，化学驱是国内三次采油主体技术，处于世界领先水平，具体包括聚合物驱、三元复合驱、二元复合驱等。目前，中国石油在化学驱驱油理论、驱油剂研制等方面形成系列配套技术，连续18年实现千万吨稳产，累计产油2.65亿吨，为老油田增储稳产发挥了不可替代作用。
  中国石油超低渗油藏提高采收率技术，也突破开发极限。长庆油田70%的储层渗透率小于1毫达西，堪称在“磨刀石”上找油。攻关团队研发致密油开采技术，不仅成功挑战业界公认的0.5毫达西开发极限，还成功实现对渗透率为0.1毫达西的储层进行规模化和效益化开采。
  技术上不去，储量再大也只能“望气兴叹”。近年来，长庆油田依靠自主创新,攻克了致密气、页岩油开发世界难题，庆城油田探明页岩油储量突破10亿吨，成为我国目前探明储量规模最大的页岩油整装油田。不断挑战国际非常规油气开发极限，让“三低”油、气藏爆发出巨大能量。
  在气藏提高采收率治理中，中国石油旗下各大油气田持续发力，创新气田开发技术，推动天然气跨越式发展。非常规天然气勘探开发关键技术取得重大进展，助推苏里格致密砂岩大型气田单井产量提高2倍以上。2020年，我国页岩气产量突破200亿立方米，名列全球第二位。
  科技赢未来挑战与机会并存
  大幅提高采收率，增强了低油价抗风险能力，中国石油迎来了油气田开发技术升级换代的新局面，可挑战与机会并存。
  8月31日，马德胜告诉记者，当一个断块含水达到94%时，吨油成本平均为597元/吨，含水每上升1个百分点，吨油成本大幅增加，呈指数上升。中高渗油藏低效无效水循环加剧，操作成本大幅度攀升。以长垣为例，水驱含水率95%以上，含水率每上升0.4个百分点，会增加水循环费用6.5亿元。
  困难依然很多，超低渗透水驱油藏总体采出程度小于10%，难以建立有效驱替体系；稠油多轮次吞吐油气比低，50%的产量依靠蒸汽吞吐开采，效益稳产难度大；非常规油藏孔喉及裂缝条件复杂，窜流严重，提采难度大；天然气提高采收率处于起步阶段，主体技术仍不完善。
  如今，比过去任何时候都更加需要科学技术，都更加需要增强创新这个第一动力。今年上半年，集团公司大幅提高原油采收率关键技术取得突破，但是提高采收率是场持久战，科技工作者将围绕“控制递减率”和“提高采收率”两条主线，按照“成熟技术规模推广、接替技术完善配套、储备技术加快攻关”三个层次进一步深入开展工作。
  而在实践层面，集团公司紧锣密鼓推进提高采收率工作。聚焦稳产上产，集团公司在开发年会上提出，要打造气驱、化学驱、稠油热采、超低渗/致密油千万吨级稳产上产工程。集团公司开始安排“二三结合”百万吨示范工程、区块层系井网立体重构工程，协同发挥水驱+化学驱+气驱多介质，复合提高采收率。同时，扩大“第四代分层注水开发技术研究与应用”的应用，实施以水驱开发精细化与实时化管理模式为核心的控递减工程。
  集团公司瞄准非常规前沿领域开展前期研究、探索现场攻关试验。在超前储备技术方面，将陆续开展同井注采技术、纳米智能驱等技术。在颠覆性技术方面，开展稠油地下炼厂技术、气驱空气火驱等技术。
  近期，大庆、长庆页岩油相继获得突破。以致密油、页岩油气为代表的非常规油气勘探开发异军突起，世界石油工业在经历了长达一个半世纪的常规油气阶段之后，开始迈入常规与非常规油气开发并重的转折点。非常规油气开发仍面临诸多技术屏障，需坚持创新地质理论、持续优化改进现有工艺、努力发展综合利用技术。
  在危机并存、危中有机、危可转机的新发展阶段，加快形成高质量发展格局，中国石油将提升采收率摆在首要位置，面对百年未有之大变局，将聚合创新要素、打造创新平台、整合优势资源，探索出一条自主创新发展道路。