深层复杂油气田综合治理管理模式创新与实践

□ 文/汪如军 朱忠谦 黄鹤 范坤

塔里木盆地是三山夹持的叠合复合盆地，经历多期构造运动、多期成藏与调整，油气藏类型复杂多样。从地质类型来说，有构造油气藏、岩性油气藏，还有地层油气藏和复合油气藏。从流体性质来讲，既有稀油、稠油和挥发油，又有凝析气和干气，还含有硫化氢、二氧化碳等腐蚀介质。从埋深来看，70%以上探明储量埋深在4500米以上深层中，最深已超过8200米，普遍高温（最高190摄氏度）、高压（最高140兆帕），开发难度大、成本高。

为构建合理开发秩序，实现老油气田持续稳产，保障3000万吨现代化大油气田顺利建成，2018年以来中国石油塔里木油田公司启动已开发油气田综合治理会战，采用“四统一、一突出”组织方式，充分发挥集中力量办大事优势，实现油气藏经营管理少人高效；针对深层复杂油气藏开发特点，形成“四清楚、一具体”工作规范，标准化流程开展精细研究和精准实施措施。截至2020年底，该公司直接落实并完成作业358井次，恢复原油产能约67万吨、天然气产能约41亿立方米，阶段经济效益近15亿元。

一、成果实施背景

站在新的历史起点上，塔里木油田公司严格落实集团公司党组战略部署，明确要求在2020年建成3000万吨现代化大油气田。但油田产量规模踏上2500万吨油气当量后，区块接替上产之路进入瓶颈，已开发油气田递减较大，新区上产仅能弥补老区递减。针对严峻的形势，该油田创新管理体制机制，开展针对性科研攻关，大力开展深层复杂油气田综合治理，取得了产量和效益双丰收。

（一）适应低油价下效益发展的内在需要

国际油价断巨幅波动，对油田经营效益带来严重冲击，而塔里木油田发展方向是缝洞型复杂碳酸盐岩油藏和库车山前超深高温高压裂缝性气藏，埋深通常在6500米-7500米，开发成本远高于集团公司其他油田，储量、产量、工作量和投资、成本不匹配矛盾愈加突出。与之相对的是克拉2、迪那2、哈得等大型老油气田是塔里木储量动用主体，油、气地质储量采出程度分别为24%、32%，仍具有较大潜力。面对复杂的市场环境，唯有系统梳理制约已开发油气田高效开发难题，充分挖掘已探明资源潜力，才能筑牢油田长期效益发展的基石。

（二）扭转油气生产被动局面的必然选择

油田早期采取“稀井高产、区块接替、快速收回投资”开发模式，到中后期精细开发和稳产难度加大，碎屑岩油田开采递减较大、碳酸盐岩油田单井生命周期较短，原油产量从2015年的590万吨降至2017年的520万吨，原油储采比为7.8，远低于稳产储采比10-12；天然气生产主力克拉2、迪那2等气田长期高负荷生产，天然气负荷因子长期在1.1左右，超出开发管理纲要合理范围0.2。为有效应对逐年增加的产量任务目标，需要深入开展已开发油气田综合治理，重构合理开发秩序，实现油气生产运行的有序和主动。

（三）实现开发技术升级配套的必由之路

纵观塔里木油田30年发展历史，每一次大发现，都离不开地质理论认识的突破，离不开提速、提产、提效等新工程技术应用。因此，要破解深层复杂油气田综合治理难题，需要坚定不移地走技术发展之路，以已开发油气田为主战场，加快摸清复杂油气藏开发规律和出水出砂机理，加快摸清碳酸盐岩断溶体结构描述难题，加快完善碎屑岩油田复合气驱技术瓶颈，加快攻克高含蜡凝析气藏采气工艺等，配套调驱调剖、注水注气、三次采油等新工艺新技术，不断健全具有塔里木特色的开发技术系列。

（四）提升精细油气藏管理水平的迫切愿望

开发是一个业务链长、涉及专业面广、时间空间跨度大的繁杂系统，面对当前油气藏管理日益精细化的形势，需要一支富有实践经验、熟悉生产现场情况的科研团队。目前，公司从事油气藏地质研究的共320人，分散在勘探开发研究院、生产单位油气藏部门和作业区，专业内部难以形成研究合力；各专业之间采用单链条式协作方式，协同配合难度大、效率低；缺乏相应内部激励机制，科研人员主动参与积极性、主动性不强。需要创新开发全业务链、全过程管理，大力开展多学科综合研究和联合攻关，大力实施各业务链协同配合，形成运行高效、协调一致的开发科研生产管理体系。

二、成果内涵及主要做法

针对采用“稀井高产、少人高效”开发模式的深层复杂油气藏，建立以效益为中心，管理上创新“四统一、一突出”组织方式，构建多专业协同作战工作平台，聚合科研力量，系统开展油气藏研究；技术上按照“四清楚、一具体”工作规范，深化地质认识，挖掘油气藏潜力，精准制定措施对策。确保了塔里木已开发油气田产量“压舱石”地位，形成了少人高效背景下独具塔里木特色的深层复杂油气田综合治理管理模式和技术思路，如期建成了3000万吨现代化大油气田。主要做法如下：

（一）创新“四统一、一突出”组织方式，实现集团军协同作战

“四统一、一突出”工作模式，即统一编队、统一管理、统一数据、统一平台，突出效益，为油气田综合治理提供科学指导和有力的组织运行保障，既符合“少人高效”的油公司发展方向，又充分发挥“集中力量办大事”优势，形成有效合力。

1.跨部门统一编队，集中优势兵力协同作战。横向上打破行政界限，构建“跨部门单位、统一编队、协同作战”组织模式，实现跨单位资源互补、专业融合的研究合作模式。纵向上实行扁平化管理，大幅度缩短中间环节，提高工作效率和质量。成立由油田公司主管开发领导、企业技术专家、开发处、工程技术处、地面工程处组成的领导小组，其中开发处负责统一协调和组织。各油气生产单位为综合治理的责任主体单位，全面负责辖区内已开发油气田的综合治理研究工作及措施的现场实施。勘探开发研究院、油气工程研究院负责提供综合治理的地质、油气藏、采油气工程、地面工程等专业技术支持。

2.多专业统一管理，打造精干高效研究团队。（1）成立多专业一体化综合治理小组。改变以往按专业分工组队，解决单一问题的组织模式，从勘探开发研究院、油气工程研究院、各油气生产单位，抽调技术人员按照开发单元成立多专业协同的综合治理小组，以区块为纽带，组建涵盖物探、地质工程、油气藏工程、测井工程、采油工程、地面工程、经济评价等多专业一体化团队，统一管理，融合研究。综合治理小组采用组长负责制，每个小组作为一个独立战斗单元，深入研究剖析各个油气藏，系统设计编制年度提产提效方案，全过程支撑方案运行。（2）制定远、中、近期工作任务目标。根据油田公司油气生产长远发展规划，确定油气藏综合治理“三提三控”远景工作目标，即提高开井率、提高生产时率、提高储量动用程度、控制油田含水上升率、控制自然递减和控制综合递减。中期目标是到2020年建成3000万吨现代化大油气田，开发质量持续提高、稳产工艺技术配套、生产管理日趋精细、开发效益不断提升。年度目标即在完成生产任务的前提下开发指标全面受控。（3）制定油气田综合治理全过程实施路线图。为更加系统和细致的开展工作，每年一季度明确各综合治理单元，优化综合治理研究小组与技术支持小组设置。二、三季度全面开展已开发油气田年度综合治理研究和实施，开发处和各油气开发部抓好过程管理。四季度完成综合治理成果的审查批复及下一年度重点工作部署。

图1 已开发油田综合治理管理架构图

图2 多专业协同开展油气田综合治理

图3 综合治理管理项目工作路线图

图4 基础资料搜集目录

3.甄别统一数据，动静结合夯实资料基础。以往采取三级油藏管理模式，动静态数据分类分层级管理，各单位在数据甄别和使用上不完全一致。为解决上述问题，油田综合治理领导小组基于现有资料管理系统，建立了标准的数据管理规范，按照碎屑岩油藏、碳酸盐岩油气藏、高压气藏、凝析气藏等4大类建立22套基础资料模板，采用树形结构制定基础资料搜集目录；通过统一数据来源、统一数据采集流程、统一数据计算方法、统一成果数据格式，形成成果数据库。同时，将动静态资料相互结合、互相印证，将过硬资料进行识别并加以应用，做到静态认识统一、动态数据一致。两年来共分类整理物探、测井、录井、试井等静态资料，压力、产量、测试等动态资料34万余份，形成规范化图件共计1.1万张，为油气藏动态分析与后续方案研究筑牢了基础。

图5 油气田综合治理工作成果数据平台

4.信息化统一平台，互联互通提升工作质量。针对各研究生产单位各类软件繁杂，成果数据互不兼容，资料交流与管理不理想状况。在兼顾历史基础上，以综合治理业务需求为导向，按照“需求导向、信息交流、成果共享”的思路，采用“研用一体”的技术手段，系统整合钻完井、采油气、测录井、油气藏地质等各种信息数据，通过集成、交换、共享等方式，搭建了纵向贯通、横向集成、共享运用、精准可靠的油气田综合治理研究成果数据一体化管理平台。平台统一了常用4类12种地质油气藏工程软件，规范单井、开发单元、油气藏分析方法和模板，有效保障地质、油气藏研究的连续性和完整性，达到数据“集成化、规范化、网络化”管理目标，实现资源共享、成果动态跟踪、数据全面覆盖、组织高效快捷、方案科学管理的目的。

5.严管控突出效益，综合治理措施优化实施。（1）“先算再干”。建立“三总师”会审制度，确保措施设计论证的科学性、经济性。“三总师”联合审查做好措施前期论证，总地质师回答想不想干、总工程师回答干不干得成、总会计师回答干后有没有效益。油气田综合治理领导小组对入库措施进行优选，集中资源优先实施排序靠前措施作业。（2）“边干边算”。建立措施作业止损机制。强化措施作业实施管理，与设计发生重大变化及时中止作业，防止论证不清产生更大损失。（3）“干后再算”。建立“1+3+3”经济后评价模式。系统评价措施作业效果与效益，并将年度措施作业考核纳入年度油气田综合治理工作统一考核。以塔中4-X补孔作业为例，取措施作业前30天稳定平均产量1.58吨/天为增产基数；类比同区块近三年数据取值有效期755天、年自然递减10.6%，措施后第一个月稳定产量为6吨/天，测算全生命周期可增油2744吨，财务测算该井可收益482万元，产出投入比2.7，评价结论是措施有效、经济有效。

（二）形成“四清楚、一具体”工作规范，标准化开展综合治理

1.连片讲格局、分块讲细节，将油气藏地质特征描述清楚。（1）描述清楚区域整体地质特征，深化地质认识。油气藏埋深大，开发井距以500米-1000米为主，给精细油气藏地质特征认识带来极大挑战。按照“连片讲格局，分块讲细节”思路，创新碳酸盐岩油气藏分“开发单元、储量单元、油藏单元“三级单元”研究思路，层层递进、相互统一把地质特征研究清楚。“连片讲格局”就是要从区域地质格局上研究清楚断裂带发育数量、展布特征、发育级别，以及断裂带控储控藏作用，合理划分41个“开发单元”。通过与中国石化、大庆油田开展交流合作，对塔北-塔中三维资料连片处理、整体成图、整体认识，完成与中国石化、大庆油田矿权内2.52万平方千米的相干属性拼接，最终实现塔北-塔中碳酸盐岩油气藏5.13万平方千米三维地震解释成图，刻画I、II级走滑断裂70条，控藏主干断裂总长3460千米，资源量石油超20亿吨、天然气超1万亿立方米。探索了以断裂带为基础的“开发单元”油气差异富集规律，形成了深大断裂沟通油源、主干断裂控储控藏、油气沿断裂大面积连片分布的共识。（2）描述清楚区块细节地质特征，夯实治理基础。“分块讲细节”就是以断裂带区域分布格局认识为前提，在“开发单元”的基础上，依据断裂分段特征、储层展布、油气性质、开发现状等规律，将具有相同地质特征的断裂带划分若干地质“储量单元”；以储量单元为单位，建立雕刻体积与地质储量拟合关系，完善缝洞量化雕刻技术，细化储量评估；以断裂为中心，动静态结合、属性定边界、考虑连通关系将每个储量单元划分为多个“油藏单元”制定单井、井组的开发技术政

策。塔北-塔中碳酸盐岩油气田共划分开发单元41个，储量单元129个，油气藏单元1483个，其中有井控制776个，无井控制707个。

图6 “三总师”会审制度

图7 “1+3+3”评价模式图

2.储量为核心、递减为重点，将油气藏开发特征认识清楚。在地质特征描述清楚基础上，综合治理研究需要进一步把油气藏开发特征认识清楚，而储量基础和递减分析则是该环节的重中之重。（1）摸清储量家底，树立储量经营管理理念。碳酸盐岩油气藏具有“大油田、小油藏”特点，储量评价一直是个难题。为了精准评价可动用储量，对缝洞型油气藏进行三维立体雕刻，采用现代产量递减分析技术与试井分析技术结合准确评价动态储量，建立静态雕刻储量与动态储量定量拟合关系，形成动静迭代的缝洞型碳酸盐岩油气藏储量评价技术。（2）细化递减因素，指导油藏动态精细分析。递减规律是油气藏产量、压力、含水、能量等一系列开发指标变化趋势的综合体现。碳酸盐岩油气藏，受储层强非均质性影响，呈现“一井一藏”特征，递减规律分析难度特别大。研究从“单井控制储量规模，含水上升规律，能量保持程度，井下及地面工况，治理措施适应性”等多个方面进行分析，总结“三段式”递减规律，从而明确不同开发阶段影响递减率变化的多因素权重和油气藏生产潜力，形成全生命周期的碳酸盐岩油藏单元经营管理技术体系。

3.向内深挖潜、向外搞滚动，将油气藏开发潜力评价清楚。“向内深挖潜”就是眼睛向内深挖油气藏精细调整和转方式潜力。按“分油藏、分井区、分井组”原则，精细地层对比划分、细分层系刻画井网、多方法分区分层量化剩余油分布。以剩余油分布研究为基础，落实油藏剩余加密及提采潜力。碳酸盐岩油藏通过侧钻和新井加密，增加可采储量500余万吨；碎屑岩油藏通过精细注采调整，完善井网，提高水驱动用程度，增加可采储量400余万吨；主力区块注天然气实验研究和潜力评价，预测注气采收率可提高近20个百分点，增加可采储量2811万吨。“向外搞滚动”就是在挖掘内部潜力的同时积极探索老区周缘新目标，落实接替资源，保障油气田的持续稳产。通过综合治理研究，梳理滚动区块6个，总资源量约500万吨。

4.地层到井筒、地质到工程，将油气藏开发问题诊断清楚。对油气藏开发存在问题的诊断往往是一项十分复杂且繁琐的工作，需要“地层井筒一体化，地质工程一体化”系统性开展研究。针对碎屑岩油气藏，注水开发后期剩余潜力集中在水淹层和薄、差层内，提采技术面临温度高、地层水矿化度高、钙镁离子含量高的难点，技术研究和试验周期长。针对缝洞型碳酸盐岩油藏，基于前期小断裂刻画难度大，吐木休克组泥岩认识不清，确定井身结构和完井方式问题，强化地质工程一体化，践行碳酸盐岩井全生命周期管理理念，新井固井时封固至吐木休克组，下51/2寸或5寸筛管完井保证流道畅通；老井措施井作业方面需持续攻关冲捞砂工艺与尾管防砂工艺，解决产层、井筒堵塞问题。

5.效果与效益、成熟与攻关，将油气藏治理措施科学具体。无论油价高低，油藏条件如何，油气田综合治理都必须坚持效益开发准则，必须获得经济效益。在地质特征、开发特征、开发潜力和存在问题研究清楚的基础上，实施油藏分类治理，制定针对性措施，常规技术常用常新，同时提升关键核心技术创新能力，增加可采储量，实现效益开发。“双负”油藏，通过推进生产系统优化和用工优化，采取组合式、进攻性技术与管理措施，努力改善开发效果，最大程度减亏控损。“双高”油藏，坚持注气提采技术路线，加快先导试验，扩大注气规模，完善配套技术。“双低”油藏以改善储量动用程度，提高单井产量为目标，加大水平井体积压裂和多轮次重复压裂技术攻关，有效降低工程成本，改善开发效果。

引入效益风险二维决策和评估排序机制，强化地质工程效益一体化理念。其中，价值分值由措施增产、油藏认识和经济效益评级加权计算得分，风险分值由地质风险、工程风险和成本风险分级加权计算得分，措施井评价综合得分S为“价值分值V”与“风险分值R”乘积，依据综合得分对措施进行排序，集中资源优先实施排序靠前措施井位。同时，按阶梯国际油价重新评价待实施措施。

三、实施效果

深层复杂油气田综合治理是塔里木油田从油气藏管理认识提升、能力提升、管理创新方面作出的重大举措，对持续夯实油气田有效稳产的资源基础、技术基础和管理基础，油气开发步入良性循环都具有重要意义，实施近两年来取得显著成效。

（一）革新研究思路，地质认识实现突破

碳酸盐岩油气藏实现从“层状油藏”向“断溶体油藏”的认识巨大转变，深大断裂“控储、控藏、控富集”规律明显，主干油源断裂控储控藏，断溶体发育程度决定油气富集程度和规模。碎屑岩油藏坚持“五个不等于”思路做实“精细开发”文章，精细断层研究，精细小层刻画，精准落实剩余油分布。油藏认识的深化带来治理成效的提升，新井成功率提高到95.2%，高效井比例达到58.6%，措施有效率提升了9.3个百分点。

（二）狠抓稳产上产，油气产量彻底扭转

全覆盖开展油气田综合治理，直接实施措施358井次，截至2020年底恢复产能原油67.5万吨、天然气41.4亿立方米，折算油气当量397万吨。实施2年7个月来阶段增油52余万吨，增气23余亿立方米。按照时间段内平均原油销售价格2626元/吨、凝析油销售价格2544元/吨、天然气销售价格945元/千方进行测算，直接销售收入为35亿元，扣减5.95%税费，实际收入为33亿元；按照措施井所属各区块实际原油操作成本和天然气操作成本进行测算，生产成本6亿元，单井作业费用约13亿元，措施井总投入约18亿元。产生直接经济效益近15亿元。

通过综合治理，油田年综合递减由11%降至10%，天然气产量创历史新高的同时，负荷因子从1.1降至1.06，油气田开发生产逐步步入良性循环。彻底扭转了近10年来油气产量的被动局面，2019年油气产量全年超计划运行，2020年高质量建成3000万吨大油气田。

（三）重组科研生产，人才队伍快速成长

开发科研人员打破单位、职务界限，“老中青”结合，做好“传帮带”，经营管理、科研生产、实际应用等综合素质全面发展，能力显著提升。地质与工程结合，拓展知识层面，培养了综合性人才；科研与生产结合，深入生产第一线，培养了实用型人才。

（四）形成长效机制，经营管理科学规范

（1）制定《塔里木油田公司已开发油气田综合治理管理办法》。将工作组织方式和规范，工作路线图，综合治理成果的报告及附件图表的要求等内容写入管理办法。明确各综合治理相关单位的职责和分级管理权限，建立综合治理项目启动、研究、审查、实施、考核的完整工作流程。（2）修订《塔里木油田公司油气田方案管理办法》。对各类方案编制职责分工、方案立项、三级审查、专家把关制度与考核奖惩机制进行了明确，固化了方案审查专家把关制度，建立了三级专家库，为提升方案编制质量提供制度保障。（3）建立《塔里木油田公司油气水井措施管理办法》，规范措施井全生命周期管理。措施方案坚持经济效益为中心，地质与工程结合论证，分级审批，采用“1+3+3”评价模式从技术和经济两方面评价措施效果。实现选井选层有依据、设计审批有程序、作业过程有监督、效果评价有标准。（4）制定《油气藏动态分析管理办法》。明确了分级动态分析与生产调控管理，进一步规范油田公司油气藏动态分析管理工作，加强油气田开发过程调控。

四、结束语

已开发油气田综合治理是塔里木油田公司做出的重大战略举措，具有基础性、连续性和长期性特点，对持续夯实老区持续稳产资源基础、技术基础和管理基础具有重要意义；创新建立深层复杂油气田综合治理管理，有效推动了已开发油气田综合治理工作常态化开展，有力促进了油气田精细管理、综合研究能力提升、科学技术进步、人才队伍成长，为塔里木油田建设世界一流大油气田注入了新活力。