胜利油田稠油未动用储量评价及动用对策

2021-06-21李伟忠

特种油气藏 2021年2期

李伟忠

(中国石化胜利油田分公司，山东东营 257015)

0 引言

稠油、超稠油和沥青大约占全球石油总资源量的70%，在油气工业中占有重要的地位。截至2020年，胜利油田已累计动用探明稠油储量为6.23×108t，水平井的规模化应用实现了大批薄层稠油储量的动用，将稠油动用厚度下限降至2.5 m；HDCS(水平井Horizontal well、油溶性复合降黏剂Dissolver、二氧化碳Carbon dioxide、蒸汽Steam)技术实现了原油黏度为40×104mPa·s深层超稠油和浅薄层超稠油储量的有效动用[1]；“近热远防”(近井地带通过高温蒸汽使黏土转型降低储层水敏程度，远井地带采用深部防膨技术抑制储层水敏伤害)技术[2]实现了水敏指数为0.9的强敏感稠油储量的开发突破。虽然稠油开发技术不断取得进步，但仍有近3.20×108t稠油储量由于埋藏深(大于2 400 m)、厚度薄(小于2.0 m)、渗透率低(小于200 mD)、黏度高(大于50×104mPa·s)、具有边底水(水油体积比大于8)等原因，在现有技术条件下难以得到有效动用。

围绕未动用边际稠油的有效动用，国内外开展了大量探索。特超稠油的SAGD技术、深层低渗稠油的压裂技术、降低开发成本的化学降黏复合技术、油藏工程一体化技术等得到了广泛应用，区块流转、合作开发等管理模式转变带来了开发成本的大幅度下降，为未动用稠油储量开发带来了曙光。因此，对胜利油田稠油未动用储量进行系统评价，剖析制约储量动用的关键因素，探索低成本开发技术，对于稳定胜利油田稠油产量具有重要意义。

1 胜利油田未动用稠油资源状况及分类

胜利油田稠油主要分布在东部渤海湾盆地孤岛、滨南、现河等11个油田，具有“深、稠、敏、水”的特点；西部准噶尔盆地春风、春晖、阿拉德等3个油田，具有“浅、薄、低、稠”的特点，未动用储量为1.78×108t，主要分布在济阳坳陷的金家油田、三合村油田、王家岗油田，准噶尔盆地春风油田外围、春晖油田、阿拉德油田。

按照未动用稠油的主要油藏特点及开发难点，将未动用储量划分为5种类型(表1)，包括边底水稠油、特超稠油、敏感稠油、薄层稠油和深层低渗稠油，其中，边底水稠油、特超稠油各占未动用储量的1/3左右，敏感稠油、薄层稠油和深层低渗稠油占未动用储量的1/3。

表1 胜利油田稠油未动用储量类型及分布(2020年)Table 1 The types and distribution of nonproducing reserves of heavy oil reservoirs in Shengli Oilfield (2020)

2 开发难点及动用对策

要实现稠油储量的有效动用，首先要明确储量未动用的原因，对已有技术进行可行性评价，不同储量难动用的主控因素不同，开发对策不同。

2.1 敏感稠油

敏感稠油是指水敏或速敏指数大于0.7的稠油油藏，此类油藏储量规模占到总体未动用储量的13.6%，其中水敏指数大于0.9的极强水敏储量占敏感稠油储量的75.0%。

2.1.1 开发难点

胜利油田敏感稠油开发从20世纪90年代王庄油田郑408块开始，采用注水防膨、油基泥浆钻井实现了动用，2003年，利用“近热远防”技术实现了王庄油田郑36块3 000×104t强水敏油藏储量的有效动用。但是该技术应用于金家沙一段、王庄油田郑408沙三段、阿拉德油田哈浅22等强敏感性油藏均未获成功，地质特点及水敏机理的差异，导致了“近热远防”技术适应性差，无法实现油藏的有效动用。

金家油田沙一段岩性以粉细砂岩为主，油藏埋深为700～1 000 m，黏土矿物含量高达24%，且黏土类型以蒙脱石为主(图1a)。储层除了具有强水敏外，开发过程中的强速敏、沥青质沉淀，导致生产井管柱堵塞严重(图1b)，供液严重不足。为了探索油藏有效动用方法，先后开展了蒸汽吞吐、CO2吞吐、蒸汽驱、火烧油层实验，开发效果均不理想。

图1 金家油田颗粒表面黏土及防砂管堵塞照片Fig.1 The photo of the clay particles and blockage of sand control pipe in Jinjia Oilfield

阿拉德油田哈浅22块含油层系为侏罗系西山窑一段扇三角洲平原沉积，岩性以粉细砂岩为主，储层渗透率为631 mD，黏土含量平均为20%，伊蒙混层平均含量为87%，水敏评价为强—极强水敏，地层温度为27 ℃，地层温度下脱气原油黏度为11×104mPa·s。油藏先后采用防膨、压裂防砂、注氮气、注蒸汽等多种组合开发方式，蒸汽吞吐初期产能可以达到14.0 t/d，但是由于地层温度低，原油黏度高，井口温度下降快，产量递减快，周期生产时间只有20～50 d，油汽比只有0.10，总体开发效果较差。

室内实验和现场实践表明，强水敏导致注汽过程中压力高，井底干度无法保证；生产过程中黏土膨胀、颗粒运移等导致井底出现堵塞，井底压力下降快，开发后期供液不足，是该类油藏难以实现有效动用的根本原因。

2.1.2 开发对策

要实现敏感稠油油藏有效动用，关键是利用防膨、油层保护等措施解决注入、采出等问题。

(1) 适度出砂技术。适度出砂技术是指有选择地或有限度地防砂，有效阻止大于一定粒径的油层砂随原油运移，同时允许小粒径的油层砂随原油运移达到改善井底油层物性的目的[3]。

针对金家油田油藏条件，李伟忠等[4]通过室内实验，开展了油藏出砂冷采的可行性研究，认为采用CO2辅助蒸汽驱方式可以在储层中形成“蚯蚓洞”，明显改善储层特性。曹嫣镔等[5]利用金家真实岩心开展了不同驱替方式下岩心驱油效率评价实验，认为蒸汽+高温驱油剂+高温缩膨剂的热复合化学驱替方式，可促进蒙脱石向伊利石的转变，同时溶蚀部分高岭石,形成大的“热蚯孔”，可大幅度提高油藏渗流能力。

结合室内评价，针对黏土含量高、水敏强、出砂严重、沥青质沉淀等导致防砂管及近井地带堵塞问题，提出了转“防”为“疏”的开发技术对策，采用井底处理解除污染、生产过程适度携砂、参数优化适度防砂，采用气体辅助蒸汽的多元热复合开发思路，同时做好全过程的油层保护。适度出砂技术在金17、郑36块等10余口井进行了现场应用，郑41-2X10井日产液量、日产油量得到了大幅度提升，平均单井日产油量由2.9 t/d提高到6.5 t/d以上。

哈浅22块在注高效防膨剂解决水敏的同时，为了解决原油黏度高的问题，室内开展了注稀油降黏实验，通过掺稀油大幅度降低原油黏度，利用水力喷射泵排砂解堵，形成了“以排代防、掺稀降黏”技术。哈浅22-1井开展的掺稀降黏现场试验，注汽压力降低了2 MPa，日产液量由20.1 t/d提高到30.2 t/d，阶段油气比提高了0.10。

(2) 降黏复合冷采技术。针对强水敏导致蒸汽注入困难、渗透率大幅度下降的问题，提出了稠油降黏复合冷采技术，通过生产井注入高效降黏剂，在降低原油黏度的同时减少蒸汽注入，减少储层与外来流体的接触。金家油田金8块开展的降黏复合驱试验取得明显成效，井组峰值日产油增加23.7 t/d，采油速度由0.23%增加至0.80%，投入产出比为1∶3，采收率提高6.1个百分点。

(3) 火烧驱油开发技术。火烧驱油是通过注气井把空气注入油层并点燃，原油重质部分燃烧后形成燃烧带产生大量的热能和烟道气，驱动燃烧带前缘改质原油从生产井采出的开发方式，采收率可达到70%。胜利油田先后在金家油田、郑408块开展火烧驱油先导试验，形成了成熟配套的油藏及工艺技术，现场试验取得了一定的开发效果[6]。2020年，胜利油田将火烧驱油作为敏感性稠油开发的主要攻关技术，选择金家油田金10块3个井组开展先导试验，方案实施预计可提高采收率27%，有望实现敏感稠油开发的突破。

2.2 深层低渗稠油

中国稠油油藏普遍埋藏较深，约一半的储量埋深为1 300～1 700 m，吐哈油田稠油油藏埋深为2 400～3 400 m，塔河油田是中国发现的第一个超深、超稠碳酸盐岩油藏，埋深为5 350～6 600 m。胜利油田的深层低渗稠油主要以深层砂砾岩、滩坝砂为主，埋藏深，物性差，蒸汽吞吐开发效果不理想。

2.2.1 开发难点

三合村油田罗322块为扇三角洲砂砾岩油藏，油藏埋深为2 200～2 500 m，渗透率为51～320 mD，原油黏度为2 500～6 000 mPa·s，岩性复杂，储层变化快，非均质性强。罗322块冷采流度为0.12 mD/(mPa·s)，理论计算油藏启动压力梯度大于0.1 MPa/m，地下原油渗流困难，常规开采极限泄油半径只有3.8～7.1 m。注蒸汽开发的油藏压力超过蒸汽临界压力，注入蒸汽在地下变成热水，热焓仅为常规埋深稠油油藏的71%，热焓及热焓利用率低，早期开展的热采试验效果不理想，储量无法有效动用。

王家岗油田王152块为深层低渗滩坝砂稠油油藏，油藏埋深为1 450～1 550 m，为典型的薄互层沉积，平均单层厚度为3.0～5.0 m，储层渗透率只有137 mD，50 ℃地面原油黏度为12 282 mPa·s，区块先后采用超临界注汽、DCS、水力径向射流、压裂防砂、二氧化碳吞吐等措施，但措施效果均不理想，日产油仅为1.0～2.0 t/d，储量长期无法实现有效动用。

2.2.2 技术对策

(1) 压裂辅助增溶降黏技术。针对垦西深层稠油开发难点，提出压裂辅助增溶注气降黏技术对策。CO2溶于原油后，具有溶解降黏、溶解气驱、传质等作用，在超稠油开发中得到了广泛应用。为进一步增强CO2在稠油中的溶解量，室内在对化学剂、降黏剂筛选评价基础上，合成CO2增溶降黏剂[7]，使CO2在原油中的溶解量扩大了7倍，复合降黏率达到99.2%，且该降黏剂能够有效分散沥青质，提升稠油流动能力(图2)。为解决油藏埋藏深、地层渗透率低的问题，对直井进行了压裂改造，压裂后的生产启动压差约为压裂前的1/13，进一步增大了CO2扩散范围，实现扩大泄油半径、提高采出程度的目的。

图2 添加增溶降黏体系后沥青质粒径微观可视化变化Fig.2 The microscopic visual change in asphaltene particle size after adding solubilization and viscosity reduction system

2017年，选择胜二区胜2-P104井开展了增溶降黏吞吐现场试验。胜二区油藏埋深为1 624.2～1 865.9 m，油层厚度为4.0 m，原油黏度为19 096 mPa·s。该井2011年5月注蒸汽吞吐开发，平均注汽压力为19.4 MPa，累计注汽量为1 326 m3，干度为48.7%。投产后平均日产油只有1.3 t/d。2017年采用“CO2+增溶降黏剂”方式降黏冷采，日产油增加至5.2 t/d，增油效果明显。

(2) 降黏引驱技术。针对王152块注入困难，地下井间无法建立有效驱替的问题，借鉴大庆油田压驱技术和压裂技术的应用[8]，提出了降黏剂驱+降黏吞吐引效组合的“降黏引驱”开发技术。该技术通过生产井注降黏剂吞吐引效，注入井通过超高压快速注入大剂量变浓度降黏剂段塞，解决降黏剂注入难和波及差的问题，通过快速建立有效驱替压差达到补充地层能量、扩大波及体积、提高洗油效率的目的。王152-X6井降黏剂吞吐试验，累计注入质量浓度为3%的降黏剂67.8 t，措施前日产液量只有5.0 t/d左右，措施后日产液量维持在20.0 t/d左右；井组峰值日产油量为11.5 t/d，是措施前的5倍，平衡油价由以前的3 810 元/t降至2 280 元/t。区块采用降黏引驱开发方式后，测算平衡油价可进一步降为1 580 元/t，展现了降黏引驱技术在稠油开发中广阔的应用前景。

2.3 特超稠油油藏

特超稠油油藏是指原油黏度大于10×104mPa·s的稠油，胜利特超稠油总储量为9 784×104t，主要分布在济阳坳陷单家寺油田单113、王庄油田郑411块及准噶尔盆地春晖油田哈浅1块。

2.3.1 开发难点

特超稠油油藏由于原油黏度高，转化为牛顿流体所需的温度高，如何保持持续的高温及有效降黏是该类油藏能否动用的关键。哈浅1块为近源的湿地扇砂砾岩沉积，油藏埋深为200～500 m，地层温度为28 ℃，原油黏度大于1 000×104mPa·s，厚度为20.0～25.0 m，隔夹层发育，属于典型的沥青砂。哈浅1-平3井蒸汽吞吐试采表明，当井口温度高于80 ℃时，产量可达到20.0 t/d以上，一旦温度低于80℃油井产量迅速下降，生产周期仅有20～40 d，周期油气比不足0.2，如何使井口温度长时间保持80 ℃以上是油藏能否动用的关键。调研表明，SAGD是特超稠油开发主导技术之一，但哈浅1块与国内外SAGD开发区块相比，油层厚度更薄、原油黏度更高，储层内部隔夹层发育、储层非均质性更强，单纯SAGD技术适应性差。

2.3.2 开发对策

(1) E-SAGD强化采油技术。针对哈浅1块SAGD开发难点，研究提出了氮气与降黏剂辅助的E-SAGD强化采油技术。该技术通过在SAGD实施过程中添加非凝析气体氮气、降黏剂，以达到改善SAGD开发效果的目的[9]。室内物理模拟、数值模拟表明，加入氮气和降黏剂后，氮气分压作用可以扩大蒸汽波及体积，降黏剂在蒸汽的携带作用下可以深入油层内部扩大降黏范围，氮气和蒸汽重力分异能够抑制蒸汽超覆，相对于常规SAGD开发，室内实验可提高采收率10.9个百分点。目前哈浅1块已完钻SAGD水平井组，单2块直井-水平井组合SAGD方案已完成，计划开展现场试验。

(2) HECS(水平井、高效增溶降黏剂、二氧化碳、蒸汽)强化采油技术。2008年以来，单113块采用HDCS投产水平井19口，开发初期平均单井日产油为9.6 t/d，证明HDCS技术能实现特超稠油的有效动用，但是吨油完全成本达到4 240 元/t，经济上不可行。为了降低开发成本，在HDCS技术基础上，提出将油溶性降黏剂改为高效增溶降黏剂的HECS强化采油技术，能够在增加CO2溶解度的同时，提高单井产能，降低药剂用量，采用HECS技术开发成本有望降至2 350 元/t以下。

2.4 边底水稠油

胜利油田边底水稠油主要分布在陈家庄油田陈373、春风油田排601-20、排625等油藏，储量占胜利油田未动用稠油储量的33%左右。国内外针对边底水油藏开发已形成了一些配套的技术[10]，但对于强边底水、薄层底水等油藏仍缺少成熟的开发技术。

2.4.1 动用难点

边底水稠油由于水体能量强、纯油区条带窄，油水流度比大，开发过程中含水上升快，一旦水淹产量大幅下降，蒸汽吞吐效果明显变差。如草南沙河街组油藏埋深为880～954 m，50 ℃原油黏度为32 561～94 500 mPa·s，水油体积比大于5。由于含油条带较窄，边水能量较强，距离内油水边界200 m左右的草37-平2井注汽热采投产，投产后日产油快速递减到1.0 t/d以下，含水快速上升到90% ，累计产油量只有2 650 t。

2.4.2 技术对策

(1) 底水蒸汽驱。春风油田排601-20、排625块为具有倾斜油水界面的油藏，油藏界面延伸长度近2.0 km，水层厚度只有1 m左右。早期的开发思路是如何避水开发，但区块油水过渡带宽，纯油区小，能否利用底水开发过渡带稠油是该类型油藏能否成功开发的关键。

针对薄层底水油藏开发难点，提出了底水蒸汽驱开发技术(图3)。通过在外油水界面附近井注入蒸汽，初期主要加热注汽井周围底水层形成热水驱阶段；随着水层不断被加热，加热前缘沿着底水层向前推进并不断汽化；蒸汽汽化后，在超覆作用下沿着顶部推进形成蒸汽腔，蒸汽超覆和底部底水加热双重作用，使油藏得以均匀驱替。数值模拟表明，底水蒸汽驱采出程度可达40.3%，是一种值得探索的开发新技术。

图3 底水蒸汽驱阶段含气饱和度、含油饱和度场Fig.3 The field distribution of gas saturation and oil saturation in the stage of bottom-water steam flooding

(2) 降黏冷采。边底水稠油开发难度主要原因是油水流度比大，开发过程中水的推进速度远超过油的推进速度，同时注汽有可能沟通边底水，导致油藏含水上升过快，改善油水流度比是实现该类油藏动用的关键[11]。降黏剂驱机理主要是增加驱替相黏度，调节流体黏度比，同时扩大波及系数，借助调驱作用扩大降黏剂与原油的接触[12]。

室内采用12.5 cm×25.0 cm×1.6 cm模型开展了降黏剂驱机理实验，模型渗透率为200 mD，降黏剂质量浓度为0.4%，原油黏度为380 mPa·s，实验过程先水驱后转降黏驱。实验表明，原油混合降黏剂后产生的乳化颗粒相对原油尺寸明显变小，可以快速的通过多孔介质(图4)；降黏剂驱结束时波及系数为39.9%，相比水驱提高20.6个百分点(图5)。单管驱油效率实验表明，实施降黏剂驱，驱油效率由水驱的36.0%提高到降黏剂驱的49.0%，提高了13.0个百分点。

图4 乳化降黏后原油颗粒及多孔介质内流动状态Fig.4 The crude oil particles and flow state in porous media after emulsification and viscosity reduction

图5 微观模型水驱和降黏驱结束时波及场Fig.5 The field affected at the end of water flooding and viscosity reduction and displacement of micro model

降黏冷采在陈373、沾18等多个区块进行了现场试验，取得明显增油效果。陈371-P14井地下原油黏度为3 915 mPa·s，油藏厚度为5 m，水平段长为58 m。蒸汽吞吐5个周期，受水侵影响油井含水高，蒸汽吞吐效益差；采用“化学降黏+调堵”吞吐，实施了化学降黏吞吐3个周期，液量基本不变，含水先降低后缓慢回升，投入产出比达到了1∶15。

(3) 微生物采油技术。微生物采油技术是通过向地层中注入营养液、菌液或微生物代谢产物，利用微生物的生长代谢活动和微生物代谢产物同油藏中油水的相互作用达到增加原油产量、提高采收率的目标[13]。春风油田排6南底水稠油油藏有4口井实施微生物采油，累计增油量为4 775 t。排6-平45井投产时日产油为2.9 t/d，含水为75%；第1周期微生物采油注入660 m3微生物注剂，周期平均日产油为8.3 t/d，含水为23%，有效期为231 d，增油量为1 072 t；第2周期注入720 m3微生物注剂，周期平均日产油为8.3 t/d，含水为42%，有效期为116 d，增油量为305 t，投入产出比可达到1∶5以上，展示了微生物采油技术在边底水稠油中的应用前景。

2.5 薄层稠油

胜利油田的薄层稠油主要位于主体外围，以单薄层或薄互层为主，油水关系通常比较复杂，其储量占到胜利油田未动用稠油储量的10.7%，现有的热采技术无法实现经济有效开发。

2.5.1 开发难点

通过多年稠油热采水平井的技术攻关，胜利东部普通稠油单层水平井开发厚度下限可以达到2.5 m，西部浅薄层超稠油HDNS技术开发厚度下限为4.0 m。厚度低于2.5 m的薄层稠油多位于主力油田的外围，由于原油黏度高需采用热采水平井开发，按照水平井的水平段长度为300 m测算，单井控制储量只有2.0×104t左右，按照蒸汽吞吐25%的采收率计算，单水平井累计采油量只有5 000 t，达不到水平井动用经济极限采油量。要实现薄层稠油的有效动用，扩大单控储量、提高单井产能、降低开发成本是必由之路。

2.5.2 开发对策

(1) 短半径水平井热采技术。长水平井或短半径水平井应用，可以增加单井控制储量。目前，柔性钻具的使用，使得超短半径水平井技术得到了推广应用，该技术具有成本低、周期短、地层污染小等特点，能大幅度提高油井产量。通过在老井侧钻短半径水平井，可以控制平面侧钻支数、角度、长度，也可以应用于多层油藏纵向侧钻支数及控制长度，扩大了动用范围，降低了开发成本。2004至2005年，新疆石油管理局在哈萨克斯坦北布扎奇油田浅层稠油油藏成功实施NB31、NB30两口套管开窗侧钻短半径水平井获得高产[14]，胜利油田高12-39侧平1井和高17-16侧平1超短半径侧钻水平井取得了成功[15]，为薄油层降本增效、提高采收率提供了可能。短半径水平井在常规油藏中应用较多，稠油热采的现场实践较少，技术适应性值得进一步探索。

(2) 压裂+降黏冷采技术。薄层稠油动用难点在于油层厚度薄，热采开发水平井由于受注汽质量的影响，水平段不宜太长，导致单控储量低，产量低于水平井经济极限采油量，转变热采开发方式是解放该类超薄层储量的主要方向之一。随着非常规油藏压裂技术、稠油降黏技术的发展，采用降黏冷采技术，通过增长水平段长度增加单控储量，通过压裂技术提高水平井的动用半径，单控储量可以达到5.0×104t以上，为该类油藏的动用提供了可能。

3 提高未动用储量开发的建议

油藏热采、化学复合开发技术的进步，非常规油藏压裂技术的开发突破，国家对能源战略需求及相应的政策变化，为未动用稠油储量的动用带来了曙光。按照“一切储量皆可动用”的理念，除了上述相对成熟的开发技术对策之外，还需要不断加强新技术的攻关与试验。

3.1 探索新的革命性技术

3.1.1 稠油地下改质技术

水热裂解技术是借助注入的高温蒸汽，使稠油与蒸汽之间发生化学反应从而降低稠油黏度的方法，添加催化剂、供氢剂、超声波协同催化剂可大幅度降低水热裂解的温度。孤东稠油水热裂解实验表明，裂解后稠油饱和烃、芳香烃含量增加，硫元素含量明显减少，稠油降黏率高达87.4%，进一步分析表明原油降黏主要是原油发生了C-S键的断裂，其次部分C=O键和C-C键也发生了断裂。

随着纳米技术的成熟与推广该用，更高效经济的降黏技术不断涌现。纳米胶囊是一种纳米尺度的胶囊，胶囊内含有不同表面性质的微纳米级颗粒，当胶囊被注入油层后与原油接触释放出表面活性剂或金属催化剂[16]，与原油形成一种乳液，将乳液回收分解即可提取出原油。从目前已有报道看，纳米金属催化剂可在200 ℃下实现原油的裂解。2017年，美国提出稠油低成本开发新技术S-BTF(baric-thermal flow)，该技术可使一口井的产量增加近14倍，开发盈亏平衡降至940 元/t以下，虽然该技术能否规模商业化还需要时间验证，但是稠油开采有可能面临页岩油革命之后又一场新的技术革命。

3.1.2 稠油非混相驱技术

气驱是继水驱、聚合物驱、蒸汽驱之后迅速发展起来的提高采收率方法，是目前国外仅次于热采的提高采收率方法。对于油藏埋深大于2 000 m的深层稠油，注汽技术已无法发挥热效率，非混相驱技术通过注入气与地层油的良好互溶性和对原油轻烃的强烈抽提作用，有效增强原油的流动性，降低界面张力，从而大幅度地提高原油采收率。非混相驱在低渗透油藏应用实践较多，在深层稠油的应用还需要通过现场试验进一步评价。

3.1.3 电脉冲采油技术

脉冲采油技术以往主要应用于油层解堵，解除油层伤害。美国Petroteq能源公司提出了SWEPT脉冲采油技术[17]，通过井口装置向井筒发送流体脉冲波，使地层中的石油受到脉冲波的冲击产生摇溶现象，其流体性质将大大改善；脉冲波还可在地层中形成微型压裂，增大地层岩石的渗透率。Petroteq能源公司官网数据显示，脉冲波可以波及到井筒周围半径为100～1 000 m甚至更远范围内的地层流体。该技术在美国二叠纪盆地Wardlaw油田进行了应用，每口井盈亏平衡降至940 元/t以下。

3.2 探索新的合作开发模式

储量品位差、开发成本高、效益差是储量长期得不到有效动用的根源，为进一步提高未动用储量的开发，通过合作开发、储量流转等模式，推行项目管理、市场化运营，同时通过技术提升、地质工程优化、钻井技术优化、压裂技术、井工厂模式等推广应用，可明显降低开发成本。春风油田排609块岩性复杂、非均质性强，储层预测困难，存在多个油水界面，油井开发效果差异大。通过油藏-钻采一体化研究，实现了开发成本大幅度降低，预计可新建产能为3.34×104t。