中國石油海外油氣田開發(fā)技術(shù)進(jìn)展與發(fā)展方向

穆龍新，陳亞強(qiáng)，許安著，王瑞峰

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

中國石油天然氣集團(tuán)有限公司（以下簡(jiǎn)稱中國石油）海外油氣業(yè)務(wù)從1993年開始，經(jīng)過20多年的艱苦創(chuàng)業(yè)，歷經(jīng)基礎(chǔ)發(fā)展、規(guī)模發(fā)展、優(yōu)化發(fā)展 3個(gè)階段，取得了輝煌的業(yè)績(jī)，建成了中亞-俄羅斯、中東、非洲、美洲和亞太 5大油氣合作區(qū)，基本完成了全球油氣業(yè)務(wù)戰(zhàn)略布局[1]。目前海外油氣業(yè)務(wù)在全球32個(gè)國家共管理運(yùn)行88個(gè)油氣合作項(xiàng)目，其中包含58個(gè)油氣開發(fā)項(xiàng)目，占比為2/3，年油氣生產(chǎn)能力接近2×108t。在海外業(yè)務(wù)20多年的成功發(fā)展過程中，海外油氣開發(fā)技術(shù)經(jīng)歷了國內(nèi)技術(shù)集成應(yīng)用→集成創(chuàng)新→研發(fā)創(chuàng)新的發(fā)展歷程，逐步形成了以砂巖油田天然能量高速開發(fā)、碳酸鹽巖油氣田整體開發(fā)部署優(yōu)化、超重油油藏水平井泡沫油冷采開發(fā)為代表的海外油氣田開發(fā)特色技術(shù)系列[1-2]。這一系列技術(shù)極大地提升了中國石油的技術(shù)核心競(jìng)爭(zhēng)力，最大程度規(guī)避和降低了海外投資風(fēng)險(xiǎn)，取得了巨大的經(jīng)濟(jì)效益，為中國石油海外油氣業(yè)務(wù)有質(zhì)量有效益可持續(xù)發(fā)展提供了有力的技術(shù)支撐和保障。

隨著海外業(yè)務(wù)內(nèi)外部形勢(shì)的不斷變化，海外油氣開發(fā)也面臨一系列的問題與挑戰(zhàn)：①大部分砂巖油田高速開發(fā)后進(jìn)入開發(fā)中后期，面臨“雙高”（含水率大于 80%，采出程度超過60%）挑戰(zhàn)，需要研究海外高含水砂巖油田開發(fā)調(diào)整策略和二次開發(fā)技術(shù)系列[1-3]；②大型碳酸鹽巖油田注水開發(fā)矛盾突出，持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)面臨挑戰(zhàn)，急需攻關(guān)大型碳酸鹽巖油氣藏高效注水注氣提高采收率技術(shù)[1-2,4]；③海外在建、待建項(xiàng)目主要是油砂、頁巖氣、深水、極地和LNG（液化天然氣）等項(xiàng)目，屬于非常規(guī)和新業(yè)務(wù)領(lǐng)域，技術(shù)難度大、要求高，國內(nèi)又缺少可借鑒的成熟經(jīng)驗(yàn)和技術(shù)，需要?jiǎng)?chuàng)新研發(fā)非常規(guī)及深水油氣經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)技術(shù)[1-2]。針對(duì)上述問題，本文在回顧中國石油海外油氣田開發(fā)技術(shù)發(fā)展歷程及特色開發(fā)技術(shù)基礎(chǔ)上，結(jié)合國內(nèi)外油氣田開發(fā)技術(shù)發(fā)展趨勢(shì)，提出未來海外業(yè)務(wù)的發(fā)展目標(biāo)與技術(shù)發(fā)展方向。

1 發(fā)展歷程

20多年來，伴隨著海外油氣業(yè)務(wù)的發(fā)展，海外油氣開發(fā)技術(shù)經(jīng)歷了直接應(yīng)用國內(nèi)成熟開發(fā)技術(shù)、集成創(chuàng)新海外適應(yīng)開發(fā)技術(shù)、研發(fā)創(chuàng)新海外特色開發(fā)技術(shù)3個(gè)階段。在每個(gè)階段，海外開發(fā)技術(shù)發(fā)展的特點(diǎn)和重點(diǎn)均不同。

①直接應(yīng)用國內(nèi)成熟開發(fā)技術(shù)階段（1993—1996年）。此階段由于海外業(yè)務(wù)剛起步，還沒有跨國生產(chǎn)經(jīng)營管理經(jīng)驗(yàn)，海外油氣開發(fā)主要集中在常規(guī)砂巖老油田綜合挖潛領(lǐng)域，秘魯6/7區(qū)塔拉拉、加拿大阿奇森和委內(nèi)瑞拉卡萊高勒斯等老油田成功應(yīng)用了國內(nèi)砂巖油田成熟開發(fā)技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了海外油田開發(fā)生產(chǎn)零的突破。

②集成創(chuàng)新海外適應(yīng)開發(fā)技術(shù)階段（1997—2008年）。此階段隨著蘇丹 1/2/4區(qū)、蘇丹 6區(qū)、蘇丹 3/7區(qū)、哈薩克斯坦阿克糾賓等一批代表性項(xiàng)目陸續(xù)投入開發(fā)，海外開發(fā)技術(shù)在集成應(yīng)用國內(nèi)成熟技術(shù)的基礎(chǔ)上，開展集成創(chuàng)新，形成了一系列適應(yīng)海外特點(diǎn)的油氣開發(fā)技術(shù)。如海外砂巖油田天然能量高速開發(fā)技術(shù)、異常高壓特低滲透碳酸鹽巖油藏開發(fā)技術(shù)、帶凝析氣頂碳酸鹽巖油田注水開發(fā)技術(shù)、薄層碳酸鹽巖油田水平井注水開發(fā)技術(shù)、大型高凝油油藏高效開發(fā)技術(shù)等[1-5]。

③研發(fā)創(chuàng)新海外特色開發(fā)技術(shù)階段（2009年至今）。隨著海外油氣業(yè)務(wù)范圍和種類逐步擴(kuò)展至中東大型碳酸鹽巖油田、中亞復(fù)雜碳酸鹽巖氣田、加拿大油砂和頁巖氣、澳大利亞煤層氣、北極LNG及深水油氣等多樣化領(lǐng)域，通過持續(xù)攻關(guān)制約海外主營業(yè)務(wù)發(fā)展的關(guān)鍵瓶頸技術(shù)，創(chuàng)新形成了海外大型碳酸鹽巖油藏整體開發(fā)部署優(yōu)化技術(shù)、邊底水碳酸鹽巖氣田群高效開發(fā)技術(shù)、帶凝析氣頂碳酸鹽巖油藏氣頂油環(huán)協(xié)同開發(fā)技術(shù)、超重油油藏整體水平井泡沫油冷采開發(fā)技術(shù)等特色技術(shù)[1-2, 4, 6-7]。

2 發(fā)展現(xiàn)狀與成效

在中國石油海外20多年的油氣開發(fā)實(shí)踐中，通過將國內(nèi)成熟油氣田開發(fā)技術(shù)與海外油氣田特點(diǎn)相結(jié)合，創(chuàng)新形成了適應(yīng)海外特點(diǎn)的系列特色開發(fā)技術(shù)（見表 1），其中最具代表性的有海外砂巖油田天然能量高速開發(fā)技術(shù)、大型碳酸鹽巖油藏整體開發(fā)部署優(yōu)化技術(shù)、邊底水碳酸鹽巖氣田群高效開發(fā)技術(shù)、超重油油藏整體水平井泡沫油冷采開發(fā)技術(shù)、頁巖氣水平井分段體積壓裂技術(shù)、煤層氣有利儲(chǔ)集層預(yù)測(cè)與 SIS水平井（從地面鉆水平井貫穿煤層，趾端與另一口直井在煤層中對(duì)接）開發(fā)技術(shù)等。

2.1 海外砂巖油田天然能量高速開發(fā)技術(shù)

以蘇丹項(xiàng)目為代表的海外砂巖油田具有天然能量充足、儲(chǔ)集層物性與油品性質(zhì)好、投資環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)極高等特點(diǎn)[1-3]。國內(nèi)成熟砂巖油藏注水開發(fā)技術(shù)在海外受合同和投資風(fēng)險(xiǎn)的限制而難以應(yīng)用[8]，針對(duì)該問題，在深入研究高速開發(fā)機(jī)理的基礎(chǔ)上，明確了天然水體大小、原油流動(dòng)能力、地飽壓差、儲(chǔ)集層有效厚度、開發(fā)技術(shù)政策等影響天然能量高速開發(fā)的5大主控因素，提出了定量分析方法[3]，并創(chuàng)新建立了“充分利用天然能量高速開發(fā)，延遲注水，快速回收投資，規(guī)避投資風(fēng)險(xiǎn)”的海外砂巖油田高效開發(fā)模式和“稀井高產(chǎn)、大段合采、大壓差生產(chǎn)”的技術(shù)政策[3]，同時(shí)確定了初始井網(wǎng)井距500～1 200 m，單井配產(chǎn)140～200 t/d，高峰期采油速度2.0%～2.5%等主要開發(fā)指標(biāo)（見表2）。根據(jù)蘇丹油田各油藏滲透率及油品性質(zhì)，建立流度矩陣表（見表 3），劃分原油類型，進(jìn)而確定與原油類型相適應(yīng)的井網(wǎng)密度，創(chuàng)新形成了充分利用天然能量的井網(wǎng)井距加密技術(shù)[3,9-10]。海外砂巖油田天然能量高速開發(fā)技術(shù)的廣泛應(yīng)用不僅有力支撐了蘇丹兩個(gè)主力項(xiàng)目快速建產(chǎn)至1500×104t/a，而且也有力支撐了海外其他砂巖油田的高速高效開發(fā)。

表1 中國石油海外油氣開發(fā)技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀（據(jù)文獻(xiàn)[1-7]修改）

表2 蘇丹地區(qū)3個(gè)主力油田開發(fā)數(shù)據(jù)表（據(jù)文獻(xiàn)[9]修改）

表3 蘇丹3個(gè)主力油田流度矩陣表（據(jù)文獻(xiàn)[9]修改）

2.2 海外大型碳酸鹽巖油藏整體開發(fā)部署優(yōu)化技術(shù)

以伊拉克等大型生物碎屑灰?guī)r油藏為研究對(duì)象，針對(duì)生物碎屑灰?guī)r優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層預(yù)測(cè)難度大、非均質(zhì)性極強(qiáng)影響開發(fā)效果等難題[1,4,11-12]，通過細(xì)分孔隙結(jié)構(gòu)類型，建立微觀孔喉類型與巖相關(guān)系[2]（見表 4），實(shí)現(xiàn)了基于微觀孔滲關(guān)系的地震與沉積相雙重控制的儲(chǔ)集層三維建模，集成創(chuàng)新形成生物碎屑灰?guī)r儲(chǔ)集層多信息一體化相控建模技術(shù)[1-2,4]。針對(duì)艾哈代布和哈法亞碳酸鹽巖油田規(guī)模巨大、縱向上含油層系多、隔夾層發(fā)育、油藏差異大等特點(diǎn)，創(chuàng)立薄層生物碎屑灰?guī)r油藏平行正對(duì)水平井整體注采井網(wǎng)開發(fā)模式（見圖1）、巨厚生物碎屑灰?guī)r油藏大斜度水平井采油+直井注水的排狀注采井網(wǎng)模式[1,4]，形成主力油藏骨干井網(wǎng)與次主力油藏枝干井網(wǎng)空間相匹配的立體井網(wǎng)模式，解決了地下多層系井網(wǎng)空間結(jié)構(gòu)匹配及地面和安保限制難題。針對(duì)如何實(shí)現(xiàn)油田快速整體建產(chǎn)和最佳經(jīng)濟(jì)效益之間的平衡，創(chuàng)新形成“上產(chǎn)速度+投資規(guī)模+增量效益”的多目標(biāo)協(xié)同優(yōu)化技術(shù)[1,4]，制定艾哈代布油田“水平井網(wǎng)一步到位，優(yōu)勢(shì)資源重點(diǎn)突破，兩翼穩(wěn)步展開”的部署策略，制定哈法亞油田“整體部署，分區(qū)分層系有效接替，早期高產(chǎn)層優(yōu)先動(dòng)用，中心突破，兩邊展開，最大化節(jié)約前期投資”的開發(fā)策略，利用最小的投資在最短時(shí)間內(nèi)建成初始商業(yè)產(chǎn)能，實(shí)現(xiàn)油田自身滾動(dòng)發(fā)展和經(jīng)濟(jì)效益最大化。這些技術(shù)的應(yīng)用成功助推伊拉克艾哈代布項(xiàng)目提前3年實(shí)現(xiàn)700×104t/a高峰產(chǎn)能，內(nèi)部收益率提高3%以上；哈法亞項(xiàng)目快速建成年產(chǎn)2 000×104t原油生產(chǎn)能力，百萬噸產(chǎn)能建設(shè)投資約21×108元，創(chuàng)造了中國石油海外項(xiàng)目百萬噸產(chǎn)能建設(shè)投資規(guī)模的新低，有力支撐了中東地區(qū)原油產(chǎn)量從2010年的358×104t/a迅速增加至2018年的8 000×104t/a。

表4 哈法亞油田Mishrif油藏孔隙結(jié)構(gòu)與巖相分類特征表（據(jù)文獻(xiàn)[2]修改）

圖1 艾哈代布油田水平井整體注采3種井網(wǎng)開發(fā)模式（據(jù)文獻(xiàn)[1, 4]修改）

2.3 海外邊底水碳酸鹽巖氣田群高效開發(fā)技術(shù)

土庫曼阿姆河右岸項(xiàng)目開發(fā)對(duì)象為復(fù)雜海相碳酸鹽巖氣藏，具有普遍發(fā)育裂縫、儲(chǔ)集層非均質(zhì)性強(qiáng)、氣水關(guān)系復(fù)雜、部分氣田水體較為活躍等特征，氣田井網(wǎng)部署、合理高效開發(fā)難度大[1-2]；項(xiàng)目氣田數(shù)量眾多、儲(chǔ)量規(guī)模不一、地理位置分散、受產(chǎn)品分成合同條款等約束，項(xiàng)目整體實(shí)現(xiàn)有序接替、穩(wěn)定供氣面臨巨大挑戰(zhàn)[4]。針對(duì)上述問題，從單個(gè)氣田和氣田群兩個(gè)層面入手，綜合氣藏構(gòu)造、儲(chǔ)集層、裂縫和水體等因素，以財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值為目標(biāo)函數(shù)建立多變量數(shù)學(xué)模型，實(shí)現(xiàn)了井網(wǎng)類型與斜井段長(zhǎng)度、避水高度及總井?dāng)?shù)等關(guān)鍵參數(shù)的同步優(yōu)化，創(chuàng)新形成了裂縫-孔隙型邊底水氣藏整體大斜度井優(yōu)化開發(fā)技術(shù)[1,4]。同時(shí)，在揭示單個(gè)氣田采氣速度與穩(wěn)產(chǎn)期末采出程度定量關(guān)系的基礎(chǔ)上，建立了考慮產(chǎn)品分成合同模式的氣田群整體優(yōu)化開發(fā)模型，并采用改進(jìn)的遺傳算法進(jìn)行求解，得到了最優(yōu)的氣田投產(chǎn)次序和產(chǎn)能規(guī)模，創(chuàng)新形成基于產(chǎn)品分成合同模式的氣田群整體協(xié)同優(yōu)化開發(fā)技術(shù)[2,4]。邊底水碳酸鹽巖氣田群高效開發(fā)技術(shù)已經(jīng)全面應(yīng)用于阿姆河右岸的產(chǎn)能建設(shè)中，實(shí)現(xiàn)了氣田的高效開發(fā)，取得了良好的經(jīng)濟(jì)效益。與常規(guī)大斜度井網(wǎng)優(yōu)化技術(shù)相比，主力別-皮氣田產(chǎn)能規(guī)模提高20%，鉆井總進(jìn)尺減少13%，財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值增加11%[13]。整個(gè)阿姆河右岸項(xiàng)目建成天然氣產(chǎn)能170×108m3/a，上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)期15年，為實(shí)現(xiàn)中國能源進(jìn)口多元化、保障能源安全、建設(shè)美麗中國做出了突出貢獻(xiàn)。

2.4 海外超重油油藏整體水平井泡沫油冷采開發(fā)技術(shù)

委內(nèi)瑞拉奧里諾科重油帶中深層超重油具有“四高一低可流動(dòng)”的特點(diǎn)：高密度（原油密度1.007～1.022 g/cm3），高含瀝青質(zhì)（瀝青質(zhì)含量9%～24%），高含硫（硫化氫含量大于3.5%），高含重金屬（重金屬含量大于500 mg/L），地下原油黏度相對(duì)較低（黏度1 000～10 000 mPa·s）。冷采過程中原油可流動(dòng)[14]，通過泡沫油驅(qū)油物理模擬實(shí)驗(yàn)，系統(tǒng)揭示了泡沫油驅(qū)油機(jī)理[1,4,15-16]。泡沫油中含有大量分散微氣泡，能夠較長(zhǎng)時(shí)間滯留在油相中，顯著地增加流體的壓縮性，提高彈性驅(qū)動(dòng)能量，冷采過程中一定條件下能就地形成泡沫油流，具有較高冷采產(chǎn)能，且油藏壓力下降較慢，采收率較高（可超過12%）。采用多組分?jǐn)?shù)值模擬方法，再現(xiàn)泡沫油中分散氣泡的形成、破裂和聚并的動(dòng)態(tài)過程（見圖2）及以泡點(diǎn)壓力和擬泡點(diǎn)壓力為分界點(diǎn)的三段式開發(fā)特征[6,17]（見圖3），建立泡沫油水平井初始產(chǎn)能預(yù)測(cè)公式和無因次IPR（流入動(dòng)態(tài)曲線）模型[18]，形成超重油油藏冷采開發(fā)技術(shù)政策界限確定和水平井開發(fā)優(yōu)化設(shè)計(jì)方法[4,17]，創(chuàng)新研發(fā)了一套超重油油藏整體叢式水平井冷采開發(fā)技術(shù)。應(yīng)用這樣一套技術(shù)實(shí)現(xiàn)了超重油經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)，支撐了委內(nèi)瑞拉 MPE3項(xiàng)目2016年建成年產(chǎn)重油1 000×104t規(guī)模，包含鉆井平臺(tái)25座，水平井423口，平均單井初產(chǎn)100 t/d以上，而且實(shí)現(xiàn)1 000×104t/d油藏產(chǎn)能規(guī)模下持續(xù)效益開發(fā)：2016—2018年，實(shí)現(xiàn)中方凈利潤47×108元，平均單位操作成本130元/t，取得了顯著的經(jīng)濟(jì)效益。

圖2 泡沫油微觀驅(qū)油機(jī)理（據(jù)文獻(xiàn)[15]修改）

圖3 泡沫油驅(qū)替特征實(shí)驗(yàn)曲線（據(jù)文獻(xiàn)[5]修改）

3 面臨的問題與挑戰(zhàn)

中國石油海外油氣業(yè)務(wù)計(jì)劃未來作業(yè)產(chǎn)量規(guī)模保持在年產(chǎn)2×108t以上水平，其中碳酸鹽巖約占60%，砂巖占 30%，非常規(guī)占 10%[1]。但如何實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)、上產(chǎn)和經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)仍面臨著一系列問題和挑戰(zhàn)：砂巖老油田穩(wěn)油控水提高采收率難；碳酸鹽巖油氣田穩(wěn)產(chǎn)難；非常規(guī)油氣開發(fā)“甜點(diǎn)區(qū)”預(yù)測(cè)難；超重油和油砂經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)難等。因此，急需創(chuàng)新研發(fā)一系列合適的開發(fā)技術(shù)，主要有：高含水老油田穩(wěn)油控水及提高采收率技術(shù)；碳酸鹽巖油藏注水/注氣開發(fā)和提高采收率技術(shù)；復(fù)雜碳酸鹽巖氣藏高效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)；基巖潛山復(fù)雜油藏開發(fā)技術(shù)；煤層氣、致密氣和頁巖氣“甜點(diǎn)區(qū)”預(yù)測(cè)與經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)技術(shù)；超重油油藏冷采穩(wěn)產(chǎn)與改善開發(fā)效果技術(shù)；油砂 SAGD（蒸汽輔助重力泄油）高效開發(fā)技術(shù)等[1]。

4 發(fā)展目標(biāo)與技術(shù)

4.1 發(fā)展目標(biāo)

未來海外油氣開發(fā)業(yè)務(wù)發(fā)展重點(diǎn)是陸上常規(guī)砂巖、大型復(fù)雜碳酸鹽巖、非常規(guī)和海域深水4大領(lǐng)域。重點(diǎn)是加快中東大型碳酸鹽巖油藏上產(chǎn)和持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，延緩中亞碳酸鹽巖油藏遞減，提高中亞、非洲高含水砂巖老油田采收率，推進(jìn)不同類型復(fù)雜氣田高效開發(fā)，加強(qiáng)非常規(guī)油氣經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)技術(shù)攻關(guān)，支撐海外油氣業(yè)務(wù)作業(yè)產(chǎn)量規(guī)模保持在年產(chǎn)2×108t以上水平。據(jù)此，需要?jiǎng)?chuàng)新形成一系列滿足海外油氣開發(fā)需要的特色技術(shù)體系，其發(fā)展目標(biāo)是[1]：高含水砂巖油田提高采收率技術(shù)保持國際領(lǐng)先；碳酸鹽巖油氣藏開發(fā)技術(shù)達(dá)到國際先進(jìn)水平；非常規(guī)和海域深水油氣開發(fā)技術(shù)逐步縮小國際差距，實(shí)現(xiàn)快速追趕。

4.2 重點(diǎn)技術(shù)

4.2.1 人工智能儲(chǔ)集層預(yù)測(cè)與三維地質(zhì)建模技術(shù)

傳統(tǒng)的儲(chǔ)集層預(yù)測(cè)和三維地質(zhì)建模技術(shù)已經(jīng)難以滿足海外追求高速高效和高精度地質(zhì)研究的要求，目前人工智能技術(shù)的快速發(fā)展為未來高速高效和高精度儲(chǔ)集層預(yù)測(cè)和三維地質(zhì)建模提供了可能。在新的信息技術(shù)支撐下，利用大數(shù)據(jù)、文本解析、圖像識(shí)別、知識(shí)圖譜等學(xué)習(xí)型知識(shí)標(biāo)注抽提方法[19-20]，可以高效準(zhǔn)確地收集所需的各種資料；利用機(jī)器學(xué)習(xí)方法[21]可以實(shí)現(xiàn)對(duì)特定地區(qū)數(shù)據(jù)、曲線和各種地質(zhì)信息的快速處理；通過機(jī)器學(xué)習(xí)和深度學(xué)習(xí)等技術(shù)手段[22]可以實(shí)現(xiàn)油氣儲(chǔ)集層測(cè)井、地震、地層對(duì)比和儲(chǔ)集層的智能化解釋與預(yù)測(cè)。經(jīng)同類油藏的類比，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)集層預(yù)測(cè)和三維地質(zhì)建模的智能化評(píng)價(jià)、診斷、預(yù)測(cè)和優(yōu)化，從而實(shí)現(xiàn)高速高效和高精度的儲(chǔ)集層預(yù)測(cè)和三維地質(zhì)建模。

4.2.2 海外砂巖油田高速開發(fā)后的二次開發(fā)與提高采收率技術(shù)

海外砂巖油田自中方收并購后，為了快速回收投資，普遍選擇高速開發(fā)，目前總體進(jìn)入高含水、高采出程度的“雙高”開發(fā)后期階段，面臨著含水上升快、綜合含水高、采出程度高、油藏壓力保持水平低、遞減大等生產(chǎn)問題[1,3]；平面上注采井網(wǎng)不完善、縱向上采用籠統(tǒng)注水方式，水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度和動(dòng)用程度低[3]。為了有效進(jìn)行穩(wěn)油控水并進(jìn)一步提高采收率，滿足砂巖油田繼續(xù)高效開發(fā)需求，未來海外砂巖油田開發(fā)技術(shù)將重點(diǎn)向以下2個(gè)方面發(fā)展。

①人工注水與天然水驅(qū)協(xié)同開發(fā)技術(shù)。海外砂巖油田天然能量高速開發(fā)后，其剩余油分布特征與國內(nèi)早期注水開發(fā)油田的剩余油分布具有很大差異，因此需揭示天然能量高速開發(fā)后剩余油分布規(guī)律并建立定量描述方法，探索天然能量強(qiáng)度評(píng)價(jià)方法，明確天然水驅(qū)和人工注水協(xié)同開發(fā)的調(diào)整策略和技術(shù)政策界限[3]，發(fā)展高速開發(fā)后剩余油定量描述技術(shù)和剩余油局部加密調(diào)整技術(shù)，創(chuàng)新形成一套天然能量與人工注水的協(xié)同開發(fā)技術(shù)。

②海外油田二次開發(fā)技術(shù)。借鑒國內(nèi)老油田二次開發(fā)調(diào)整理念，建立以深化油藏地下認(rèn)識(shí)、轉(zhuǎn)化開發(fā)模式、優(yōu)化工藝技術(shù)、強(qiáng)化技術(shù)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)的海外砂巖老油田二次開發(fā)理念和方法[3]，立足老油田主要依靠天然能量或籠統(tǒng)注水的開發(fā)現(xiàn)狀，將“總體控制、方式轉(zhuǎn)換、井網(wǎng)重組、層系細(xì)分、堵水調(diào)驅(qū)、整體優(yōu)化”的海外砂巖老油田開發(fā)調(diào)整工作思路具體化，形成海外砂巖老油田開發(fā)調(diào)整策略和二次開發(fā)技術(shù)系列。

4.2.3 海外碳酸鹽巖油氣藏注水注氣提高采收率技術(shù)

伴隨著海外油氣田開發(fā)以砂巖油藏為主轉(zhuǎn)為以碳酸鹽巖油藏為主的發(fā)展趨勢(shì)，海外碳酸鹽巖油藏產(chǎn)量比例將超過60%[1]，碳酸鹽巖油藏將成為未來海外開發(fā)業(yè)務(wù)的主要拓展領(lǐng)域和核心。以中東為代表的海外碳酸鹽巖油藏，其地質(zhì)、油藏特征與國內(nèi)相比差異大，表現(xiàn)為規(guī)模巨大、厚度巨大、非均質(zhì)性極強(qiáng)等特點(diǎn)[1,4]，早期規(guī)模建產(chǎn)任務(wù)已經(jīng)完成，現(xiàn)在面臨著上產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)的難題，因此研發(fā)適應(yīng)海外碳酸鹽巖油藏的注水注氣提高采收率技術(shù)就成為未來的攻關(guān)方向，其發(fā)展重點(diǎn)有3個(gè)方面。

①碳酸鹽巖油藏儲(chǔ)集層非均質(zhì)性定量評(píng)價(jià)和一體化三維建模技術(shù)。針對(duì)伊拉克大型生物碎屑灰?guī)r油藏非均質(zhì)性特征的定量描述與空間展布刻畫難題，急需開展生物碎屑灰?guī)r儲(chǔ)集層非均質(zhì)性成因分析與儲(chǔ)集層微觀孔隙結(jié)構(gòu)評(píng)價(jià)，建立不同巖石類型的測(cè)井定量識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)與方法[1,4]，開展高滲透層的成因與定量識(shí)別、隔夾層的定量識(shí)別與多尺度分布預(yù)測(cè)研究，明確高滲透層的空間展布規(guī)律，實(shí)現(xiàn)對(duì)伊拉克大型生物碎屑灰?guī)r儲(chǔ)集層非均質(zhì)性的定量評(píng)價(jià)和一體化三維建模。

②生物碎屑灰?guī)r油藏高效注水開發(fā)技術(shù)。未來海外碳酸鹽巖油藏需要通過注水等方式保持較長(zhǎng)時(shí)間的穩(wěn)產(chǎn)，但薄層生物碎屑灰?guī)r油藏水平井注水恢復(fù)壓力與含水快速上升的矛盾日益突出，而巨厚生物碎屑灰?guī)r油藏高效注水則是世界級(jí)難題。因此，未來急需研究薄層生物碎屑灰?guī)r油藏水平井整體注水、穩(wěn)油控水及綜合調(diào)整技術(shù)，攻關(guān)巨厚生物碎屑灰?guī)r油藏高效注水開發(fā)技術(shù)[1,4,23-24]，建立巨厚生物碎屑灰?guī)r油藏與高滲透層相對(duì)應(yīng)的注采模式和分區(qū)、分層注水開發(fā)技術(shù)政策[1,4,25-27]，確保有限水資源高效利用，分區(qū)、分塊高效注水開發(fā)，從而提高巨厚生物碎屑灰?guī)r油藏波及效率及注水開發(fā)效果。

③碳酸鹽巖氣頂油環(huán)復(fù)雜油氣藏注水、注氣開發(fā)調(diào)整和提高采收率技術(shù)。針對(duì)中亞地區(qū)碳酸鹽巖氣頂油環(huán)復(fù)雜油氣藏歷經(jīng)多年油環(huán)注水和氣頂采氣開發(fā)，面臨著地層壓力水平低、儲(chǔ)集層動(dòng)用程度低、氣頂油環(huán)協(xié)同開發(fā)難等問題，需進(jìn)一步發(fā)展雙重介質(zhì)碳酸鹽巖油藏三維建模和剩余油定量評(píng)價(jià)技術(shù)[28]，明確影響注水、注氣開發(fā)效果的主控因素，制定雙重介質(zhì)儲(chǔ)集層注水、注氣開發(fā)技術(shù)政策[29]，豐富碳酸鹽巖氣頂油環(huán)復(fù)雜油氣藏開發(fā)中后期注水、注氣開發(fā)調(diào)整技術(shù)和開發(fā)模式[30]。同時(shí)研究氣水交替、聚表劑驅(qū)油等提高采收率技術(shù)的適應(yīng)性，創(chuàng)新形成一套碳酸鹽巖氣頂油環(huán)復(fù)雜油氣藏開發(fā)中后期提高采收率技術(shù)。

4.2.4 海外非常規(guī)油氣經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)技術(shù)

全球非常規(guī)油氣資源豐富，資源量占總資源量的1/3，新增儲(chǔ)量占全球的45%左右[31-32]，已成為常規(guī)油氣資源的重要補(bǔ)充，是各大油公司資源配置的重要領(lǐng)域。目前中國石油海外擁有重油、油砂、致密氣、頁巖氣等眾多非常規(guī)油氣項(xiàng)目，且剩余可采儲(chǔ)量超過20×108t，規(guī)模巨大，但缺乏低成本高效開發(fā)技術(shù)，從而使海外非常規(guī)油氣開發(fā)處于虧損或停滯狀態(tài)，因此，急需創(chuàng)新攻關(guān)海外非常規(guī)油氣經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)技術(shù)，其發(fā)展重點(diǎn)有3個(gè)方面。

①超重油油藏冷采穩(wěn)產(chǎn)優(yōu)化和提高采收率技術(shù)。隨著委內(nèi)瑞拉超重油油田水平井持續(xù)冷采，地層壓力下降、產(chǎn)量遞減、氣油比上升，開發(fā)效果逐漸變差，冷采潛力逐漸減小，冷采穩(wěn)產(chǎn)面臨較大挑戰(zhàn)，需深化研究水平井冷采下的剩余油分布規(guī)律和定量描述技術(shù)，制定激勵(lì)泡沫油驅(qū)的開發(fā)技術(shù)政策，發(fā)展超重油油藏二次泡沫油非熱采保壓開采和提高單井產(chǎn)量技術(shù)[1]，創(chuàng)新形成一套以冷采加密調(diào)整和保壓開發(fā)技術(shù)為主的超重油油藏冷采穩(wěn)產(chǎn)優(yōu)化技術(shù)[6]。同時(shí)積極研究冷采后熱采提高采收率技術(shù)，尤其是新一代蒸汽驅(qū)和火燒油層技術(shù)[7]，重視注非熱介質(zhì)提高采收率技術(shù)的研究，尤其是注混相氣體、非凝析氣體、聚合物、化學(xué)劑等介質(zhì)提高采收率技術(shù)的研究[7]，創(chuàng)新發(fā)展一套超重油油藏冷采后期經(jīng)濟(jì)有效提高采收率技術(shù)。

②改善油砂SAGD效果和提高采收率經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)技術(shù)。目前中國石油在加拿大油砂項(xiàng)目應(yīng)用的是SAGD開發(fā)技術(shù)，其成本高、效益差，如何提高SAGD開發(fā)效果和探索提高采收率的經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)技術(shù)是業(yè)界公認(rèn)的難題，主要攻關(guān)方向包括：研究多元熱流體（N2、CO2、蒸汽）輔助 SAGD開發(fā)技術(shù)和注過熱蒸汽SAGD開發(fā)技術(shù)[7,33]，以大幅提高SAGD開發(fā)效果；研究新一代火燒油層技術(shù)[7,34]，以大幅提高油砂采收率。

③致密油氣甜點(diǎn)預(yù)測(cè)和水平井高精準(zhǔn)智能分段壓裂技術(shù)。包括頁巖油氣、煤層氣等在內(nèi)的非常規(guī)致密油氣具有大面積連續(xù)分布、源儲(chǔ)一體、油氣受層系控制、資源規(guī)模巨大、沒有明顯油氣水圈閉邊界等特點(diǎn)，尋找“甜點(diǎn)區(qū)段”、水平井和壓裂改造是開發(fā)該類資源的主要手段，是典型的“人工油氣藏”[35-36]。因此需要研發(fā)“甜點(diǎn)區(qū)段”多參數(shù)綜合預(yù)測(cè)技術(shù)，并以油氣“甜點(diǎn)區(qū)段”為單元，通過壓裂、注入與采出一體化方式，重建應(yīng)力場(chǎng)、溫度場(chǎng)、化學(xué)場(chǎng)、滲流場(chǎng)，形成“人造高滲區(qū)、重構(gòu)滲流場(chǎng)”[35-36]，研發(fā)低成本致密氣水平井高精準(zhǔn)智能分段壓裂技術(shù)等[37-38]。

4.2.5 海域深水油氣藏高效開發(fā)配套技術(shù)

全球海洋油氣資源豐富，總體勘探開發(fā)程度低。目前全球海域剩余油氣可采儲(chǔ)量1 840×108t，待發(fā)現(xiàn)資源量1 293×108t，分別占全球的43.7%和42.2%[31-32]。深水、超深水是熱點(diǎn)領(lǐng)域，海洋是各大國際石油公司資源配置的主戰(zhàn)場(chǎng)。而中國石油海域深水油氣藏開發(fā)技術(shù)和經(jīng)驗(yàn)嚴(yán)重不足，面對(duì)不同于陸相的深水油氣藏更復(fù)雜的地質(zhì)情況、更少的資料、更大的井距和更難的海洋工程，急需發(fā)展一系列的深水、超深水低成本開發(fā)配套技術(shù)，主要有深水—超深水重力流儲(chǔ)集層表征和預(yù)測(cè)技術(shù)、大井距剩余油分布定量預(yù)測(cè)技術(shù)、深水油氣藏與海工一體化布井優(yōu)化技術(shù)、深水油氣藏高效開發(fā)技術(shù)政策、深水油氣田開發(fā)調(diào)整及提高采收率技術(shù)、深水油氣田開發(fā)策略與優(yōu)化技術(shù)、海上自動(dòng)化鉆完井及深水采油工藝等技術(shù)[39-40]，從而使中國石油海外深水油氣開發(fā)技術(shù)盡快趕上世界先進(jìn)水平。

5 結(jié)語

回顧過去，中國石油海外油氣業(yè)務(wù)在20多年的發(fā)展歷程中實(shí)現(xiàn)了從無到有、從小到大、由弱變強(qiáng)的跨越式發(fā)展，海外油氣開發(fā)技術(shù)也走過了從國內(nèi)技術(shù)集成應(yīng)用、集成創(chuàng)新到研發(fā)創(chuàng)新并形成一系列特色技術(shù)的發(fā)展歷程，形成了以砂巖油田天然能量高速開發(fā)、碳酸鹽巖油氣田整體開發(fā)部署優(yōu)化、超重油油藏水平井泡沫油冷采開發(fā)為代表的海外油氣田開發(fā)特色技術(shù)系列，極大地提升了中國石油的核心技術(shù)競(jìng)爭(zhēng)力，為海外油氣業(yè)務(wù)實(shí)現(xiàn)跨越式發(fā)展提供了有力的技術(shù)保障。

展望未來，海外油氣業(yè)務(wù)面臨的合作環(huán)境更加復(fù)雜多變，海外業(yè)務(wù)實(shí)現(xiàn)優(yōu)質(zhì)高效發(fā)展存在更大挑戰(zhàn)，因此，需要充分發(fā)揮科技進(jìn)步對(duì)海外業(yè)務(wù)發(fā)展的重要支撐作用。未來海外油氣開發(fā)業(yè)務(wù)需針對(duì)短板和瓶頸技術(shù)進(jìn)行持續(xù)科研攻關(guān)，在高含水砂巖油田穩(wěn)油控水及提高采收率技術(shù)方面保持國際領(lǐng)先，碳酸鹽巖油氣藏注水注氣提高采收率技術(shù)方面達(dá)到國際先進(jìn)，非常規(guī)和海域深水油氣開發(fā)技術(shù)方面實(shí)現(xiàn)快速追趕，為中國石油海外油氣業(yè)務(wù)實(shí)現(xiàn)高質(zhì)量發(fā)展提供強(qiáng)有力的技術(shù)支撐和保障。

致謝：本文在撰寫過程中參考了中國石油勘探開發(fā)研究院和中國石油國際勘探開發(fā)公司從事海外技術(shù)支持和生產(chǎn)管理人員20多年來的大量研究成果，凝結(jié)了許多專家的智慧和辛勞。在此向范子菲、郭睿、陳和平、吳向紅、夏朝輝、趙倫、馮明生、董俊昌、劉尚奇、郭春秋及未能在此一一列出的各位專家謹(jǐn)致謝忱！