以新思维新技术“盘活”未开发储量(图)
编者按
我国石油产量长期低速增长，天然气的年增率也由两位百分数向一位百分数转变，这造成油气进口依存度持续增加。能否使油气产量增速上一个台阶并持续发展是全国上下都很关心的问题。为此，业内人士常提到两个发展方向：已开发的油气田挖潜以达到稳产和增产的目的；开拓油气新区或新领域，以求发现一批新油气田。
本期的这篇文章提出介于其间的第三个方向：动用已探明但却长期未投入开发的储量。既然是探明储量就意味着：已投入了大量勘探资金，动用它就是盘活这部分资金；已被探明表明对其地下赋存状况和可采性有相当高的认识程度；勘探总是在优选中进行，既然被探明表明它是相对优质的资源，至少不亚于正在艰苦探索中的某些非常规油气。因而动用这部分资源是相当现实的增产途径，特别是在资金相对紧张的低油价期。
储量探明而未能动用的主要原因在于当时技术上难以实现经济开发。但近年来向非常规油气开拓所取得的巨大进展已将开发技术推上了新台阶，站在这个新高度上回头看，动用这批储量完全是可能的。关键在于解放思想对其进行重新认识，要经过研究和实践，快速找到与之相对应的低成本开发技术路线。我们期待动用这批储量不仅能带来产量大幅增长，而且能推动油气勘探向更有实效的方向发展。
以新思维新技术“盘活”未开发储量
每年定期发布的《全国油气矿产储量通报》，详细列出了（累计探明）地质储量及相应的技术可采储量、经济可采储量等。其中，经济可采储量（以下简称为可采储量）备受瞩目。因为在市场经济的大潮中，无论是国内还是国外，都十分重视油气生产的经济性。
在我国，油气产量长期不能满足需求，开发上总是反映新增储量不足，而探明未开发的储量却长期存在、甚至在近年来有增长之势。有资料显示，我国有着数量巨大的油气未开发储量，它们不仅油气性质不同，开发条件也有很大差异。
我国未开发石油地质储量主要集中在渤海湾、松辽、鄂尔多斯等3个开发历史悠久的大型盆地，占全国未开发石油地质储量的54.9％。如果加上大规模开发近30年的塔里木盆地，4个陆上大盆地占全国未开发石油地质储量的66％。海上石油主要集中在开发历史悠久的渤海海域。这5个老油区占到全国未开发石油地质储量的79.9％。
我国陆上未开发石油可采储量主要集中在渤海湾、松辽、鄂尔多斯等3个盆地，占全国未开发石油可采储量的51.3％。如果加上渤海海上则占到全国未开发石油可采储量的68.9％。
我国未开发天然气地质储量主要集中在四川、鄂尔多斯、塔里木等3个开发历史较久的大型盆地，占全国未开发天然气地质储量的76.1％。如果以未开发天然气可采储量计算，这3个盆地共占全国未开发天然气地质储量的61.5％。
总之，全国未开发油气储量主要集中在少数几个大盆地中，石油偏东、中部，天然气偏中、西部。如何尽快“盘活”这些资源，成为业内外人士共同关注的话题。
不同类型油气田未开发储量分析
一般来说，开发历程越久油气储量未开发率越低，但是对储量品级较差、开发较困难者则不尽然。如松辽盆地的肇州油田开发历史久，但却是个以储层薄、丰度低为突出特点的岩性油田，2013年的地质和可采储量未开发率分别为56.7％和23.5％。又如准噶尔盆地的风城油田亦可算作老油田，但其储量中稠油比例较高。其2013年的地质和可采储量未开发率分别为61.9％和62.2％。
塔里木盆地哈拉哈塘和塔中10油田发现和初始开发虽然较早，但是它们复杂难采、埋深很深，地质储量标定采收率分别为12.1%、9.9%，再加上勘探历程较长，相当部分储量陆续、甚至近年才被探明，2013年的（累计）地质储量未开发率分别为76.4％、58.6％，可采储量未开发率分别为76％和38.6％。
类似情况在天然气方面更为多见，原因在于与石油相比，其更多地受管线和下游市场建设的制约。如在塔里木盆地北缘库车坳陷的大中型气田群中，仅临近西气东输干线的几个气田得以开发，稍远者储量尚未动用，如地质储量为1543亿立方米的克拉苏气田；位于盆地腹地开发条件较差的塔中1气田地质储量未开发率高达92.4％。
又如储层变化大、开发条件差的四川广安气田，2013年的地质与可采储量未开发率分别为76.7％和32.1％；号称城市气田的成都气田2013年的地质与可采储量未开发率分别为87.9％和27.5％。至于刚刚探明第一批储量的磨溪、安岳等大气田储量的持续增长，将是构成近年四川储量未开发率抬升的重要因素。
未开发储量是现实的增产领域
油气产量增加有三个方向：
第一个增产方向是老油田已开发部分，即要求技术措施的增产与自然减产的代数和为正值。但是对于进入壮年阶段后期已出现储量补充系数总体小于1、产量波状下降的老油田来说，做到这点很困难。
第二个增产方向是发现新油田探明新储量。发现一批新油田促使产量上个新台阶必须通过开拓新区、新领域，即实现石油生产的战略接替。但这需要一个不短的勘探周期和巨大的资金和人力投入。
第三个增产方向是介于以上两者间的已探明未开发储量的动用。首先，这部分储量已经历了勘探阶段花钱最多的储量探明过程，且已对地下情况有了相当多的了解，动用它就相当于盘活已投入的大量资金。
其次，这批储量位于油田内或邻近部分，有雄厚的基础设施和人力资源可以利用。特别是开发的实践提供了更丰富的地下静态、动态资料，使人们对该区地下资源的状况有了更深入更切合实际的认识。这使科研人员在向邻近有一定相似性的未开发储量进军时有了更高的起点和主动性，也容易找到使其具备经济开发条件的技术手段。
再次，其开发难度大致介于常规与典型的非常规油气之间，其经济效益也多优于目前我们对其特点还掌握不够的页岩油气、煤层气等。
总之，对于近、中期的增产来说其比发现新油田，特别是开拓新区新领域的作用要来得更现实。
基于以上的分析，笔者认为：如近期（2020年前）、中期（2025年前）动用全国石油未开发地质储量（85.1亿吨）的50％或80％，采油速度取0.5％，有可能形成2128万吨或3400万吨的年产量，这相当于2013年石油产量2.09亿吨的10.2％或16.3%。考虑到未开发气田的开发难度，可设定其地质储量采气速度为1.5％，如近、中期内分别动用现有的天然气未开发地质储量（5.62万亿立方米）的50％、80％，届时有可能再分别形成420亿立方米、670亿立方米的年产量，这分别相当于2013年天然气产量1071亿立方米的39.2％、62.6%。显然，动用这些未开发储量有着诱人的增产前景。
重新认识未动用储量
油气田开发者总是强调随着生产的进行要分阶段动态研究油气田。在储量评价阶段仅靠少量探井、评价井资料所得到的认识还是很肤浅的。科研人员根据开发阶段数十倍新井及相应的参数变化，不仅能更准确地把握储量（多数情况下使储量增加），而且能通过油气水及其关系的动态分析对油气田的经济可采情况有更具体的了解。这使未开发储量的动用站在了更高的起点上。
在现阶段绝大部分未开发储量被搁置的原因不在地表条件差（如交通电力等基础设施缺乏），而在于其本身的地质和油质等原因使其难采。因此，在进行的未开发储量研究中首先要从难采的原因出发对其分类，特别是要弄清其特点及相适应的技术工艺路线，从而对近、中期可动用的储量单元进行排队，提出合理的分批分期利用计划。
适宜技术的应用是关键
近年来开发技术取得的巨大进步，特别是以页岩油气为代表的非常规油气开发技术系列的成功应用，使人们获得了动用未开发储量的新手段。
对往往已处于经济边际的未动用储量来说，要特别强调精细研究以掌握其特殊性，允许通过实验以找到适用于其的技术工艺。这里说的适用性可以有两方面的理解：要有一定的先进性、创新性，因为其之所以未被开发多是常用的方法难以奏效；它不一定多么昂贵、尖端，却要求在较低成本下取得实效。而要取得上述这些认识，就要有一定的资金和人力的保证。
科研人员要进行新一轮的精细地震工作，不仅要满足储层建模、流体预测的要求，而且要为多种水平井、多方式的压裂部署提供施工依据。需要指出的是这类工作不止于碎屑岩、火山岩，也应包括碳酸盐岩，特别是其多种类型的岩溶。对于鄂尔多斯、塔里木、四川等盆地深层未开发储量的动用，这是极其重要的基础工作。
研究表明，相当部分未开发储量的难采性源于其储层条件较差。对于这类储层，经过多类型的水平井加分段压裂的手段对其进行改造，经济开发的可行性会有相当大的提高。一般而言，对已列入探明储量的这类带有某种常规、非常规过渡性的油藏，储层改造的难度和施工成本要比典型非常规油气低一个台阶。在总结此类技术系列目前已在致密油气、页岩油气上广为应用（包括大幅降低施工成本）经验的基础上，将其中适宜的技术应用于占陆上未开发储量重要部分的这类油藏，可使其开发率有较快上升。
大力推进稠油开发
与致密砂岩油相似，我国把地层条件下能流动的稠油与常规油一起计入储、产量统计表。目前能实现开发的稠油在埋深、层厚、油质上仍有许多局限，这是其成为未开发储量的一个重要原因。显然，充分利用陆上有利于施工、开发成本相对低的特点，针对不同地区稠油特点因地制宜加大稠油开发力度，是提高陆上石油开发率的重要环节。其中，在已取得开发初步成效的油田逐步加大稠油经济可采的深度是个很现实的问题。
海上油田（特别是大型者）稠油比例高于陆上相邻者。绥中36-1是我国最早开发的海上大型稠油油田，开发者以试验区先行、逐渐认识了其开发规律。产量从1995年A、B区相继投产时的年产量148万吨，逐步提高至2013年的454万吨。
正是从试验中总结经验、逐步推广，完善了钻井保护、平台和井网布局、合理采油注水和酸化、水底管线等一系列工艺措施，取得了比初步设计更好的成果。绥中36-1开发成功加快了一批稠油油田的开发，也促使蓬莱19-3、蓬莱9-1等以稠油为主的大油田在发现后迅速投入到开发中。
以先进方式开发小油气田群
我国大陆架以陆相油田为主的基本特点，使许多陆上可采的中小油气田成为海上边际性油田。其被外国公司认为无效益而未投入开发，其能否投入自营经济开发是影响海上油气生产的重要因素。我国开发者以“油气田群”的新思路去评价它们，充分发挥较大油田已有的开发设施的依托作用，以无人值守的卫星平台、水下井口与海底管线、大位移水平井与浮式生产储油轮(FPSO)等一系列先进设施带动油气田群体开发。
首先在南海恵州油田群进行试验性开发。6个油田共动用亿吨级储量（开发前地质储量为0.95亿吨、开发后复算为1.11亿吨），采收率从29.3％提高至目前的43.2％。其技术在应用到渤海后，形成了“四个开发体系”。这种利用先进技术开发边际小油气田群的精细工作受到国际上的关注，也为今后在海上与陆上动用这类未开发储量提供了良好范本。
重视凝析油田的开发
我国凝析油田的未开发率长期保持在50％左右，海上甚至高达65.4％，明显低于原油。我国西北部盆地凝析油含量高、开发滞后，其中储量较大的塔中1号、大北等凝析油田未开发率分别为90.1％与82％。显然，重视西北部几个大盆地凝析油储量的开发应摆在优先地位。其高效开发不但涉及开发技术路线中的特殊问题，还涉及优质凝析油的高效合理利用问题。它不宜被置入管线混入一般原油，看来应原地或就近利用凝析油与天然气（特别是丰度相当高的溶解气）中的轻烃（乙烷、丙烷、丁烷）发展油气化工。
重视溶解气的开发利用
众所周知，在地质上将天然气分为气层气和（石油）溶解气。近年来溶解气的探明地质储量增长加快，溶解气在天然气生产中的作用也日益增大，这在西北诸盆地和渤海湾盆地尤为明显。
我国2013年溶解气地质储量的未开发量近1.7万亿立方米，未开发率从2006年的25.5%上升至2013年的38.8％。造成以上现象的原因在于近年来石油探明储量的增长中心由东部向西北转移，而西部石油中溶解气的丰度大致为全国均值的2～3倍。
溶解气的开发受石油开发的制约，许多新开发油井、油田往往来不及配套天然气的分离、管输和利用措施，而许多边远油井、油田往往采取这套措施难以有预期的经济效益，这迫使其放空、利用率降低，反过来又成为抑制其开发的因素。值得注意的是，近年来专为小气田、分散气井使用的撬装式发电、撬装天然气液化站和压缩机站已研制成功，在国产化上亦有重大进展，可以较低价格供给国内大量使用。撬装式发电可首先供给钻井和勘探开发基地自用，实现“以气养气”；撬装天然气液化站、压缩机站可使气以LNG（液化天然气）、CNG（压缩天然气）形式实现车、船运输，无需管线而形成相当大的供应范围。这些技术也为大幅提高小、散气田的储量开发率创造了良好条件。
综上所述，大幅提高探明储量的动用率是近中期油气产量持续增长的重要而现实的途径，也是降本增效的得力举措，后者在油价大幅降低时显得尤为重要。这个重任目前落在几乎占有全部储量的国有油企肩上。
目前配合系统改革方案的实施，让各公司可以有效解决技术管理难及资金不足等问题。他们已经或正在决定拿出部分未开发储量以混合所有制形式进行开发，这显然是个有益的尝试。
（张抗石勘院咨询委员会副主任）