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1、低成本开发战略及技术方向胜利油田分公司汇报内容胜利油田年产油变化曲线u连续20年产量保持在2700万吨以上年产油量万吨“十二五”规划：13749万吨，实际：13762万吨，多13万吨，完成100.1%“十一五”年均：2751万吨“十二五”年均：2752万吨实际规划一、油田“十二五”开发工作成效储采平衡系数u连续19年实现储采平衡油田新增可采储量变化曲线一、油田“十二五”开发工作成效新增可采储量万吨“十一五”年均2966万吨“十二五”年均2808万吨油田储采平衡系数变化曲线稀油自然递减%u油田开发质量持续提升-1.5%油区开发质量指标变化曲线+2.7%措施有效率%+7.9%+10.2%措施有效率
2、逐年提高稀油自然递减持续下降一、油田“十二五”开发工作成效200520062007200820092010201120122013201420153060906969.169.169.473.771.77475.976.277.378.7注采对应率不断提高注采对应率%-1.6%+4.7%u油田取得较好经济效益利润亿元税费亿元胜利油田分公司效益指标变化图“十二五”年均上交利润252.53亿元营业收入亿元20102011201220132014201505001000150010151311134812501179644201020112012201320142015020040060034254
3、8527452417123一、油田“十二五”开发工作成效1、谋划发展战略，打造增效创效阵地3、加大长效投入，夯实存量创效基础4、创新理论技术，支撑油田有效发展2、创新开发思路，提升增量增效质量工作成效主要得益于：5、精细开发管理，增强持续发展动力一、油田“十二五”开发工作成效1、谋划发展战略，打造增效创效阵地谋划发展战略:“东部硬稳定、西部快上产、非常规效益发展”加快海上加大低渗优化稠油提升三采深化水驱突破西部攻关配套非常规明确重点工作方向西部、滩浅海、低渗年产油变化曲线培育形成“西部、滩浅海、低渗”产量增长点年产油万吨2010201120122013201420150100200300400
4、5006007008009003783683763994053832752923113263463605.518376787102658678724792838845+187西部9785滩浅海低渗透产量突破100万吨实现效益开发201020112012201320142015020406080100120618376787102年产油万吨动用储量：4264万吨建产能：105万吨新钻井：685口u西部：五年建成百万吨油田1、谋划发展战略，打造增效创效阵地u海上：五年完成整体大调整产量突破300万吨吨油完全成本元/吨油区2254元/吨年产油万吨实现低成本开发西部、海上已成为油田“十三五”创效增效的
5、主阵地覆盖储量：1.46亿吨新钻井：374口建成能力：216万吨吨油完全成本元/吨低渗整装断块海上化学驱稠油再造体系矢量开发集成创新立体开发提升技术差异开发转换方式优化开发提速提效有序开发加合增效稳定开发油藏类型开发方向规模老区调整储量：3.4亿吨新增产能：52万吨钻井数：585口老区调整储量：4.1亿吨新增产能：144万吨钻井数：1283口老区调整储量：1.3亿吨新增产能：138万吨钻井数：264口新增动用储量：1.2亿吨老区调整储量：1.0亿吨新建增产能：204万吨钻井数：1554口新增动用储量：0.8亿吨老区调整储量：1.7亿吨新建增产能：316万吨钻井数：2022口二元驱项目：21个覆
6、盖储量：1.5亿吨增加可采储量：1544万吨提高采收率：10.1%精细剖析重点油田，深化潜力认识，明确不同类型油藏开发思路。2、创新开发思路，提升增量增效质量稳液、控水、调结构三查、三改、三提高细化分级分类评价整体调整，精细注采新老并重，保持稳定提升技术，注重质量2、创新开发思路，提升增量增效质量u老区调整保持较高产能规模新增动用储量万吨胜利油田新老区产能建设状况变化曲线特超稠油、特低渗透占64%“十一五”“十二五”特超稠油、特低渗占73%新建（增）产能万吨老区调整储量万吨2006200720082009201020112012201320142015010000200003000040000
7、5000040759284902080816821161123202834377228951777111907“十一五”年均2.5亿吨“十二五”年均2.4亿吨老区老区新区新区整装占19.3%，低渗透占12.6%整装占26.7%，低渗占14.2%十年调整储量：26.3亿吨覆盖“十五”老区：76%层系井网基本到位，可优先作为“十三五”低油价下高效完善对象2、创新开发思路，提升增量增效质量为油田“十三五”效益开发提供了创效增效阵地油藏类型全覆盖两个油田整体治理开发单位全部覆盖东辛采油厂现河采油厂胜利采油厂孤东采油厂纯梁采油厂滨南采油厂桩西采油厂.东辛油田孤东油田断块中高渗透多层断块（辛47）高渗透强
8、腐蚀型（辛23）稠油断块（垦西油田）复杂断块（永3-1）极复杂断块（赵家、田家）砂砾岩（永1块）低渗透厚层构造浊积岩（渤南一区）透镜体岩性（史深100）特低渗透（梁8）滨浅湖薄互层（纯6）整装多层砂岩油藏（胜一区沙二1-3）聚驱后油藏（六区馆上5-6）95.980.3+15.6治理前目前水质达标率10.616.1-5.5治理前目前自然递减36.233.1治理前目前采收率+3.13、加大长效投入，夯实存量创效基础u连续9年持续推进老油田一体化治理治理区块效果显著全面推广“油藏、井筒、地面、水质”一体化治理模式，治理区块42个，覆盖地质储量4.6亿吨，辐射储量8.9亿吨。3、加大长效投入，夯实存量
9、创效基础u提升水驱“三率”分注井分注率%注采对应率%建立“三率”技术经济政策开辟“三率”示范区，配套精细分层注采模式油田水驱“三率”指标变化图“十二五”期间，提高注采对应率、提高分注率、提高层段合格率，改善水驱开发效果。制定提高水驱“三率”工作目标明确主导技术和技术管理规范分注井数口层段合格率%43032611+169278.775.9+2.341.530.8+10.777.171.0+6.12012年2015年主要做法成效显著新井投转注井数口年注年注水量水量万吨万吨+3956年均：年均：495495年均：年均：670670通过提升“三率”、一体化治理等长效投入，投转注井数增加、注水量增加，开
10、发基础得到增强。胜利油田投转注井及年注水量变化曲线+1951为“十三五”油田存量增效创效奠定稳产基础3、加大长效投入，夯实存量创效基础发展完善“四大理论”针对油田开发新类型、新阶段，加强基础研究，指导油田发展特高含水期水驱开发理论驱油剂加合增效理论稠油热化学驱理论低渗透油藏渗流机理指导特高含水后期水驱提高采收率方向指导研发新型化学驱油体系指导攻关稠油大幅度提高采收率接替技术指导低渗透油藏效益开发特高含水后期水相渗流能力渗流规律局部高耗水层带形成机理新型耐温抗盐驱油剂与原油作用机制新型耐温抗盐驱油剂间相互作用机制新型耐温抗盐复合驱油体系渗流机理热化学驱油渗流表征方法硫化氢地层抑制与消除机理CO2
11、混相及非混相驱油机理低渗透多重耦合非线性渗流机理4、创新理论技术，支撑油田有效发展“十二五”以来，以提高新区储量动用率、老区采收率为目标，以提升质量为核心，创新发展油藏开发理论与技术，支撑油田持续稳定发展。4、创新理论技术，支撑油田有效发展强化先导试验储备接替技术孤岛中一区孤岛中一区Ng3Ng3聚驱后井网重整聚驱后井网重整+ +非均相驱非均相驱化学驱(4项)采收率目标采收率目标60%60%聚驱后聚驱后IIIIII类类IVIV类类孤岛中二北孤岛中二北Ng5Ng5稠油化学蒸汽驱稠油化学蒸汽驱哈山浅层超稠油哈山浅层超稠油SAGDSAGD高高8989块低渗油藏块低渗油藏COCO2 2驱驱胜二区沙二胜二
12、区沙二3 3特高含水氮气泡沫驱特高含水氮气泡沫驱蒸汽驱(2项)气驱(2项)50%50%50%50%30%30%50%50%V V类类胜二区沙二胜二区沙二8 III8 III类油藏强化聚合物驱类油藏强化聚合物驱孤东七区西孤东七区西Ng6Ng63+43+4类油藏复合堵驱类油藏复合堵驱纯纯1717低渗透油藏井网矢配乳液表活剂驱低渗透油藏井网矢配乳液表活剂驱进展进展效果显著、扩大试验效果显著、扩大试验优化参数、尽快实施初步见效、扩大试验已注泡沫、择机注N2转流线、泡沫堵调试注正常、全区投注加快实施、年底转驱50%50%50%50%35%35%水驱(1项)永永3-13-1复杂断块立体开发复杂断块立体开发
13、50%50%效果显著、全面推广中高渗透水驱化学驱二元复合驱技术非均相复合驱技术仿水平井适配井网注水开发技术定向压裂适配井网调整技术矢量井网调整技术变流线调整技术立体开发技术人工边水驱技术低渗透攻关形成不同类型油藏主导开发技术海上特超稠油HDC(N)S技术低渗敏感稠油技术薄层稠油水平井开发技术4、创新理论技术，支撑油田有效发展稠油海上整体提液开发技术12个区块，覆盖储量2235万吨，提高采收率4.8%。14个单元，覆盖储量1.3亿吨，提高采收率5.1%孤东GO7-25XN246井转抽后累油3160吨区块15个，覆盖储量1.32亿吨，新增产能20.45万吨。54个区块，覆盖储量1.14亿吨，新增产
14、能182万吨。4个项目，覆盖储量1380万吨，累增油10万吨。11个区块，覆盖储量6571万吨，新增产能105万吨。17口提液井液量由70t/d增加到120t/d，平均单井累增油5600吨8个区块，33口井，平均单井增油1100吨动用储量1406万吨，建产能23.3万吨。动用储量3426万吨，建产能57万吨。21个项目，覆盖储量1.5亿吨，增加可采储量1544万吨立体开发：串接小规模剩余油，高效动用矢量开发：实现非主流线剩余油经济动用仿水平井注水：破解特低渗透技术经济难以统一难题特超稠油HDC(N)S：实现特超稠油经济有效动用樊142平衡油价：33$/bbl郑411平衡油价：50$/bbl饱和
15、度方差最小化优化后流线分布优化后流线分布优化前流线分布优化前流线分布极端高极端高耗水区耗水区胜二区沙二9-10平衡油价：57$/bbl储量储量0.310.31万吨万吨储量储量0.150.15万吨万吨储量储量0.10.1万吨万吨高水淹层水层储量储量0.250.25万吨万吨A A靶点靶点B B靶点靶点C C靶点靶点永3-1平衡油价：31$/bbl永3-斜177井缝面建驱替缝面建驱替缝长增井距缝长增井距缝网扩波及缝网扩波及4、创新理论技术，支撑油田有效发展渗透率低不等于没效益油稠不等于没效益含水高不等于没效益规模小不等于没效益为“十三五”油田经济有效开发奠定技术基础4、创新理论技术，支撑油田有效发展
16、聚驱后不等于没效益非均相复合驱实现聚驱后采收率挑战60%中一区Ng3平衡油价：51$/bbl5、精细开发管理，增强持续发展动力全面推进“四化”建设以信息化提升为核心推进“四化”建设，实现了方案设计、地面建设等“五大变革”。建立四级审查程序，“五位一体”全方位优化，方案审批“常态化”，成熟一批审查一批；规范运行管理，修订完善地质基础资料标准、技术标准、操作规范等。聚焦质量效益，更加严细开发基础管理精细单元目标化管理建立区块目标管理指标体系，实现开发单元全覆盖(1700个)，全员参与，一体化协作。强化“三个动态”、“三位一体”管理，利用“三线四区”运行模型开展效益评价。提升开发方案质量油田开发经过
17、长期积累和沉淀，在资源、技术、管理等方面具备持续发展的优势和潜力：技术基础建立不同类型油藏开发模式，形成油田主导开发技术。稳产基础水驱“三率”持续提升；稀油自然递减持续下降。资源基础管理经验单元目标化管理、“四化”建设、“五位一体”等。探明未开发储量：6.97亿吨；上报控制储量：7.17亿吨；“十三五”预计新增控制储量：3.5-5亿吨。油价持续低位运行，油田生产经营形势更加严峻低油价下如何创新思路，转变发展方式，打好“战寒冬、求生存、谋发展”攻坚战？一是胜利油价低，目前30$/bbl左右，远远低于2015年销售油价48.31$/bbl，当期保效创效压力空前巨大;二是投入大幅压缩，同比2015年
18、，2016年投资进一步压缩53%。汇报内容二、油田低成本开发对策及方向目前低油价（30$/bbl）高成本（52$/bbl）低油价低成本低成本开发：油价无法左右成本可以控制开发工作既要经济有效，又要有利于摊薄成本目标平均成本线效益临界线有效益（经济有效但拉高成本）油田开发行为优化决策模型油价$/bbl成本元/吨高效益（经济有效且摊薄成本）无效益特点投入效益贡献存量已经形成资产，体量大（总油水井数42237口）少量成本，运行成本+作业当期投入当期收益，扣税油价操作成本，可以产生当期现金流增量新增投资，受资源条件限制投入大，新增钻采、地面投资当期投入长期收益，当期难以产生正现金流分析增量、存量的投入
19、产出效益特点，优化增量、存量工作方向二、油田低成本开发对策及方向做实增量重长远、降开发成本、谋发展做强存量重当前、降操作成本、求生存科学部署重效益、调产量结构、保稳定（一）加强优化，拓展阵地，做实增量谋发展（二）创新思路，深挖潜力，做强存量求生存（三）着眼长远，科学规划，调整结构保稳定二、油田低成本开发对策及方向优质增量既有效益，又可以增加经济可采储量、摊薄成本利润产量油价运行成本-人工成本-折耗-折旧-费用-税金吨油人工成本=总人工成本/产量增加产量，分摊固定成本吨油折耗=总折耗/产量吨油费用=总费用/产量增加可采储量，分摊折耗（一）加强优化，拓展阵地，做实增量谋发展剩余经济可采储量+产量产
20、量折耗=油气资产净额油价油价$/bbl $/bbl 区块区块 地质储量地质储量 新钻井新钻井 新增产能新增产能 新增可采储量新增可采储量 个个 万吨万吨口口 万吨万吨万吨万吨508080146146305813058172072083.183.1792792合计合计3173171174001174002520252030130130453045不同油价下老区增量潜力评价结果表（水驱+稠油）油价$/bbl区块个动用地质储量万吨典型区块8016121133 埕北15-16、樊142等合计21234071不同油价下新区增量潜力评价结果表低油价下现实的增量阵地规模大幅减少（一）加强优化，拓展阵地，做实
21、增量谋发展仍要千方百计降低平衡油价，做实做大增量，为长远发展奠定基础。提产能降投资控成本缓递减降低平衡油价总体思路（一）加强优化，拓展阵地，做实增量谋发展平衡油价$/bbl极限初产t/d平衡油价与极限初产关系曲线低油价条件下，对提高单井产能要求更高+6.0t/d+0.8t/d单井投资：800万元递减率：15%u提高单井产能，降低平衡油价（一）加强优化，拓展阵地，做实增量谋发展单井投资单井投资 万元万元单井投资与平衡油价关系曲线单井能力：6t/d递减率：15%平平衡衡油油价价$/bbl$/bblu优化降低投资，降低平衡油价可以通过优快钻井等技术创新降低钻井成本、降低平衡油价（一）加强优化，拓展阵
22、地，做实增量谋发展单井单井投资投资 万元万元历年单井投资变化关系曲线单井钻井投资占主要比例单井投资越大，平衡油价越高占74.8%单井投资降低100万，平衡油价降低2.6$/bblu合理成本取值，降低平衡油价（一）加强优化，拓展阵地，做实增量谋发展增量项目不一定增加人工和管理费用等固定成本，如果扣除该块成本开展评价，可以降低平衡油价，可以实施更多的增量项目，以分摊部分人工和费用。平衡油价初产t/d单井投资：800万元$/bbl考虑完全成本扣除人工、费用不同成本取值条件下平衡油价变化曲线平衡油价降低7.3$/bblu减缓递减，降低平衡油价（一）加强优化，拓展阵地，做实增量谋发展递减率%低渗透油藏转
23、注率变化统计表及时转注可以有效减缓递减，增加可采储量递减率%平衡油价变化曲线（完全成本）平平衡衡油油价价$/bbl$/bbl递减率减缓1%，平衡油价降低0.81$/bbl单井能力：6t/d单井投资：800万1、转变调整思路，提高老区增量效益2、系统整体优化，拓展新区产能阵地根据上述思路，针对新、老区不同类型油藏特点，明确增量增效对策。（一）加强优化，拓展阵地，做实增量谋发展1、转变调整思路，提高老区增量效益层系井网整体调整高效注采完善调整提升技术拓展领域立足成熟技术延长注聚优选增量项目整体加密调整转蒸汽驱薄层水平井扩边局部加密井网水驱储量比例：74%产量比例：71%化学驱稠油热采转向转向转向（
24、1）水驱注采完善调整与整体调整特点对比表高效注采完善：少投入、多产油、控开发成本（1）水驱地质与钻井工程结合打高效井油藏与注采工艺结合上高效措施井网与储层改造结合少打井扶停与完善井网结合高效利用老井控制投入控制开发成本目标：两控、两多，实现高效u对象：优选层系、井网基本适应，地面基本配套的单元向精细地质研究要效益断裂系统精细刻画储层非均质精细表征剩余油分布精细描述多产效益油多增加可采储量u思路：向技术集成配套要效益低油价下如何实现高效注采完善？高开发程度不等于高认识程度地质认识无止境（1）水驱向精细地质研究要效益新发现外扩储量区块21个，增加储量2537万吨；老区部署调整井1325口，增加可采
25、储量987万吨。u大庆油田建立长垣整体构造模型，多发现断层1664条油藏类型油藏类型小层平面图不齐全小层平面图不齐全未做过精细油藏描述未做过精细油藏描述单元数单元数储量储量比例比例单元数单元数储量储量比例比例复杂复杂类类12121887 1887 22.1 22.1 58584682 4682 15.415.4复杂复杂类类30304093 4093 47.9 47.9 13313319029 19029 62.7 62.7 复杂复杂类类28282318 2318 27.1 27.1 52525601 5601 18.5 18.5 复杂复杂类类2 2251 251 2.9 2.9 1515102
26、6 1026 3.4 3.4 合计合计72728549 8549 10010025825830338 30338 100100高开发程度不等于高认识程度地质认识无止境仍然有部分单元地质基础较为薄弱（1）水驱向精细地质研究要效益井斜认识不准可能造成地质认识发生偏差高开发程度不等于高认识程度地质认识无止境永永3-13-1断块区测井斜统计表断块区测井斜统计表3-23-2小层图小层图( (校正前校正前) )3-23-2小层图小层图( (校正后校正后) )永3-106永3-106（1）水驱向精细地质研究要效益16-61GOGD2P6GOGD2P5GOGD2P7在精细刻画储层内部差异、深化剩余油认识的基础
27、上，实施高效注采完善孤东二区馆6井网图孤东二区Ng6单元GOGD2P6井东西向剖面图612孤东二区馆6剩余油图油井间特高含水区仍有高效挖潜潜力精细刻画储层内部结构新井GOGD2P6井初产油：10.2t/d初含水：58.4%累产油：1859t周围老井：含水：97%单井日油：2.5t/d（1）水驱向精细地质研究要效益高级别断层附近仍有大潜力精细刻画断棱辛109平10断层回退40-45米辛109区块沙二1顶面构造图（断棱位置前后对比图）辛109P10：钻遇油层：139.5m初投日油：23.8t/d初含水：28%（1）水驱向精细地质研究要效益田田2222沙二上原构造沙二上原构造田田2222沙二上新构造
28、沙二上新构造田22块通过精细地层对比，认识田11-斜16井被小断层切割，沙二上未有效动用。顶深：顶深：2440.9m2448m2440m2442m14米的小断层米的小断层田田11-11-斜斜1616井测井曲线井测井曲线田田11-斜斜16补补孔上返孔上返高认识程度区仍有低动用区精细描述低序级断层补孔上返后，累增油1700t日田11-斜16井田11-斜16井沙二上的深度与构造不相符精细地层对比后发现该井点附近存在小断层单井日油t/d0.812.6含水%496.2+11.8-92.2（1）水驱向精细地质研究要效益根据油藏描述成果，重建低阻测井解释标准，新增沙二10-14砂组低电阻油藏叠合含油面积1.
29、7km2，地质储量35万吨。2014年7月营13-斜142断块区设计井网图Y13X169Y17X63Y13X142Y13X158Y17X169Y13X170Y13X17512-x128营营13斜斜170测井图测井图R4=2.8m沙二131R4=2.4m沙二132R4=2.6m沙二14324.917.529.5%3310.966.8%营营13斜斜170井生产曲线井生产曲线油层油层油层原标准下均解释为油水同层原来认识非油层仍有潜力精细评价低阻层Y13X142沙二沙二122同层同层5.4米米/1层，层，电阻值电阻值1.4欧姆欧姆，单采，单采122累油累油1.94万吨万吨。矿化度142796mg/L沙
30、二沙二115水层水层3.63米米/1层，层，R4为为0.4m；沙二；沙二122水层水层9.25米米/1层层R4为为0.5m，日油日油6.3t，含水，含水49%，累产，累产845吨吨矿化度107629mg/L（1）水驱向精细地质研究要效益精细表征地应力与裂缝，找井网不适配区井网控制区仍有井网适配潜力牛35-20区块注采井网图区块日油水平t/d90108自然递减%-5.71.52013年2015年2013年2015年（1）水驱向精细地质研究要效益3项地质普查重组断裂系统，找无井控制小断块精细刻画断棱，找无井控制区精细描述低序级断层，找低动用区精细描述微构造，找井间滞留区精细评价油水层，找低阻层精细
31、刻画储层内部结构，找剩余油精细表征高耗水区，找低波及区精细表征地应力与裂缝，找井网不适配区精细描述沉积微相，找有利相带、精细认识储层非均质，找低水淹区整装断块低渗透井斜普查低阻层普查高级别大断层普查通过精细刻画断裂系统、精细表征储层非均质、精细描述剩余油分布规律等研究，明确潜力区域、多钻高效井。10项精细研究（1）水驱向精细地质研究要效益（1）水驱通过地质与钻井工程、油藏与注采工艺、井网与储层改造、扶停与完善井网等结合，实现高效注采完善。窄条带油藏人工边水驱复杂小断块注采耦合N2人工气顶-边水双向驱动疏堵结合转变流线三级细分开发技术径向水射流适配井网降压增注等工艺配套整装断块低渗透向技术集成配
32、套要效益注采优化与堵调工艺技术集成疏堵结合转变流线（1）水驱向技术集成配套要效益针对长期注水开发形成的高耗水区，大幅度提高注水效率，实现特高含水后期水驱油藏高效开发。“疏”矢量井网矢量注采提高潜力区驱替程度考虑井组内方向差异性的注采参数优化方法优化后流线分布优化后流线分布优化前流线分布优化前流线分布高耗水区避水驱油“堵”控制封窜抑制局部区域极端高耗水堵水驱油水井调剖示意图水流通道新流线水驱注入调剖剂后续水驱77.2613.119.6242.411.8545.74纵向上调整吸水剖面E(堵剂)FGH平面上深部调驱改变液流方向（1）水驱向技术集成配套要效益注采优化与堵调工艺技术集成疏堵结合转变流线S
33、T3-4-193井区沙二11层平面图4-1955-1925G14-1934-178油井水井图例调参井措施水井调剖井2.65.22.62.52.42.51.23.64X1744-1951.04.82.93.12.9堵水驱油：井间调剖，定位封窜，改善波及 调调整整后后日日产产油油量量较较调调整整前前增增加加2.52.5吨吨，含含水水降降低低0.32%0.32%，地层能量基本保持稳定。地层能量基本保持稳定。避水驱油：局部完善，扩大井距，提高波及（1）水驱向技术集成配套要效益注采优化与堵调工艺技术集成疏堵结合转变流线高效利用老井与人工边水驱集成扩大人工边水驱规模利用老油井：5口构造高部位采油利用老水井：8口边外高强度注水累产油：8.1万吨提高采收率：7.5%平衡油价：31$/bbl（1）水驱向技术集成配套要效益井网形式：边外注水压力保持水平：0.8-1.2Pi结结 束束 语语面对低油价下严峻的开发形势，我们要进一步转变观念，深化认识，积极应对，超前谋划，大力开展理论技术创新创效，全面提升开发质量和效益，为打好“战寒冬、求生存、谋发展”保效攻坚战提供技术支撑！谢谢！
