作为我国油气勘探开发的新主角，碎屑岩占到了油气藏总量的90%。要实现其高效开发，关键在于合理注采井网的选择、超低渗储层的有效改造、有效压力驱替系统的建立以及精细注水。

特邀嘉宾（排名不分先后）

西北油田分公司勘探开发研究院总地质师…………………………………黄咏梅

胜利油田高级专家……………………………………………………………王军

长庆油田超低渗第二项目部生产技术科科长………………………………王明瑜

碎屑岩油气藏正在成为中国油气勘探开发的主角。

中国石化西北油田勘探开发研究院总地质师黄咏梅介绍说，中国大陆和沿海大陆架拥有沉积岩面积670万平方公里，在319个不同规模的盆地中已发现含油气盆地24个，探明石油储量190亿吨，90%以上集中在中新生代陆相碎屑岩地层中，其中松辽盆地、渤海湾盆地、东海盆地和准噶尔盆地发现探明储量超过亿吨的特大型碎屑岩油田。实际上，已发现的石油储量中，约有半数以上的石油和3/4的天然气储存在碎屑岩中。

然而，目前在我国，碎屑岩油气藏的开发刚刚起步。它的勘探现状如何，开发时面临哪些困难，创新了哪些理论与技术……这一切不仅关乎碎屑岩的有效开发，而且关乎未来中国油气的稳产与供应。

直面优劣

中国石油石化：目前，中国碎屑岩油气藏分布情况是什么样的？与其他国家相比，中国碎屑岩油气藏的优劣势有哪些？

黄咏梅：中国的碎屑岩油田为陆相沉积油藏，主要为陆相湖盆河流—三角洲沉积体系，与世界上许多特大型海相碎屑岩油藏（如科威特布尔甘油田）相比，陆相沉积碎屑岩为近物源短距离搬运，储层的矿物和结构成熟度较低，砂体连续性和平面非均质性严重，单井产能较低。

王军：我国绝大多数大型、特大型油气藏均发育分布在陆相碎屑岩储集体中。

我国碎屑岩油气藏的优势是陆相断陷盆地构造活动幅度大，沉积厚度大，含油气层系多，以及成藏类型多样，空间分布有规律。

我国碎屑岩油气藏的劣势是地质条件复杂。从地质的角度看，储层主要是内陆河流、三角洲或冲积扇、扇三角洲的碎屑岩沉积。另外一个劣势是开发条件差。

中国石油石化：目前，油田碎屑岩的勘探开发情况具体怎么样？您认为，今后该油气藏在公司上产增产阵营里会处于怎样的位置？

黄咏梅：西北油田分公司在塔里木盆地登记采矿权面积14万平方公里，截至2012年底，已探明碎屑岩油气藏储量13000多万吨油气当量，年产油量超过130万吨，成为分公司增储上产的重要阵地。

王明瑜：截至2011年底，鄂尔多斯盆地已探明碎屑岩油藏储量7.5亿吨，预计到2015年三级储量达到17亿吨以上。目前，鄂尔多斯盆地碎屑岩油藏年产油量已达到550万吨，到2015年达到1230万吨以上，将是长庆油田“实现5000万吨、建设西部大庆”的主要上产通道之一，可成为中石油建设国际化能源公司、保障国家石油安全的一支重要生力军。

新理论引路

中国石油石化：要实现碎屑岩油气藏的有效勘探开发，有哪些关键环节？为此，应该采取哪些举措？

黄咏梅：塔河碎屑岩油气藏类型包括低幅构造底水油气藏、岩性油气藏、地层不整合油气藏、断块油气藏、高含凝析油的凝析气藏等，具有多期次成藏、含油气层系多、埋藏深、圈闭构造幅度低、地层温度高、储量规模小等特点，为典型的边际油气藏，勘探开发难度大。开发好此类油气藏，首先做好油藏评价工作。

王军：在地质研究方面，要开展精细地质研究。针对不同类型碎屑岩油藏，胜利油田攻关形成了精细储层对比、三维构造解释、精细储层反演等精细油藏描述系列，特别是在碎屑岩储层微观特征描述、砂砾岩储层评价等研究方面形成具有特色的描述技术。

在油藏工程研究方面，我们采取的主要措施如下：确保基础资料的准确、完整；通过精细地质研究，建立完善的静态地质模型；准确描述油藏渗流规律和剩余油分布特征；利用多信息综合应用技术和全程质量控制方法，保证数值模拟的准确性。

在开发策略方面，对于中高渗整装砂岩油藏，首先纵向上要充分减少层间矛盾，减缓层间干扰；平面上根据砂体的平面展布，部署合理的井网；为了抑制底层亏空过大，需要补充地层能量；合理发挥各类油层的最大生产能力。对于中高渗断块，开发重点工作是纵向上合理优化组合层系，最大程度的减缓层间干扰，平面上优化完善注采井网，尽可能的实现均衡和水驱，实现高效的储量控制、水驱动用。

对于低渗透、特低渗透油藏，必须进一步深入开展渗流机理研究、地应力场与裂缝分布规律研究，探索水平井技术、整体大型压裂、能量补充方式、油层保护等低渗透油藏配套开发技术的应用，注重工艺应用的整体性、集成性，加快单项技术向多项集成优化发展，提高方案优化水平及单井产能，提高储量动用率和最终采收率。

王明瑜：要实现碎屑岩油气藏的高效开发关键在于明确碎屑岩油气藏的渗流机理、选择合理的注采井网、有效改造碎屑岩储层、建立有效的压力驱替系统以及精细注水。我们通过持续的开发试验，确定了适应于碎屑岩油气藏的菱形反九点井网，对储层进行压裂改造，扩大泄流面积，并通过超前注水、精细分层注水和精细注采调控逐步提高油藏的压力保持水平，建立有效的压力驱替系统，实现油藏的高效开发。

中国石油石化：在实施碎屑岩油气藏开发的过程中，油田在加强基础理论研究方面做出了哪些努力，提出哪些新理论、新方法，效果如何？

王军：在开发上，胜利形成了陆相水驱剩余油富集区、驱油剂加合增效、低渗透油藏渗流机理、稠油热采非达西渗流四个主要理论成果。

创新发展了陆相水驱剩余油富集区理论，指导特高含水期开发调整。年均调整储量规模由以前的0.4亿吨增加到1.8亿吨，老区年均提高采收率在0.3个百分点以上。创立驱油剂加合增效理论，实现新型化学驱油剂体系的突破。这种理论认识指导了新型驱油体系的研制，其中二元复合驱体系取得重大突破，覆盖储量1.03亿吨，年增油占化学驱的50%，提高采收率10.2%。

深化认识低渗透油藏渗流机理，实现了低渗透油藏有效动用，研究建立了易流动区、拟流动区和不流动区的流态模式，提出了考虑启动压力的合理井距计算方法，有效指导了新老区产能建设，“十一五”期间比“十五”多动用储量4366万吨。

揭示了以“粘渗组合控制，油水差异渗流”为核心的稠油热采非达西渗流机理，研发了基于“非达西渗流的稠油热采软件”，建立了不同类型稠油热采油藏剩余油分布模式，配套集成了不同类型稠油油藏老区高效调整技术。“十一五”期间，实施稠油热采老区加密、底水稠油油藏水平井调整共31个单元，覆盖储量1.59亿吨，新钻油井592口，新增产能142万吨，新增可采储量1140万吨，提高采收率7.29%。

王明瑜：一是完善了超低渗储层渗流理论；二是探索了超前注水区地应力场变化规律；三是深化了压裂液微观伤害机理研究。这些基础研究为超低渗油藏的开发奠定了基础。

新技术领跑

中国石油石化：各位所在油田在碎屑岩油气藏开发的哪些方面取得了重大技术创新，形成了哪些领先的特色技术？

黄咏梅：为了解决由于埋藏深、速度变化快，造成地震预测解释难度大等问题，近年来西北油田加强了“构造精细成图、断层精确落实，地震属性刻画砂体展布、预测含油气性”等方面研究，创新发展了基于圈闭的振幅直接找油技术，即振幅特征异常与构造圈闭形态匹配，为含油气较可靠地区；提频处理和振幅属性、平均瞬时相位、地震结构特征多属性技术刻画岩性边界。2007年以来，落实17个含油气区块(32个油气藏)，增加石油储量2400多万吨。

其次，形成整体以水平井动用为主的稀井网高产开发技术，包括水平井的设计、钻井、完井技术，井距300~450米，完钻了第一口超深层双分支水平井。塔河碎屑岩72%的油井井型为水平井，平均单井日产能力50多吨，为直井的1.65倍。

再次，完善了碎屑岩油藏水平井整体优化开发技术，包括精细油藏描述，水平井动态监测、水淹特征分析、综合治理技术，特别是发展了水平井的找堵水技术。研究结果表明，塔河碎屑岩水平井段渗透率级差为4倍时，只有高渗段供液并见水，低渗透段未动用；出水类型为物性差异出水型、饱和度差异出水型、复合出水型；根据水平井采出状况和不同出水类型，形成了碳酸钙颗粒堵水、乳化油堵水、冻胶堵水、复合堵水、选择性射孔堵水等工艺系列，碎屑岩油藏采收率达到40%。

王军：精细油藏描述技术夯实了油田提高采收率地质基础。攻关形成的精细油藏描述技术，可识别断距小于10米的断层，储层划分也由小层精细到1~2米的韵律段，可识别出0.25米厚度的层内夹层，可描述出宽度仅为50~100米的单一窄河道。

化学驱已成为大幅度提高采收率的“撒手锏”技术。针对苛刻的油藏条件，攻克了高温高盐、污水配注、常规老井网和特高含水等难题，实施单元的地层温度达到80℃、地层水矿化度达到每升30000毫克，突破了原来含水90%实施化学驱的含水阶段，实施单元含水达到了97%，形成了Ⅰ、Ⅱ类油藏聚合物驱技术和二元复合驱技术。

滩浅海开发配套技术实现了海上油田的有效开发。创新了少井条件下测井约束地震反演技术，钻井成功率100%、储层符合率93％以上，创建“简易卫星平台+中心平台+陆地终端”的半海半陆模式，建成了我国第一个200万吨级极浅海埕岛油田，2012年产量达318万吨。

王明瑜：在长期实践过程中，我们形成了储层快速评价技术、有效驱替系统优化技术、地面优化简化技术、低成本钻采配套技术、水平井开发技术、分层注水技术、体积压裂改造技术；建成了中石油首个20万吨的水平井规模开发示范区。

中国石油石化：在碎屑岩油气藏开发中，贵油田是否借鉴了国外的相关经验，具体是什么？

王军：在地质研究上，通过引进、消化、吸收国外先进技术，目前已经广泛应用成像测井、地应力测定和地质建模等技术，研究储层裂缝特征和预测储层裂缝分布和利用核磁共振新技术表征储层发育特征，提高储层解释的精确度。

从开发方式上，对于水驱油藏借鉴了国外油田特别是前苏联的开发经验，部署面积井网，实施注水开发，有效补充地层能量。从油藏工程研究上，借鉴了以数值模拟为主体的油藏工程研究方式；引进了国际主流的地质建模与数值模拟软件；发展了地质建模与油藏数值模拟一体化研究的工作模式；形成了油藏工程、采油工艺与地面工程的一体化模拟研究方法。在试井解释上，引进了国外的试井评价技术，开展试井测试与解释分析评价，及时提供油气藏动态渗流特征参数，为开发方案编制与调整提供决策依据。在开发模式上，针对胜利滩海陆岸边际油田，引入“人工岛+进海路”的海油陆采开发模式，实现了该类油田的高效开发。在复杂结构井应用上，通过借鉴国外致密砂岩长水平井段多级压裂水平井开发技术等并发展整体高效水力压裂技术实现对致密油藏的有效开发。

迎难而上

中国石油石化：贵油田在碎屑岩油气藏的勘探开发主要面临哪些问题，初步形成了哪些解决办法？

黄咏梅：目前，塔河碎屑油气藏勘探阵地向微幅构造、河道砂等油气藏转移，单个碎屑岩圈闭的规模越来越小，隐蔽性越来越强，对地震分辨率及解释方法的挑战越来越大，对地质物探结合的要求越来越高；老油田进入高含水开发阶段，进一步提高采收率遇到极大挑战。

为此，我们下步重点工作是开展地震沉积学研究，深入分析地震属性异常与沉积相、岩性圈闭的关系，加强岩性圈闭的落实评价工作；开展目标处理，加强静校正研究，建立准确近地表模型，落实微幅度构造，积极拓展增储上产阵地。同时开展改善水驱，注气驱、化学驱、聚合物驱等进一步提高采收率。

王军：胜利油田新区低品位储量比例大幅上升。“九五”以来，胜利油田新增探明储量中低渗透、稠油、滩浅海储量规模及比例逐年加大，其中低渗透油藏比例大幅增加。相应的新区产能建设阵地也主要以深层特低渗、特超稠油、低丰度滩浅海等低品位油藏为主。单位投入增加、开发成本升高，技术要求高，难度加大。

老区开发处于双特高阶段。2012年底，胜利东部陆上水驱油藏可采储量采出程度达到86.0%，综合含水91.3%，含水90%以上的油井已超过一半，单井产量低于1吨的油井占总井数的25%左右。

目前，油田增储上产存在诸多技术瓶颈。技术上，随着油田勘探开发对象日趋复杂，制约油田稳定发展的一些关键技术，如砂砾岩油藏开发技术、深层特低渗提高采收率技术、稠油油藏热化学驱、注聚后特高含水油藏大幅度提高采收率技术等尚未突破，而科研攻关的内在规律决定了技术研发不是一日之功，往往需要较长时间才能带来一项技术的突破。

节能减排压力大。能源企业是落实政府要求、降低碳排放量的主体，从油田来看，在综合含水率达到90%多的情况下，每采1吨油就会采出9吨污水，油田要稳产就要多提液，液量越大污水越多。既要保证原油稳产，又要节能减排，油田面临着稳产和环保的双重压力。

针对存在的制约因素，胜利油田结合不同类型油藏的特点，初步形成了相应的技术对策。比如，在整装油藏方面，针对近极限含水期阶段开发特征，深入开展近极限含水期渗流特征、矢量化调整技术等研究，提出了“重建体系、矢量开发、深度挖潜”的开发思路，最大程度实现一定经济条件下的均衡驱替；在断块油藏领域，提出了“集成创新、立体开发、均衡水驱”的开发思路，实现平面、纵向上注采均衡，最大程度提高水驱动用程度，实现大幅度提高采收率的目标。

王明瑜：我们面临的主要问题为：储层具有“三低”特征，单井产量低；较特低渗油藏，岩性更致密、孔喉更细微、应力敏感性更强、物性更差，开发难度更大；地层压力系数低，递减幅度大；储层微裂缝发育，对注水开发有一定的影响；部分井见效缓慢，地层压力分布不均衡；油藏剖面矛盾突出，水驱储量动用程度低。

为此，我们形成了初步的解决办法。比如，稳产技术政策优化，提高油井初期产量，降低油藏递减；采用超前注水开发，提高地层压力保持水平；开展精细层内分层注水，提高水驱动用程度；开展注水井深部调剖，改造水驱效果；采用体积压裂改造技术，扩大泄油面积，提高单井产量；采用水平井规模开发，提高单井产量，单井产量为定向井的4~6倍。

责任编辑： 中国能源网

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