中石化油田开发现状及发展对策课件

中国石化油田开发现状及发展对策中国石油化工股份公司中国石化中国石油化工股份公司提纲一、国内外油田开发概述二、中石化油田开发现状及对策三、创新管理思考提纲一、国内外油田开发概述00.511.522.533.54USGS5%2000USGSMean2000USGS95%2000Campbell1995Masters1994Campbell1992Bookout1989Masters1987Martin1984Nehring1982Halbouty1981Meyerhoff1979Nehring1978Nelson1977Folinsbee1976Adams&Kirby1975Linden1973Moody1972Moody1970Shell1968Weeks1959MacNaughton1953Weeks1948Pratt1942Source:USGSandColinCampbell亿吨7141429214328573571428550005714

美国地质调查局（USGS）

2000年评价的世界石油可采资源量95%概率为3571亿吨，50%概率为4285亿吨，5%概率为5714亿吨。◆世界石油可采资源量是持续增加的00.511.522.533.54USGS5%2000U待发现石油资源量超过100108bbl（14.3108t)的国家（15个）未来石油勘探开发仍有广阔的前景，当然也包括中国待发现石油资源量超过100108bbl（14.3108

截至2013年,世界上已发现油田约41000个,

原油年产41.3亿吨，2000年以来，剩余可采储量平均年增38亿吨，平均年增长2.5%。探明剩余可采（亿吨）世界探明剩余可采储量增长趋势图（BP网站数据）截至2013年,世界上已发现油田约41000个,原石油储采比

世界石油储采比持续增加，近年保持稳定，为58左右。中东为86，北美41。石油储采比世界石油储采比持续增加，近年保持稳定

我国2014年原油产量2.1亿吨，占世界产量的5.1%，国家排名居第四位,前三位分别是俄罗斯、沙特、美国，产量分别为5.2、4.9、4.3亿吨。◆全球原油产量稳步增长，“十一五”以来年均增长0.3%。中东32.6%美国8.8%加拿大4.3%中国5.1%俄罗斯12.8%其他36.4%世界原油产量分布（%）中东32.6%美国10.9%加拿大4.3%中国5.1%俄罗斯12.8%其他36%世界原油产量分布（%）我国2014年原油产量2.1亿吨，占世界产量的5.17

中石化在国际（国家）大石油公司原油产量中排名第25位，与世界“三超”（埃克森美孚、BP、壳牌）“三大”（雪佛龙、康菲、道达尔）还存在着较大差距。排名前50的石油公司占全球原油产量的79.1％，而排名前20的石油公司占全球产量的55.9％(2013年美国情报周刊，产量数据为2013年)。全球排名前20的石油公司原油产量(2013年)中石化在国际（国家）大石油公司原油产量中排名第25位

加拿大油砂和致密油产量已超过常规油。2013年油砂年产量9768万吨,致密油年产1780万吨，两者合计产量占总产量的59.6%。美国2008年以来产量快速增长。据美国能源信息署(EIA)发布，2013年致密油产量1.8亿吨，占美国当年总产量的41%。

非常规油为全球原油产量的增长发挥了重要作用。2013年美国和加拿大的致密油产量已经达到1.98亿吨。加拿大油砂和致密油产量已超过常规油。2013年油砂年

热采、气驱、化学驱是主要的EOR技术。据2012年《油气杂志》（OilandGasJournal）数据统计，全球实施EOR项目329个，主要类型为热采、气驱，年增油量8167万吨，占世界产量的2.04%（不包含中国的EOR项目）。化学驱主要在中国，占世界化学驱产量的92%。加上中国的EOR项目，世界EOR产量达到1.12亿吨，占世界产量的2.8%。（据OGJ，不含中国）热采、气驱、化学驱是主要的EOR技术。据2012年《陆上及近海115个沉积盆地，总资源量1086亿吨,中石化石油资源量266.7亿吨，占全国资源量(1086)的24.6%

。◆我国原油储量、产量稳步增长陆上及近海115个沉积盆地，总资源量1086我国原油储量稳步增长截止到2014年底全国探明储量356.2亿吨，动用储量272.5亿吨。我国原油储量稳步增长截止到2014年底全国探明储量356.2我国油田开发实现了从常规到低渗,从浅到深,从简单到复杂,由陆上到海上的发展，保障了原油产量持续攀升，2014年产量2.1亿吨。大庆胜利华北中原安塞孤东姬塬靖安西峰塔河哈得4蓬莱19-3绥中36-1玉门克拉玛依我国原油产量稳步增长，“十一五”以来年均增长2.1%。我国油田开发实现了从常规到低渗,从浅到深,从简单到复提高采收率技术的大规模应用为我国保持产量的持续增长做出了巨大贡献。2014年我国稠油热采产量1634万吨，三采增油量1587万吨，两者达到3221万吨，占我国总产量的15.4%。提高采收率技术的大规模应用为我国保持产量的持续增长做出了14中石油原油产量自1998年以来基本保持在1亿吨以上的规模，2014年产量1.13亿吨。其中，三采、热采规模略有增加，占产比例由1998年的16%增加到2014年21.5%。中海油自1998年以来发展迅速，产量年平均增长率达到6.3%，2010年产量达到4168万吨，由于漏油事件的影响2011年开始生产放缓节奏。中石化自1998年以来一直保持平稳增长态势，年均增长率1.3%。中海油、中石化原油产量趋势图中石油原油产量构成图中石油原油产量自1998年以来基本保持在1亿吨以上的规模，215◆我国新增储量品位低，开发难度大，难以支撑规模上产

中石油近些年新增探明储量以渗透性差、流度低的致密砂岩储量为主，比例从“十五”期间的不到50%上升到目前的90%以上；特/超低渗占低渗透的比例上升到81%。2001年以来新增探明储量构成2001年以来新增低渗透探明储量构成◆我国新增储量品位低，开发难度大，难以支撑规模上产中石化2012年新增探明储量分类（按渗透率分类）中石化新增储量以低渗透、特殊岩性、特超稠油等低品位油藏为主。按渗透率进行分类，2012年新增探明储量低渗透占79%，其中特低渗透储量占70%。中石化2012年新增探明储量分类中石化新增储量以低渗透、特殊

裂缝描述

溶洞分布

储量估算

流动机理

油藏模拟

开发策略钻完井技术(井深超过6200米并伴有盐岩层)开发难点:

★西北塔河油田：缝洞型碳酸盐岩油藏仍是西北油田稳产增产的主要阵地，但储集体预测难度大、有效开发难度大。缝洞储集体表征技术及能量补充方式还需技术攻关。开发难点:★西北塔河油田：缝洞型碳酸盐岩油藏仍是西★老油田水平井挖潜◆新老油田都需要新的工程工艺技术和管理技术“八五”“九五”“十五”“十一五”鱼骨状分支井常规水平井侧钻水平井分支水平井井型发展水平井挖掘剩余油★老油田水平井挖潜◆新老油田都需要新的工程工艺技术和管理技术钻完井技术智能钻井技术大位移井钻井技术水平井准确射孔技术水平井分段压裂技术微地震监测★非常规油气开发钻完井技术★非常规油气开发降低成本，提高效率●大牛地气田DP43“井工厂”●苏里格、须家河致密气：丛式井组，实施交叉作业中石油丛式井组改造246135减少征地同步施工集约生产统一管理“工厂化”作业管理降低成本，提高效率●大牛地气田DP43“井工厂”中石油丛式井资源量发现成本

全球常规油气三年连续激增的发现成本可能使2013年每桶油当量的新增储量发现成本接近4美元。◆油气勘探开发成本持续增高资源量发现成本全球常规油气三年连续激增的发现成本可能

2012年中石化单位发现成本为中石油的2.9倍，是“三超三大”石油公司平均的2倍。发现成本（美元/桶）2012年中石化单位发现成本为中石油的2.9倍2012年中石化单位勘探开发成本为中石油的1.8倍，是“三超”石油公司平均的2倍，是“三大”石油公司平均的1.5倍。勘探开发成本（美元/桶）2012年中石化单位勘探开发成本为中石油的1.成本元/吨含水胜坨油田成本（操作）随含水变化曲线特高含水期是老油田重要的开发阶段，潜力巨大。目前，我国水驱开发油田整体进入特高含水期，平均综合含水率达90.5%。但在特高含水阶段生产成本大幅度增加。成本含水胜坨油田成本（操作）随含水变化曲线特高含水期◆我国原油产量进入长期稳定阶段，对外依存度不断增加我国原油产量由2001年的1.63亿吨增长到2013年的2.1亿吨，年均增长2.2%。根据工程院“油气资源安全供给保障战略研究”项目研究成果，未来我国原油产量将长期保持2.2亿吨左右的规模，但消费需求不断增加，对外依存度不断增加，预计2020年将达到63%。年份2013年2020年2030年2050年原油需求（亿吨）4.875.97.07.6原油产量（亿吨）2.12.22.22.2原油对外依存度（%）57636971◆我国原油产量进入长期稳定阶段，对外依存度不断增加◆

“十三五”期间国际油价将处于相对低位2014年下半年-2015年，国际油价整体呈现下降趋势。◆“十三五”期间国际油价将处于相对低位2014年下半年-◆与国外大石油公司对比，中石化还存在一定的差距产量（亿桶）井数（口）单井日产（桶/天）投资（亿元）投资回报率（%）经营利润（亿元）操作成本（美元/桶）埃克森美孚8.044847845.42236817.50166211.48中石油12.0621448013.89179417.82189713.23中石化3.284612519.48101248219.17BP7.355169838.94118414.89103213.16雪佛龙6.324732036.58234515.70128917.10道达尔4.2610052116.1118457228.90壳牌5.102622453.28214516.1078314.35备注：中石油、中石化各项指标均为上游油气业务，其中经营利润和操作成本指标含海外业务。国内外大石油公司主要经营指标对比(2013年)◆与国外大石油公司对比，中石化还存在一定的差距产量井数单提纲一、国内外油田开发概述二、中石化油田开发现状及对策三、创新管理思考提纲一、国内外油田开发概述（一）中石化油田开发基本情况截至2014年底，中国石化在全国拥有探矿权286个，面积95.7万平方公里；采矿权198个，面积2.5万平方公里。中国石化油气勘察、开采登记区块区块分布图（一）中石化油田开发基本情况截至2014年底，西北分公司宝浪油田(河南)东北分公司华北分公司坪北油田(江汉)胜利油区中原油区江苏油区华东分公司河南油区上海分公司江汉油区百色油区(西南)西南分公司中国石油化工股份有限公司油田分布图中原内蒙春光油田、春风油田西部油区东部油区投入开发油田：217个累积动用储量：70.9亿吨采收率：26.5

%投入开发气田：127个累积动用储量：10078亿方采收率：37.0

%下属11个油气田生产企业,分布在山东、河南、江苏、新疆、上海等14个省、市和自治区。

西北分公司宝浪油田(河南)东北分公司华北分公司坪北油田(江汉中石化油田开发历程图2000年以来，实施“东部硬稳定、西部快上产”发展战略,整体产量由1999年的3611万吨上升到2014年的4378万吨，增加767万吨，保持了稳定增长态势。东部依靠精细勘探，加大滚动、扩大三采、稠油、海上上产以及老区调整挖潜，实现了3400万吨以上的硬稳定；西部随着塔河油田，准西、鄂南等油田开发上产，实现了快上产（150万吨到996万吨、增长846万吨）。胜利、江汉、河南、江苏、中原等东部油田投入开发，迅速上产。中石化油田开发历程图2000年以来，实施“东部硬稳2014年底原油开发现状总井数：66163口开井数：55461口/开井率84.8%年产油：4378万吨平均单井日产油：2.9吨平均单井日注水：67.8方剩余采速：11.1%采出程度：21.1%年均含水：89.2%剩余可采储量：3.87亿吨SEC剩余经济可采储量：3.8亿吨储采比：9.0中国石化各分公司2014年原油产量（万吨）东部油区：以胜利东部油田为代表，开发对象以常规油藏为主，目前已进入特高含水开发后期。西部油区：塔河油田为代表，开发对象为缝洞型碳酸盐岩油藏、致密、稠油等特殊类型油藏，仍处于开发早期。2014年底原油开发现状总井数：66163口中国石化各分公2014年已开发油田按开发方式分类统计开发方式动用储量（104t）可采储量（104t）采收率（%）年产油采油速度（%）年均含水（%）采出程度（%）104t比例（%）地质剩余地质可采常规开发60310315192825.19342778.30.5710.5289.720.0078.78稠油热采593211315322.1759613.61.008.8585.613.3160.03三次采油466302303049.393558.10.7613.2495.143.6488.35合计70905418811126.543781000.6211.1289.221.179.42014年不同开发方式产量2014年不同类型油田产量2014年已开发油田按开发方式分类统计开发方式动用可采采收率※特高含水油田改善水驱开发※稠油热采※三次采油※致密油开发（二）四类主力油藏开发状况和对策※特高含水油田改善水驱开发（二）四类主力油藏开发状况和对策※特高含水油田改善水驱开发在特高含水后期水驱油理论新认识的指导下，整装油藏重点开展流场优化，断块油藏推进立体开发、完善注采，同时抓好高效调整与精细注水，从“十一五”期间产量年递减50-60万吨降到“十二五”期间年递减30万吨左右，阶段年递减率降低1.2个百分点。十二五：阶段年均递减率1.6%十一五：阶段年均递减率2.8%220219621839※特高含水油田改善水驱开发在特高含水期是重要开发阶段含水90%以后可提高驱油效率16～25％，占开发期总驱油效率的25～40%，水驱极限驱油效率能达到70%以上。特高含水期是重要开发阶段特高含水期油田开发认识发生了“三个转变”：油藏描述从着重地质研究向剩余油分布研究转变挖潜对象由层间向层内韵律段转变挖潜工艺从单项技术向集成技术转变改善了水驱状况，提高了采收率特高含水期油田开发认识发生了“三个转变”：★陆相非均质油藏高含水期剩余油“普遍分布、局部富集”，改变了以前剩余油“高度分散”的观点；深化了剩余油分布认识1、精细油藏描述技术水淹严重、高度分散普遍分布、局部富集剩余油认识转变81(6)81(1-3)81(5)81小层含油饱和度图韵律层含油饱和度图韵律层含油饱和度图83(1)83(4)830.00.20.50.783(2)83(3)★陆相非均质油藏高含水期剩余油“普遍分布、局部富集”，改变了断层分割控油★低级序断层、层内夹层、优势通道对油藏起分割作用，油藏的分割性控制着剩余油的富集；描述重点、挖潜方向更加明确。夹层分割控油优势通道控油9P511日油21吨含水31％断层分割控油★低级序断层、层内夹层、优势通道对油藏起分割作用夹层精细描述与预测技术裂缝描述预测技术低级序断层精细描述技术形成了剩余油描述关键技术剩余油描述数字化系统软件夹层精细描述与预测技术裂缝描述预测技术低级序断层精细描述技术细分为两套层系，矢量开发主力层沙二1大网、少井提高单井液量非主力层沙二2-3小网、多井提高层系液量效果开发对策地质储量3740万吨，综合含水95.6%，采出程度32.8%剩余油富集区流线增加，受效方向增加，更均衡新钻井80口(油井43口，水井37口)，新增产能5.7万，提高采收率5.0%液流转向抑制局部提高整体层间平面层内层系重组

（细分注水）矢量井网

矢量注采封窜调驱矢量开发调整技术2、整装油田特高含水后期矢量开发调整技术细分为两套层系，矢量开发效果开发对策地质储量3740万吨，胜利油田已推广14个单元，覆盖储量1.4亿吨，提高采收率5.1%。复杂断块立体组合开发多油层断块三级细分开发厚层边底水断块单层开发

断棱精细刻画技术剩余油“二次富集”描述技术人工边水驱技术

五级以下低序级断层描述组合技术复杂结构井优化设计技术复杂结构井轨迹跟踪控制技术复杂结构井钻完井配套技术

三级细分开发技术矢量化井网优化技术3、复杂断块油藏立体开发技术胜利油田已推广14个单元，覆盖储量1.4亿吨，提高采收率5.边内注水/边外注水对比物理模拟实验

边内注水突进严重，边外注水波及系数高边外注水，阻力均匀、泄压均衡，水线均匀推进边内100m注水边外100m注水均阻同进升压扩容变驱为汇边内注水/边外注水数值模拟流场与压力场分布人工边水驱提高采收率机理边外注水4、人工强边水驱技术边内注水/边外注水对比物理模拟实验边内注水突进严重，边外注胜利油田已推广12个单元，覆盖储量2235万吨，提高采收率4.8%，有效减少污水外排。变腰部注水为边外注水变控制注水为强化注水变小井距为大井距注水提高注入倍数增大驱替压差提高储量控制转变液流方向有效补充能量扩大波及系数辛1断块X1-12井-X3井南北向油藏剖面含油宽度180m水油体积：10:1地层倾角：12.5°胜利油田已推广12个单元，覆盖储量2235万

美国水平井主要应用于气顶、底水和裂缝性油藏的开发我国高含水油田水平井改善水驱主要应用于正韵律厚油层顶部和断块油藏的开发5、水平井韵律层挖潜技术80年代以来，水平井技术得到高速发展。美国水平井主要应用于气顶、底水和裂缝性油藏的开发5、水平井2003年以来，胜利油田相继在孤岛、埕东、孤东等整装油田推广应用，平均单井初期日产油是直井2～5倍。9-7109-708中9-P9剩余油富集区胜利油田整装厚油层水平井整体调整孤岛油田中一区Ng53水平井部署图2003年以来，胜利油田相继在孤岛、埕东、孤东等整装油田推广胜利油田断块油藏水平井挖潜

剩余油分布特点：富集于断块高点，沿断层呈条带状分布。

辛151断块，按照直井与水平井联合开发，部署水平井10口，直井9口，平均采油速度5.3%，采收率60％，其中水平井累油73.2万吨，占断块70％，实现高速高效开发。

利用水平井生产压差小，采液强度低的优势，有效抑制边底水推进速度，减缓含水上升率，提高油田采收率。辛151平8辛151平2辛151平1辛151平4辛151平3辛151平5辛151平6辛151水平井叠合部署图辛151平7胜利油田断块油藏水平井挖潜剩余油分布特点：富集于断块大庆油田开展1000井组周期注水工作，提高采收率近1%。胜利、江汉等油田也都开展了周期注水。西西伯利亚、古比雪夫和罗马什金3个油田取得了较好的开发效果。罗马什金油田共在80个层系，80%的注水井运用了周期注水方法，1973—1994年周期注水共累计增产原油1801万吨，少产水5700万吨，减少无效和低效注水量21300万吨。50年代末，前苏联提出周期注水开发方式,60年代全面推广。前苏联6.周期注水技术国内大庆油田开展1000井组周期注水工作，提高采收率近1%。西西地震三维资料目标处理有待进一步加强五级以下低序级断层识别技术需继续攻关井间夹层的预测精度有待提高长期水驱和聚驱后的储层测井解释方法有待攻关储层构型研究难以定量化，准确性和可推广性有待提高◆深化油藏开发地质研究存在问题与发展对策地震三维资料目标处理有待进一步加强五级以下低序级断层识别技术油水井配套注采工艺技术有待进一步加强◆改善水驱开发配套技术

初期井网主要以面积井网为主，未考虑平面物性差异，后期调整井网考虑变井距和变流线的也较少。缺乏针对特高含水期的层系井网优化调控技术。

已有的堵水调剖主要用于单井稳油控水，主要以近井封堵为主（封堵深度＜20m），适合特高含水期大孔道深部封堵的体系很少。

大压差细分注水工艺有待进一步完善；高温高压深井长效分层注水工艺无法满足油田开发的要求层系井网优化调控技术方面还不能满足精细调整的需要堵水调驱技术还不能满足特高含水期油田开发的需要油水井配套注采工艺技术有待进一步加强◆改善水驱开发配套技术注蒸汽采油以美国、委内瑞拉、加拿大、中国和印尼为主美国1988年以来热采技术以蒸汽吞吐、蒸汽驱为主，对EOR贡献最大。※稠油热采注蒸汽采油以美国、委内瑞拉、加拿大、中国和印尼为主中国陆上稠油油田分布图中国陆上稠油油田主要分布在渤海盆地，其他盆地分布较少。中国陆上稠油油田分布图中国陆上稠油油田主要分布在渤海盆地，其中国陆上稠油探明储量分布油藏分类中石油中石化合计普通稠油I1.707.899.59普通稠油II6.602.318.91特稠油2.002.244.24超稠油2.300.132.43合计12.6012.5725.17中国陆上稠油动用储量分类50%中国陆上稠油探明储量分布油藏分类中石油中石化合计普通稠油I1吞吐先导试验突破底水油藏推广应用油价低迷；蒸汽驱试验超稠油、敏感性稠油、薄层热采技术应用（HDCS技术）产量上升产量递减产量大幅上升先导试验突破产油量万吨2014吞吐先导试验突破底水油藏推广应用油价低迷；蒸汽驱试验超稠油、HDCS强化热采技术-解决了粘度大于10万的特超稠油开发降粘剂与原油粘温关系对比水平井（Horizontalwell)+油溶降粘剂（Dissolver)+CO2(Carbondioxide)+亚临界蒸汽(Steam)

在郑411等区块应用HDCS共设计水平井43口，动用399万吨，新建产能12.4万吨。1000100001000001000000405060708090温度℃降粘前降粘后粘度mPa.s1、水平井蒸汽吞吐超临界二氧化碳+萃取原油蒸汽区冷油区热水+降粘剂+原油二氧化碳气体上浮水平井油层顶油层底机理H(水平井):降低注入压力，提高注汽质量D(降粘剂):降低原油粘度，降低注汽压力C(二氧化碳):萃取，降粘，增能，隔热S(蒸汽):加热降粘，提高驱油效率HDCS强化热采技术-解决了粘度大于10万的特超稠油开发降粘HDNS强化热采技术-解决了浅薄层特超稠油开发水平井（Horizontalwell)+油溶降粘剂（Dissolver)+N2(Nitrogen)+亚临界蒸汽(Steam)□注氮气隔热保温□蒸汽、油溶降粘剂、注采一体化管柱□水平井、斜井泵工艺截至到2014年底，春风油田累计动用储量2923万吨，累计建产能92万吨，2014年产量80万吨。HDNS强化热采技术-解决了浅薄层特超稠油开发水平井（Hor2、蒸汽驱2000ThermalproductionBOPD蒸汽驱以KernRiver,Duri为代表蒸汽驱技术近年发展现状：蒸汽泡沫、凝胶调驱技术

分注选注技术水平裂缝辅助蒸汽驱(FAST)多层薄互层油藏利用热板效应的上返技术KernRiver油田2010年蒸汽驱产能达到320,000桶/天Duri油田2010年蒸汽驱产能达到190,000桶/天2、蒸汽驱2000ThermalproductionBO井组数个东部历年新增转驱井组统计

中石化“十二五”期间推广蒸汽驱，攻关热化学驱，新增蒸汽驱井组86个，转驱储量3110万吨，新增可采储量518万吨。2014年产量38万吨。井东部历年新增转驱井组统计中石化“十二五”期间推广蒸汽驱59大规模实施火烧油层技术的国家主要有罗马尼亚、美国、前苏联、加拿大和中国。项目总数上百个，预计采收率平均达到50%以上。3、火烧油层

火烧油层技术是一种具有明显技术优势和潜力的热力采油方法，是稠油开采的第二大技术。它综合了热驱、气驱、混相驱、非混相驱的驱油机理，具有驱油效率高（80—90%）、单位热成本与蒸汽相当、油藏适应广的特点。大规模实施火烧油层技术的国家主要有罗马尼亚、美国、前苏◆以富氧、过氧化氢(H2O2)等为代表的燃烧物注入多样化；◆水平井辅助火烧油层(THAI)◆重力辅助火烧油层技术(COSH)◆火烧油层与蒸汽驱等开采方式的复合应用COSH垂直注入井远程集气井水平生产井

★燃烧前缘难于控制，需要高性能空气压缩机，腐蚀与出砂严重，

产出液乳化严重适用条件：深度：<3500m；原油粘度：<5000mPas◆以富氧、过氧化氢(H2O2)等为代表的燃烧物注入多样化；C

我国1959年在新疆黑油山矿区首次开展试验，至今已在14个区块开展了122个井组试验。目前正在实施8个区块106个井组，年产油21.5万吨，预期的采收率可以达到50-60%。其中，辽河油田6个区块93个井组，年产油19.7万吨。

辽河油田2012年的火驱的产量占到了世界总产量的四分之一。辽河油田火驱使中国火驱技术规模应用走在世界前列。我国1959年在新疆黑油山矿区首次开展试验，至今已在4、

SAGD蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）是利用水平井技术开采特超稠油或沥青的一种特殊的蒸汽驱技术。主要应用于加拿大、委内瑞拉，我国辽河油田已经进行规模化应用。加拿大主要热采技术提高采收率10多个SAGD试验区7个商业化油田最终采收率＞50%最高采收率＞70%4、SAGD蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）是利用蒸汽压力重力驱油动力ABC重力法向分解力蒸汽压力重力（驱油动力）蒸汽压力重力驱油动力重力法向分解力注汽井生产井油流5m35m蒸汽压力重力分解力重力注汽井水平生产井水平生产井GASD示意图驱油动力分析图蒸汽腔蒸汽压力重力驱油动力ABC重力法向分解力蒸汽压力重力（驱油动GASD划分了四个阶段：吞吐预热、驱替、驱替＋重力泄油、重力泄油蒸汽腔220℃140℃100℃井底流温203℃井底流温171℃复合阶段预热阶段驱替阶段泄油阶段GASD划分了四个阶段：吞吐预热、驱替、驱替＋重力泄油、重力

馆陶油层剖面图

辽河油田杜84块馆陶组超稠油油藏埋深：530-570m

有效厚度:106

m

孔隙度:36.3％渗透率:5.54μm2

50℃原油粘度:

23×104mPa.s高孔、高渗，巨厚块状边、顶、底水辽河油田杜84块：馆陶油层剖面图辽河油田杜84块馆陶组超稠油直井水平井研究了直井与水平井组合的布井完井方式、注采工艺参数，提出了保证SAGD成功实施的关键操作条件：SAGD阶段的注汽干度大于70％；采注比为1.2～1.4。直井水平井组合示意图2005年2月转入SAGD。产量持续上升。目前处于稳定的泄油阶段。直井水平井研究了直井与水平井组合的布井完井方式、注采工艺参数压裂防砂，扩大蒸汽和油层接触面积，降低注汽压力压裂前径向流动模式压后双线性流动模式近热远防，降低敏感性伤害近热：近井地带通过高温注汽使粘土转型，降低水敏程度。

井底蒸汽干度大于40%，温度超过280℃，注汽量逐周期增加5%

远防：远井地带采用深部防膨技术抑制储层水敏伤害。

采用耐高温高效防膨剂低渗

敏感完善推广压裂防砂、防膨热采开发技术5、低渗敏感稠油油藏开发压裂防砂，扩大蒸汽和油层接触面积，降低注汽压力压裂前径向流动68油层物性变差：必须通过加大储层改造规模才能经济动用敏感性强：油层保护要求越来越高原油粘度高：井筒保温要求高砂量：1-2m3排量：0.5m3/min挡砂屏障：30mm砂量：10-20m3排量：1-2m3/min处理半径：1-2m砂量30-70m3排量2.5-3m3/min改造半径＞50m循环充填防砂挤压充填防砂压裂防砂普通稠油疏松砂岩特稠油低渗敏感稠油注采一体化管柱电热杆加热深层特稠油全过程油层保护钻井：MEG钻井液体系固井：抗高温水泥浆体系作业：入井液无机盐类防膨剂热采：伴注高温防膨剂注汽压力高：亚、超临界锅炉注汽1、稠油新区以敏感性、特超稠油、深层稠油为主，开发技术要求高、开发成本高，亟待研发绿色高效技术。存在问题与发展对策费用：3-5万元费用：10-20万元费用：30-60万元油层物性变差：必须通过加大储层改造规模才能经济动用敏感性强：2、稠油老区进入高轮次、高含水开发阶段,开发效果变差，亟待攻关高转驱压力下的热化学驱提高采收率技术。活跃边底水特稠油油藏开发数据表

胜利油田早期投产活跃边底水特稠油油藏地质储量1.23亿吨，占稠油热采储量的29%，开井率低、含水高、采出程度低、采出程度15％，采收率低，仅17.5％。2、稠油老区进入高轮次、高含水开发阶段,开发效果变差，亟待中石化化学驱历年增油曲线国外规模三次采油以气驱为主，我国以化学驱为主※三次采油中石化化学驱历年增油曲线国外规模三次采油以气驱为主，我国以化化学驱资源评价分类一类油藏

1×104<70矿化度mg/L温度℃1-3×10470-80矿化度mg/L温度℃>3×10480-93矿化度mg/L温度℃边底水、大孔道、井况不好、油层连通差二类油藏三类油藏四类油藏化学驱资源评价分类一类1×104<70矿化度温度1-3×1◆Ⅰ、Ⅱ类油藏聚合物驱技术成熟配套◆二元复合驱技术成熟配套◆Ш、Ⅳ类油藏开发试验取得突破◆新体系研究取得进展

形成了适合高温（地层温度大于65℃）、高矿化度（地层水矿化度5000-18000mg/L）、高含水（93%-97%）、高采出程度、高原油粘度（50-300mPa.s）、油层非均质严重及常规井网污水配注条件下的聚合物驱油配套技术。◆Ⅰ、Ⅱ类油藏聚合物驱技术成熟配套◆二元复合驱技术成熟配套◆驱油剂加合增效理论化学驱理论研究进一步完善：驱油剂加合增效理论化学驱理论研究进一步完善：矿化度上升：10000mg/L上升到18000mg/L二价离子：400mg/L上升到700mg/L东三4井位图0000000000000

1-16

1J1662

2-105

2-109

2-1532-185

2-228

2X218

3-120

3-272

3N224

4-142

4-164

4-29

4-511

4XN70-306

N2-17

N2-242N2-55S2-53

N2XN25

S2-451

S2XNB103-107N2XN22

S2X71

S2X92

S2X49图例水井油井N18

S2X75

1-1514-103

2X108

S2-89

N2-19

S2-6

S2X96

S2X68

S2X95

S2X90

S2X61

S2X91

S2X66

S2X93

S2X941-1772-191

S2-33

S2-81

N2-83X103

1-195

S2-56

N2CN12

S2-28

S2X76

4-16

S2-63含油面积：3.2km2地质储量：421×104t注入井：14口生产井：32口地层水矿化度：18035mg/L二价离子含量：678mg/L油层温度：70℃采出程度：33.4%综合含水：96.3%见效井生产曲线预计采收率达到45.5%化学驱提高6.1%日油能力t/d含水%◆聚合物驱技术拓展到低温高盐Ⅲ类油藏矿场已实施胜二区东三4等2个项目，预计2015年年增油13.5万吨。1、聚合物驱矿化度上升：10000mg/L上升到18000mg/L东三4驱油机理降低油水界面张力乳化作用增加粘度聚合物、泡沫克服毛管阻力剥落油膜增大油相渗流扩大波及减小水窜流扩大波及、调剖增加波及体积提高采收率提高洗油效率碱、活性剂复合驱可大幅度提高采收率：10％～20％2、复合驱驱降低油水乳化作用增加粘度聚合物、泡沫克服毛管阻力剥落油膜增孤岛东区南二元先导试验提高采收率9.3%。矿场已实施孤岛东区复合驱等3个项目，预计2015年年增油39万吨。◆胜利油田二元复合驱技术拓展到普通稠油Ⅱ类16.1%491日油含水t/d（%）孤岛东区南二元先导试验孤岛东区南二元先导试验提高采收率9.3%。矿场已2012年美国CO2项目分布美国EOR项目数变化美国EOR产量变化

CO2驱作为提高采收率的有效技术，在国际上已经得到广泛应用，特别是美国，技术发展成熟，应用规模大，且呈现逐年增加的趋势。美国EOR项目数变化3、二氧化碳驱油气驱是继水驱、聚合物驱、蒸汽驱之后迅速发展起来的提高采收率方法，目前，在国外仅次于热采成为第二大提高采收率的方法。2012年美国CO2项目分布美国EOR项目数变化美国EOR产◆国内CO2驱油技术发展状况近年国内中石油、中石化先后针对中高渗透高含水开发后期及低渗透油藏开展了多个CO2驱先导试验国内CO2驱实施情况单位序号油藏驱替类型深度/m孔隙度/%渗透率/×10-3μm2注入方式油藏情况中石油1大庆芳48区块非混相驱186812.31.26连续非均质性严重、天然裂缝不发育2大庆树101区块非混相驱212010.651.06间歇非均质性强，微裂缝发育3吉林黑59区块混相驱244012.43连续-4吉林黑79区块混相驱244013.55.2连续-5吉林乾安老区Ⅰ区非混相驱220015.85.5连续-6吉林红87-2区块非混相驱220010.90.26连续-中石化7华东草舍油田混相驱304214.146连续非均质性严重、天然裂缝不发育8胜利高89地区混相驱300012.54.7连续层间非均质性强，天然裂缝不发育9腰英台DB33区块非混相驱230014.25.4连续转气水交替非均质性强，天然微裂缝、人工压裂缝发育10储家楼非混相驱296021.3241气水交替

11濮城沙一混相驱235028.1690气水交替

12富明富14混相驱305023.4854气水交替

◆国内CO2驱油技术发展状况近年国内中石油、中石化先通过室内研究和矿场先导试验，中石化已基本掌握了CO2驱油技术，主要包括：CO2驱油潜力及区块筛选评价CO2驱油机理及室内实验评价技术CO2驱油藏工程优化设计关键技术CO2驱注入、生产工艺工程技术CO2驱地面工程配套技术CO2驱产出气循环利用技术CO2驱腐蚀监测及防腐技术CO2驱油动态跟踪分析与调整技术通过室内研究和矿场先导试验，中石化已基本掌握了C4、注氮气驱油注入气体依靠非混相机理，进行重力分异置换出注水未波及的顶部剩余油，有效提高单井采出程度。压力为60MPa，采出程度为68%；混相标准：90%；细管试验②水驱末期③注气过程④驱替结束①初始状态4、注氮气驱油注入气体依靠非混相机注气替油已成为碳酸盐岩油藏提高采收率的主要方式。经过2012年的前期攻关，2013年先导试验及2014年的扩大，累计实施注气井185口，2014年增油23万吨，2015年预计42万吨。单元气驱取得实质性突破。截止2014年11月实施氮气驱11个单元，累增油3.78万吨。注气替油已成为碳酸盐岩油藏提高采收率的主要方式。经过孤岛中一区Ng3先导试验：地质储量：312万吨，提高采收率：8.6%，孤岛中一区Ng3扩大区：地质储量，1650万吨，提高采收率：8.6%，孤东二区53-5推广区：地质储量：430万吨，提高采收率：7.8%先导区扩大区第一批这项技术的突破，为5亿吨聚驱后储量进一步提高采收率提供了技术手段。

通过井网调整改变液流方向进行流场重整、PPG+聚合物的组合扩大波及体积、表面活性剂提高洗油效率，挑战采收率60%目标。5、聚驱后非均相复合驱技术孤岛中一区Ng3先导试验：地质储量：312万吨，提高采收率：B-PPG在各级别渗透率条带中均匀推进B-PPG在各级别渗透率条带中均匀推进孤岛中一区Ng3聚驱后井网调整非均相复合驱先导试验见到好效果井网调整非均相复合驱（W-GSP）地质储量：221万吨综合含水：98.3%采出程度：52.3%孤岛中一区Ng3先导试验井网图孤岛中一区Ng3聚驱后井网调整非均相复合驱先导试验见到好效果□I、II类已经基本动用，聚合物驱后进一步提高采收率技术尚待攻关；□III类高温高盐油藏化学驱油剂、Ⅳ类油藏强封堵驱油体系的研制尚未取得实质性突破；□适应于滩海油藏海水配置的速溶抗盐高效驱油体系尚未突破。1、化学驱面临更复杂、更苛刻的油藏条件和开采状况存在问题与发展对策□I、II类已经基本动用，聚合物驱后进一步提高采收率技术尚III类高温高盐油藏Ⅳ类大孔道油藏聚合物驱后油藏预交联增效耐温抗盐聚合物驱体系交联增效二元驱体系非均相复合驱油体系低浓度活性剂型-聚合物二元体系低张力泡沫体系井网重组-化学驱井网加密-化学驱大力发展聚合物驱后和高温高盐油藏化学驱新技术III类高温高盐油藏Ⅳ类大孔道油藏聚合物驱后油藏预交联增效耐（1）核心技术成熟度有待提高

国内CO2驱油技术仍处于先导试验阶段，其基础理论、机理研究及矿场注采输工艺工程、腐蚀机理及防腐技术等都有待深入研究。（2）低成本气源缺乏

国内CO2气源主要来自工业废气的捕集处理，成本高。（3）有效的CO2分注及高气油比井采油工艺有待加强。（4）系统防腐及气窜控制技术不能满足CO2驱需求。（5）油藏条件差、断层多、非均质性强，需解决提高采收率经济性和长周期埋存安全性问题。（6）国家政策支持及跨行业合作研发力度不够。2、CO2驱大规模实施还面临许多问题（1）核心技术成熟度有待提高2、CO2驱大规模实施还面临许多混相条件研究气驱高压注入技术和泡沫调剖技术研究高效的气驱防腐技术研究烟道气CO2提纯技术CO2捕集、封存与利用技术对于吸水能力差、注不进水的低渗透油藏，CO2驱是其主要技术发展方向：混相条件研究对于吸水能力差、注不进水的低渗透致密油一般从三个方面来界定：一是产能，一般无自然产能，不采取特殊的增产措施，不具备经济开发价值；二是储层物性，把储层基质渗透率1md或者3md作为致密油的上限标准；三是岩性，包括致密砂岩和页岩。

1980年，美国政府第一次提出致密砂岩气的概念，定义致密砂岩气的流动渗透率小于0.1×10-3μｍ2。这个概念在二十世纪八十年代后期引入中国，中国学者结合北美和我国特点，将致密砂岩气储层划分为4类：

致密油相对于致密气开采难度更大，其有效开采的储层物性条件应该更好一些，但目前没有界定标准。类别ⅠⅡⅢⅣ孔隙度（%）12－99－66－3<3渗透率（10-3µm2）1.0－0.10.1－0.010.01－0.0001<0.0001储层评价有效储层，在满足成藏条件时，Ⅰ类最优，Ⅲ

类最差。无价值※致密油开发致密油一般从三个方面来界定：1980年，美国国外致密油分布状况美国致密油主要集中在Bakken、EagleFord、Barnett三个储集层中；加拿大主要的致密区块分布在马尼托巴省、萨斯喀彻温省，艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省；其他地区的致密油主要分布在俄罗斯等国，包括：叙利亚的MahFormation、波斯湾北部的SargeluFormation、阿曼的AthelFormation、西西伯利亚的BazhenovFormationandAchimovFormation墨西哥的ChicontepecFormation等。（一）北美致密油开发情况国外致密油分布状况（一）北美致密油开发情况威利斯顿盆地及巴肯组分布范围发现时间：1953年面积：大于4×104km2埋深：2500-3500m油层厚度：3-15m孔隙度：5%-15%渗透率：0.0003-3.36含油饱和度：20-60%油质轻：API为41-44;密度0.806-0.825气油比：103-372m3/m3采收率：8-16%

Bakken是世界首个实现成功开采的致密油田。巴肯储集层跨美国与加拿大两国。其中美国境内的覆盖范围包含了蒙大拿州局部和达科他州北部。威利斯盆地已开发层位剖面图上Bakken中Bakken下BakkenThreeForks1、Bakken油田Bakken组威利斯顿盆地及巴肯组分布范围发现时间：1953年美国Bakken油田生产井数与年产量变化曲线1953Antelope油田；1970，钻直井70余口1988ElkHornanch/Bicentennial，1988-1993，钻短水平段水平井192口，未压裂

2000ElmCoulee钻双分支水平井700口，裸眼压裂（笼统压裂）2006北达科他州-蒙大拿州钻水平井7000余口，单分支水平井多段压裂自1953年发现以来，历经直井、水平井未压裂、水平井笼统压裂等开发试验与实践，一直没有实现规模有效开发；2006年，随着水平井多段压裂技术突破，钻井及产量大幅度上升。攻关研究历时近60年，到2013年产量达到近4000万吨，累计产油1.2亿吨。1953-1986直井2001-2005单支→多支水平井笼统压裂2006-至今长水平井多段压裂1987-2000水平井未压裂美国Bakken油田生产井数与年产量变化曲线1953Ant2、

Cardium油田致密主要油藏特点：沉积相：临滨-浅海陆棚岩性：泥质粉砂、细砂岩和砾岩裂缝发育程度：不发育埋深：1200~2800m地层厚度：100m有效厚度：10~20m渗透率：0.05-5mD孔隙度：3-15%，平均9%So：60~85%，平均80%压力系数：常压系统原油粘度：0.6-1.5mPa.s油气比：178m3/m3西加拿大盆地Cardium组分布图西加拿大盆地Cardium组储层划分图

Cardium位于加拿大阿尔伯塔省西部，目前是除加拿大Bakken外的第二大致密油开发区，包括了佩姆比纳、威尔斯登·格林等油田，其致密油主要分布油田外围及油藏底部。上部一般低渗储层：K:>50mD底部、边部致密储层：K:0.05-5mD佩姆比纳油田费里尔油田威尔斯登·格林油田埃德蒙顿卡尔加里2、Cardium油田致密主要油藏特点：西加拿大盆地Car1953年投入开发，主体部位Cardium组常规油藏预测可采储量仅为0.3×108m3，资源已近枯竭。2006年Cardium组第1口多段压裂水平井成功投产，油气勘探开始从常规资源向非常规资源转型，2012年底已投产多段压裂水平井1000多口，日产量达到70000b/d（10000t/d），压裂水平井主要部署在老油田周边致密储层中。1962196719721977198219871992199720022007201201,0002,0003,0004,0005,0006,000050,000100,000150,000200,000250,000Well

Countboe/d直井压裂技术水平井多段压裂技术二次采油直井缩小井距未压裂水平井西加盆地Cardium组生产井数与年产量变化曲线西加盆地Cardium组EastPembina井位图1953年投入开发，主体部位Cardium组1、中石化致密油资源状况中石化渗透率小于1毫达西致密油储量状况（2012年底）总资源量预测储量控制储量探明储量主要分布区域亿吨亿吨亿吨亿吨百分比14.686.044.783.8726.4西北、华北、胜利中石化渗透率小于3毫达西致密油储量状况（2012年底）总资源量预测储量控制储量探明储量主要分布区域亿吨亿吨亿吨亿吨百分比39.2211.698.2719.2649.1西北、胜利、华北（二）中石化致密油开发情况1、中石化致密油资源状况中石化渗透率小于1毫达西致密油储量状中石化致密油藏更加复杂：陆相沉积、规模小，裂缝不发育，原油性质差国内外致密油藏地质特征对比表类型成岩相储层分布范围km2岩石类型油藏埋深（m）渗透率（10-3μm2）孔隙度（%）脆性矿物含量%粘土矿物含量%微裂缝储量丰度（104t/km2）原油粘度（mPa.s）Bakken海相>40000白云质砂岩白云岩2593<110-15707%发育600.36Cardium海相35000泥质粉砂、细砂岩、砾岩1200-28000.05-53-15554.6-14.9不发育480.6-1.5胜利油田陆相0.5-10岩屑长石砂岩、砾状砂岩3000-40000.1-38-125510.4不发育431-3华北油田陆相10-35岩屑长石细砂岩、岩屑砂岩22000.28.64716.5局部发育403.22、中石化致密油藏特征中石化致密油藏更加复杂：陆相沉积、规模小，裂缝不发育，原油性（1）储层特征储层分布特点滨444浊积岩滩坝砂砂砾岩①砂体单一②厚度大③主力层突出樊154①厚度薄②分布零散③跨度大盐22-2①厚度大②成层性差③非均质强陡坡砂砾岩相洼陷三角洲－浊积扇相缓坡扇三角洲－滩坝相滩坝砂体浊积砂体砂砾岩体储层类型多样（1）储层特征储层分布特点滨444浊积岩滩坝砂砂砾岩①砂体红河油田是鄂南致密砂岩油首个规模开发的油藏，主力产层为三叠系延长组长8油层组。长7为生油岩，长8依靠断裂疏导近源成藏，形成非连续性断缝体致密砂岩油藏。◆鄂南红河油田长8为非连续断缝体致密油藏油藏特点（1）沉积类型：辫状河三角洲前缘水下分流河道（2）油藏埋深：2000~2350m（3）储层致密：渗透率一般小于0.5mD（4）含油饱和度低:30~50%（5）异常低压：压力系数0.83-0.9（6）储量丰度低:平均40×104t/km2鄂南致密油成藏模式图（断源疏导，近源成藏）剖面位置图鄂南红河油田致密油油藏剖面图红河油田是鄂南致密砂岩油首个规模开发的油藏，主力产层（2）构造特征受岩石脆性矿物含量及构造应力作用强度控制，裂缝发育规模与程度不同鄂南致密油藏天然裂缝发育，渤海湾致密油裂缝不发育鄂南红河油田长8岩心裂缝特征红河长8断缝分布图（2）构造特征受岩石脆性矿物含量及构造应力作用强度控制，裂缝盆地层位含油饱和度（%）鄂尔多斯延长组40-60渤海湾沙河街组50-65中石化主要盆地致密油So统计含油饱和度差异大，含油非均质性强受源储配置、烃源岩热演化、裂缝发育程度及储层微观孔隙结构控制，含油饱和度差异大，多表现为低饱和度特征（40%-65%）；储层物性控制含油性，物性非均质性强决定了含油非均质性也强。WB48井密闭取芯段So剖面HH37P11井储层物性、含油性分布特征So=30%So=50%So=40%So=60%So=50%So=40%（3）含油性特征盆地层位含油饱和度（%）鄂尔多斯延长组40-60渤海湾沙河街中石化致密油藏原油性质表原油粘度高，流动性差（4）流体性质特征油田地层原油粘度

mPa.s地层原油密度

g/cm3

地面原油密度

g/cm3

气油比m3/m3体积系数胜利0.1-3