地质工程一体化在大港油田勘探开发中探索与实践

赵贤正 赵平起 李东平 武 玺 汪文昌 唐世忠

（ 中国石油大港油田公司 ）

大港油田主体开发区域集中在天津滨海新区和河北渤海新区范围内，为典型的复杂油气藏，经历50多年勘探开发，地下面临着“四高三低两失衡”的矛盾，即油田勘探程度高、综合含水高、自然递减高、综合成本高“四高”；新增储量品位低、产能到位率低、油田采收率低“三低”；投入产出和储采比例“两个失衡”。面对国际油价持续低迷、勘探开发建设征用地难度持续加大的严峻挑战，采取常规思路已难以实现老油田效益勘探开发和可持续发展。目前，以美国、亚太和中东地区等为代表的油气开发作业者采取地质工程一体化思路，通过多学科融合、多技术集成一体化应用，实现了页岩气、致密油等非常规油气的效益勘探开发，但对于处于特高含水开发阶段的复杂断块老油田能否采取地质工程一体化思路实现效益勘探开发尚未见相关研究，缺乏可供借鉴的成功经验。为此，为破解老油田效益勘探开发面临的风险与挑战，解决各种复杂开发难题，提升整体效益，亟待通过理念、理论、技术和管理创新探索出一条既能有效提高勘探开发效益、又能实现老油田可持续发展的新路，形成具有大港油田特色的地质工程一体化模式。

1 大港油田地质工程一体化提出背景

1.1 地质工程一体化战略定位

1.1.1 国内外地质工程一体化实践

世界范围内，以美国为代表的致密油商业性开发对全球能源结构、经济产生巨大影响[1-3]，极大地推动了多学科融合、多技术集成的一体化创新和发展之路。目前，在亚太和中东地区，各个区域的不同作业者，借鉴北美已经取得的大量经验，采用地质工程一体化思路，正在对非常规油气勘探开发进行积极的探索[4]，使原来认为没有效益的低品位资源得到效益动用，为诸多复杂的油气藏效益勘探开发带来了新的希望[5-11]。

地质工程一体化是近年来被中国石油行业较为重视的理念，是针对各种复杂油气藏的挑战应运而生的一系列方法[12-19]，国内各兄弟油气田企业根据自身的不同特点，在四川盆地海相页岩气、新疆油田玛湖凹陷致密油、苏里格致密气藏等非常规油气的效益勘探开发中，积极探索与各自油气田企业地质、地表和油田生产特点相适应的地质工程一体化思路，并且取得了一定效果[20-23]。

1.1.2 大港油田地质工程一体化探索的必要性

大港油田整体已进入特高含水开发阶段，已开发油田标定采收率同中国石油平均水平仍有一定差距，仍有接近30%的探明地质储量未能效益动用，长停井和套损套变井占比较大，受地方经济建设和环境保护要求影响，地面建设愈加困难。因此，为解决各种复杂开发难题，提升整体效益，借鉴国内外经验，有必要探索具有大港油田特色的地质工程一体化工作模式。

1.1.3 大港油田地质工程一体化的提出

为破解老油田实现效益勘探开发面临的风险与挑战，大港油田强化问题思维，聚焦质量效益，转变思想理念，树立了“油气资源为王、效益产量为本、工程技术为先”的理念，制定了“资源、创新、市场、一体化”战略，尤其把一体化管理上升到了战略层面，确定了6个方向，即：增储建产一体化、地质工程一体化、科研生产一体化、技术经济一体化、生产经营一体化、国内国际一体化。通过在6个一体化方面进行理念、理论、技术和管理模式的创新，整合各方面力量，创建各自具有大港油田特色的一体化管理模式，形成强大的一体化战略聚合力。目前大港油田增储建产一体化先导实践取得了突出成效，为地质工程一体化的探索实践提供了借鉴。

1.2 增储建产一体化先导实践

1.2.1 问题与对策

大港油田率先在“油气资源为王”理念方面探索创建“增储建产一体化”管理模式[24]。增储建产面临“三难”，一是新增石油控制、预测地质储量升级的比例低，效益升级难；二是评价探明地质储量动用率低，规模动用难；三是新区产能贡献低，稳产上产难。勘探开发相对独立，关注点不同，造成储量动用、产能建设、产量效益不能统一。

为此，大港油田转变勘探开发阶段划分模式，打破勘探开发传统的“接力赛”模式，重新优化增储建产业务链条上的专业分工、部门职能、生产流程、资源配置，提出了增储建产一体化管理的新模式[25]，如图1所示。

1.2.2 增储建产一体化效果

大港油田通过两年实践，增储建产一体化模式取得显著成效，形成了1个5000万吨级规划效益增储区，建立了3个2000万吨级规模增储战场，形成了2个1000万吨级规模快速建产区和4个10万吨级高效产能区[20]，将传统管理模式下从增储到增油最少需要3年时间，缩短到了1年，实现了“4个当年” ，即“当年发现、当年增储、当年建产、当年增油”，提高了勘探效率和效益。

同时，多项关键指标得到显著改善，探井口数和进尺完成率超过110%，探井成功率保持在60%以上，高产井比例为32%，探井百吨井14口，探井钻井成本比计划降低10%，新增探明地质储量动用率提高到90%以上，新区产能占比提高了20%，(5～10)×104t以上整装产能建设区块逐年增加。增储建产一体化在老油田提质增效方面的示范作用充分显现，也为其他一体化管理新模式的探索与创建积累了经验。

图1 增储建产一体化管理模式图

2 大港油田地质工程一体化模式

根据老油田开发面临的诸多难题，大港油田确立了“效益开发、稳油增气、试验先行、蓄势待发”的开发工作方针，改变思维理念，创新提出开发工作主要围绕“五场建设”展开，即：开拓“新战场”，实现新区建产上产；重构“渗流场”，实现老区稳油控水；建设“井丛场”，产能建设提效率；攻关“试验场”，大幅度提高采收率；发展“数字场”，推进数字油田建设。对应“五场建设”设立了“10+2”的地质工程一体化项目，进一步明确目标，落实责任，协同推进。

大港油田地质工程一体化模式主要围绕“五场建设”，以一体化项目为载体，采取部门主导、专业协同、平台支撑的管理方式，在组织机构不变、专业职能不变的前提下，管理部门间由“接力赛”变为“团体赛”，研究支撑上由“分散式分段支撑”变为“平台化同步支撑”，实现目标清晰、责权分明，通过管理方式创新、运作模式创新，充分发挥主导专业的领军作用，充分调动协同专业的积极性，确保油田开发提质量、提效益。大港油田地质工程一体化具体模式见图2。

2.1 建产增产项目化

针对老油田开发面临的难点和潜力点，围绕“五场建设”，设立以难采储量开发动用、风险作业区块开发、复杂结构井提产能、二次开发增可采储量、“二三结合”提采收率、注水专项治理夯基础、进攻性措施增产量、疑难井修复盘活资产、井丛场建设提效率、三采试验提采收率等10项开发主体项目和数字化油田建设与协同研究平台建设两个支撑项目（10+2项目），突出专项工程，采取项目化管理，明确项目目标和责任主体，实现资源配置最优化。

2.2 团队组织协同化

地质工程一体化实施具有多学科互动、多工种交叉作业的特点，通过团队组织协同，形成网式连接、多向沟通的项目架构，以实现顶层设计、职能融合、协同管理，从传统的接力赛架构转变成团体赛架构。同时，明确主导部门和协同部门，主导专业部门引领，协同专业部门配合，实现跨机构跨专业决策管理，提升项目管理水平。

图2 地质工程一体化管理模式图

2.3 研究设计平台化

以数字化油田为基础，搭建一体化的研究平台，建立协同研究云平台，集中管控地球物理、综合地质、油藏工程、钻采工程等专业软件，并且实现各专业软件基础和成果数据的互通。将油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程、效益评价等方案集中在协同决策环境中。通过数据共享、软件共享、成果共享，实现研究同步、方案同步、设计同步，提升方案设计决策水平。

2.4 现场实施模块化

以标准化、集成化、工厂化、系列化为目标，通过自主研发、场站标准化建设、设备橇装化安装、工艺单元模块化预制等措施，提高质量，缩短工期，降低成本，提高整体经济效益。

2.5 生产管理数字化

应用物联网、大数据、云计算、移动技术，开展数字油藏、数字井筒、数字地面3个层次数字油田建设，对油气井、场站、管道集中监控，生产与安全故障自动预警报警。实现资源共享、远程操控、趋势预测、动态分析，优化劳动组织方式，提升管理水平。

3 大港油田地质工程一体化实践

3.1 地质工程一体化在井丛场建设提效率中的实践

面对复杂的地面环境和效益开发的要求，大港油田大力推进井丛场建设提效率。以减少土地征用、缩短建井周期、提高劳动效率为目标，组建以油藏、工程、地面为主体的项目团队。利用地质工程一体化研究设计平台，按照“大井丛、多层位、多井型、工厂化、立体式”建井模式，地质工程同步优化轨迹，地面地下井筒联动推演，实现集约化建井、简易化配套、工厂化作业。2016—2017年，规模实施井丛场52个，丛式井占产能建设钻井井数的62%，并且在羊三木油田建成了大港油田历史上陆地最大井丛场，在减少土地征用、节能环保、提质增效方面取得显著效果。

3.1.1 羊三木井丛场建设中地质工程一体化做法

羊三木油田为复杂断块稠油油藏，1971年投入开发，截至2015年底综合含水为94.6%，可采地质储量采出程度为89%，受地面条件及地方关系影响，近10年因没有合适的井场实施调整方案，油田自然递减逐年加大。通过多方协调，决定在老井场基础上扩建井场，对该区块实施综合调整。

多部门协同优化井场。在地质工程一体化平台上重点对井型、顺序、井距、布局、设备、工艺等10个方面进行多轮次优化，井场规模定为172m×58m，直线排列，井间距为6m。

一体化设计平台优化井位。依托数字油藏平台，重建精细地质模型，建立三级储层构型界面控制下剩余油分布模式，对1m左右的韵律层剩余油进行精确描述；通过“井位—轨迹—井口”平台化决策环境，开展可视化地质环境下多学科同步交互设计（图3），实现地质工艺协同、设计实施协同、甲方乙方协同的设计优化，进行9轮次共计550余井次防碰、绕障、靶点优化，常规井平均靶心距小于1m。

图3 多学科协同研究平台框架

三维地质导向优化水平井轨迹。针对断块油层薄（5～10m）、顶气底水、砂体变化大的难点问题，在一体化平台上以精细构型、储层、剩余油地质模型为指导，将实时的井斜、录井、随钻测井数据导入地质模型中，采用卡深度、定角度的“成熟卡层入窗”技术，以及防碰最优井眼轨迹设计及控制技术，实现了常规定向井平均靶心距小于1m、水平井一次入窗成功率为100%、油层钻遇率为94.8%，设计优化结果如图4、图5所示。

图4 井眼轨迹及防碰设计

图5 井口轨迹分布图

甲方乙方协同提质量、提效率、提效益。在方案优化、井位设计和平台建设的全过程中，乙方全程参与优化和决策。应用导轨技术，表层钻进批量工厂化作业，实现钻机提速；应用电动钻机、顶驱、钻井液重复利用技术，实现节能环保；地质工程同步动态优化实施顺序，一是油藏边部井位优先实施，为井位落空后的侧钻调整留有余地；二是水平井的邻井优先，为水平井入窗提供可靠的地质依据；三是整块集中实施，减少停注、泄压的影响。通过调整井口位置与实施顺序，实现了井口与靶点的合理匹配。

3.1.2 羊三木井丛场建设效果

羊三木油田井丛场新钻井22口（图6），其中6口水平井、16口定向井。各井井底伸向不同方位（图4），平均井深为1641m。共钻遇各类油气层617.7m/131层，水平井油层钻遇率达95%以上。

图6 建成的羊三木油田1号井丛场

提高了生产效率。建井周期、钻井周期、试油作业周期分别为9.95天、6.20天、6.50天，较常规建产分别缩短了4.65天、0.83天、2.01天。

提高了开发效果。井网控制程度、采油速度、预测采收率大幅度提升，分别达到100%、2.0%、43%，较实施前分别提高11.0、1.3、5.9个百分点。尤其是平台方案日产量91t，实际达到日产量126.5t，比设计日产量高出39%。

提高了开发效益。节约征地、钻前、搬安、钻井液材料等费用，投资降低17%；应用网电系统提供钻井动力，减少了二氧化碳、二氧化硫、碳烟等温室气体排放，实现了清洁生产；采用电动钻机，工作噪声1m实测最大为56.9分贝，减少了对周边环境的影响；共用钻井液体系及系统，实现了钻井液重复利用，节约了钻井液拉运处理量500m3。

3.2 地质工程一体化在“二三结合”提采收率中的实践

为了应对低油价下实现油田开发综合效益最大化的需求，大港油田创新实施，将二次开发和三次采油统筹为“二三结合”的开发方式。依托地质工程一体化管理模式，以提高采收率为目标，组建油藏、工程、地面、经济等为主体的项目团队。依托一体化研究设计平台，储层地质特征、油藏动态与驱油体系、配注工艺紧密结合，系统开展关键技术研究、方案研究制定、生产动态调控，探索形成了满足不同油藏需求的三次采油提高采收率技术系列。在港东一区一、港西三区三等5个区块实施，提高采收率12.2个百分点，其中，港西二区、港西三区三的“二三结合”，使覆盖地质储量近亿吨的港西复杂断块油田，在含水高达90%以上的情况下重新焕发青春。

3.2.1 港西二区“二三结合”中地质工程一体化做法

在港西二区，以地质工程一体化研究平台为支撑，以“四重一化”为导向，地面地下协同开展“二三结合”项目。

重构地下认识体系，为工程方案提供支撑。立足数字油藏平台，做到“四个精细”，即：精细砂体对比，井震吻合率达90%以上；精细储层预测，5m薄砂体；精细储层构型刻画，定量表征精度达到0.2m；精细剩余油刻画，实现四维定量表征。

重建注采井网结构，提高油藏水驱控制程度。以单砂体和构型单元为对象完善注采渗流关系，创新镶嵌式层系重组技术和立体井网优化模式。平面上，注重井网连通性，在渗流能力相近的砂体构型单元内组建注采关系，同时满足后续三采采油需要，以五点法建立规则效益井网；纵向上，注重均衡驱替动用，综合考虑隔夹层发育和分布、油层动用程度、水淹程度、分注工艺适应性、三采采油需要等问题，优化构建效益层系，实现水驱控制程度、注采连通程度、注采对应率、油层动用程度等6个开发指标达到80%以上。

重置油藏渗流场系统，提升驱油效率。开展渗流场模拟和基础研究，创新建立渗流空间、压力场、流线场、饱和度场、渗流空间微观变化为一体的流场表征方法；渗流场描述表征和工艺技术进步一体化，开展渗流场差异化调控，在优势渗流区采取封层、卡层、堵水、关井等措施断流线，在主渗流区以调剖、分注、降液措施改流线，在次渗流区和滞留区，通过增注、补层、提液、钻新井来引流线和造流线，并且实现流线变化全程跟踪（图7）。

图7 渗流场差异化调控基本操作方法

重组地面工艺流程，实现集输系统数字化。依托一体化平台的数字井筒和数字地面模式，建立了信息采集自动化、注水调配智能化、工艺流程树状化、场站布局简捷化、生产管理平台化、劳动组织扁平化的港西模式（图8），三级布站转为1.5级布站，关停计量站46座、配水间47座，人工量油转为功图计算，人工调水转为自动调控，压缩用工92人，劳动生产效率提高30%，系统节能降耗10%以上。

3.2.2 效果及前景预测

油藏开发指标明显改善。水驱控制程度由63.5%提高到80.1%，注采连通程度由52.2%提高到81.7%，注采对应率由65.5%提高到80.2%。

图8 集输系统数字化

综合效益显著。经济效益评价结果显示，单独开展二次开发和三次采油，预测内部收益率分别为8.8%和10.4%，而开展“二三结合”后达到12.54%；单独开展二次开发和三次采油，预测提高采收率分别为5.9%和6%，开展“二三结合”后达到13.5%。经济效益和提高采收率均实现了“1+1＞2”的效果。

在港西油田“二三结合”成功实践的基础上，应用地质工程一体化的有效做法，筛选出大港油田适合于“二三结合”的区块共79个，总地质储量为2.0×108t，其中以化学驱为主，整体提高采收率18%，尤其是高温高盐油藏提高采收率幅度可达到20%。以地质工程一体化来推动“二三结合”的工业化实施，效益可观，前景广阔。

5 结语

回顾几年来大港油田公司地质工程一体化的探索，初步有几点认识和启示，即“六实、六新”：

项目依托要实，管理机制要新。地质工程一体化融入勘探开发项目中，实现了载体实、工作量实、资金实、目标任务实，为地质工程一体化赋予了丰富内涵。而地质工程一体化引领勘探开发项目，打破传统专业分路、管理分块，创新管理模式，提升了勘探开发质量和水平。

职能协同要实，工作流程要新。主导部门承担项目指标，协同部门主动作为，围绕项目目标，架构多专业协同工作团队，工作流程打破管理接力赛，研究、设计、优化、决策等集中管控。这既能充分发挥职能部门的协同优势，又使一体化项目运行效率和效果显著提高。

专业平台要实，核心技术要新。精细的地质研究成果提高工程实施的针对性、准确性、有效性，先进实用的工程技术又保障地质目的的实现，要实现项目效益最大化，必须搭建跨学科工作平台，地质、工程、经济多界面交互式推演、系统决策。同时，核心技术集成和创新应用是提升地质工程一体化水平和效果的重要举措，如储层精细评价、地质导向、流场研究、体积压裂等技术，把地质工程一体化推向新的高度。

专家团队要实，人才复合要新。地质工程一体化是充满挑战的工作，项目的实施要优选精兵强将，组建跨学科团队。项目组织善沟通、能协同，领军者懂地质、会工程、能经营、善管理，是地质工程一体化项目实现高水平、高效率的基础。

服务合作要实，运作模式要新。油公司引领地质油藏，钻探公司掌控技术装备，双方必须精诚合作。为有效推动地质工程一体化，油公司与施工服务企业必须充分发挥各自优势、共同应对挑战，实现工作统一部署、技术统一平台、实施统一目标，走一体化共同发展之路，双方才能得到一体化合作的超值利益。

目标考核要实，政策激励要新。考核要体现专业的高水平、管理的高效率、项目的高效益。激励要突出超值贡献、突出精准奖励。通过考核与激励，使项目团队相互比、学、赶、超，真正实现以地质工程一体化促进老油田勘探开发提质增效不断上水平。

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