中国石油老油田潜力巨大，只要认真落实开发理念、认真实践开发价值观的基本精神，我们就没有实现不了的目标。

　　中国石油开展的史无前例的重大开发试验，突出的效果是催生了开发基本理念的提出，即“科学开发，挑战极限”。如果说中国石油这一开发基本理念适用所有油气田，那么二次开发就是对这一基本理念的实践和发展。

　　与传统的开发相比，二次开发的最大变化和最大难点就是要面对已开发了20年以上的老油田。这些油田的剩余油高度分散，油水关系极其复杂，总体上表现出“两低”、“双高”和“多井低产”的极难特点。要采用不同于传统的开发理念，才能走出油田开发的新路。

　　“两低”是指“新增储量的低渗透、品位的低丰度”。中国石油新增的石油探明储量中，渗透率小于5毫达西的低渗透储量，比例由2001年的27.1%增至2006年的70.5%，储量丰度低于100万吨/平方公里的比例达67%，岩性油气藏、火成岩等非常规储层储量比例也在不断增加。

　　“双高”是指“高含水、高采出程度”。中国石油2006年底综合含水已达84.9%，可采储量采出程度为73.9%。主力油田的综合含水、可采储量采出程度更高，有些高达85%以上甚至于90%以上。当然对可采储量采出程度的标准目前还不确定，但综合含水量却是可测的。

　　“多井低产”是指“油井总数逐年大幅度增加，单井平均日产逐年下降”。中国石油油井井数年均增长20%。从1985年的23180口增加到2006年的114290口，21年增加了9.11万口油井，增长了近4倍，而相应的单井日产却由1985年12.2吨降到了2007年的2.7吨。面对如此复杂的开发对象，只有瞄准国际先进水平，不断设定采收率新的工作目标，依托先进的开发工程技术，敢于否定过去，挑战自我，对老油田进行全方位、系统的 “二次开发”，才能逐步实现理想的开发极限目标。

　　从“两低”、“双高”、“多井低产”的极难现实，就不难看出“二次开发”为什么要提出“科学开发，挑战极限”的基本理念，并要实践和发展这一基本理念。尽管我们一定要对其难度有所准备，但二次开发的目标也并非可望而不可即。

　　我们对二次开发的条件界定有三条：油田服役年限大于20年(稠油可能15年左右)；标定的油田可采储量采出程度大于70%(以老标定为参考)；油田综合含水大于85%。要在这些极难的苛刻条件下采出这一部分极难开采的“剩余难采资源”，也是极具重大现实意义和巨大经济效益的。这充分体现在中国石油开发的价值观上，也就是要对油气田开发、建设、生产、经营以及管理进行总的要求和把握。具体表现为“经济、有效、采收率”，这是老油田二次开发所要达到的目的和所代表的工作方向。

　　所谓“经济”指中国石油作为一个油公司，任何投资行为，首先要强调经济效益，二次开发必须要保持合理的投入产出比，它不强调单一指标的先进，而是一种整体优化的经济商业行为。在对待“难采剩余储量”的二次开发上，尽管企业效益不一定很高，但是对国家、社会的意义重大，这恰恰体现了中国石油的政治责任、社会责任。

　　“有效”是指通过整体的潜力评价，寻找剩余油资源的分布。要通过实实在在的工作，做到油气田开发不但要有经济效益，而且还要充分体现科学发展观，在油气资源最大限度利用的同时，还要实现油气田的可持续发展、清洁发展、安全发展、和谐发展。

　　“采收率”是指油田采出的油量与地质储量的百分比，是油田开发水平的综合反映。特别是在高油价和石油资源相对匮乏的现实背景下，要充分看到大庆油田、玉门油田二次开发实践的指导和示范意义。二次开发50%以上的目标采收率是可以实现的，油田最终采收率达到60%以上，甚至70%也是有可能的。

　　中国石油旗下的油田，目前平均仅采出了地质储量的三分之一，如果不算大庆油田，各油田平均仅采出了地质储量的四分之一。按照开发水平高的油田其采收率顶层设计的目标，中国石油老油田潜力巨大。只要认真落实开发理念、认真实践开发价值观的基本精神，我们就没有实现不了的目标。

　　50%采收率指日可待

　　中国石油老油田开发潜力巨大，只要认真落实开发理念，认真实践开发价值观的基本精神，我们就没有实现不了的目标。

　　老油田二次开发的根本目的在于提高油田最终采收率。以目前33.6%的采收率为基准值，最终达到50%以上的采收率是可能的。 

　　截至2006年底，中国石油累计探明油气储量167亿吨，动用储量130亿吨，可采储量43.8亿吨，采收率33.6%(不计大庆长垣油田产量，采收率仅为25.5%)，与国际平均水平35%的采收率大致相当。中国石油一批高水平开发油田的重大开发试验以及采收率研究都表明，采收率具有提高10%～20%的潜力空间。中国石油二次开发的总目标就是提高采收率，以目前的采收率为基准值，最终达到50%以上是可能的。 

　　目前，中国石油勘探新发现储量，初期一次井网平均采收率约为20%。即使各个阶段的开发活动到位，采收率也就在25%左右，开发效果好的油田最大采收率也就在30%左右(大庆油田例外)。二次开发预计增加的9.1亿吨可采储量，相当于勘探新发现地质储量45亿吨，而勘探发现这些储量按常规约需要9年时间。按照中国石油平均发现成本测算，勘探新增探明储量45亿吨约需花费1800亿元。因此，中国石油按照“整体部署、分步实施、试点先行”的原则，“十一五”期间，从55亿吨地质储量中，优先安排19亿吨储量实施“二次开发”，预计新增可采储量1.3亿吨。

　　二次开发将使老油田的稳产形势得到明显改善。老区年增可采储量由降转升，从2006年的2366万吨储量上升到2010年的6600万吨储量，整体拉动中国石油国内口径储量替换率提高0.22%。根据对“十一五”期间二次开发的投入、新增可采储量、新增产量进行经济评价，结果表明二次开发效益明显，按国际油价40美元/桶计，其内部收益率可达到21%。

　　二次开发符合循环经济的要求，可使伴生气全部得到利用，污水全部得到处理，吨油能耗降低20%，原油损耗率降低20%。通过规模应用水平井可节省用地6000余亩，大大降低开发成本和操作成本。

　　二次开发的提出到编制规划方案，最后到组织实施，其过程都是令人十分激动的。它真正的意义还在于大幅度提高了油田最终采收率，最大限度地获取了地下石油资源，稳定老油田生产，延长老油田服役期，推动老油田技术进步，探索老油田长期实现可持续发展的路子。

　　大庆油田依靠老油田精细开发和“三次采油”新技术，采收率达到了高水平，平均采收率从开采初期的23.2%，提高到目前47.2%，比中国石油其他油田平均采收率(25.5%左右)高22%，在世界上处于先进水平。

　　大庆的原油产量在1976年达到5000万吨，此后连续27年在5000万吨以上高产稳产，稳产年限比国外同类油田高出一倍多。大庆油田平均采收率从开采初期的23.2%，提高到目前的47.2%，比中国石油其他油田平均采收率(25.5%左右)高22%，在世界上处于先进水平。

　　大庆油田还建成了世界上最大的聚合物驱工业化生产基地，并形成了较为完善的配套技术，聚合物驱年产量已连续4年保持在1000万吨以上的水平，聚合物驱规模及主体技术达到了世界领先水平，在国际上得到了公认。

　　玉门油田在近70年的开发历程中，经历了建产、高产、产量递减、稳产、后期开采5个阶段。其中老君庙油田30年来保持了较高的采收率，达到了世界水平，体现了玉门精神。

　　玉门油田以精细油藏描述和剩余油分布规律认识为基础，以水平井规模应用为主要手段，重新构建部署适合于目前地下油水分布规律的注采井网，并以先进的配套技术带动地面工艺流程的重建和优化，最大限度地增加产量，挑战采收率极限。在二次开发一期工程实施后，预计玉门油田老君庙、鸭儿峡等老区块的年产量，将从目前的18.8万吨上升至30万吨，水驱采收率将提高8.3%。

　　大庆、玉门油田在提高采收率上的成功实践，为二次开发积累了经验，也为其他油田开发树立了标杆。各油田面对的开发对象有所不同，必须根据自身特点，创造性地开展工作，才能达到二次开发的工作目标。

　　二次开发的“两基”

　　二次开发的基本动力在于技术创新和技术集成。“九五”以来，中国石油在油田开发方面采取了一系列重要举措，取得了积极的成果，为实施二次开发奠定了基础条件。

　　所谓老油田二次开发的“两基”便是“基本动力”和“基础条件”。二次开发的基本动力在于技术创新和技术集成。二次开发的技术路线是新二次采油技术，是传统二次采油技术的集成和发展，是介于传统二次采油与三次采油之间的技术。其核心内容是“三重”，即“重构地下新的认识体系，重建井网结构，重组地面工艺流程”。

　　辽河油田新海27区块二次开发示范工程在开发老油田上坚持技术创新：一是创新老油田二次开发潜力评价方法，实现了目标区的快速筛选，即理想点法和变参数评价方法；二是整合理论、技术、成果、资料、人员，开展精细地质、低速开采原因、技术对策、相关机理等研究；三是优化工程方案设计，系统优选152个设计参数，全面优化油藏、钻井、采油、地面工程设计；四是坚持针对性、先进性、规模性的原则，形成新的44项配套技术系列，如稠油油藏地质建模技术、一次开发综合评价技术、水平井优化部署技术、数字化油藏技术等；五是兼顾盘活相邻区块的油气资源，兼顾弃置资产的再利用，兼顾自然保护区的生态环境保护，兼顾节能降耗，兼顾生产安全隐患治理；六是开采方式由直井向水平井转变，开发方式由冷采向热采转变，老油田改造方式由“关、停、并、转、减”向“开、启、调、减、优”转变。

　　新海27区块废弃了59口低效油井，整体实施了33口水平井、29口侧钻水平井，钻井成功率100%，日产原油由33吨上升到340吨，高峰期日产360吨，达到了传统开发峰值的原油产量，采油速度提高了10倍，年建设原油生产能力12万吨，采收率可达到31%，示范工程全部配套后，采收率可达到40%以上，也就是说可提高采收率18～27个百分点。单井产量由3吨上升到11吨，采油速度由0.26%提高到2.78%，自然递减由34.6%降低到5.2%，综合递减由32.7%降低到2.8%，综合含水由93.4%降低到74.5%，百万吨投资规模30亿～37亿元，现阶段操作费280元/吨，投资回收期2.9年，取得了可观的经济效益，使一个濒临废弃的油田区块恢复了原有的生机。

　　中国石油在勘探开发历程中，积累了丰富的经验和技术，特别是“九五”以来，在油田开发方面采取了一系列重要举措，取得了积极的成果，为实施二次开发奠定了基础条件。

　　一是规模开展精细油藏描述工作。2004年以来，规模开展了精细油藏描述工作，共描述地质储量81亿吨，占已开发储量的62%，油藏模型实现了数字化。

　　二是重大开发试验取得突破。辽河稠油蒸汽驱、SAGD试验取得成功，SAGD技术提高采收率30%，蒸汽驱技术提高采收率20%；大庆“二三结合”提高水驱采收率试验，可提高采收率7～10个百分点；新疆砾岩大幅度提高水驱采收率试验，预计提高采收率8%以上。

　　三是水平井技术得到规模应用。2007年中国石油完成水平井806口，占新钻开发井数的近6%，涵盖稠油、边底水、薄层等主要油藏类型，发展了常规水平井、侧钻井、分支井、阶梯状水平井等多种井型，初步形成水平井设计、轨迹控制、储层保护、举升、生产监测等配套技术。

　　四是地面“优化简化”成效显著。工作实施三年多来，实现了节能降耗、提高效率的目的，基本形成了适合老油田开发的地面工艺技术。有组织地推广了辽河油田的“关、停、并、转、减”，长庆油田的“单、短、简、小、串”等做法和经验。吉林扶余油田综合调整后，成为股份公司“优化简化”的样板工程。

　　五是一批高水平开发单元水驱采收率已超过50%。例如大庆南二三区高台子采收率达到60.8%、大庆杏南纯油区58.1%、大港庄一断块54.0%、华北京11断块51.9%。为完善水驱效果，提高水驱效率，积累了经验。

　　上述五个方面的成果和经验，为老油田二次开发提供了成功经验，也为二次开发提供了技术上的保证。中国石油的勘探开发，在某种程度上是在前人实践基础上的探索进步，也是在总结经验基础上的提高，没有前人的实践和经验，很难使二次开发在一定时间内取得较好的成果。

　　老油田开发新果初结

　　大庆油田三次采油的成功，辽河油田、扶余油田等二次开发的初步成功经验，都为二次开发积累了经验和集成了技术。只要结合油田自身特点，解放思想，二次开发就能取得成功。

　　辽河油田是二次开发的先行者。过去，在经过了30多年的油气开发后，辽河油田出现了储采失衡，部分油区油水井套损严重，地面设施老化，持续10年产量递减(年平均递减30万吨以上，而已开发油田的采收率仅为24.4%)等状况。为了大幅度提高最终采收率，盘活剩余石油资源，从根本上改变资源入不敷出的局面，辽河油田在开发实践中逐渐建立了二次开发理念和工作体系，并将二次开发重点放到突破瓶颈技术上。

　　针对传统开发的矛盾，辽河油田从技术入手，重新构建地下认识体系，重新确定适宜的开发方式，形成了适应油藏特点的井网、井型及完井方式，采用了高效举升的先进工艺技术和安全环保节能、自动化程度较高的平台地面工程系统。特别是中国石油重大开发试验项目SAGD、蒸汽驱技术的突破，使辽河油田的开发效果产生了根本性的改变。

　　SAGD和蒸汽驱技术对辽河油田而言具有划时代的意义，如能再扩展到二、三类储量，甚至可以将辽河油田的生命周期延长至25年左右，相当于又找到了一个辽河油田。到2006年辽河油田已基本实现了产量稳定并小幅上升。预计到2010年，通过“二次开发”，辽河油田将增产251万吨，创造老油田重新焕发青春的奇迹。

　　吉林扶余油田由于存在注采系统不完善、分注状况差、套管损坏严重、注采井网与地层不适应等问题，导致油层压力下降，含水上升快，产量递减幅度大，措施效果差，开发状况不断恶化。虽然经过转换开发方式和两次井网加密调整，但原油产量依然从1987年的近100万吨下降到2002年的65万吨，综合含水达到89.1%，单井日产量降到0.52吨。

　　面对日趋严峻的开发形势，扶余油田解放思想，抓住主要矛盾，实施以“优化合理井网，加大注水力度，提高经济效益，实现良性循环”为原则的综合调整。通过井震结合精细构造研究、细分沉积微相、储层精细对比、水淹测井解释、三维地质建模等技术，实现扩边增加储量、细化地质认识和掌握剩余油分布规律。扶余油田还通过钻井调整、老井转注或转抽、封停低效井，新建产能45.5万吨；应用单砂体精细刻画，结合剩余油特点，制定注水方案，实现精细注水；采用电缆输送式套管射孔、螺旋布孔、偏心配水、水力压裂等配套工艺，突出经济实用，保持和提高了产能。2007年末，扶余油田原油年产量跃升到105万吨，综合含水下降到86.5%，初步实现了老油田增产的目标。

　　新疆克拉玛依油田已有近50年的开发历史，至今没有进行过大规模的系统调整，目前该油田井网已不完善，产量和储量损失严重。在对西北缘老油田进行重新认识后，仅完善井网这一措施，加上其他配套技术，就可新建400多万吨的生产能力，使老油田产量不减而增。

　　2007年，该油田全面推进了二次开发工程的一期工程，新建原油产能36.2万吨，并为2008年100万吨油田的老区产能建设做好了准备。克拉玛依油田二次开发规划的目标为：2007～2010年，稀油新建产能305万吨，年产油量由2006年的234万吨升至2010年的425万吨。

　　目前，玉门老君庙油田的采收率已达世界水平。按照其二次开发初步方案，重新设计部署水平井254口、直井96口、调层井264口，封井(弃置)269口。井网的重新部署，保证了不同区块可在相对合理的井网下进行开发，将老油田开发提高到新的水平。老君庙老油田2007年产量18.8万吨，预计到2009年达到22.4万吨，2012年达到30.4万吨，实现20万吨稳产10年以上；2039年产量预计保持在12.8万吨，争取打造百年油田。

　　大庆油田三次采油的成功经验，辽河油田、扶余油田二次开发的初步成功经验，以及辽河、玉门、新疆等油田对二次开发深刻的理解和认识，都为二次开发积累了经验和集成了技术，也为其他油田开发做出了表率。不同的油田有不同的实际情况，每个油田只有结合自身特点，解放思想，突破固有传统开发方式的束缚，才能使二次开发取得成功。

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