穆龍新，陳亞強，許安著，王瑞峰

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

中國石油天然氣集團有限公司（以下簡稱中國石油）海外油氣業(yè)務從1993年開始，經過20多年的艱苦創(chuàng)業(yè)，歷經基礎發(fā)展、規(guī)模發(fā)展、優(yōu)化發(fā)展 3個階段，取得了輝煌的業(yè)績，建成了中亞-俄羅斯、中東、非洲、美洲和亞太 5大油氣合作區(qū)，基本完成了全球油氣業(yè)務戰(zhàn)略布局[1]。目前海外油氣業(yè)務在全球32個國家共管理運行88個油氣合作項目，其中包含58個油氣開發(fā)項目，占比為2/3，年油氣生產能力接近2×108t。在海外業(yè)務20多年的成功發(fā)展過程中，海外油氣開發(fā)技術經歷了國內技術集成應用→集成創(chuàng)新→研發(fā)創(chuàng)新的發(fā)展歷程，逐步形成了以砂巖油田天然能量高速開發(fā)、碳酸鹽巖油氣田整體開發(fā)部署優(yōu)化、超重油油藏水平井泡沫油冷采開發(fā)為代表的海外油氣田開發(fā)特色技術系列[1-2]。這一系列技術極大地提升了中國石油的技術核心競爭力，最大程度規(guī)避和降低了海外投資風險，取得了巨大的經濟效益，為中國石油海外油氣業(yè)務有質量有效益可持續(xù)發(fā)展提供了有力的技術支撐和保障。

隨著海外業(yè)務內外部形勢的不斷變化，海外油氣開發(fā)也面臨一系列的問題與挑戰(zhàn)：①大部分砂巖油田高速開發(fā)后進入開發(fā)中后期，面臨“雙高”（含水率大于 80%，采出程度超過60%）挑戰(zhàn)，需要研究海外高含水砂巖油田開發(fā)調整策略和二次開發(fā)技術系列[1-3]；②大型碳酸鹽巖油田注水開發(fā)矛盾突出，持續(xù)穩(wěn)產面臨挑戰(zhàn)，急需攻關大型碳酸鹽巖油氣藏高效注水注氣提高采收率技術[1-2,4]；③海外在建、待建項目主要是油砂、頁巖氣、深水、極地和LNG（液化天然氣）等項目，屬于非常規(guī)和新業(yè)務領域，技術難度大、要求高，國內又缺少可借鑒的成熟經驗和技術，需要創(chuàng)新研發(fā)非常規(guī)及深水油氣經濟高效開發(fā)技術[1-2]。針對上述問題，本文在回顧中國石油海外油氣田開發(fā)技術發(fā)展歷程及特色開發(fā)技術基礎上，結合國內外油氣田開發(fā)技術發(fā)展趨勢，提出未來海外業(yè)務的發(fā)展目標與技術發(fā)展方向。

1 發(fā)展歷程

20多年來，伴隨著海外油氣業(yè)務的發(fā)展，海外油氣開發(fā)技術經歷了直接應用國內成熟開發(fā)技術、集成創(chuàng)新海外適應開發(fā)技術、研發(fā)創(chuàng)新海外特色開發(fā)技術3個階段。在每個階段，海外開發(fā)技術發(fā)展的特點和重點均不同。

①直接應用國內成熟開發(fā)技術階段（1993—1996年）。此階段由于海外業(yè)務剛起步，還沒有跨國生產經營管理經驗，海外油氣開發(fā)主要集中在常規(guī)砂巖老油田綜合挖潛領域，秘魯6/7區(qū)塔拉拉、加拿大阿奇森和委內瑞拉卡萊高勒斯等老油田成功應用了國內砂巖油田成熟開發(fā)技術，實現(xiàn)了海外油田開發(fā)生產零的突破。

②集成創(chuàng)新海外適應開發(fā)技術階段（1997—2008年）。此階段隨著蘇丹 1/2/4區(qū)、蘇丹 6區(qū)、蘇丹 3/7區(qū)、哈薩克斯坦阿克糾賓等一批代表性項目陸續(xù)投入開發(fā)，海外開發(fā)技術在集成應用國內成熟技術的基礎上，開展集成創(chuàng)新，形成了一系列適應海外特點的油氣開發(fā)技術。如海外砂巖油田天然能量高速開發(fā)技術、異常高壓特低滲透碳酸鹽巖油藏開發(fā)技術、帶凝析氣頂碳酸鹽巖油田注水開發(fā)技術、薄層碳酸鹽巖油田水平井注水開發(fā)技術、大型高凝油油藏高效開發(fā)技術等[1-5]。

③研發(fā)創(chuàng)新海外特色開發(fā)技術階段（2009年至今）。隨著海外油氣業(yè)務范圍和種類逐步擴展至中東大型碳酸鹽巖油田、中亞復雜碳酸鹽巖氣田、加拿大油砂和頁巖氣、澳大利亞煤層氣、北極LNG及深水油氣等多樣化領域，通過持續(xù)攻關制約海外主營業(yè)務發(fā)展的關鍵瓶頸技術，創(chuàng)新形成了海外大型碳酸鹽巖油藏整體開發(fā)部署優(yōu)化技術、邊底水碳酸鹽巖氣田群高效開發(fā)技術、帶凝析氣頂碳酸鹽巖油藏氣頂油環(huán)協(xié)同開發(fā)技術、超重油油藏整體水平井泡沫油冷采開發(fā)技術等特色技術[1-2, 4, 6-7]。

2 發(fā)展現(xiàn)狀與成效

在中國石油海外20多年的油氣開發(fā)實踐中，通過將國內成熟油氣田開發(fā)技術與海外油氣田特點相結合，創(chuàng)新形成了適應海外特點的系列特色開發(fā)技術（見表 1），其中最具代表性的有海外砂巖油田天然能量高速開發(fā)技術、大型碳酸鹽巖油藏整體開發(fā)部署優(yōu)化技術、邊底水碳酸鹽巖氣田群高效開發(fā)技術、超重油油藏整體水平井泡沫油冷采開發(fā)技術、頁巖氣水平井分段體積壓裂技術、煤層氣有利儲集層預測與 SIS水平井（從地面鉆水平井貫穿煤層，趾端與另一口直井在煤層中對接）開發(fā)技術等。

2.1 海外砂巖油田天然能量高速開發(fā)技術

以蘇丹項目為代表的海外砂巖油田具有天然能量充足、儲集層物性與油品性質好、投資環(huán)境風險極高等特點[1-3]。國內成熟砂巖油藏注水開發(fā)技術在海外受合同和投資風險的限制而難以應用[8]，針對該問題，在深入研究高速開發(fā)機理的基礎上，明確了天然水體大小、原油流動能力、地飽壓差、儲集層有效厚度、開發(fā)技術政策等影響天然能量高速開發(fā)的5大主控因素，提出了定量分析方法[3]，并創(chuàng)新建立了“充分利用天然能量高速開發(fā)，延遲注水，快速回收投資，規(guī)避投資風險”的海外砂巖油田高效開發(fā)模式和“稀井高產、大段合采、大壓差生產”的技術政策[3]，同時確定了初始井網井距500～1 200 m，單井配產140～200 t/d，高峰期采油速度2.0%～2.5%等主要開發(fā)指標（見表2）。根據(jù)蘇丹油田各油藏滲透率及油品性質，建立流度矩陣表（見表 3），劃分原油類型，進而確定與原油類型相適應的井網密度，創(chuàng)新形成了充分利用天然能量的井網井距加密技術[3,9-10]。海外砂巖油田天然能量高速開發(fā)技術的廣泛應用不僅有力支撐了蘇丹兩個主力項目快速建產至1500×104t/a，而且也有力支撐了海外其他砂巖油田的高速高效開發(fā)。

表1 中國石油海外油氣開發(fā)技術發(fā)展現(xiàn)狀（據(jù)文獻[1-7]修改）

表2 蘇丹地區(qū)3個主力油田開發(fā)數(shù)據(jù)表（據(jù)文獻[9]修改）

表3 蘇丹3個主力油田流度矩陣表（據(jù)文獻[9]修改）

2.2 海外大型碳酸鹽巖油藏整體開發(fā)部署優(yōu)化技術

以伊拉克等大型生物碎屑灰?guī)r油藏為研究對象，針對生物碎屑灰?guī)r優(yōu)質儲集層預測難度大、非均質性極強影響開發(fā)效果等難題[1,4,11-12]，通過細分孔隙結構類型，建立微觀孔喉類型與巖相關系[2]（見表 4），實現(xiàn)了基于微觀孔滲關系的地震與沉積相雙重控制的儲集層三維建模，集成創(chuàng)新形成生物碎屑灰?guī)r儲集層多信息一體化相控建模技術[1-2,4]。針對艾哈代布和哈法亞碳酸鹽巖油田規(guī)模巨大、縱向上含油層系多、隔夾層發(fā)育、油藏差異大等特點，創(chuàng)立薄層生物碎屑灰?guī)r油藏平行正對水平井整體注采井網開發(fā)模式（見圖1）、巨厚生物碎屑灰?guī)r油藏大斜度水平井采油+直井注水的排狀注采井網模式[1,4]，形成主力油藏骨干井網與次主力油藏枝干井網空間相匹配的立體井網模式，解決了地下多層系井網空間結構匹配及地面和安保限制難題。針對如何實現(xiàn)油田快速整體建產和最佳經濟效益之間的平衡，創(chuàng)新形成“上產速度+投資規(guī)模+增量效益”的多目標協(xié)同優(yōu)化技術[1,4]，制定艾哈代布油田“水平井網一步到位，優(yōu)勢資源重點突破，兩翼穩(wěn)步展開”的部署策略，制定哈法亞油田“整體部署，分區(qū)分層系有效接替，早期高產層優(yōu)先動用，中心突破，兩邊展開，最大化節(jié)約前期投資”的開發(fā)策略，利用最小的投資在最短時間內建成初始商業(yè)產能，實現(xiàn)油田自身滾動發(fā)展和經濟效益最大化。這些技術的應用成功助推伊拉克艾哈代布項目提前3年實現(xiàn)700×104t/a高峰產能，內部收益率提高3%以上；哈法亞項目快速建成年產2 000×104t原油生產能力，百萬噸產能建設投資約21×108元，創(chuàng)造了中國石油海外項目百萬噸產能建設投資規(guī)模的新低，有力支撐了中東地區(qū)原油產量從2010年的358×104t/a迅速增加至2018年的8 000×104t/a。

表4 哈法亞油田Mishrif油藏孔隙結構與巖相分類特征表（據(jù)文獻[2]修改）

圖1 艾哈代布油田水平井整體注采3種井網開發(fā)模式（據(jù)文獻[1, 4]修改）

2.3 海外邊底水碳酸鹽巖氣田群高效開發(fā)技術

土庫曼阿姆河右岸項目開發(fā)對象為復雜海相碳酸鹽巖氣藏，具有普遍發(fā)育裂縫、儲集層非均質性強、氣水關系復雜、部分氣田水體較為活躍等特征，氣田井網部署、合理高效開發(fā)難度大[1-2]；項目氣田數(shù)量眾多、儲量規(guī)模不一、地理位置分散、受產品分成合同條款等約束，項目整體實現(xiàn)有序接替、穩(wěn)定供氣面臨巨大挑戰(zhàn)[4]。針對上述問題，從單個氣田和氣田群兩個層面入手，綜合氣藏構造、儲集層、裂縫和水體等因素，以財務凈現(xiàn)值為目標函數(shù)建立多變量數(shù)學模型，實現(xiàn)了井網類型與斜井段長度、避水高度及總井數(shù)等關鍵參數(shù)的同步優(yōu)化，創(chuàng)新形成了裂縫-孔隙型邊底水氣藏整體大斜度井優(yōu)化開發(fā)技術[1,4]。同時，在揭示單個氣田采氣速度與穩(wěn)產期末采出程度定量關系的基礎上，建立了考慮產品分成合同模式的氣田群整體優(yōu)化開發(fā)模型，并采用改進的遺傳算法進行求解，得到了最優(yōu)的氣田投產次序和產能規(guī)模，創(chuàng)新形成基于產品分成合同模式的氣田群整體協(xié)同優(yōu)化開發(fā)技術[2,4]。邊底水碳酸鹽巖氣田群高效開發(fā)技術已經全面應用于阿姆河右岸的產能建設中，實現(xiàn)了氣田的高效開發(fā)，取得了良好的經濟效益。與常規(guī)大斜度井網優(yōu)化技術相比，主力別-皮氣田產能規(guī)模提高20%，鉆井總進尺減少13%，財務凈現(xiàn)值增加11%[13]。整個阿姆河右岸項目建成天然氣產能170×108m3/a，上產、穩(wěn)產期15年，為實現(xiàn)中國能源進口多元化、保障能源安全、建設美麗中國做出了突出貢獻。

2.4 海外超重油油藏整體水平井泡沫油冷采開發(fā)技術

委內瑞拉奧里諾科重油帶中深層超重油具有“四高一低可流動”的特點：高密度（原油密度1.007～1.022 g/cm3），高含瀝青質（瀝青質含量9%～24%），高含硫（硫化氫含量大于3.5%），高含重金屬（重金屬含量大于500 mg/L），地下原油黏度相對較低（黏度1 000～10 000 mPa·s）。冷采過程中原油可流動[14]，通過泡沫油驅油物理模擬實驗，系統(tǒng)揭示了泡沫油驅油機理[1,4,15-16]。泡沫油中含有大量分散微氣泡，能夠較長時間滯留在油相中，顯著地增加流體的壓縮性，提高彈性驅動能量，冷采過程中一定條件下能就地形成泡沫油流，具有較高冷采產能，且油藏壓力下降較慢，采收率較高（可超過12%）。采用多組分數(shù)值模擬方法，再現(xiàn)泡沫油中分散氣泡的形成、破裂和聚并的動態(tài)過程（見圖2）及以泡點壓力和擬泡點壓力為分界點的三段式開發(fā)特征[6,17]（見圖3），建立泡沫油水平井初始產能預測公式和無因次IPR（流入動態(tài)曲線）模型[18]，形成超重油油藏冷采開發(fā)技術政策界限確定和水平井開發(fā)優(yōu)化設計方法[4,17]，創(chuàng)新研發(fā)了一套超重油油藏整體叢式水平井冷采開發(fā)技術。應用這樣一套技術實現(xiàn)了超重油經濟高效開發(fā)，支撐了委內瑞拉 MPE3項目2016年建成年產重油1 000×104t規(guī)模，包含鉆井平臺25座，水平井423口，平均單井初產100 t/d以上，而且實現(xiàn)1 000×104t/d油藏產能規(guī)模下持續(xù)效益開發(fā)：2016—2018年，實現(xiàn)中方凈利潤47×108元，平均單位操作成本130元/t，取得了顯著的經濟效益。

圖2 泡沫油微觀驅油機理（據(jù)文獻[15]修改）

圖3 泡沫油驅替特征實驗曲線（據(jù)文獻[5]修改）

3 面臨的問題與挑戰(zhàn)

中國石油海外油氣業(yè)務計劃未來作業(yè)產量規(guī)模保持在年產2×108t以上水平，其中碳酸鹽巖約占60%，砂巖占 30%，非常規(guī)占 10%[1]。但如何實現(xiàn)穩(wěn)產、上產和經濟有效開發(fā)仍面臨著一系列問題和挑戰(zhàn)：砂巖老油田穩(wěn)油控水提高采收率難；碳酸鹽巖油氣田穩(wěn)產難；非常規(guī)油氣開發(fā)“甜點區(qū)”預測難；超重油和油砂經濟有效開發(fā)難等。因此，急需創(chuàng)新研發(fā)一系列合適的開發(fā)技術，主要有：高含水老油田穩(wěn)油控水及提高采收率技術；碳酸鹽巖油藏注水/注氣開發(fā)和提高采收率技術；復雜碳酸鹽巖氣藏高效開發(fā)關鍵技術；基巖潛山復雜油藏開發(fā)技術；煤層氣、致密氣和頁巖氣“甜點區(qū)”預測與經濟高效開發(fā)技術；超重油油藏冷采穩(wěn)產與改善開發(fā)效果技術；油砂 SAGD（蒸汽輔助重力泄油）高效開發(fā)技術等[1]。

4 發(fā)展目標與技術

4.1 發(fā)展目標

未來海外油氣開發(fā)業(yè)務發(fā)展重點是陸上常規(guī)砂巖、大型復雜碳酸鹽巖、非常規(guī)和海域深水4大領域。重點是加快中東大型碳酸鹽巖油藏上產和持續(xù)穩(wěn)產，延緩中亞碳酸鹽巖油藏遞減，提高中亞、非洲高含水砂巖老油田采收率，推進不同類型復雜氣田高效開發(fā)，加強非常規(guī)油氣經濟有效開發(fā)技術攻關，支撐海外油氣業(yè)務作業(yè)產量規(guī)模保持在年產2×108t以上水平。據(jù)此，需要創(chuàng)新形成一系列滿足海外油氣開發(fā)需要的特色技術體系，其發(fā)展目標是[1]：高含水砂巖油田提高采收率技術保持國際領先；碳酸鹽巖油氣藏開發(fā)技術達到國際先進水平；非常規(guī)和海域深水油氣開發(fā)技術逐步縮小國際差距，實現(xiàn)快速追趕。

4.2 重點技術

4.2.1 人工智能儲集層預測與三維地質建模技術

傳統(tǒng)的儲集層預測和三維地質建模技術已經難以滿足海外追求高速高效和高精度地質研究的要求，目前人工智能技術的快速發(fā)展為未來高速高效和高精度儲集層預測和三維地質建模提供了可能。在新的信息技術支撐下，利用大數(shù)據(jù)、文本解析、圖像識別、知識圖譜等學習型知識標注抽提方法[19-20]，可以高效準確地收集所需的各種資料；利用機器學習方法[21]可以實現(xiàn)對特定地區(qū)數(shù)據(jù)、曲線和各種地質信息的快速處理；通過機器學習和深度學習等技術手段[22]可以實現(xiàn)油氣儲集層測井、地震、地層對比和儲集層的智能化解釋與預測。經同類油藏的類比，實現(xiàn)儲集層預測和三維地質建模的智能化評價、診斷、預測和優(yōu)化，從而實現(xiàn)高速高效和高精度的儲集層預測和三維地質建模。

4.2.2 海外砂巖油田高速開發(fā)后的二次開發(fā)與提高采收率技術

海外砂巖油田自中方收并購后，為了快速回收投資，普遍選擇高速開發(fā)，目前總體進入高含水、高采出程度的“雙高”開發(fā)后期階段，面臨著含水上升快、綜合含水高、采出程度高、油藏壓力保持水平低、遞減大等生產問題[1,3]；平面上注采井網不完善、縱向上采用籠統(tǒng)注水方式，水驅儲量控制程度和動用程度低[3]。為了有效進行穩(wěn)油控水并進一步提高采收率，滿足砂巖油田繼續(xù)高效開發(fā)需求，未來海外砂巖油田開發(fā)技術將重點向以下2個方面發(fā)展。

①人工注水與天然水驅協(xié)同開發(fā)技術。海外砂巖油田天然能量高速開發(fā)后，其剩余油分布特征與國內早期注水開發(fā)油田的剩余油分布具有很大差異，因此需揭示天然能量高速開發(fā)后剩余油分布規(guī)律并建立定量描述方法，探索天然能量強度評價方法，明確天然水驅和人工注水協(xié)同開發(fā)的調整策略和技術政策界限[3]，發(fā)展高速開發(fā)后剩余油定量描述技術和剩余油局部加密調整技術，創(chuàng)新形成一套天然能量與人工注水的協(xié)同開發(fā)技術。

②海外油田二次開發(fā)技術。借鑒國內老油田二次開發(fā)調整理念，建立以深化油藏地下認識、轉化開發(fā)模式、優(yōu)化工藝技術、強化技術經濟評價的海外砂巖老油田二次開發(fā)理念和方法[3]，立足老油田主要依靠天然能量或籠統(tǒng)注水的開發(fā)現(xiàn)狀，將“總體控制、方式轉換、井網重組、層系細分、堵水調驅、整體優(yōu)化”的海外砂巖老油田開發(fā)調整工作思路具體化，形成海外砂巖老油田開發(fā)調整策略和二次開發(fā)技術系列。

4.2.3 海外碳酸鹽巖油氣藏注水注氣提高采收率技術

伴隨著海外油氣田開發(fā)以砂巖油藏為主轉為以碳酸鹽巖油藏為主的發(fā)展趨勢，海外碳酸鹽巖油藏產量比例將超過60%[1]，碳酸鹽巖油藏將成為未來海外開發(fā)業(yè)務的主要拓展領域和核心。以中東為代表的海外碳酸鹽巖油藏，其地質、油藏特征與國內相比差異大，表現(xiàn)為規(guī)模巨大、厚度巨大、非均質性極強等特點[1,4]，早期規(guī)模建產任務已經完成，現(xiàn)在面臨著上產和穩(wěn)產的難題，因此研發(fā)適應海外碳酸鹽巖油藏的注水注氣提高采收率技術就成為未來的攻關方向，其發(fā)展重點有3個方面。

①碳酸鹽巖油藏儲集層非均質性定量評價和一體化三維建模技術。針對伊拉克大型生物碎屑灰?guī)r油藏非均質性特征的定量描述與空間展布刻畫難題，急需開展生物碎屑灰?guī)r儲集層非均質性成因分析與儲集層微觀孔隙結構評價，建立不同巖石類型的測井定量識別標準與方法[1,4]，開展高滲透層的成因與定量識別、隔夾層的定量識別與多尺度分布預測研究，明確高滲透層的空間展布規(guī)律，實現(xiàn)對伊拉克大型生物碎屑灰?guī)r儲集層非均質性的定量評價和一體化三維建模。

②生物碎屑灰?guī)r油藏高效注水開發(fā)技術。未來海外碳酸鹽巖油藏需要通過注水等方式保持較長時間的穩(wěn)產，但薄層生物碎屑灰?guī)r油藏水平井注水恢復壓力與含水快速上升的矛盾日益突出，而巨厚生物碎屑灰?guī)r油藏高效注水則是世界級難題。因此，未來急需研究薄層生物碎屑灰?guī)r油藏水平井整體注水、穩(wěn)油控水及綜合調整技術，攻關巨厚生物碎屑灰?guī)r油藏高效注水開發(fā)技術[1,4,23-24]，建立巨厚生物碎屑灰?guī)r油藏與高滲透層相對應的注采模式和分區(qū)、分層注水開發(fā)技術政策[1,4,25-27]，確保有限水資源高效利用，分區(qū)、分塊高效注水開發(fā)，從而提高巨厚生物碎屑灰?guī)r油藏波及效率及注水開發(fā)效果。

③碳酸鹽巖氣頂油環(huán)復雜油氣藏注水、注氣開發(fā)調整和提高采收率技術。針對中亞地區(qū)碳酸鹽巖氣頂油環(huán)復雜油氣藏歷經多年油環(huán)注水和氣頂采氣開發(fā)，面臨著地層壓力水平低、儲集層動用程度低、氣頂油環(huán)協(xié)同開發(fā)難等問題，需進一步發(fā)展雙重介質碳酸鹽巖油藏三維建模和剩余油定量評價技術[28]，明確影響注水、注氣開發(fā)效果的主控因素，制定雙重介質儲集層注水、注氣開發(fā)技術政策[29]，豐富碳酸鹽巖氣頂油環(huán)復雜油氣藏開發(fā)中后期注水、注氣開發(fā)調整技術和開發(fā)模式[30]。同時研究氣水交替、聚表劑驅油等提高采收率技術的適應性，創(chuàng)新形成一套碳酸鹽巖氣頂油環(huán)復雜油氣藏開發(fā)中后期提高采收率技術。

4.2.4 海外非常規(guī)油氣經濟有效開發(fā)技術

全球非常規(guī)油氣資源豐富，資源量占總資源量的1/3，新增儲量占全球的45%左右[31-32]，已成為常規(guī)油氣資源的重要補充，是各大油公司資源配置的重要領域。目前中國石油海外擁有重油、油砂、致密氣、頁巖氣等眾多非常規(guī)油氣項目，且剩余可采儲量超過20×108t，規(guī)模巨大，但缺乏低成本高效開發(fā)技術，從而使海外非常規(guī)油氣開發(fā)處于虧損或停滯狀態(tài)，因此，急需創(chuàng)新攻關海外非常規(guī)油氣經濟有效開發(fā)技術，其發(fā)展重點有3個方面。

①超重油油藏冷采穩(wěn)產優(yōu)化和提高采收率技術。隨著委內瑞拉超重油油田水平井持續(xù)冷采，地層壓力下降、產量遞減、氣油比上升，開發(fā)效果逐漸變差，冷采潛力逐漸減小，冷采穩(wěn)產面臨較大挑戰(zhàn)，需深化研究水平井冷采下的剩余油分布規(guī)律和定量描述技術，制定激勵泡沫油驅的開發(fā)技術政策，發(fā)展超重油油藏二次泡沫油非熱采保壓開采和提高單井產量技術[1]，創(chuàng)新形成一套以冷采加密調整和保壓開發(fā)技術為主的超重油油藏冷采穩(wěn)產優(yōu)化技術[6]。同時積極研究冷采后熱采提高采收率技術，尤其是新一代蒸汽驅和火燒油層技術[7]，重視注非熱介質提高采收率技術的研究，尤其是注混相氣體、非凝析氣體、聚合物、化學劑等介質提高采收率技術的研究[7]，創(chuàng)新發(fā)展一套超重油油藏冷采后期經濟有效提高采收率技術。

②改善油砂SAGD效果和提高采收率經濟有效開發(fā)技術。目前中國石油在加拿大油砂項目應用的是SAGD開發(fā)技術，其成本高、效益差，如何提高SAGD開發(fā)效果和探索提高采收率的經濟有效開發(fā)技術是業(yè)界公認的難題，主要攻關方向包括：研究多元熱流體（N2、CO2、蒸汽）輔助 SAGD開發(fā)技術和注過熱蒸汽SAGD開發(fā)技術[7,33]，以大幅提高SAGD開發(fā)效果；研究新一代火燒油層技術[7,34]，以大幅提高油砂采收率。

③致密油氣甜點預測和水平井高精準智能分段壓裂技術。包括頁巖油氣、煤層氣等在內的非常規(guī)致密油氣具有大面積連續(xù)分布、源儲一體、油氣受層系控制、資源規(guī)模巨大、沒有明顯油氣水圈閉邊界等特點，尋找“甜點區(qū)段”、水平井和壓裂改造是開發(fā)該類資源的主要手段，是典型的“人工油氣藏”[35-36]。因此需要研發(fā)“甜點區(qū)段”多參數(shù)綜合預測技術，并以油氣“甜點區(qū)段”為單元，通過壓裂、注入與采出一體化方式，重建應力場、溫度場、化學場、滲流場，形成“人造高滲區(qū)、重構滲流場”[35-36]，研發(fā)低成本致密氣水平井高精準智能分段壓裂技術等[37-38]。

4.2.5 海域深水油氣藏高效開發(fā)配套技術

全球海洋油氣資源豐富，總體勘探開發(fā)程度低。目前全球海域剩余油氣可采儲量1 840×108t，待發(fā)現(xiàn)資源量1 293×108t，分別占全球的43.7%和42.2%[31-32]。深水、超深水是熱點領域，海洋是各大國際石油公司資源配置的主戰(zhàn)場。而中國石油海域深水油氣藏開發(fā)技術和經驗嚴重不足，面對不同于陸相的深水油氣藏更復雜的地質情況、更少的資料、更大的井距和更難的海洋工程，急需發(fā)展一系列的深水、超深水低成本開發(fā)配套技術，主要有深水—超深水重力流儲集層表征和預測技術、大井距剩余油分布定量預測技術、深水油氣藏與海工一體化布井優(yōu)化技術、深水油氣藏高效開發(fā)技術政策、深水油氣田開發(fā)調整及提高采收率技術、深水油氣田開發(fā)策略與優(yōu)化技術、海上自動化鉆完井及深水采油工藝等技術[39-40]，從而使中國石油海外深水油氣開發(fā)技術盡快趕上世界先進水平。

5 結語

回顧過去，中國石油海外油氣業(yè)務在20多年的發(fā)展歷程中實現(xiàn)了從無到有、從小到大、由弱變強的跨越式發(fā)展，海外油氣開發(fā)技術也走過了從國內技術集成應用、集成創(chuàng)新到研發(fā)創(chuàng)新并形成一系列特色技術的發(fā)展歷程，形成了以砂巖油田天然能量高速開發(fā)、碳酸鹽巖油氣田整體開發(fā)部署優(yōu)化、超重油油藏水平井泡沫油冷采開發(fā)為代表的海外油氣田開發(fā)特色技術系列，極大地提升了中國石油的核心技術競爭力，為海外油氣業(yè)務實現(xiàn)跨越式發(fā)展提供了有力的技術保障。

展望未來，海外油氣業(yè)務面臨的合作環(huán)境更加復雜多變，海外業(yè)務實現(xiàn)優(yōu)質高效發(fā)展存在更大挑戰(zhàn)，因此，需要充分發(fā)揮科技進步對海外業(yè)務發(fā)展的重要支撐作用。未來海外油氣開發(fā)業(yè)務需針對短板和瓶頸技術進行持續(xù)科研攻關，在高含水砂巖油田穩(wěn)油控水及提高采收率技術方面保持國際領先，碳酸鹽巖油氣藏注水注氣提高采收率技術方面達到國際先進，非常規(guī)和海域深水油氣開發(fā)技術方面實現(xiàn)快速追趕，為中國石油海外油氣業(yè)務實現(xiàn)高質量發(fā)展提供強有力的技術支撐和保障。

致謝：本文在撰寫過程中參考了中國石油勘探開發(fā)研究院和中國石油國際勘探開發(fā)公司從事海外技術支持和生產管理人員20多年來的大量研究成果，凝結了許多專家的智慧和辛勞。在此向范子菲、郭睿、陳和平、吳向紅、夏朝輝、趙倫、馮明生、董俊昌、劉尚奇、郭春秋及未能在此一一列出的各位專家謹致謝忱！