老油田效益增储对策——以大港油田为例

周立宏

（ 中国石油大港油田公司 ）

大港油田勘探开发建设始于1964年1月，累计探明石油地质储量12.87×108t，探明率为48.6%；现有22个油气田，32个开发区，原油年生产能力保持在400×104t左右。大港油田历经53年勘探开发，目前已进入“三高”阶段，即勘探程度高，可采储量采出程度高，综合含水高，是典型的老油田[1-3]。2014年以来，油价持续走低，与“三高”矛盾叠加，大港油田产量和效益呈现下滑趋势，降低综合成本、增加可采储量、稳定油田产量、提升整体效益成为急需解决的难题。为此，本文立足于大港油田勘探开发实际，提出老油田效益增储对策，为老油田提升效益、走出困境探索了新途径。

1 问题的提出

1.1 效益增储面临的挑战

大港油田历经53年勘探开发，增储面临诸多挑战，主要体现在以下4个方面：

（1）井位确定难。大港油田探井密度为0.28口/km²，是典型的高勘探程度区[4]。特别是大港油田老探区的探井密度大于1口/km²，俗称“筛子眼”探区，新定一口井，需查阅上百口老井井史；新找一个块，需研究邻区多个块资料，井位研究工作量及难度倍增。

（2）储量新增难。“十二五”期间，大港油田新增石油探明地质储量1.1×108t，新增探明储量来自161个区块，平均单块增储仅有68×104t，其中含油面积小于1km²的有138块，占总区块85.7%，多数区块以“小数点”方式增储（含油面积一般小于1km²），“一口井就能探明一个块，十个块也难增储千万吨”是老油田增储难的真实写照。

（3）储量升级难。“十二五”期间，大港油田在新区实现了规模增储，但由于新增储量大都具有埋藏深、物性差、自然产量低的特点，多数储量不能实现效益升级，预测储量升级率为46%，控制储量升级率为22%。新增探明储量中，来源于控制、预测升级的占23%，来源于滚动增储的占77%，大部分探明储量任务都通过当年新找区块来完成，这就意味着需要更多的工作量和投资投入。

（4）储量动用难。老油田新增探明储量具有“小而散”的特点[4-8]，规模动用难的问题突出，截至2014年底，大港油田新增石油探明地质储量12.39×108t，储量动用率为72.7%，未动用储量高达3.46×108t。部分储量进行核销处理，纳入当年费用化中，拉低公司利润。同时，新增储量通过新建产能转换为产量，一般周期超过5年，储量不能及时转换成产量，变成收入，投资回收期长、收益率低，增储效益变差。

1.2 效益增储潜力分析

依据第四次资源评价结果，大港油田石油总资源量为26.5×108t，天然气总资源量为5610×108m³。截至2017年底，累计探明石油地质储量12.87×108t，探明率为48.6%；探明天然气地质储量735×108m³，探明率仅为13%；剩余石油资源量近14×108t，剩余天然气资源量近5000×108m³，其中老区剩余石油资源量为4×108t、剩余天然气资源量为1000×108m³，丰富的剩余资源蕴含着较大的勘探潜力。

大港油田老区位于富油气区带，油层埋藏浅、资源品位高，有着优质的资源基础。通过理论创新、观念创新、技术创新，近两年在老区仍实现藏内找藏、藏下找藏、藏边找藏，发现新的高效增储区[9-10]。通过管理创新，盘活老区资源，挖掘增效潜力，加之完善的配套设施，实现降本增效潜力大。“老区不老、小块不小”，老区仍具有较大的发展潜力、较强的发展后劲，仍然是效益勘探的主战场。

2 大港油田效益增储实践

大港油田增储以效益为导向，坚持“不可动不探明，无效益不升级”的原则，通过理论创新、理念创新、技术创新和管理创新，积极寻找规模效益储量，加快储量升级动用，新增储量实现“四个当年”（当年发现、当年增储、当年建产、当年增油）。

构建大港油田效益增储新模式（图1），以效益增储为中心，以增储、增效为抓手，以创新为动力，以精细为手段，利用新资料、建立新模式、预探新领域、攻关新技术，实现油田外围新区块、油田上下新层系和油田内部新目标增储。创新管理模式，探索增储建产一体化[11]、新区老区一体化、地质工程一体化等增效新途径，实现控投降本、提质增效。

2.1 油田外围新区块效益增储

老油田的油水边界已经明确，老油田外围找新区块，重要的是突破油水边界束缚。大港油田勘探实践证实，利用新的地震资料，结合新井动态，建立新模式，寻找两类目标，断裂带发现新断块油藏，斜坡区发现岩性—地层油藏。大港油田外围新区块效益增储有两个方向：一是向油田高部位延伸，寻找以前没能发现的新断块和没能认识到的地层圈闭，实现“油上找油”（在构造上倾方向找油）。二是构建新的成藏模式，向油水界面下倾方向（油藏低部位）拓展，落实新的构造—岩性圈闭，寻找以前不敢勘探的区块，实现“油下找油”（在构造下倾方向找油）。

2.1.1 利用新资料，红湖油田高部位形成高效增储建产区

图1 大港油田效益增储模式

大港油田老区红湖油田已发现了G172等构造油藏为主的4个高效开发区块，上报石油探明地质储量2460×104t，年产油3×104t。2015年，开展了针对非宽方位资料OVT域处理技术研究，提高了叠前道集的信噪比，Q层析与Q偏移处理技术提高了地震资料分辨率，取得较好效果，新处理资料保真保幅性强，地层接触关系清楚，分辨率得到有效提高，特别是低频端由9Hz扩展到4Hz,提高了5Hz，不整合面及其上下部超覆、削截点清楚可靠，资料品质明显提升，建成高分辨率数据体。依托高分辨率目标处理资料，有效识别出10～15m砂体（老资料识别20～30m砂体）（图2a），精确解释出超剥点和岩性变化点（图2b），首次明确沙二段（主力开发层）与上覆、下伏地层呈“顶剥—底超—顶剥”接触关系，以不整合为重点研究对象，划分不整合类型、模拟不整合成因、构建不整合结构模式，精细刻画出地层超覆带、地层剥蚀带，在红湖油田高部位新发现地层—岩性圈闭带。为此，勘探思路由构造油气藏转向岩性—地层油气藏，按照层勘探方法，细分5级层序，开展分砂组目标评价，整体部署9口井位，X1602井等7口井获得高产工业油流，其中X1603井获得百吨高产，实现了“油上找油”。对处于“小数点”勘探阶段的老区，在红湖油田（面积11.67km²）的构造上倾方向发现大于6km²的整装圈闭，钻探获得成功，新增探明储量200×104t，新建产能5×104t，实现规模增储，建成高效产能区，是近年来大港油田效益增储的一大亮点，诠释了“老区不老、小块不小”的理念。

图2 红湖油田高部位三维地震解释剖面

2.1.2 创新成藏模式，板东油田低部位形成2000×104t级效益增储区

大港油田板桥斜坡东翼（板东油田）于20世纪80年代，按照断块油气藏勘探方法，在构造高部位建成油气生产区。90年代，为扩大勘探成果，向构造低部位拓展，部署实施的BS80井等多口探井试油出水，相继失利。总结失利原因，认为该区油气充满程度不高，构造低部位以水层为主，勘探潜力小，处于停滞状态。

2015年，按照斜坡区岩性油气藏的勘探方法，增储的方向由构造油藏转向岩性油气藏，圈闭落实的重点由构造解释转向储层预测。为此，利用地震沉积学、相控反演、多属性融合等技术，精细砂体带刻画，板4油组在板东油田低部位新发现3个砂体带，落实了15个构造—岩性圈闭（图3）。按照“富油气凹陷内每一个岩性变化带就是一个油气聚集带”的部署思路[12-14]，构建“断裂复杂化斜坡+远岸水下扇砂体+优质烃源岩+垂向运移体系”四元耦合的成藏新模式，BS41X1井获得百吨高产，针对3个砂体带，整体部署4口探井，均获得成功，新增三级储量超2000×104t。四元耦合成藏模式突破了原构造油藏边界的限制，修正了下倾方向以水层为主的老认识，实现了“油下找油”。

图3 板东油田勘探部署图

2.1.3 增储建产一体化，新区块减少勘探投资

在大港油田老区外围勘探中，创新项目管理，提出增储建产一体化管理模式，打破勘探开发传统的“接力棒”模式，在新增储量和产能建设中，推行同步编制井位部署方案、同步确定资料录取方案、同步优化试油试采方案，避免人力、物力、财力重复投入，提升增储建产效益。通过两年实施，探井成功率超过65%，储量动用率超过90%，产能到位率超过70%，产能贡献率超过85%，按阶梯油价进行经济评价，内部收益率在20%以上。

（1）同步编制井位部署方案。在增储方案中纳入产能井，共同认识油藏、控制储量规模，提高井控程度。在建产方案中将预探井、评价井均纳入开发井网，共同承担产油产气注水任务，加快储量升级动用，缩短储产转换期。

（2）同步确定资料录取方案。整体研究确定预探井、评价井和产能井录取资料方案，在确保资料录取要求的前提下，优化录井井段、测井系列及取心设计，实现资料录取互补，近两年减少投资800万元。

（3）同步优化试油试采方案。在增储建产方案一体化部署确定后，根据基础研究、储量申报和产能建设等需要，编制预探井、评价井、产能井试油试采一体化方案，既实现对油层的整体认识，又为开发方案编制提供详实的油藏参数，减少预探井、评价井试油层数，避免重复投资。通过方案同步编制，近两年少实施评价井和产能井8口井数，减少试油20层，节约投资1.6亿元以上。

2.2 油田上下新层系效益增储

大港油田经历53年勘探开发，绝大多数埋深浅于4000m的层系的钻井密度大于0.1口/km²，属于高勘探程度的层系。本文提出的老油田新层系，并不是新发现的层系，而是指在出油井点少、已发现储量少的层系，通过转变观念、创新认识，发现了新的突破井，实现了规模增储的层系。老油田找新层系一是针对埋藏浅、钻井多、增储少的高勘探程度层系，通过转变发现少、增储少就意味着潜力小的观念，改变过路（非主力的过路层）不过问的做法，纠正认识不到位、不深入的偏差，坚持富油气区全层系含油的理念，重新评价勘探潜力，构建新的成藏模式，老层新探，实现规模效益增储。二是针对埋藏较深、钻井少、增储少的低勘探程度层系，通过新老区结合，利用开发调整井加深预探，减少钻井进尺，实现规模效益增储。

2.2.1 老层新探，滨海断鼻沙一上亚段实现千万吨高效增储

大港油田滨海断鼻历经50余年勘探，钻井密度为1.25口/km²，为高勘探程度老区，已揭示11套含油气层系，埋藏由浅到深依次为明化镇组、馆陶组、东营组、沙一段（沙一上、沙一中、沙一下）等。中浅层以明化镇—东营组为主力生产层系，深层以沙一下亚段为主力生产层系，夹持在两个主力生产层之间的沙一上亚段，钻井多、储量少,具有较大的勘探潜力。

坚持“老区不老”的理念，把沙一上亚段作为老层新探的试验场，列为老区效益增储的重点层。以往沙一上亚段受“储层不发育”的观念束缚，导致勘探重视不够。2017年，把储层研究作为重点工作，构建“多支重力流水道砂体近北东向呈带状展布，砂岩叠置尖灭”的沉积模式，落实3支重力流水道主砂体，砂岩厚度大（20～50m）、物性好（孔隙度12%～29%、渗透率0.12～4.3mD），改变了“沙一上储层泥质含量高储层不发育”的老观念。构建“断砂组合成藏”新模式，明确了“南北向砂体与北东向油源断裂配置，联合控藏”的成藏规律，新发现东部、中部、西部3个含油气带（图4）。部署实施探井5口，其中G17104井获得超200m³的高产工业油气流，形成一个千万吨级整装规模效益增储建产区。

2.2.2 新层预探，王官屯潜山二叠系形成2000×104t效益增储区

王官屯油田已发现中生界—沙一段共5套含油层系，累计探明石油地质储量超亿吨，1974年投入开发，目前年产油35.28×104t。王官屯潜山位于王官屯油田之下，1984年以奥陶系为主要目的层在构造低部位部署实施的G1井，钻探失利，因为潜山埋藏深[15-16]，勘探成本高，近30年再未进行勘探。2011年部署实施的WG1井在奥陶系获得高产气流但硫化氢含量高，永久性封层。二叠系不含硫化氢，但产量偏低，导致整个潜山评价不高。

2016年坚持“老油田之下有新藏，老区下部是新区”的理念，开展潜山成山、成储、成藏规律研究，创建多层系潜山内幕油气成藏新模式，把不含硫化氢气体的二叠系作为重点勘探层系，兼探中生界，油气并举，部署实施G1601井，二叠系上、下石盒子组均获高产油流，实现了王官屯潜山新突破。整体部署实施4口井，目前3口井已揭示油气层，有望形成2000×104t级效益增储区。

图4 滨海断鼻沙一上亚段②砂组含油评价图

2.2.3 新区老区一体化，新层系勘探实现效益增储

富油凹陷整体具有复式聚油的特点，多层楼式含油是其基本特征。在已开发油层上下部寻找储量时，利用新增储量区（新区）和已开发油田（老区）叠合的优势，在井位研究和探井部署时，坚持“新老区相结合，新层系增储建产与老区开发调整一体化，实现高效增储建产”的做法，勘探开发协作，推行井位研究团队化、井位部署协同化，共同研究、共同讨论、共同优化增储上产整体方案。利用中浅层开发井加深预探新层系，按照“兼顾增储和上产、侧重上产”的原则，最大限度减少预探井尺，减少投资，实现高效增储建产。

井位研究团队化，整合勘探研究单位与油气生产单位跨专业、跨部门、跨系统的力量，形成以按项目为单元的临时攻关研究小组，实现井位研究“一股绳”。充分发挥机关管理部门协调管理优势、项目建设单位主体推动职责、油气生产单位属地优势和地方关系优势，形成井位部署实施的整合力量，实现井位部署协同实施。近两年通过与油田开发方案紧密结合，兼顾上产和增储，在大港油田王官屯地区累计优化5口油田开发产能井轨迹，新老区一体化，利用产能井加深预探新层系，实现少进尺增储（图5）。通过4口井的成功钻探，节约进尺9100m，减少勘探投入5000万元以上，新增石油探明储量500×104t以上，实现了新层系勘探效益增储。

2.3 油田内部新目标效益增储

大港油田构造破碎，储层横向变化、纵向叠置，油气水关系复杂，认识不可能一次到位，目标不可能一次找完，复杂孕育着潜力，油田内部仍然能找到高产井位、高效目标。老油田内部找新目标，关键是以老井为中心，突出认识创新与工艺进步，开展“四个精细”（精细构造解释、精细储层预测、精细油藏研究、精细目标评价），重新评价老井，重新认识油藏，重新工程工艺试验攻关，拔掉钉子井，落实新目标，实现新增储。

2.3.1 工艺再创新，刘官庄油田实现储量、产量双翻番

刘官庄油田位于埕宁隆起高斜坡，来自歧口凹陷的油气经阶梯式复式输导与生物降解，形成以新近系为主的千万吨级稠油油藏，油藏埋深在1200～1700m之间。由于原油较稠[地面原油密度为0.9586～0.9789t/m3（20℃），地面原油黏度为202.2～498.3mPa·s，属重质稠油]，导致单井产量低，已发现储量难以效益动用，只有零星出油井，没有整体投产建成油田，形成“有油不成田”的尴尬局面。

图5 利用老区开发井加深预探新层三合一图

2014年，针对刘官庄油田油稠、疏松砂岩发育等特点，加大工程工艺创新攻关，探索应用电热杆热采和压裂充填防砂新工艺，日产油达到16t，打破了勘探开发工作停滞多年的僵局，揭开了新一轮增储的序幕[17-19]。以工程工艺攻关为手段,以规模增储和效益动用为目标，通过3年实践，在刘官庄油田新增三级储量超千万吨，实现了该区储量翻番，建成年产能力10×104t以上，区块日产量由零跃升到200t，累计产油24.56×104t，建成了新的高效油田。

2.3.2 老井再评价，唐南断鼻形成500×104t级效益增储区

唐南断鼻位于唐家河油田南侧，整体为东倾的大型断鼻，20世纪90年代勘探对象以构造油藏为主，部署实施的GS64井获得高产工业油流；为扩大成果，向低部位拓展，部署实施的GS69井酸化后出水，日产水19.7m³，累计产水79.9m³，申报储量时，以GS69井为油水边界，按照构造油藏上报探明储量。2000年，在GS69井东部（油藏低部位）3km处，为探索低幅度背斜构造背景上的岩性油气藏，部署实施的GS69X1井获得工业油流，发现新的油藏类型，因投资和成本原因，未进一步拓展勘探，申报储量时，按照单井井控储量规范，外推100m作为储量边界线，上报探明储量。两个储量区之间存在3km宽的增储空白地带。

2016年，以沙一段为主要目的层系，细分砂组，通过精细构造解释，精细储层预测，重新落实该区的构造圈闭和岩性圈闭。开展老井油气层重新评价，认识到该区块GS69井沙一段试油出水是因为油层受到钻井液污染，试油不彻底。以此为突破口，结合新井GS20-36井资料，重新评价为油层，重新构建油藏模式，部署实施的GS1604井获得成功，拔除了GS69井“钉子井”，实现含油连片，整体形成500×104t级探明储量区。

2.3.3地质工程一体化，实现零进尺增效增储

在已开发油田内部挖潜，把油田内所有预探井、评价井、开发井作为复查对象，针对过去受复杂地质认识局限和增产工艺、测井解释技术制约的部分低产油层或水层，以及达不到工业油流的核销探井，以数字化油田为平台，以增产增效为目标，实施地质工程一体化，组建临时的设计团队，集中管控地球物理、综合地质、油藏工程、钻采工程等专业人员以及专业软件、专业数据、专业成果[20-25]，利用新资料、新技术，重构地质认识，重构解释图版，重构油气藏模式，开展老井评价，重新评价油层，提出老井试油方案。

大港油田通过老井复查，充分利用已开发油田现有资源，利用新工艺、新技术重新射开油层，重新改造油层，通过老井再利用，降低工程成本，实现增产增效。2016—2017年对151口老井开展复查，其中73口井新增油层239层，重新试油井26口，层数65层，重新试油后获得工业油流井12口，增加探明储量超500×104t，节约投资6000万元以上，从而实现了老区零进尺效益增储。

3 大港油田效益增储成效

面对低油价挑战，大港油田深挖老区潜力，通过转变观念和技术创新，效益增储实践取得6项成果。利用新资料，红湖油田高部位发现整装储量，建成一个5×104t级高效建产区；创新斜坡区岩性油气藏成藏理论认识，板东油田低部位发现了千万吨规模效益储量；构建断砂组合成藏新模式，老层新探，滨海断鼻沙一上亚段形成千万吨高效增储区，建成一个5×104t级高效建产区；已开发油层下部预探新层，王官屯潜山二叠系形成2000×104t效益增储区；工艺再攻关，稠油热采技术实现了刘官庄储量、产量倍增，建成10×104t级高效产能区；重新构建油藏模式，油藏再认识，唐南断鼻整体形成500×104t级探明储量区。通过增储建产一体化、新区老区一体化、地质工程一体化管理创新，实现了控投降本、提质增效，累计节约投资超3亿元，储量动用率超过90%，新增储量产能建设内部收益率超过8%。

实践证明，大港油田探索提出的老油田效益增储新模式，是老油田高效勘探的有效手段，为中国同类型老油田效益勘探开发提供了借鉴。