周立宏

（ 中國石油大港油田公司 ）

大港油田勘探開發(fā)建設始于1964年1月，累計探明石油地質儲量12.87×108t，探明率為48.6%；現(xiàn)有22個油氣田，32個開發(fā)區(qū)，原油年生產能力保持在400×104t左右。大港油田歷經53年勘探開發(fā)，目前已進入“三高”階段，即勘探程度高，可采儲量采出程度高，綜合含水高，是典型的老油田[1-3]。2014年以來，油價持續(xù)走低，與“三高”矛盾疊加，大港油田產量和效益呈現(xiàn)下滑趨勢，降低綜合成本、增加可采儲量、穩(wěn)定油田產量、提升整體效益成為急需解決的難題。為此，本文立足于大港油田勘探開發(fā)實際，提出老油田效益增儲對策，為老油田提升效益、走出困境探索了新途徑。

1 問題的提出

1.1 效益增儲面臨的挑戰(zhàn)

大港油田歷經53年勘探開發(fā)，增儲面臨諸多挑戰(zhàn)，主要體現(xiàn)在以下4個方面：

（1）井位確定難。大港油田探井密度為0.28口/km2，是典型的高勘探程度區(qū)[4]。特別是大港油田老探區(qū)的探井密度大于1口/km2，俗稱“篩子眼”探區(qū)，新定一口井，需查閱上百口老井井史；新找一個塊，需研究鄰區(qū)多個塊資料，井位研究工作量及難度倍增。

（2）儲量新增難。“十二五”期間，大港油田新增石油探明地質儲量1.1×108t，新增探明儲量來自161個區(qū)塊，平均單塊增儲僅有68×104t，其中含油面積小于1km2的有138塊，占總區(qū)塊85.7%，多數(shù)區(qū)塊以“小數(shù)點”方式增儲（含油面積一般小于1km2），“一口井就能探明一個塊，十個塊也難增儲千萬噸”是老油田增儲難的真實寫照。

（3）儲量升級難?！笆濉逼陂g，大港油田在新區(qū)實現(xiàn)了規(guī)模增儲，但由于新增儲量大都具有埋藏深、物性差、自然產量低的特點，多數(shù)儲量不能實現(xiàn)效益升級，預測儲量升級率為46%，控制儲量升級率為22%。新增探明儲量中，來源于控制、預測升級的占23%，來源于滾動增儲的占77%，大部分探明儲量任務都通過當年新找區(qū)塊來完成，這就意味著需要更多的工作量和投資投入。

（4）儲量動用難。老油田新增探明儲量具有“小而散”的特點[4-8]，規(guī)模動用難的問題突出，截至2014年底，大港油田新增石油探明地質儲量12.39×108t，儲量動用率為72.7%，未動用儲量高達3.46×108t。部分儲量進行核銷處理，納入當年費用化中，拉低公司利潤。同時，新增儲量通過新建產能轉換為產量，一般周期超過5年，儲量不能及時轉換成產量，變成收入，投資回收期長、收益率低，增儲效益變差。

1.2 效益增儲潛力分析

依據(jù)第四次資源評價結果，大港油田石油總資源量為26.5×108t，天然氣總資源量為5610×108m3。截至2017年底，累計探明石油地質儲量12.87×108t，探明率為48.6%；探明天然氣地質儲量735×108m3，探明率僅為13%；剩余石油資源量近14×108t，剩余天然氣資源量近5000×108m3，其中老區(qū)剩余石油資源量為4×108t、剩余天然氣資源量為1000×108m3，豐富的剩余資源蘊含著較大的勘探潛力。

大港油田老區(qū)位于富油氣區(qū)帶，油層埋藏淺、資源品位高，有著優(yōu)質的資源基礎。通過理論創(chuàng)新、觀念創(chuàng)新、技術創(chuàng)新，近兩年在老區(qū)仍實現(xiàn)藏內找藏、藏下找藏、藏邊找藏，發(fā)現(xiàn)新的高效增儲區(qū)[9-10]。通過管理創(chuàng)新，盤活老區(qū)資源，挖掘增效潛力，加之完善的配套設施，實現(xiàn)降本增效潛力大。“老區(qū)不老、小塊不小”，老區(qū)仍具有較大的發(fā)展?jié)摿?、較強的發(fā)展后勁，仍然是效益勘探的主戰(zhàn)場。

2 大港油田效益增儲實踐

大港油田增儲以效益為導向，堅持“不可動不探明，無效益不升級”的原則，通過理論創(chuàng)新、理念創(chuàng)新、技術創(chuàng)新和管理創(chuàng)新，積極尋找規(guī)模效益儲量，加快儲量升級動用，新增儲量實現(xiàn)“四個當年”（當年發(fā)現(xiàn)、當年增儲、當年建產、當年增油）。

構建大港油田效益增儲新模式（圖1），以效益增儲為中心，以增儲、增效為抓手，以創(chuàng)新為動力，以精細為手段，利用新資料、建立新模式、預探新領域、攻關新技術，實現(xiàn)油田外圍新區(qū)塊、油田上下新層系和油田內部新目標增儲。創(chuàng)新管理模式，探索增儲建產一體化[11]、新區(qū)老區(qū)一體化、地質工程一體化等增效新途徑，實現(xiàn)控投降本、提質增效。

2.1 油田外圍新區(qū)塊效益增儲

老油田的油水邊界已經明確，老油田外圍找新區(qū)塊，重要的是突破油水邊界束縛。大港油田勘探實踐證實，利用新的地震資料，結合新井動態(tài)，建立新模式，尋找兩類目標，斷裂帶發(fā)現(xiàn)新斷塊油藏，斜坡區(qū)發(fā)現(xiàn)巖性—地層油藏。大港油田外圍新區(qū)塊效益增儲有兩個方向：一是向油田高部位延伸，尋找以前沒能發(fā)現(xiàn)的新斷塊和沒能認識到的地層圈閉，實現(xiàn)“油上找油”（在構造上傾方向找油）。二是構建新的成藏模式，向油水界面下傾方向（油藏低部位）拓展，落實新的構造—巖性圈閉，尋找以前不敢勘探的區(qū)塊，實現(xiàn)“油下找油”（在構造下傾方向找油）。

2.1.1 利用新資料，紅湖油田高部位形成高效增儲建產區(qū)

圖1 大港油田效益增儲模式

大港油田老區(qū)紅湖油田已發(fā)現(xiàn)了G172等構造油藏為主的4個高效開發(fā)區(qū)塊，上報石油探明地質儲量2460×104t，年產油3×104t。2015年，開展了針對非寬方位資料OVT域處理技術研究，提高了疊前道集的信噪比，Q層析與Q偏移處理技術提高了地震資料分辨率，取得較好效果，新處理資料保真保幅性強，地層接觸關系清楚，分辨率得到有效提高，特別是低頻端由9Hz擴展到4Hz,提高了5Hz，不整合面及其上下部超覆、削截點清楚可靠，資料品質明顯提升，建成高分辨率數(shù)據(jù)體。依托高分辨率目標處理資料，有效識別出10～15m砂體（老資料識別20～30m砂體）（圖2a），精確解釋出超剝點和巖性變化點（圖2b），首次明確沙二段（主力開發(fā)層）與上覆、下伏地層呈“頂剝—底超—頂剝”接觸關系，以不整合為重點研究對象，劃分不整合類型、模擬不整合成因、構建不整合結構模式，精細刻畫出地層超覆帶、地層剝蝕帶，在紅湖油田高部位新發(fā)現(xiàn)地層—巖性圈閉帶。為此，勘探思路由構造油氣藏轉向巖性—地層油氣藏，按照層勘探方法，細分5級層序，開展分砂組目標評價，整體部署9口井位，X1602井等7口井獲得高產工業(yè)油流，其中X1603井獲得百噸高產，實現(xiàn)了“油上找油”。對處于“小數(shù)點”勘探階段的老區(qū)，在紅湖油田（面積11.67km2）的構造上傾方向發(fā)現(xiàn)大于6km2的整裝圈閉，鉆探獲得成功，新增探明儲量200×104t，新建產能5×104t，實現(xiàn)規(guī)模增儲，建成高效產能區(qū)，是近年來大港油田效益增儲的一大亮點，詮釋了“老區(qū)不老、小塊不小”的理念。

圖2 紅湖油田高部位三維地震解釋剖面

2.1.2 創(chuàng)新成藏模式，板東油田低部位形成2000×104t級效益增儲區(qū)

大港油田板橋斜坡東翼（板東油田）于20世紀80年代，按照斷塊油氣藏勘探方法，在構造高部位建成油氣生產區(qū)。90年代，為擴大勘探成果，向構造低部位拓展，部署實施的BS80井等多口探井試油出水，相繼失利?？偨Y失利原因，認為該區(qū)油氣充滿程度不高，構造低部位以水層為主，勘探潛力小，處于停滯狀態(tài)。

2015年，按照斜坡區(qū)巖性油氣藏的勘探方法，增儲的方向由構造油藏轉向巖性油氣藏，圈閉落實的重點由構造解釋轉向儲層預測。為此，利用地震沉積學、相控反演、多屬性融合等技術，精細砂體帶刻畫，板4油組在板東油田低部位新發(fā)現(xiàn)3個砂體帶，落實了15個構造—巖性圈閉（圖3）。按照“富油氣凹陷內每一個巖性變化帶就是一個油氣聚集帶”的部署思路[12-14]，構建“斷裂復雜化斜坡+遠岸水下扇砂體+優(yōu)質烴源巖+垂向運移體系”四元耦合的成藏新模式，BS41X1井獲得百噸高產，針對3個砂體帶，整體部署4口探井，均獲得成功，新增三級儲量超2000×104t。四元耦合成藏模式突破了原構造油藏邊界的限制，修正了下傾方向以水層為主的老認識，實現(xiàn)了“油下找油”。

圖3 板東油田勘探部署圖

2.1.3 增儲建產一體化，新區(qū)塊減少勘探投資

在大港油田老區(qū)外圍勘探中，創(chuàng)新項目管理，提出增儲建產一體化管理模式，打破勘探開發(fā)傳統(tǒng)的“接力棒”模式，在新增儲量和產能建設中，推行同步編制井位部署方案、同步確定資料錄取方案、同步優(yōu)化試油試采方案，避免人力、物力、財力重復投入，提升增儲建產效益。通過兩年實施，探井成功率超過65%，儲量動用率超過90%，產能到位率超過70%，產能貢獻率超過85%，按階梯油價進行經濟評價，內部收益率在20%以上。

（1）同步編制井位部署方案。在增儲方案中納入產能井，共同認識油藏、控制儲量規(guī)模，提高井控程度。在建產方案中將預探井、評價井均納入開發(fā)井網，共同承擔產油產氣注水任務，加快儲量升級動用，縮短儲產轉換期。

（2）同步確定資料錄取方案。整體研究確定預探井、評價井和產能井錄取資料方案，在確保資料錄取要求的前提下，優(yōu)化錄井井段、測井系列及取心設計，實現(xiàn)資料錄取互補，近兩年減少投資800萬元。

（3）同步優(yōu)化試油試采方案。在增儲建產方案一體化部署確定后，根據(jù)基礎研究、儲量申報和產能建設等需要，編制預探井、評價井、產能井試油試采一體化方案，既實現(xiàn)對油層的整體認識，又為開發(fā)方案編制提供詳實的油藏參數(shù)，減少預探井、評價井試油層數(shù)，避免重復投資。通過方案同步編制，近兩年少實施評價井和產能井8口井數(shù)，減少試油20層，節(jié)約投資1.6億元以上。

2.2 油田上下新層系效益增儲

大港油田經歷53年勘探開發(fā)，絕大多數(shù)埋深淺于4000m的層系的鉆井密度大于0.1口/km2，屬于高勘探程度的層系。本文提出的老油田新層系，并不是新發(fā)現(xiàn)的層系，而是指在出油井點少、已發(fā)現(xiàn)儲量少的層系，通過轉變觀念、創(chuàng)新認識，發(fā)現(xiàn)了新的突破井，實現(xiàn)了規(guī)模增儲的層系。老油田找新層系一是針對埋藏淺、鉆井多、增儲少的高勘探程度層系，通過轉變發(fā)現(xiàn)少、增儲少就意味著潛力小的觀念，改變過路（非主力的過路層）不過問的做法，糾正認識不到位、不深入的偏差，堅持富油氣區(qū)全層系含油的理念，重新評價勘探潛力，構建新的成藏模式，老層新探，實現(xiàn)規(guī)模效益增儲。二是針對埋藏較深、鉆井少、增儲少的低勘探程度層系，通過新老區(qū)結合，利用開發(fā)調整井加深預探，減少鉆井進尺，實現(xiàn)規(guī)模效益增儲。

2.2.1 老層新探，濱海斷鼻沙一上亞段實現(xiàn)千萬噸高效增儲

大港油田濱海斷鼻歷經50余年勘探，鉆井密度為1.25口/km2，為高勘探程度老區(qū)，已揭示11套含油氣層系，埋藏由淺到深依次為明化鎮(zhèn)組、館陶組、東營組、沙一段（沙一上、沙一中、沙一下）等。中淺層以明化鎮(zhèn)—東營組為主力生產層系，深層以沙一下亞段為主力生產層系，夾持在兩個主力生產層之間的沙一上亞段，鉆井多、儲量少,具有較大的勘探潛力。

堅持“老區(qū)不老”的理念，把沙一上亞段作為老層新探的試驗場，列為老區(qū)效益增儲的重點層。以往沙一上亞段受“儲層不發(fā)育”的觀念束縛，導致勘探重視不夠。2017年，把儲層研究作為重點工作，構建“多支重力流水道砂體近北東向呈帶狀展布，砂巖疊置尖滅”的沉積模式，落實3支重力流水道主砂體，砂巖厚度大（20～50m）、物性好（孔隙度12%～29%、滲透率0.12～4.3mD），改變了“沙一上儲層泥質含量高儲層不發(fā)育”的老觀念。構建“斷砂組合成藏”新模式，明確了“南北向砂體與北東向油源斷裂配置，聯(lián)合控藏”的成藏規(guī)律，新發(fā)現(xiàn)東部、中部、西部3個含油氣帶（圖4）。部署實施探井5口，其中G17104井獲得超200m3的高產工業(yè)油氣流，形成一個千萬噸級整裝規(guī)模效益增儲建產區(qū)。

2.2.2 新層預探，王官屯潛山二疊系形成2000×104t效益增儲區(qū)

王官屯油田已發(fā)現(xiàn)中生界—沙一段共5套含油層系，累計探明石油地質儲量超億噸，1974年投入開發(fā)，目前年產油35.28×104t。王官屯潛山位于王官屯油田之下，1984年以奧陶系為主要目的層在構造低部位部署實施的G1井，鉆探失利，因為潛山埋藏深[15-16]，勘探成本高，近30年再未進行勘探。2011年部署實施的WG1井在奧陶系獲得高產氣流但硫化氫含量高，永久性封層。二疊系不含硫化氫，但產量偏低，導致整個潛山評價不高。

2016年堅持“老油田之下有新藏，老區(qū)下部是新區(qū)”的理念，開展?jié)撋匠缮健⒊蓛?、成藏?guī)律研究，創(chuàng)建多層系潛山內幕油氣成藏新模式，把不含硫化氫氣體的二疊系作為重點勘探層系，兼探中生界，油氣并舉，部署實施G1601井，二疊系上、下石盒子組均獲高產油流，實現(xiàn)了王官屯潛山新突破。整體部署實施4口井，目前3口井已揭示油氣層，有望形成2000×104t級效益增儲區(qū)。

圖4 濱海斷鼻沙一上亞段②砂組含油評價圖

2.2.3 新區(qū)老區(qū)一體化，新層系勘探實現(xiàn)效益增儲

富油凹陷整體具有復式聚油的特點，多層樓式含油是其基本特征。在已開發(fā)油層上下部尋找儲量時，利用新增儲量區(qū)（新區(qū)）和已開發(fā)油田（老區(qū)）疊合的優(yōu)勢，在井位研究和探井部署時，堅持“新老區(qū)相結合，新層系增儲建產與老區(qū)開發(fā)調整一體化，實現(xiàn)高效增儲建產”的做法，勘探開發(fā)協(xié)作，推行井位研究團隊化、井位部署協(xié)同化，共同研究、共同討論、共同優(yōu)化增儲上產整體方案。利用中淺層開發(fā)井加深預探新層系，按照“兼顧增儲和上產、側重上產”的原則，最大限度減少預探井尺，減少投資，實現(xiàn)高效增儲建產。

井位研究團隊化，整合勘探研究單位與油氣生產單位跨專業(yè)、跨部門、跨系統(tǒng)的力量，形成以按項目為單元的臨時攻關研究小組，實現(xiàn)井位研究“一股繩”。充分發(fā)揮機關管理部門協(xié)調管理優(yōu)勢、項目建設單位主體推動職責、油氣生產單位屬地優(yōu)勢和地方關系優(yōu)勢，形成井位部署實施的整合力量，實現(xiàn)井位部署協(xié)同實施。近兩年通過與油田開發(fā)方案緊密結合，兼顧上產和增儲，在大港油田王官屯地區(qū)累計優(yōu)化5口油田開發(fā)產能井軌跡，新老區(qū)一體化，利用產能井加深預探新層系，實現(xiàn)少進尺增儲（圖5）。通過4口井的成功鉆探，節(jié)約進尺9100m，減少勘探投入5000萬元以上，新增石油探明儲量500×104t以上，實現(xiàn)了新層系勘探效益增儲。

2.3 油田內部新目標效益增儲

大港油田構造破碎，儲層橫向變化、縱向疊置，油氣水關系復雜，認識不可能一次到位，目標不可能一次找完，復雜孕育著潛力，油田內部仍然能找到高產井位、高效目標。老油田內部找新目標，關鍵是以老井為中心，突出認識創(chuàng)新與工藝進步，開展“四個精細”（精細構造解釋、精細儲層預測、精細油藏研究、精細目標評價），重新評價老井，重新認識油藏，重新工程工藝試驗攻關，拔掉釘子井，落實新目標，實現(xiàn)新增儲。

2.3.1 工藝再創(chuàng)新，劉官莊油田實現(xiàn)儲量、產量雙翻番

劉官莊油田位于埕寧隆起高斜坡，來自歧口凹陷的油氣經階梯式復式輸導與生物降解，形成以新近系為主的千萬噸級稠油油藏，油藏埋深在1200～1700m之間。由于原油較稠[地面原油密度為0.9586～0.9789t/m3（20℃），地面原油黏度為202.2～498.3mPa·s，屬重質稠油]，導致單井產量低，已發(fā)現(xiàn)儲量難以效益動用，只有零星出油井，沒有整體投產建成油田，形成“有油不成田”的尷尬局面。

圖5 利用老區(qū)開發(fā)井加深預探新層三合一圖

2014年，針對劉官莊油田油稠、疏松砂巖發(fā)育等特點，加大工程工藝創(chuàng)新攻關，探索應用電熱桿熱采和壓裂充填防砂新工藝，日產油達到16t，打破了勘探開發(fā)工作停滯多年的僵局，揭開了新一輪增儲的序幕[17-19]。以工程工藝攻關為手段,以規(guī)模增儲和效益動用為目標，通過3年實踐，在劉官莊油田新增三級儲量超千萬噸，實現(xiàn)了該區(qū)儲量翻番，建成年產能力10×104t以上，區(qū)塊日產量由零躍升到200t，累計產油24.56×104t，建成了新的高效油田。

2.3.2 老井再評價，唐南斷鼻形成500×104t級效益增儲區(qū)

唐南斷鼻位于唐家河油田南側，整體為東傾的大型斷鼻，20世紀90年代勘探對象以構造油藏為主，部署實施的GS64井獲得高產工業(yè)油流；為擴大成果，向低部位拓展，部署實施的GS69井酸化后出水，日產水19.7m3，累計產水79.9m3，申報儲量時，以GS69井為油水邊界，按照構造油藏上報探明儲量。2000年，在GS69井東部（油藏低部位）3km處，為探索低幅度背斜構造背景上的巖性油氣藏，部署實施的GS69X1井獲得工業(yè)油流，發(fā)現(xiàn)新的油藏類型，因投資和成本原因，未進一步拓展勘探，申報儲量時，按照單井井控儲量規(guī)范，外推100m作為儲量邊界線，上報探明儲量。兩個儲量區(qū)之間存在3km寬的增儲空白地帶。

2016年，以沙一段為主要目的層系，細分砂組，通過精細構造解釋，精細儲層預測，重新落實該區(qū)的構造圈閉和巖性圈閉。開展老井油氣層重新評價，認識到該區(qū)塊GS69井沙一段試油出水是因為油層受到鉆井液污染，試油不徹底。以此為突破口，結合新井GS20-36井資料，重新評價為油層，重新構建油藏模式，部署實施的GS1604井獲得成功，拔除了GS69井“釘子井”，實現(xiàn)含油連片，整體形成500×104t級探明儲量區(qū)。

2.3.3地質工程一體化，實現(xiàn)零進尺增效增儲

在已開發(fā)油田內部挖潛，把油田內所有預探井、評價井、開發(fā)井作為復查對象，針對過去受復雜地質認識局限和增產工藝、測井解釋技術制約的部分低產油層或水層，以及達不到工業(yè)油流的核銷探井，以數(shù)字化油田為平臺，以增產增效為目標，實施地質工程一體化，組建臨時的設計團隊，集中管控地球物理、綜合地質、油藏工程、鉆采工程等專業(yè)人員以及專業(yè)軟件、專業(yè)數(shù)據(jù)、專業(yè)成果[20-25]，利用新資料、新技術，重構地質認識，重構解釋圖版，重構油氣藏模式，開展老井評價，重新評價油層，提出老井試油方案。

大港油田通過老井復查，充分利用已開發(fā)油田現(xiàn)有資源，利用新工藝、新技術重新射開油層，重新改造油層，通過老井再利用，降低工程成本，實現(xiàn)增產增效。2016—2017年對151口老井開展復查，其中73口井新增油層239層，重新試油井26口，層數(shù)65層，重新試油后獲得工業(yè)油流井12口，增加探明儲量超500×104t，節(jié)約投資6000萬元以上，從而實現(xiàn)了老區(qū)零進尺效益增儲。

3 大港油田效益增儲成效

面對低油價挑戰(zhàn)，大港油田深挖老區(qū)潛力，通過轉變觀念和技術創(chuàng)新，效益增儲實踐取得6項成果。利用新資料，紅湖油田高部位發(fā)現(xiàn)整裝儲量，建成一個5×104t級高效建產區(qū)；創(chuàng)新斜坡區(qū)巖性油氣藏成藏理論認識，板東油田低部位發(fā)現(xiàn)了千萬噸規(guī)模效益儲量；構建斷砂組合成藏新模式，老層新探，濱海斷鼻沙一上亞段形成千萬噸高效增儲區(qū)，建成一個5×104t級高效建產區(qū)；已開發(fā)油層下部預探新層，王官屯潛山二疊系形成2000×104t效益增儲區(qū)；工藝再攻關，稠油熱采技術實現(xiàn)了劉官莊儲量、產量倍增，建成10×104t級高效產能區(qū)；重新構建油藏模式，油藏再認識，唐南斷鼻整體形成500×104t級探明儲量區(qū)。通過增儲建產一體化、新區(qū)老區(qū)一體化、地質工程一體化管理創(chuàng)新，實現(xiàn)了控投降本、提質增效，累計節(jié)約投資超3億元，儲量動用率超過90%，新增儲量產能建設內部收益率超過8%。

實踐證明，大港油田探索提出的老油田效益增儲新模式，是老油田高效勘探的有效手段，為中國同類型老油田效益勘探開發(fā)提供了借鑒。