中国东部老油田开发的实践探索与启示

【摘要】 文章通过对中国东部老油田开发历程的回顾及资源现状分析，指出东部油田仍是我国最重要的油气资源基础。同时，归纳分析了东部老油田进入开发后期面临的问题，总结了东部老油田增储稳产的实践与探索，在此基础上总结了开发东部老油田的几点经验和启示。

【关键词】 老油田； 开发后期； 实践探索

从我国的地理条件来分析，东部老油田指大兴安岭―太行山―武陵山一线以东的陆地部分，包括松辽、华北（渤海湾）、南襄、江汉以及苏北等重要含油盆地，油气资源探明储量占全国67.2%，多年来一直是我国的油气资源基地。

随着石油地质理论的深化和勘探技术的提高，我国石油储量稳步增长，但从储量增长的构成看，大约65%的增量来自已开发油田。最新一轮全国油气资源评价工作结果显示，东部油区远景资源量为418亿吨，占全国的39％；地质资源量为324亿吨，占全国的42％；可采资源量为100亿吨，占全国的47％。

目前，我国石油产量稳定在1.8～2亿吨，整个东部老油田的原油产量占中国原油产量的2/3。2008年，大庆、胜利、辽河三大油田的产量贡献率超过了40％。可以看出，中国东部油田虽然经过多年开采，其产量及剩余技术可采储量仍占有60%以上的比重，是中国最重要的油气资源基地。研究中国东部油田的开发实践，探索东部油田开发经验规律，对稳定国家石油供应、保障国家能源安全具有极其重要的意义。

一、东部主要油田开发历程回顾

目前，东部地区共有10个陆上油田，其中大庆油田、胜利油田、辽河油田开发都已经超过30年，是典型的老油田。

大庆油田自1959年发现，1960年投入开发，年产油量于1976年上升到5 000万吨，1997年达到产量峰值5 600万吨，连续27年维持稳产5 000万吨。胜利油田于1961年发现，1964年正式投入开发建设，1978年产原油1946万吨，跃居全国第二位，1987年突破3 000万吨，1991年达到3 355.19万吨的历史最高水平。此后，在3 000万吨水平上保持稳产至1995年。辽河油田成立于1970年，1995年达到原油产量峰值1 552万吨，居全国第三位。1996年起油田进入产量递减阶段，2007年，扭转了连续10年原油产量递减的趋势，实现历史性突破。

二、东部主要油田开发后期出现的问题

经过40年的开发，目前三大老油田都已经进入开发后期的“三高”开采阶段，面临着一些共同的问题。

（一）资源接替跟进迟缓，新增储量动用难度大

东部三大主力老油田均保持了相当长时间的高产稳产，目前均面临着资源接替困难这一共同难题。随着剩余石油资源赋存条件日趋复杂，勘探难度不断加大，地质目标日趋复杂，石油丰度相对降低，储量品位越来越差，导致石油天然气勘探成本大幅提升，新增储量动用难度加大。

大庆油田新增探明储量自2004年以来，连续5年过亿吨。但新增储量整体上丰度低，近60%属于低孔、低渗、低流度比的难采储量，具备战略接替的盆地级目标少。

胜利油田连续26年实现新增探明石油地质储量过亿吨，可是从构成来看，低渗透、稠油、复杂潜山、滩海等低品位、难开发动用储量的比例一直在上升，由“八五”的47.3％上升到“十五”的69.0％。目前，深层低渗透、稠油等低品位储量比例达到75％，其中深层低渗、特低渗透储量比例已经占到60％。

辽河油田从1996年起进入了产量递减阶段，陆上勘探早已进入高成熟期，每年资源发现总量减少，品位下降，储量替换率、储采平衡系数均低于1。

（二）特高含水期开发难度加大，套损严重

三大油田都已经进入高含水后期开采阶段，特高含水井不断增多，导致注水低效无效循环日趋严重，致使套损井数逐年增加，套损井治理难度也越来越大。

大庆油田目前综合含水率达87.71%，其主力油田几乎全面进入特高含水期。随着开发时间的延长，套损井数逐年增加，截至2004年底已累积发现套管问题井10 575口，占已投产油水井的18.67%。胜利油田的主力油田已经普遍进入“三高”阶段，含水高达90％，油田自然递减率为20％，套损井日益增多。截至2006年底，油田约4000口套损井，每年还新增套损井近400口。辽河油田“八五”期间五个地区稠油区块调查的3 860口热采井中，发生套管损坏的有489口，占12.64％。目前辽河油田共有停产井近2 800口，并且以平均每年10％的比例上升。

（三）基础设施老化，地面工程系统及区域间负荷不平衡

老油田一般都处在高负荷下运行，没有得到及时的更新改造，致使基础设施老化，部分储罐年久失修，地下集输管网腐蚀严重。现场调查结果显示各种机泵、加热炉、容器、各类罐及管道一般运行10年左右就出现效率低、腐蚀老化、保温层脱落、罐壁及管壁变薄穿孔等问题，这些“带伤”工作的生产设施，影响着油田安全生产。另外，随着原油产量的逐年递减，原油含水的不断上升，单位能耗呈逐年上升趋势，地面集输系统存在的问题越来越突出，原有部分站、管道、设备等设计能力与实际不匹配，原有集输方式已不适应现场要求，部分地面生产系统设施与实际不配套，致使系统运行效率低、单耗高。

（四）投资、产量、成本之间的矛盾加大

由于老油田处于中后期开发程度，勘探开发难度不断加大，导致石油勘探开发成本长期持续走高。为保证一定的产量，三大老油田或实施二次开发或二次三次采油，这也使得它们的成本一直处于上升趋势。2006年国家开征石油特别收益金，2007年至2008年，原材料、设备价格、人工成本大幅上升，这些因素使得原油勘探开发成本急剧上升。可是随着产量的下降，每年投资受到制约，致使投资、产量、成本之间的矛盾不断加剧。

（五）老油田勘探开发存在一系列的技术瓶颈

随着老油田油藏类型日趋复杂、难开发边际储量增多，老区挖潜难度加大，三次采油转入后续水驱，油田勘探开发技术不断面临新课题、新挑战。如适应复杂对象的勘探技术亟待突破，老油田剩余油定量描述技术需要进一步提高，采收率如何进一步提高，化学复合驱技术还需加快攻关等等。如大庆油田的扶杨油层地震识别河道技术仍是短板，胜利油田缺乏准确描述潜山内幕构造及储层的技术手段等等。

（六）污染物处理未完全达标，环境保护问题突出

油田企业属于高污染行业，原油的勘探开发对环境造成不同程度的污染，土壤受到“落地油”和井下作业施工排放的污油、污水、化学药剂等的污染，地质环境状况恶劣，工业污染防治任务十分繁重。

三、东部老油田开发实践探索

经过几十年的勘探开发，东部老油田在提高新增储量、提高采收率方面进行了积极探索。

（一）加强勘探，保证储量增长，实现储采平衡

大庆油田由于勘探开发技术有了新突破，复杂断块和岩性油藏勘探技术、松辽盆地北部“三位一体”区带评价技术指明了海－塔盆地和深层火山岩气藏勘探主攻方向。通过这些先进技术的应用，2008年实现新增石油三级储量达6亿吨，新增天然气储量超过507亿立方米，创造了勘探史上除大庆长垣提交储量年份之外最高水平，储量增长达到新高峰。大庆油田自2004年以来，连续5年新增原油探明储量过亿吨。当前，又提出了“储量上亿再10年”的勘探目标。

胜利油田在隐蔽油气藏勘探理论、滩坝砂油藏勘探技术上取得重大进展，新一轮高精度开发地震技术有了较大突破，进一步增加了油田新增储量的探明几率。胜利油田的滚动勘探技术也颇具特色，四、五级小断层识别技术、构造低平区研究技术等六项技术使老区滚动勘探取得了显著成效。“十五”期间的年均滚动探明储量就达到3 000多万吨。2008年新增探明石油地质储量1.04亿吨，连续6年实现三级储量过亿吨。

辽河油田新增石油探明地质储量由2001年的5 801万吨降至2004年的2 525万吨，这期间原油产量也呈递减趋势。2005年起实施的“二次开发”战略，特殊岩性油气藏勘探技术的突破，使辽河油田取得2007年新增石油探明地质储量增加至5 363万吨，为其年稳产1 200万吨奠定了坚实的储量基础，结束了产量递减的被动局面。

（二）加强创新研发采油技术，努力提高采收率

大庆油田从上个世纪60年代开始研发三次采油技术，至今已有40多年历史，已经建成了世界上最大的三次采油基地。1972年第一次在生产中应用三次采油技术，提高采收率5.1个百分点。1996年，三次采油技术首次在萨尔图油田实现了工业化生产。当前，大庆油田主力油田平均采收率比国内同类油田高出10％～15％，三次采油产量占总产量的25%左右，三次采油连续7年保持原油1 000万吨以上稳产，累计增油量相当于找到了一个储量上亿吨的新油田。

胜利油田大幅度提高采收率接替储备技术先导试验取得新突破，已提高采收率1.02％，数模预计最终提高采收率11.0％。2008年以来，全面扩大二元复合驱技术应用规模，预计提高采收率11.1％。三次采油技术比较成熟，应用规模不断扩大，三采年增油稳定在170万吨，老区采收率年均增长0.3％。

辽河油田通过应用二次开发理论，采取新的开发方式和新的开采技术，采收率大幅度提高。其中列为中国石油二次开发示范工程的新海27块，实施前后对比，原油采收率预计可由15.3%上升到50%。其拥有的中深层稠油提高采收率技术达到世界先进水平，平均提高原油采收率20%~30%，其蒸汽驱技术进入工业化实施阶段，SAGD（蒸汽辅助重力泄油）技术由概念转变为现实生产力，预计这两项技术可提高最终采收率高于58％。

（三）优化调整地面工程，完善注采井网，延长套管使用寿命

通过开展地面系统优化调整，在设施能力满足开发需要的前提下，缩减过剩的能力，关停并转低负荷、老化严重的站及设施，以降低更新改造投资及运行能耗。同时，加大地面生产系统的投入，应用特高含水期井网细分重组调整技术、水平井技术、Ⅱ类油藏聚合物驱技术等主导技术，进行地面设施技术改造，并加大水井综合调整方案、周期注水、堵水及浅调剖力度，提高节能、环保程度，从而有效控制了含水上升率和自然递减率。通过提高固井质量和加强套管先期保护，有效的提高了套管的使用寿命。

（四）创新管理、精细管理，提高管理效益

通过管理创新、精细管理，大庆油田2008年仅产能工程设计优化简化就少建各类站所68座，全年节省地面工程投资13.66亿元。胜利油田通过狠抓“成本、投资、资金”三个管理节点，2008年完成了中石化下达的几亿余元降本压费指标。辽河油田建立了二次开发工作体系，为其年产量重上1 200万吨提供了强有力的武器，其二次开发的理念已在中石油集团全面推广。

四、中国东部老油田开发的经验启示

通过回顾东部老油田的发展历程，结合世界石油工业的发展经验，可以总结出我国东部老油田开发的经验和启示：

（一）加强石油勘探开发理论与技术的研究

从前文中可以看到，东部老油田稳产，新增储量是关键，提高采收率是保障，老油田面临剩余油富集理论、隐蔽油藏的勘探、低渗透油藏的开采和采收率的提高等一系列急需破解的理论技术难题。关键理论和技术的突破至关重要。为此，首先，要提高石油勘探开发的科研投入，使科研投入接近产品销售额的3%这一国际一般标准，为企业科技创新提供必要的资金支持；其次，加强三大石油企业的科研合作。加强部门间、企业间的横向科技协作，特别是提高采取率的技术创新可能会涵盖多个学科，需要进行必要的合作，促进关键技术特别是共用技术的创新活动，形成石油开采技术研发的综合体系；第三，加强石油企业与专业技术服务公司的合作，实现“产、学、研”的共赢。

（二）加强石油勘探开发关键技术的推广与应用

三大油田各有自己的技术优势，像大庆油田的三次采油技术、辽河油田的稠油开采技术、胜利油田的复杂井技术等。国家可以利用出资人地位，促进中石油、中石化、中海油三大油企之间的知识产权交易，在全国范围内推广应用成熟的勘探开发关键技术，使这些技术早日得到规模化运用，大幅降低勘探开发的成本。

（三）优化地面工程、注采井网，提高节能环保技术的应用程度

东部老油田应重新认识现有地质、基建资料，通过废置原井网，重建井网结构，重选开发方式来优化地面工程、注采井网，提高节能、环保程度。将地面工程的优化和未来的开发方案的编制和实施紧密结合，坚持持续改进、做好评价分析，形成动态的不断发展的优化闭环；坚持地质、工艺和地面的“三位一体”的整体优化原则，以达到降低投资、增加效益的目标。

（四）着力推进管理创新，通过管理出效益

通过建立健全各项制度，强化内部管理、着力推进管理创新，不断完善预算、内控、考核、监控体系，持续加强信息化建设，提升科学经营管理水平。特别是在预算管理、精细管理和监督管理上，查找潜力，不断创新管理方式，调动企业各级的积极性，增加企业的经济效益。