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致密油开发以“三新”攻克“三低”

 长庆油田工作区域主要集中在荒原大漠与沟壑纵横的黄土塬区，油田资源品位较低，是典型的低渗、低压、低丰度“三低”油气田

按照传统开发方式，低渗透油田油气产量超过5000万吨的话，至少需要10多万人才能**正常的生产运行，每年仅人力成本就要增加上百亿元。这意味着，传统方式已经不能适应油田管理的需要，要保证油田开发效益，必须探索出一条低成本、集约化的发展道路。

 基于这一认知，长庆油田致密油项目组提出包含新理念、新技术、新模式的“三新”创新理论。

 王永康告诉记者，项目组成立后不久便提出了“多层系、立体式、大井丛”的“井工厂”规划部署理念、“有效储层长度最da化”的方案设计理念、“缝控储量最da化”的压裂改造理念、“一井一工程”的质量管控理念以及“边开发边保护”的生态建设理念，最da限度缩短黄土塬长水平井建设周期。公司首ci实现长水平井大平台当年部署、当年完钻、当年投产的好成绩，致密油水平井单井产量达到行业领xian水平。

 同时，项目组不断取得技术突破。比如，集成地zhen储层预测技术，银川压裂石英砂，扩大随钻地质导向系统应用，极大提高了“Ⅰ+Ⅱ类”油层“钻遇率”；三维设计降摩减阻、强化参数钻井等技术使钻井周期由29.1天下降至19.5天；等等。

 此外，面对黄土塬地貌井场受限、地表干旱缺水、作业周期长等挑战，项目组提出“大平台大井丛布井、连续供水供砂**、钻试投分区同步作业试采、分区域整体同步压裂”的“黄土塬地貌工厂化作业”新模式，形成贯穿设计部署、产能建设和生产运行等全阶段、全周期的平台化管理新模式，确保黄土塬施工效率稳步提高。

凭借一系列创新实践，长庆油田《5000万吨级特低渗透致密油气田勘探开发与重大理论技术创新》获得2015年度国家科技进步一等奖，标志着我国非常规油气资源勘探开发技术已达世界领xian水平。长庆油田成为我国致密油开发的代表企业，开创了我国非常规油气田低成本开发之路。

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技术创新为先

   历经几十年的勘探开发，油气田勘探开发的难度越来越高，寻找规模优质储量的难度持续升级。为此，中石油提出：创新是破1解油气勘探困局、走向更大发展必须依靠的“钥匙”。

   去年以来，中石油持续推进技术创新、管理创新，着力推动油气勘探跃上新台阶。中石油勘探专家表示：“技术创新能有效突破勘探‘盲区’。过去明知道地下哪有油气，但由于技术不过关，就是拿不到，这是‘盲区’。有了技术‘利剑’，过去的‘盲区’就点亮了。”

   以技术创新为基点，中石油着力打造高精度三维地1震、深井和长水平井钻完井、大幅度增产压裂改造，有效推动了复杂条件下的油气发现和非常规油气资源勘探开发。物探三维地1震采集、钻井进尺、压裂工作量分别同比增长38%、8%、40%。

   同时，各探区持续开展钻井提速提效、控投降本，特别是在玛湖等地区提速明显，机械钻速提高了15%以上，周期缩短了20天以上。

   今年“60岁”的大庆油田，应用新技术提产，已累计建成产能36万吨，产油超过60万吨，在非常规油气资源勘探新领域展现出新希望。双城断陷实现高效勘探、快速上产一体化组织，在松辽盆地北部深层勘探领域发现新富油凹陷，蕴含着新的勘探潜力。

   “近年来，中石油油气勘探通过采取矿权内部流转、建立勘探对标管理指标体系等方式，不断创新管理机制和方法，激发了油气勘探的新活力。”中石油勘探与生产分公司副总经理何海清说。

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自“十五”以来，深层—超深层天然1气基础攻关研究在全过程生烃、储层发育机制、特殊气藏富集规律等方面取得了一系列新认识，指导中国深层—超深层天然1气勘探持续获得重大突破。

近年来开展的多类型烃源岩、多途径、全过程生烃研究，进一步拓宽了深层—超深层生气门限，生气潜力进一步增大。煤系烃源岩生烃门限认识由早期认识的Ro=2.5% 延伸至Ro=5.0%，在Ro>2.5%阶段仍有约20% 的生气潜力；煤的最1大生气量由早期认识的150mL/g 增加至300mL/g，较过去增加一倍，深层—超深层煤成气资源总量大幅增加。海相烃源岩方面，在早期单一烃源灶常规生烃模式研究的基础上，提出了干酪根和液态烃裂解两类烃源灶生气，液态烃裂解气除包括原1油裂解气外，烃源岩中滞留的分散液态烃在高—过成熟阶段能裂解成气，也是原1油裂解气的重要组成部分；并且建立了海相腐泥型有机质全过程生烃模式，认为深层—超深层海相天然1气主要为原1油裂解气，不同地质条件、不同介质原1油裂解成气的起始与终止温度不同，终止裂解温度由早期认为的200℃延伸至230～240℃，并且在高演化阶段水参与了生烃作用。基于上述认识，海相烃源岩热演化和生烃历史比早期认定的更长，深层—超深层原1油裂解气的资源潜力进一步增大。

深层—超深层发育多类抗压实储层，储层物性受“岩相、建设性成岩、后期改造”三方面因素联合控制。目前研究总体认为，5 类主要因素控制深层—超深层储层孔隙的发育：①压实、压溶、胶结及矿物体积增大的交代作用是深层—超深层储层减孔的主要因素；②溶解、破1裂、收缩及矿物体积缩小的交代作用是深层—超深层储层增孔的主要因素；③颗粒包膜、油气充注、流体超压作用是深层—超深层储层孔隙保存的主要因素；④早期成藏、构造抬升、快速深埋等因素抑制了成岩效应，对孔隙保存具有重要作用；⑤盆地动力场对深层—超深层储层成岩作用有重要影响。对于不同地质背景、不同岩性的储层，各因素影响程度差异较大，确定增孔的主控因素是深层—超深层储层研究的核心问题。深层碎屑岩受晚期快速深埋、异常高压、溶蚀作用、早期充注、构造裂缝等因素控制，仍发育形式各样的孔隙、裂缝、溶洞等储集空间，有利储层呈“双阶段”发育模式，供应压裂石英砂，勘探深度从5000m 拓展到8000m。深层—超深层海相碳酸盐岩受断裂、岩溶热液、白云石化等作用及早期油气充注影响，在8000m 以深仍有良好的储集性能。深层火山岩—变质岩受构造、火山、成岩等作用影响及表生期、埋藏期成岩改造控制，经长期风化淋滤与多期改造，发育原生型和次生风化壳型两类储层，可形成裂缝—孔洞型风化壳规模储层，孔隙度最1高可达20% 以上。

成藏理论研究方面，明确台盆区深层—超深层古老碳酸盐岩经历了跨构造期成藏，古隆起背景上发育礁滩体、岩溶等多类型岩性—地层圈闭，天然1气富集受古裂陷、古丘滩体、古岩性—地层圈闭、古隆起及斜坡区“四古”要素控制；前陆冲断带深层—超深层烃源岩快速埋藏，生烃条件好，构造受多滑脱冲断体系控制，在挤压背景下可形成完整背斜、断背斜、断块构造，圈闭幅度大，上覆厚层膏盐岩及泥岩形成强封盖，生产压裂石英砂，具备顶蓬构造吸入式强充注成藏条件，晚期持续强构造挤压可形成高压气藏。深层—超深层断陷盆地受区域伸展拉张作用影响，断裂控制断陷的规模及演化，发育多个相互独立的次级断陷、断槽，断陷、断槽控制烃源岩发育并自成含气系统；断裂控制圈闭形成并改善储层储集性能、沟通油气运移通道；基底形态、火山岩岩相、断裂共同控制储层分布，有利储层岩性多样，总体呈现环槽富集特征。

总之，深层—超深层天然1气勘探理论的创新认识指导了勘探的不断突破，但是随着勘探的不断深入，理论创新还需进一步深入。

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