中国石油海外油气田开发技术进展与发展方向

穆龙新，陈亚强，许安著，王瑞峰

（中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

中国石油天然气集团有限公司（以下简称中国石油）海外油气业务从1993年开始，经过20多年的艰苦创业，历经基础发展、规模发展、优化发展 3个阶段，取得了辉煌的业绩，建成了中亚-俄罗斯、中东、非洲、美洲和亚太 5大油气合作区，基本完成了全球油气业务战略布局[1]。目前海外油气业务在全球32个国家共管理运行88个油气合作项目，其中包含58个油气开发项目，占比为2/3，年油气生产能力接近2×108t。在海外业务20多年的成功发展过程中，海外油气开发技术经历了国内技术集成应用→集成创新→研发创新的发展历程，逐步形成了以砂岩油田天然能量高速开发、碳酸盐岩油气田整体开发部署优化、超重油油藏水平井泡沫油冷采开发为代表的海外油气田开发特色技术系列[1-2]。这一系列技术极大地提升了中国石油的技术核心竞争力，最大程度规避和降低了海外投资风险，取得了巨大的经济效益，为中国石油海外油气业务有质量有效益可持续发展提供了有力的技术支撑和保障。

随着海外业务内外部形势的不断变化，海外油气开发也面临一系列的问题与挑战：①大部分砂岩油田高速开发后进入开发中后期，面临“双高”（含水率大于 80%，采出程度超过60%）挑战，需要研究海外高含水砂岩油田开发调整策略和二次开发技术系列[1-3]；②大型碳酸盐岩油田注水开发矛盾突出，持续稳产面临挑战，急需攻关大型碳酸盐岩油气藏高效注水注气提高采收率技术[1-2,4]；③海外在建、待建项目主要是油砂、页岩气、深水、极地和LNG（液化天然气）等项目，属于非常规和新业务领域，技术难度大、要求高，国内又缺少可借鉴的成熟经验和技术，需要创新研发非常规及深水油气经济高效开发技术[1-2]。针对上述问题，本文在回顾中国石油海外油气田开发技术发展历程及特色开发技术基础上，结合国内外油气田开发技术发展趋势，提出未来海外业务的发展目标与技术发展方向。

1 发展历程

20多年来，伴随着海外油气业务的发展，海外油气开发技术经历了直接应用国内成熟开发技术、集成创新海外适应开发技术、研发创新海外特色开发技术3个阶段。在每个阶段，海外开发技术发展的特点和重点均不同。

①直接应用国内成熟开发技术阶段（1993—1996年）。此阶段由于海外业务刚起步，还没有跨国生产经营管理经验，海外油气开发主要集中在常规砂岩老油田综合挖潜领域，秘鲁6/7区塔拉拉、加拿大阿奇森和委内瑞拉卡莱高勒斯等老油田成功应用了国内砂岩油田成熟开发技术，实现了海外油田开发生产零的突破。

②集成创新海外适应开发技术阶段（1997—2008年）。此阶段随着苏丹 1/2/4区、苏丹 6区、苏丹 3/7区、哈萨克斯坦阿克纠宾等一批代表性项目陆续投入开发，海外开发技术在集成应用国内成熟技术的基础上，开展集成创新，形成了一系列适应海外特点的油气开发技术。如海外砂岩油田天然能量高速开发技术、异常高压特低渗透碳酸盐岩油藏开发技术、带凝析气顶碳酸盐岩油田注水开发技术、薄层碳酸盐岩油田水平井注水开发技术、大型高凝油油藏高效开发技术等[1-5]。

③研发创新海外特色开发技术阶段（2009年至今）。随着海外油气业务范围和种类逐步扩展至中东大型碳酸盐岩油田、中亚复杂碳酸盐岩气田、加拿大油砂和页岩气、澳大利亚煤层气、北极LNG及深水油气等多样化领域，通过持续攻关制约海外主营业务发展的关键瓶颈技术，创新形成了海外大型碳酸盐岩油藏整体开发部署优化技术、边底水碳酸盐岩气田群高效开发技术、带凝析气顶碳酸盐岩油藏气顶油环协同开发技术、超重油油藏整体水平井泡沫油冷采开发技术等特色技术[1-2, 4, 6-7]。

2 发展现状与成效

在中国石油海外20多年的油气开发实践中，通过将国内成熟油气田开发技术与海外油气田特点相结合，创新形成了适应海外特点的系列特色开发技术（见表 1），其中最具代表性的有海外砂岩油田天然能量高速开发技术、大型碳酸盐岩油藏整体开发部署优化技术、边底水碳酸盐岩气田群高效开发技术、超重油油藏整体水平井泡沫油冷采开发技术、页岩气水平井分段体积压裂技术、煤层气有利储集层预测与 SIS水平井（从地面钻水平井贯穿煤层，趾端与另一口直井在煤层中对接）开发技术等。

2.1 海外砂岩油田天然能量高速开发技术

以苏丹项目为代表的海外砂岩油田具有天然能量充足、储集层物性与油品性质好、投资环境风险极高等特点[1-3]。国内成熟砂岩油藏注水开发技术在海外受合同和投资风险的限制而难以应用[8]，针对该问题，在深入研究高速开发机理的基础上，明确了天然水体大小、原油流动能力、地饱压差、储集层有效厚度、开发技术政策等影响天然能量高速开发的5大主控因素，提出了定量分析方法[3]，并创新建立了“充分利用天然能量高速开发，延迟注水，快速回收投资，规避投资风险”的海外砂岩油田高效开发模式和“稀井高产、大段合采、大压差生产”的技术政策[3]，同时确定了初始井网井距500～1 200 m，单井配产140～200 t/d，高峰期采油速度2.0%～2.5%等主要开发指标（见表2）。根据苏丹油田各油藏渗透率及油品性质，建立流度矩阵表（见表 3），划分原油类型，进而确定与原油类型相适应的井网密度，创新形成了充分利用天然能量的井网井距加密技术[3,9-10]。海外砂岩油田天然能量高速开发技术的广泛应用不仅有力支撑了苏丹两个主力项目快速建产至1500×104t/a，而且也有力支撑了海外其他砂岩油田的高速高效开发。

表1 中国石油海外油气开发技术发展现状（据文献[1-7]修改）

表2 苏丹地区3个主力油田开发数据表（据文献[9]修改）

表3 苏丹3个主力油田流度矩阵表（据文献[9]修改）

2.2 海外大型碳酸盐岩油藏整体开发部署优化技术

以伊拉克等大型生物碎屑灰岩油藏为研究对象，针对生物碎屑灰岩优质储集层预测难度大、非均质性极强影响开发效果等难题[1,4,11-12]，通过细分孔隙结构类型，建立微观孔喉类型与岩相关系[2]（见表 4），实现了基于微观孔渗关系的地震与沉积相双重控制的储集层三维建模，集成创新形成生物碎屑灰岩储集层多信息一体化相控建模技术[1-2,4]。针对艾哈代布和哈法亚碳酸盐岩油田规模巨大、纵向上含油层系多、隔夹层发育、油藏差异大等特点，创立薄层生物碎屑灰岩油藏平行正对水平井整体注采井网开发模式（见图1）、巨厚生物碎屑灰岩油藏大斜度水平井采油+直井注水的排状注采井网模式[1,4]，形成主力油藏骨干井网与次主力油藏枝干井网空间相匹配的立体井网模式，解决了地下多层系井网空间结构匹配及地面和安保限制难题。针对如何实现油田快速整体建产和最佳经济效益之间的平衡，创新形成“上产速度+投资规模+增量效益”的多目标协同优化技术[1,4]，制定艾哈代布油田“水平井网一步到位，优势资源重点突破，两翼稳步展开”的部署策略，制定哈法亚油田“整体部署，分区分层系有效接替，早期高产层优先动用，中心突破，两边展开，最大化节约前期投资”的开发策略，利用最小的投资在最短时间内建成初始商业产能，实现油田自身滚动发展和经济效益最大化。这些技术的应用成功助推伊拉克艾哈代布项目提前3年实现700×104t/a高峰产能，内部收益率提高3%以上；哈法亚项目快速建成年产2 000×104t原油生产能力，百万吨产能建设投资约21×108元，创造了中国石油海外项目百万吨产能建设投资规模的新低，有力支撑了中东地区原油产量从2010年的358×104t/a迅速增加至2018年的8 000×104t/a。

表4 哈法亚油田Mishrif油藏孔隙结构与岩相分类特征表（据文献[2]修改）

图1 艾哈代布油田水平井整体注采3种井网开发模式（据文献[1, 4]修改）

2.3 海外边底水碳酸盐岩气田群高效开发技术

土库曼阿姆河右岸项目开发对象为复杂海相碳酸盐岩气藏，具有普遍发育裂缝、储集层非均质性强、气水关系复杂、部分气田水体较为活跃等特征，气田井网部署、合理高效开发难度大[1-2]；项目气田数量众多、储量规模不一、地理位置分散、受产品分成合同条款等约束，项目整体实现有序接替、稳定供气面临巨大挑战[4]。针对上述问题，从单个气田和气田群两个层面入手，综合气藏构造、储集层、裂缝和水体等因素，以财务净现值为目标函数建立多变量数学模型，实现了井网类型与斜井段长度、避水高度及总井数等关键参数的同步优化，创新形成了裂缝-孔隙型边底水气藏整体大斜度井优化开发技术[1,4]。同时，在揭示单个气田采气速度与稳产期末采出程度定量关系的基础上，建立了考虑产品分成合同模式的气田群整体优化开发模型，并采用改进的遗传算法进行求解，得到了最优的气田投产次序和产能规模，创新形成基于产品分成合同模式的气田群整体协同优化开发技术[2,4]。边底水碳酸盐岩气田群高效开发技术已经全面应用于阿姆河右岸的产能建设中，实现了气田的高效开发，取得了良好的经济效益。与常规大斜度井网优化技术相比，主力别-皮气田产能规模提高20%，钻井总进尺减少13%，财务净现值增加11%[13]。整个阿姆河右岸项目建成天然气产能170×108m3/a，上产、稳产期15年，为实现中国能源进口多元化、保障能源安全、建设美丽中国做出了突出贡献。

2.4 海外超重油油藏整体水平井泡沫油冷采开发技术

委内瑞拉奥里诺科重油带中深层超重油具有“四高一低可流动”的特点：高密度（原油密度1.007～1.022 g/cm3），高含沥青质（沥青质含量9%～24%），高含硫（硫化氢含量大于3.5%），高含重金属（重金属含量大于500 mg/L），地下原油黏度相对较低（黏度1 000～10 000 mPa·s）。冷采过程中原油可流动[14]，通过泡沫油驱油物理模拟实验，系统揭示了泡沫油驱油机理[1,4,15-16]。泡沫油中含有大量分散微气泡，能够较长时间滞留在油相中，显著地增加流体的压缩性，提高弹性驱动能量，冷采过程中一定条件下能就地形成泡沫油流，具有较高冷采产能，且油藏压力下降较慢，采收率较高（可超过12%）。采用多组分数值模拟方法，再现泡沫油中分散气泡的形成、破裂和聚并的动态过程（见图2）及以泡点压力和拟泡点压力为分界点的三段式开发特征[6,17]（见图3），建立泡沫油水平井初始产能预测公式和无因次IPR（流入动态曲线）模型[18]，形成超重油油藏冷采开发技术政策界限确定和水平井开发优化设计方法[4,17]，创新研发了一套超重油油藏整体丛式水平井冷采开发技术。应用这样一套技术实现了超重油经济高效开发，支撑了委内瑞拉 MPE3项目2016年建成年产重油1 000×104t规模，包含钻井平台25座，水平井423口，平均单井初产100 t/d以上，而且实现1 000×104t/d油藏产能规模下持续效益开发：2016—2018年，实现中方净利润47×108元，平均单位操作成本130元/t，取得了显著的经济效益。

图2 泡沫油微观驱油机理（据文献[15]修改）

图3 泡沫油驱替特征实验曲线（据文献[5]修改）

3 面临的问题与挑战

中国石油海外油气业务计划未来作业产量规模保持在年产2×108t以上水平，其中碳酸盐岩约占60%，砂岩占 30%，非常规占 10%[1]。但如何实现稳产、上产和经济有效开发仍面临着一系列问题和挑战：砂岩老油田稳油控水提高采收率难；碳酸盐岩油气田稳产难；非常规油气开发“甜点区”预测难；超重油和油砂经济有效开发难等。因此，急需创新研发一系列合适的开发技术，主要有：高含水老油田稳油控水及提高采收率技术；碳酸盐岩油藏注水/注气开发和提高采收率技术；复杂碳酸盐岩气藏高效开发关键技术；基岩潜山复杂油藏开发技术；煤层气、致密气和页岩气“甜点区”预测与经济高效开发技术；超重油油藏冷采稳产与改善开发效果技术；油砂 SAGD（蒸汽辅助重力泄油）高效开发技术等[1]。

4 发展目标与技术

4.1 发展目标

未来海外油气开发业务发展重点是陆上常规砂岩、大型复杂碳酸盐岩、非常规和海域深水4大领域。重点是加快中东大型碳酸盐岩油藏上产和持续稳产，延缓中亚碳酸盐岩油藏递减，提高中亚、非洲高含水砂岩老油田采收率，推进不同类型复杂气田高效开发，加强非常规油气经济有效开发技术攻关，支撑海外油气业务作业产量规模保持在年产2×108t以上水平。据此，需要创新形成一系列满足海外油气开发需要的特色技术体系，其发展目标是[1]：高含水砂岩油田提高采收率技术保持国际领先；碳酸盐岩油气藏开发技术达到国际先进水平；非常规和海域深水油气开发技术逐步缩小国际差距，实现快速追赶。

4.2 重点技术

4.2.1 人工智能储集层预测与三维地质建模技术

传统的储集层预测和三维地质建模技术已经难以满足海外追求高速高效和高精度地质研究的要求，目前人工智能技术的快速发展为未来高速高效和高精度储集层预测和三维地质建模提供了可能。在新的信息技术支撑下，利用大数据、文本解析、图像识别、知识图谱等学习型知识标注抽提方法[19-20]，可以高效准确地收集所需的各种资料；利用机器学习方法[21]可以实现对特定地区数据、曲线和各种地质信息的快速处理；通过机器学习和深度学习等技术手段[22]可以实现油气储集层测井、地震、地层对比和储集层的智能化解释与预测。经同类油藏的类比，实现储集层预测和三维地质建模的智能化评价、诊断、预测和优化，从而实现高速高效和高精度的储集层预测和三维地质建模。

4.2.2 海外砂岩油田高速开发后的二次开发与提高采收率技术

海外砂岩油田自中方收并购后，为了快速回收投资，普遍选择高速开发，目前总体进入高含水、高采出程度的“双高”开发后期阶段，面临着含水上升快、综合含水高、采出程度高、油藏压力保持水平低、递减大等生产问题[1,3]；平面上注采井网不完善、纵向上采用笼统注水方式，水驱储量控制程度和动用程度低[3]。为了有效进行稳油控水并进一步提高采收率，满足砂岩油田继续高效开发需求，未来海外砂岩油田开发技术将重点向以下2个方面发展。

①人工注水与天然水驱协同开发技术。海外砂岩油田天然能量高速开发后，其剩余油分布特征与国内早期注水开发油田的剩余油分布具有很大差异，因此需揭示天然能量高速开发后剩余油分布规律并建立定量描述方法，探索天然能量强度评价方法，明确天然水驱和人工注水协同开发的调整策略和技术政策界限[3]，发展高速开发后剩余油定量描述技术和剩余油局部加密调整技术，创新形成一套天然能量与人工注水的协同开发技术。

②海外油田二次开发技术。借鉴国内老油田二次开发调整理念，建立以深化油藏地下认识、转化开发模式、优化工艺技术、强化技术经济评价的海外砂岩老油田二次开发理念和方法[3]，立足老油田主要依靠天然能量或笼统注水的开发现状，将“总体控制、方式转换、井网重组、层系细分、堵水调驱、整体优化”的海外砂岩老油田开发调整工作思路具体化，形成海外砂岩老油田开发调整策略和二次开发技术系列。

4.2.3 海外碳酸盐岩油气藏注水注气提高采收率技术

伴随着海外油气田开发以砂岩油藏为主转为以碳酸盐岩油藏为主的发展趋势，海外碳酸盐岩油藏产量比例将超过60%[1]，碳酸盐岩油藏将成为未来海外开发业务的主要拓展领域和核心。以中东为代表的海外碳酸盐岩油藏，其地质、油藏特征与国内相比差异大，表现为规模巨大、厚度巨大、非均质性极强等特点[1,4]，早期规模建产任务已经完成，现在面临着上产和稳产的难题，因此研发适应海外碳酸盐岩油藏的注水注气提高采收率技术就成为未来的攻关方向，其发展重点有3个方面。

①碳酸盐岩油藏储集层非均质性定量评价和一体化三维建模技术。针对伊拉克大型生物碎屑灰岩油藏非均质性特征的定量描述与空间展布刻画难题，急需开展生物碎屑灰岩储集层非均质性成因分析与储集层微观孔隙结构评价，建立不同岩石类型的测井定量识别标准与方法[1,4]，开展高渗透层的成因与定量识别、隔夹层的定量识别与多尺度分布预测研究，明确高渗透层的空间展布规律，实现对伊拉克大型生物碎屑灰岩储集层非均质性的定量评价和一体化三维建模。

②生物碎屑灰岩油藏高效注水开发技术。未来海外碳酸盐岩油藏需要通过注水等方式保持较长时间的稳产，但薄层生物碎屑灰岩油藏水平井注水恢复压力与含水快速上升的矛盾日益突出，而巨厚生物碎屑灰岩油藏高效注水则是世界级难题。因此，未来急需研究薄层生物碎屑灰岩油藏水平井整体注水、稳油控水及综合调整技术，攻关巨厚生物碎屑灰岩油藏高效注水开发技术[1,4,23-24]，建立巨厚生物碎屑灰岩油藏与高渗透层相对应的注采模式和分区、分层注水开发技术政策[1,4,25-27]，确保有限水资源高效利用，分区、分块高效注水开发，从而提高巨厚生物碎屑灰岩油藏波及效率及注水开发效果。

③碳酸盐岩气顶油环复杂油气藏注水、注气开发调整和提高采收率技术。针对中亚地区碳酸盐岩气顶油环复杂油气藏历经多年油环注水和气顶采气开发，面临着地层压力水平低、储集层动用程度低、气顶油环协同开发难等问题，需进一步发展双重介质碳酸盐岩油藏三维建模和剩余油定量评价技术[28]，明确影响注水、注气开发效果的主控因素，制定双重介质储集层注水、注气开发技术政策[29]，丰富碳酸盐岩气顶油环复杂油气藏开发中后期注水、注气开发调整技术和开发模式[30]。同时研究气水交替、聚表剂驱油等提高采收率技术的适应性，创新形成一套碳酸盐岩气顶油环复杂油气藏开发中后期提高采收率技术。

4.2.4 海外非常规油气经济有效开发技术

全球非常规油气资源丰富，资源量占总资源量的1/3，新增储量占全球的45%左右[31-32]，已成为常规油气资源的重要补充，是各大油公司资源配置的重要领域。目前中国石油海外拥有重油、油砂、致密气、页岩气等众多非常规油气项目，且剩余可采储量超过20×108t，规模巨大，但缺乏低成本高效开发技术，从而使海外非常规油气开发处于亏损或停滞状态，因此，急需创新攻关海外非常规油气经济有效开发技术，其发展重点有3个方面。

①超重油油藏冷采稳产优化和提高采收率技术。随着委内瑞拉超重油油田水平井持续冷采，地层压力下降、产量递减、气油比上升，开发效果逐渐变差，冷采潜力逐渐减小，冷采稳产面临较大挑战，需深化研究水平井冷采下的剩余油分布规律和定量描述技术，制定激励泡沫油驱的开发技术政策，发展超重油油藏二次泡沫油非热采保压开采和提高单井产量技术[1]，创新形成一套以冷采加密调整和保压开发技术为主的超重油油藏冷采稳产优化技术[6]。同时积极研究冷采后热采提高采收率技术，尤其是新一代蒸汽驱和火烧油层技术[7]，重视注非热介质提高采收率技术的研究，尤其是注混相气体、非凝析气体、聚合物、化学剂等介质提高采收率技术的研究[7]，创新发展一套超重油油藏冷采后期经济有效提高采收率技术。

②改善油砂SAGD效果和提高采收率经济有效开发技术。目前中国石油在加拿大油砂项目应用的是SAGD开发技术，其成本高、效益差，如何提高SAGD开发效果和探索提高采收率的经济有效开发技术是业界公认的难题，主要攻关方向包括：研究多元热流体（N2、CO2、蒸汽）辅助 SAGD开发技术和注过热蒸汽SAGD开发技术[7,33]，以大幅提高SAGD开发效果；研究新一代火烧油层技术[7,34]，以大幅提高油砂采收率。

③致密油气甜点预测和水平井高精准智能分段压裂技术。包括页岩油气、煤层气等在内的非常规致密油气具有大面积连续分布、源储一体、油气受层系控制、资源规模巨大、没有明显油气水圈闭边界等特点，寻找“甜点区段”、水平井和压裂改造是开发该类资源的主要手段，是典型的“人工油气藏”[35-36]。因此需要研发“甜点区段”多参数综合预测技术，并以油气“甜点区段”为单元，通过压裂、注入与采出一体化方式，重建应力场、温度场、化学场、渗流场，形成“人造高渗区、重构渗流场”[35-36]，研发低成本致密气水平井高精准智能分段压裂技术等[37-38]。

4.2.5 海域深水油气藏高效开发配套技术

全球海洋油气资源丰富，总体勘探开发程度低。目前全球海域剩余油气可采储量1 840×108t，待发现资源量1 293×108t，分别占全球的43.7%和42.2%[31-32]。深水、超深水是热点领域，海洋是各大国际石油公司资源配置的主战场。而中国石油海域深水油气藏开发技术和经验严重不足，面对不同于陆相的深水油气藏更复杂的地质情况、更少的资料、更大的井距和更难的海洋工程，急需发展一系列的深水、超深水低成本开发配套技术，主要有深水—超深水重力流储集层表征和预测技术、大井距剩余油分布定量预测技术、深水油气藏与海工一体化布井优化技术、深水油气藏高效开发技术政策、深水油气田开发调整及提高采收率技术、深水油气田开发策略与优化技术、海上自动化钻完井及深水采油工艺等技术[39-40]，从而使中国石油海外深水油气开发技术尽快赶上世界先进水平。

5 结语

回顾过去，中国石油海外油气业务在20多年的发展历程中实现了从无到有、从小到大、由弱变强的跨越式发展，海外油气开发技术也走过了从国内技术集成应用、集成创新到研发创新并形成一系列特色技术的发展历程，形成了以砂岩油田天然能量高速开发、碳酸盐岩油气田整体开发部署优化、超重油油藏水平井泡沫油冷采开发为代表的海外油气田开发特色技术系列，极大地提升了中国石油的核心技术竞争力，为海外油气业务实现跨越式发展提供了有力的技术保障。

展望未来，海外油气业务面临的合作环境更加复杂多变，海外业务实现优质高效发展存在更大挑战，因此，需要充分发挥科技进步对海外业务发展的重要支撑作用。未来海外油气开发业务需针对短板和瓶颈技术进行持续科研攻关，在高含水砂岩油田稳油控水及提高采收率技术方面保持国际领先，碳酸盐岩油气藏注水注气提高采收率技术方面达到国际先进，非常规和海域深水油气开发技术方面实现快速追赶，为中国石油海外油气业务实现高质量发展提供强有力的技术支撑和保障。

致谢：本文在撰写过程中参考了中国石油勘探开发研究院和中国石油国际勘探开发公司从事海外技术支持和生产管理人员20多年来的大量研究成果，凝结了许多专家的智慧和辛劳。在此向范子菲、郭睿、陈和平、吴向红、夏朝辉、赵伦、冯明生、董俊昌、刘尚奇、郭春秋及未能在此一一列出的各位专家谨致谢忱！