重大开发试验实践及启示

廖广志 王连刚 王正茂

（中国石油勘探与生产分公司）

我国油田开发经过半个多世纪的持续大规模推进，已经进入一个全新阶段。面对新增探明储量资源品质下降、油田开发难度不断加大的现实，如何规模有效地开发动用以往无法动用的大量稠油、超稠油、低渗透、特低渗透、致密油等劣质低效资源，如何继续在高采出程度、高含水的“双高”开发阶段提高老油田采收率是问题的关键所在。解决这两个问题的出路在于转变开发方式、寻找接替技术，核心在于找到经济适用、配套完善的新技术[1-4]。

为实现开发方式转变和寻找战略性接替技术，中国石油天然气股份有限公司（简称股份公司）于2005年正式启动了重大开发试验工程，首批设立10项重大开发试验项目，以后根据当年工作重点和有战略意义的专业方向，逐年设置开发试验项目。到2018年已累计设置重大开发试验项目共5大类17大项，基本覆盖了油田开发的各领域。10多年来，重大开发试验始终以实现开发方式转变和寻找战略性接替技术为攻关目标，重点在高含水油藏、低渗透油藏、稠油油藏、碳酸盐岩油藏等开展技术攻关和现场试验，取得了丰硕成果。

在科技攻关和现场试验过程中，通过广大科技人员、现场试验管理和实施团队长期实践，总结提炼了4点认识和体会，逐渐成为重大开发试验的工作文化。

1 重大开发试验是油田开发领域战略性探索工程

重大开发试验始终围绕“提高单井产量、提高采收率、降低开发成本”三大永恒主题，坚持“与产能建设相结合、与二次开发相结合、与科技攻关相结合”的工作原则，瞄准油田开发中迫切需要解决的重大技术难题，着力突出“重”（份量）和“大”（规模）的辩证关系，突出大庆、长庆、新疆、辽河等重点油区，积极寻找战略性接替技术，实现油田开发方式的重大变革[5-6]。

针对大庆油田长垣水驱进入双“特高”开发阶段的实际情况，如何进一步挖掘水驱潜力，充分利用三次采油的技术优势，大幅度提高水驱后油藏的采收率，是大庆油田长垣重大开发试验的首要任务[7]。2005年，股份公司把大庆油田长垣三元复合驱开发试验列为首批十大重大开发试验之首，其战略地位不言而喻。其后，又围绕如何利用强碱、弱碱三元复合驱技术有效开发长垣一类、二类储量开展室内评价和区块筛选等工作，最终确定了南五区一类储层、北一区断东二类储层和北二区西部二类储层3个试验区。经过8年持续攻关和精心实施，三元复合驱层系组合及井网优化技术、配方体系优化技术、采出化学剂变化规律预测技术、跟踪调整技术、采出液破乳及防垢技术、动态监测技术等基本配套；表面活性剂性能得到改善，实现了年产6×104t烷基苯磺酸盐和12×104t石油磺酸盐的工业化生产能力，3个试验区提高采收率幅度都达到20个百分点以上，其中北一区断东二类强碱三元复合驱试验提高采收率29个百分点。2014年，大庆油田开始三元复合驱技术的工业化推广，到2018年底，覆盖地质储量2.5×108t，年产油达到435×104t，该项技术将成为大庆长垣油田持续稳产最重要的战略性接替技术之一。

长庆超低渗透油藏属典型的低渗透、低压、低丰度油藏，与已规模开发的特低渗透油藏相比，具有岩性更致密、孔喉更细微、物性更差、天然裂缝发育等特征，使井网系统优化、有效压力驱替系统建立、生产调控难度进一步增大[8]。为了盘活长庆油田巨大的超低渗透储量资源，实现快速上产，2005年，股份公司将超低渗透油藏开发攻关试验列为“十大开发试验”之一。通过攻关研究与现场试验，深化了对超低渗透油藏的认识，丰富完善了超低渗透储层非达西渗流理论，形成了以储层快速评价、有效驱替系统优化、多级压裂改造、地面优化简化、低成本钻采配套为主要内容的五大技术系列15项特色技术；并在多年来低渗透油气田开发管理经验的基础上，借鉴苏里格气田成功开发经验，实施具有长庆特色的勘探开发一体化，推进“标准化设计、模块化建设、市场化运作、数字化管理”，创新科研攻关体系和生产管理体系，坚持低成本战略，实现管理增效，形成了超低渗透油藏管理模式。2008年，超低渗透油藏开始大规模产能建设，年产油从30×104t迅速攀升到2018年的800×104t生产能力。重大开发试验对于推动长庆油田超低渗透油藏有效动用，以及油气当量快速上产到5000×104t建成“西部大庆”，起到了至关重要的作用。

新疆油田砾岩油藏有超过5×108t的地质储量，注水开发已进入高含水阶段，开发矛盾十分突出。为了实现砾岩油藏老区产量基本稳定，大幅度提高水驱后油藏采收率和开发效益，股份公司在新疆油田先后设立了砾岩油藏聚合物驱（2005年）、二元复合驱（2007年）和三元复合驱（2014年）等开发试验项目。其中，七东1区聚合物驱试验于2012年验收，中心井组提高采收率12.1%，平均吨聚合物增油58.4t，全面超额完成试验目标；2013年开始在七东1区开展聚合物驱工业化推广，原油年产量从试验初期的3×104t增长到高峰期的16×104t，截至2018年底，累计注入聚合物0.35PV，聚合物驱阶段采出程度9%；七中区二元复合驱试验2010年正式投注化学剂，2015年达到见效高峰，与水驱末期对比，试验区平均单井日产油从1t增至4.2t，综合含水由95%下降至65.4%，截至2018年底，二元复合驱阶段采出程度为16.2%，预计最终提高采收率18%；七东1区三元复合驱试验进展顺利，初步见到好的苗头。实践表明，新疆油田砾岩油藏化学驱具有“高效、低成本、绿色”的特点，有望成为砾岩油藏水驱后期大幅度提高采收率的主体技术。新疆稠油资源丰富，产量占比大，但开发面临两大难题：一是风城超稠油资源如何有效动用？二是多轮次蒸汽吞吐后的稠油老区如何进一步提高采收率？为此，股份公司在风城油田设立了重32、重37、重45不同稠油黏度的SAGD试验区和重18重力火驱试验区，在红山嘴油田红浅1井区设立了直井线性火驱试验区，并配套火驱烟道气处理设立了红48南火驱烟道气驱油试验区，在九6区蒸汽吞吐和蒸汽驱后的油藏设立了CO2复合汽驱试验。重32、重37超稠油SAGD开发试验取得成功并大规模工业化推广，2018年产油102×104t，其他稠油开发试验有序推进。上述重大开发试验项目的持续推进和工业化推广，将会对新疆油田的可持续发展产生深远影响。

辽河油田稠油产量占到全油田原油年产量60%以上，稠油产量的稳定直接关系到油田的稳产形势。辽河油田稠油油藏基础井网平均吞吐已达十几个周期，地层压力降到不足2MPa，油汽比低、储采比低，大部分主力区块已进入快速递减和低速开发阶段，稳产基础十分薄弱。因此，2005年股份公司在齐40块蒸汽吞吐后油藏开展了蒸汽驱试验，在曙一区超稠油油藏开展了SAGD试验，通过现场试验攻关，掌握了蒸汽驱/SAGD油藏条件筛选评价、方案编制及操作条件优化，配套了高温长效注汽管柱及蒸汽地面分配、耐高温防腐蚀陶瓷泵举升、毛细管测压监测等技术[9]。试验成功后迅速进行工业化推广，到2018年底，辽河油田蒸汽驱和SAGD具备150×104t/a生产能力，有效遏制了稠油产量快速递减的被动局面。辽河油田稀油产量占全油田原油年产量的40%，总体已进入“双高”开发阶段，年产油量呈平稳下降趋势。2007年，股份公司设立了锦16块二元复合驱开发试验，试验区日产油从水驱末期的63t增至二元复合驱高峰期的350t，日产油300t以上持续稳产4年，二元复合驱预计提高采收率20%。辽河油田已经开始实施二元复合驱技术的工业化推广，该项技术将成为辽河油田中—高渗透稀油油藏高含水后期大幅度提高采收率的主体技术。

其他油田也根据自身实际，设立了各具特色的重大开发试验项目，如塔里木东河塘油田注天然气重力混相驱试验，长庆、大庆、大港、吐哈、青海油田空气—泡沫驱试验，辽河油田兴古7区块和华北油田任9潜山油藏注减氧空气重力稳定驱试验[10]，吉林、大庆、南方油田公司利用自身天然气气藏伴生的CO2气源开展CO2驱油与埋存试验等（图1）。这些技术工业化推广预计覆盖石油地质储量60×108t以上，增加可采储量8.6×108t以上，提高采收率14.3个百分点，为解决中国石油目前面临的高含水、低渗透、稠油和碳酸盐岩等油藏的开发矛盾，提供了切实可行的战略性接替技术。

实践证明，重大开发试验是科技攻关成果向大规模生产力转化的关键环节，是新区大规模产能建设的试验田，是老区大幅度提高采收率的排头兵，体现了油田开发技术的主要发展方向，其成果反映在原油产量及单井产量的稳定增长和采收率的不断提高上，最终体现在油田开发水平和开发效益的协同增长上，为创新驱动油田开发提供了战略探索性手段和平台。

图1 部分重大开发试验项目分布图

2 全生命周期项目管理是重大开发试验关键核心

重大开发试验实行全生命周期项目管理。设立专项经费，建立“专款专用模式”的科研攻关体系和生产管理体系。组织原则上，按照EPC项目管理要求，抽调骨干、人员固定、独立办公、内外结合、独立核算、单独考核；现场实施由项目组统一组织、统一安排。运行模式上，一是坚持3个结合，即地质、工艺和地面相结合，室内研究与现场试验相结合，自主创新和引进技术相结合；二是项目组与科研院所等国内外研究机构进行联合攻关；三是建立技术分析与交流制度，重大问题随时分析解决[11]。

管理体系上，中国石油勘探与生产分公司成立重大开发试验项目领导小组和项目工作小组，负责重大开发试验项目的决策、审定、检查和验收。工作小组下设技术专家组、技术支持组和油田现场实施组，油田公司负责项目实施，中国石油勘探开发研究院做好技术支持，使中国石油的整体力量在项目实施过程中得到体现。

（1）技术支持组。由中国石油勘探开发研究院总体负责，下设6个小组，包括综合组、水介质组、化学生物介质组、气介质组、热能量组和特殊岩性组。工作职责主要包括跟踪重大开发试验进展，编写季报、半年报和年报，协助组织重大开发试验工作会和专项技术研讨会，开展相关专题研究，建立和完善重大开发试验管理平台和数据库。

（2）油田现场实施组。在股份公司统一领导下，项目承担单位相应成立了重大开发试验领导小组和项目部，明确职责分工和工作要求，落实进度，有力推进了项目严格按照方案设计有序实施。长庆油田成立了超低渗透油藏攻关试验领导小组和项目组。项目组下设2个攻关研究组和1个现场试验组，关键技术攻关和试验方案编制主要依托长庆油田勘探发研究院、油气工艺研究院、设计院和国内外研究机构（图2）。

图2 长庆油田超低渗透油藏攻关组织架构图

长庆油田建立了以超低渗透油藏开发部为主管部门，以超低渗透油藏研究中心为技术支撑，以超低渗透油藏4个项目部和8个采油厂（4+8）为现场实施主体的一体化生产运行体系（图3）。生产管理按照准事业部管理体制，实行一体化管理。生产运行采取区域划开、投资单列、产量分开、单独考核的方式。

图3 长庆油田超低渗透油藏生产运行体系图

长庆油田超低渗透油藏攻关试验项目组的运行机制：（1）管理层面，突出方案部署、投资控制、技术攻关、政策配套等，实行集中管理、统一协调；（2）技术层面，4个项目部都不设地质所和工艺所，在油田公司层面成立超低渗透油藏研究中心，发挥“放大的两所”职能，负责生产性技术研究、新工艺新技术试验与推广及现场技术支撑；（3）实施层面，推行建管一体，12个实施单位按照划定区域负责超低渗透产能建设和原油生产。

通过全生命周期项目管理和项目组精心组织实施，长庆油田超低渗透油藏攻关试验取得丰硕成果，为油田持续快速上产准备了技术、储备了人才、积累了经验；同时，也为股份公司重大开发试验项目创新了管理模式，对其他油田重大开发试验项目管理起到了示范引路的作用。

股份公司在重大开发试验项目管理中大力推行全生命周期项目管理，各有关油田公司先后成立了重大开发试验项目部，如大庆油田复合驱项目部、长庆油田提高采收率项目部、新疆油田超稠油SAGD开发项目部、辽河油田稠油蒸汽驱/SAGD项目经理部、吉林油田CO2驱开发项目部、辽河/新疆油田化学驱项目部等。全生命周期项目管理中，责、权、利相统一，固定人员、投资单列、单独考核，消除了管理边界的负面影响，整合了资源，极大地调动了科研和现场生产管理人员的积极性，有力地保障了重大开发试验项目持续健康运行[12]。

重大开发试验的实践证明，全生命周期项目管理有助于写实项目全过程，科学系统地评价技术本身的可行性和经济性；有助于整合力量，保障项目优质高效运行；有助于科学技术迅速转变为生产力，加快工业化推广进程；这些认识已经成为重大开发试验成功的管理经验。

3 细节决定成败是重大开发试验秉承的工作理念

细节体现科学的精神，细节决定试验项目的成败。重大开发试验管理狠抓细节，建章立制，精细管理，为了确保重大开发试验工作取得好的效果，中国石油勘探与生产分公司针对项目管理、方案编制、报告制度、监理、验收方面制定了5项规章制度，对重大开发试验的全过程、全要素进行全方位的规范运作，通过整合与调动中国石油勘探开发研究院、各个油田单位的优势技术力量，不断创新、及时调整，保证了重大开发试验项目的顺利开展。5项规章制度具体包括：

（1）《中国石油天然气股份有限公司重大开发试验项目管理办法》（简称《管理办法》）。要求各单位加强对重大开发试验项目的领导，成立项目领导小组和项目组，明确职责分工和工作要求，落实进度，确保项目按期完成。规定重大开发试验项目包括先导性开发试验和工业化试验。先导性开发试验是指室内研究较成熟、在现场开展的综合性科学实验，目的是现场验证技术效果，降低风险，完善相关配套技术，为大规模工业化应用提供依据；工业化试验是在先导性开发试验成功的基础上，在工业生产规模条件进一步评价试验的技术经济效果，完善改进配套技术，为该技术大规模应用做好技术准备。《管理办法》分5章共17条，包括总则、项目选择与确定、方案编制与审批、项目管理与监督、附则。要求重大开发试验项目所采用的技术要先进实用、安全可靠、经济可行，试验区应有较大的规模和代表性，新开展的重大开发试验项目应编制可行性研究报告，经股份公司批准后编制重大开发试验方案，审批后方可进入现场实施。并对相关单位的管理职责和权限进行了界定，明确了各自的主体责任。

（2）《中国石油天然气股份有限公司重大开发试验方案编制要求》（简称《方案编制要求》）。重大开发试验方案是指导开发试验现场实施的重要技术文件。《方案编制要求》共10条，规定了重大开发试验方案的主要内容，包括总论、油藏工程方案、钻井工程方案、采油工程方案、地面工程方案、项目组织和实施要求、健康安全环境（HSE）要求、投资估算和经济效益评价等，并对各章节具体内容的编写提出了明确要求。《方案编制要求》明确指出，重大开发试验方案需由油田公司预审并报中国石油勘探与生产分公司审批，项目实施过程中需对方案进行调整时应编制调整方案，报主管部门审批后方可实施。

（3）《中国石油天然气股份公司重大开发试验项目报告制度》（简称《报告制度》）。为了加强股份公司重大开发试验项目的管理工作，及时掌握项目进展，发现和研究解决项目实施中存在的问题，指导项目顺利开展，《报告制度》要求项目承担单位应每月上报有关报表，每季度报告项目执行情况，对项目执行过程中发现的问题、取得的重大突破或阶段性成果要及时上报，并详细规定了提交重大开发试验项目月报、半年报、年报的时间和主要内容。

（4）《中国石油天然气股份有限公司重大开发试验项目监理办法》（简称《监理办法》）。重大开发试验项目实行项目监理制。股份公司委托资深专家组成项目监理组，代表股份公司勘探与生产分公司对重大开发试验项目进行监督，了解项目进展情况，及时反映有关问题，确保项目达到方案设计要求。《监理办法》共12条，明确了监理对象和委托方，对监理人条件提出了要求，并对监理工作的主要内容、监理报告、开展监理工作的形式以及三方（委托方、监理方和被监理方）的责权利关系做出了详细规定。

（5）《中国石油天然气股份有限公司油气田重大开发试验项目验收办法》（简称《验收办法》）。为了及时总结重大开发试验所形成的配套技术，促进试验成果的工业化应用，试验项目按照进度要求基本完成后6个月内，油田公司应根据实际资料，对重大开发试验技术经济指标进行全面总结，向股份公司提供自评估报告和资金使用情况审计报告。《验收办法》共17条，规定了适用范围、工作原则、验收时间、验收组织单位、专家组成等，明确了重大开发试验项目的验收标准、预验收意见、技术报告和项目总结报告的主要内容，要求项目承担单位进行项目预验收，并编写预验收意见、技术报告、项目总结报告。重大开发试验项目验收以专家会议论证形式进行，对项目进行全面认真的审查，必要时可有重点地进行现场调研和考察，勘探与生产分公司根据验收组意见做出验收结论。

重大开发试验严守试验秩序，狠抓过程管理，始终注重对试验过程的管控，坚持进度可以加快、程序不能逾越的工作原则，严格按照试注、先导/扩大试验、工业性试验和工业化推广的程序有序推进。上述5项规章制度的制定，使重大开发试验日常管理工作做到有规可依、有章可循，从制度上保证了试验工作的顺利运行。

4 典型精细解剖是重大开发试验的重要工作方法

重大开发试验通过对典型试验的精细解剖，系统总结具有广泛代表性试验的开发规律、驱油机理，致力于形成技术上适合油田发展、经济上效益显著、水平上能代表中国石油前沿、适合国际发展潮流的主体技术，写实项目全生命周期，为工业化推广做好各项准备工作。例如长庆安塞油田和新疆油田六中东典型井组精细解剖、新疆油田红浅1井区火驱精细动态调控、新疆油田和辽河油田二元复合驱的精细调整等，都有力地推动了试验工作的精细、高效运行。

4.1 典型井组精细解剖

为了评价一次井网水驱后平面和纵向水洗程度和水淹特征，研究微观剩余油形成机理及赋存状态，评价水驱动用状况和注水开发过程中储层岩性、物性、孔喉结构、流体性质及润湿性变化规律，研究合理的井网调整方式以及井网调整后的水驱特征和开发技术政策，为类似油藏井网加密和提高采收率工作提供指导，长庆安塞油田整体加密和新疆克拉玛依油田六中东水驱调整重大开发试验均进行了典型井组的精细解剖。选取井网系统、地质特征和开发特征具有代表性，井组内静态资料丰富，能揭示油藏典型开发特征的区域，有助于精细研究。

长庆安塞油田整体加密精细解剖的典型井组选择在王窑中部王16-15井组。该井组先后共部署了9口密闭取心井（图4），主要围绕低渗透油藏采收率评价体系与中—高渗透油藏存在的差异性、低渗透油藏加密调整前后采收率科学评价的问题，重点分析平面和纵向水驱波及状况，研究水驱前缘饱和度分布，评价低渗透油藏基础井网水驱采收率及其构成因素（波及系数和驱油效率）以及加密调整前后开发指标的合理评价。通过典型井组的精细解剖，更加清楚地认识低渗透油藏水驱后剩余油分布及潜力，对安塞、靖安、西峰、姬塬等特低渗透油田的稳产及提高采收率工作具有重要意义。

图4 长庆安塞油田整体加密典型井组检查井部署图

图5 新疆油田六中区克下组砂体构型小井距取心井部署图

新疆油田六中区克下组油藏在砂体主体部位一次性部署了8口“十字”剖面密闭取心井（图5），重点分析洪积扇砾岩储层小尺度构型，定量描述砂体内部岩石相变化特征；研究形成砾岩油藏水淹层解释与动态饱和度监测方法，提高剩余油定量描述的精度；研究试验砾岩油藏中高含水阶段合理调整方式，优化开采技术政策界限；现场试验与室内实验相结合，评价不同含水阶段砾岩油藏水驱油效率变化规律，准确预测提高水驱采收率的潜力。取得的认识对于搞清砾岩油藏水驱后剩余油潜力，以及砾岩油藏开发中后期的综合调整及三次采油工作具有重要意义。

4.2 火驱精细动态调控

火驱技术用空气作为氧源，向注入井注入空气把油层点燃，并按一定的通风强度不断注入空气，控制燃烧前缘持续向前推进，从而形成热降黏、热膨胀、蒸馏汽化、气驱、高温改变相对渗透率等一系列复杂的驱油作用。目前，控制注气强度和排气强度是控制火驱燃烧前缘推进的主要技术手段，但是注气强度和排气强度调整是根据监测资料和生产动态确定，具有明显的滞后效应；而且，受储层非均质性的影响，注入气体较其他驱替介质更易发生窜进现象，因此，火驱燃烧前缘的调控难度非常大，直接影响到火驱开发的效果。新疆油田红浅1井区于1991年开始蒸汽吞吐开发，1999年转蒸汽驱效果不佳而废弃，在废弃10年后，于2009年开始进行直井火驱先导试验。火驱试验区2010年完成一期3口井点火，形成3注48采面积井网。试验过程中发现火线推进速度沿砂体沉积方向远快于侧向，为了加快注气井排间的火线连接，2011年又在一期3口注气井井排上，完成二期点火4口井，形成7注44采面积井网。通过一年多现场试验，发现侧向火线推进距离仍不理想，2013年将注气井排上6口生产井转注，完成三期点火，形成13注38采线性井网（图6），进一步推进线性火驱的形成，2015年注气井火线基本连接。

图6 红浅1井区火驱试验部署图

通过对火驱前缘的精细调控，新疆油田红浅1井区火驱试验取得了显著效果。截至2018年底，累计产油14.7×104t，阶段采出程度34.6%，累计空气油比为2789m3/m3，税后财务内部收益率为13%，均好于方案设计；预计到2019年底，累计采油15.4×104t，阶段采出程度36.2%；最终采收率可达71.1%。证实了砂砾岩油藏注蒸汽开采后期转火驱的可行性，形成了火驱配套技术和生产管理体系，达到了预期的试验目标。

4.3 二元复合驱精细调整

新疆克拉玛依油田七中区克下组油藏二元复合驱试验是2007年设立的重大开发试验项目，目的是探索聚合物—表面活性剂二元复合驱技术在砾岩油藏的适应性及提高采收率幅度。经过两年的布井方案论证和实施、化学驱方法的优化选择，股份公司于2009年对试验方案进行了正式审批。2010年试验区投注二元体系后，出现了管线堵塞、注入水水质不达标、化学剂注入困难、部分油井产出聚合物浓度高达1000mg/L、注采关系严重不匹配等问题。南、北部油藏物性差异较大，配注系统不能个性化适应，项目面临调整甚至终止的危险。为此，项目组认真查找问题，针对砾岩油藏的特殊性加强注采对应关系、井网调整和配方的适应性分析，提出了新的试验安排和配方体系。

经过多轮次艰苦、细致的调整，新的井网和驱油体系基本适应了砾岩油藏特点，试验取得了重大突破。从水驱末期到二元复合驱见效高峰期，试验区含水率从95%降低到50%左右（大庆聚合物驱从95%降到80%，三元复合驱从95%降到70%），平均单井日产油从1t增至4.2t；界面张力保持在10-3mN/m，产聚浓度正常，生产运行平稳；截至2018年底，二元复合驱阶段采出程度16.2%，预计提高采收率18%，超过方案设计指标2.6个百分点；评价期单位操作费为1042元/t，税后内部收益率为17.07%，展示了良好的经济效益（图7）。

图7 新疆七中区克下组油藏二元复合驱试验井网调整对比图

5 结束语

从油田开发历史来看，每一次油田开发的重大进步，都伴随着重大技术突破和规模应用，新的思维、新的技术始终贯穿着油田开发的全过程。一项革命性技术的出现到工业化应用需要数十年时间持续不断攻关努力才能成功，需要倾注几代石油人的心血和汗水，“勘探搞重大发现，开发搞重大试验”，开发技术攻关和现场试验过程中经历的曲折坎坷，绝不亚于勘探“几下几上”的艰辛历程。成果来之不易，经验弥足珍贵，在科技攻关和现场试验过程中，通过广大科技人员、现场试验管理和实施团队长期实践总结提炼而成的4条认识和体会，是我们的宝贵财富，已经成为重大开发试验的工作文化。实践证明，重大开发试验已经成为有效动用难采储量和大幅度提高老区采收率的主要平台和开发品牌，在新增探明储量劣质化、老区开发复杂化和油价持续低迷的现实背景下，更应该共同珍惜和维护这一开发品牌。

重大开发试验的攻关还将持续。其中，三元复合驱、二元复合驱、超稠油蒸汽辅助重力泄油和火驱等成熟技术正在规模推广，减氧空气驱、天然气驱、潜山油藏注气重力驱等技术正加快攻关和配套完善。下一步将继续围绕“提高单井产量、提高采收率和降低开发成本”三大永恒主题，突出重点油区，瞄准关键技术，严格项目立项与管理，精心现场组织、现场实施，突破油田开发中迫切需要解决的瓶颈技术，不断创新和完善战略性开发接替技术，加快试验成果的工业化推广进程，使储量资产尽快转变为产量效益，提升中国石油的核心竞争力，构筑新的发展优势。