中石化收编山东油站 未阻山东地炼整合

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