碳酸盐岩油气藏作为重要的战略接替资源，要实现高效稳定开采就必须加快完善理论和技术创新。

　　特邀嘉宾

　　中国石油华北油田公司油藏评价部经理 吕传炳

　　中国石化西北油田公司勘探开发研究院副院长 黄咏梅

　　中国石油塔里木油田公司勘探开发研究院

　　碳酸盐岩研究中心副主任 蔡振忠

　　■文/本刊记者 吕荣洁

　　毫无疑问，我国碳酸盐岩油气藏的开发正成为油气开发中的后起之秀。第三轮全国油气资源评价和各油公司2007年资料显示，我国碳酸盐岩油气资源量约385×108吨油当量，平均探明率约11%，待勘探领域非常广阔。现在，我国已在四川、塔里木、鄂尔多斯、柴达木、苏北等盆地获得碳酸盐岩油气藏发现，且具有较高的产能，对我国的石油发展战略具有重要意义。

　　不过，碳酸盐岩领域的石油勘探、开发，迄今仍是“世界级”难题，很大部分还处于基础研究阶段。那么，应该如何打好碳酸盐岩油气藏开发的“攻坚战”？为此，本刊采访了华北油田、西北油田、塔里木油田等一线生产的负责人，就碳酸盐岩油气藏的高效开发展开了探讨。

　　储量巨大成就接替区

　　记者：各位好！当前，国内主力油气田开发进入中后期，油气产量持续稳产面临着重大挑战。那么，现在实施碳酸盐岩油气藏开发，对推动我国石油工业发展有何重要意义？

　　吕传炳：在世界范围内，大约有三分之一的油气资源储存于碳酸盐岩储层中，特别是中东、北美、苏联的许多大型或特大型油气田均与碳酸盐岩密切相关。

　　我国海相碳酸盐岩储集层层系分布范围广泛，从震旦系至三叠系均有分布，约占大陆沉积岩总面积的40%。与常规的砂岩油气藏相比，碳酸盐岩油气藏勘探开发程度较低。以“潜山”起家的华北油田而言，碳酸盐岩油藏探明储量比例只有41.6%。同时因其储层具有典型的双重介质特点，渗流规律特殊，加之非均质性严重，开发技术不完善，开采效果迥异。

　　虽然我国碳酸盐岩油气藏普遍具有初期产量高、下降速度快、生产寿命短、采收率较低的特点，但近年来我国碳酸盐岩储层勘探不断取得重大突破，相继发现了一批整装储量接替区，在当前国内主力油田开发进入中后期，原油产量持续稳产面临重大挑战的情况下，加强此类油藏开发技术和开发规律研究，实施高效开发，对推动我国石油工业发展、保障国家能源安全具有十分重要的意义。

　　黄咏梅：随着经济的快速发展，我国已经成为世界第二大能源消费国，石油需求量由2001年的2.3×108吨上升到2009年的4.1×108吨，对外依存度高达51%，并且具有进一步加大的趋势。与之形成鲜明对照的是我国东部陆相盆地油气勘探、开发程度不断提高，油气产量呈现递减趋势，油气的供需差距越来越大，不能满足国民经济发展的需要。

　　目前，世界已探明油气储量中碳酸盐岩油气藏储量约占50%，而产量占60%以上。中国海相碳酸盐岩石油资源丰富，具有广阔的勘探开发前景。我国海相碳酸盐岩油气资源量大于300×108吨油当量，石油资源量约150×108吨，主要分布在塔里木和华北地区，但探明率仅11%，勘探开发程度比较低，具有非常大的潜力，是我国陆上油气资源的战略接替区。因此，加大碳酸盐岩油气藏的开发，对巩固国家能源安全具有非常重要的意义！

　　记者：碳酸盐岩具有良好的生油和储油能力。那么，目前贵单位在碳酸盐岩油气藏的开发进展情况如何？

　　吕传炳：华北油田是我国最早开发碳酸盐岩油藏的单位之一。30多年来，碳酸盐岩油藏开发取得了引人注目的工作成效，积累了丰富的开发经验，形成了一整套比较成熟的开发技术。1976年，任丘潜山油藏正式投入开发建设，不到一年时间就建成年产1000万吨的生产规模，单井日产超千吨的高产油井多达6口，其中任7井初期日产高达4600吨，任9井经酸化后获得初期日产5400吨以上的高产，迄今仍为我国单井初产之冠。

　　继任丘油田投入全面开发之后，在较短的时间内又相继发现了十个中小潜山，全部投入开发后，储量动用率高达100%。截至目前，华北油田早期投入开发的潜山油藏全部进入开发后期，总体开发效果较好，但油藏之间差异较大。

　　蔡振忠：至今，塔里木油田碳酸盐岩油气藏勘探开发已经走过了两个阶段：小规模试采阶段(2000-2007年)及规模开发阶段(2008年至今)。

　　小规模试采阶段，主要集中在轮古油田，从2000年开始起步，其原油产量逐年增加，从1.66万吨提高到2007年的45万吨。

　　2008年，中国石油天然气股份有限公司提出，塔里木油田要大规模开发，争取使碳酸盐岩原油产量达到300万吨。根据规划安排，塔里木油田2008年碳酸盐岩开发进入技术攻关阶段，当年碳酸盐岩原油产量54万吨。2010年，塔里木油田碳酸盐岩油气藏计划年产原油百万吨。

　　经过技术攻关，现在塔里木油田碳酸盐岩钻井成功率大为增加。2009年新井成功率达到80%，2010年1～5月新井成功率达到87%。大部分新井投产产量达到或超过方案设计产量，特别是英买2试验区及塔中I号气田东部试验区，开发井成功率达100%。

　　黄咏梅：1984年9月，中石化西北油田分公司在塔里木盆地SC2井奥陶系获日产866吨的高产油气流，拉开了塔里木盆地寻找海相油气田的序幕。1997年3月，S46井在奥陶系测试获日产原油212.54立方米。同年10月S48井获日产524立方米的高产油流，从而发现了塔河油田，实现了塔里木盆地奥陶系碳酸盐岩寻找大油田的突破。

　　塔河油田碳酸盐岩油藏1997年投入开发以来，已历时12年，截至2009年底，累计探明石油地质储量94560万吨，已开发石油地质储量50911万吨，标定可采储量7895.3万吨，采收率15.5%。

　　理论创新亮起航标灯

　　记者：在实施碳酸盐岩油气藏开发的实践过程中，贵单位是如何加强基础理论研究，积极探索，提出碳酸盐岩油气藏开发的新思路、新方法的？

　　黄咏梅： 超深层碳酸盐岩缝洞型油气藏的勘探与开发属于石油地质理论和勘探开发技术的国际前沿领域，涉及岩溶地质、石油地质、构造地质、流体力学、油藏描述、油藏工程、分析测试等相关学科的交叉研究。西北油田分公司在碳酸盐岩缝洞型油气藏的开发实践过程中，积极与国内外科研院校紧密合作，开展攻关研究，创新了碳酸盐岩缝洞型油气藏的开发新思路和新方法。

　　建立了以三维地震储层预测技术为核心，综合应用地质评价、测井评价等技术的缝洞型油藏储量分类评价技术，开展了缝洞型油藏未动用储量的分类评价和动用部署研究工作，深化了对缝洞型油藏开发储量的认识，进一步落实了储量可靠性。在此基础上建立了缝洞带评价技术，研究清楚了缝洞带的发育规律，整体部署，滚动实施，加快了储量动用步伐。

　　创建了碳酸盐岩缝洞型油气藏注水提高采收率技术。一是定容性单井缝洞单元注水补充地层能量，利用油水密度差异快速重力分异，形成人工底水驱油提高采收率；二是缝洞单元注水补充地层能量的同时，利用井区致密层产生平面水驱，扩大水体波及体积提高采收率。同时初步形成了低注高采、缝注洞采、温和注水的碳酸盐岩缝洞型油气藏注水技术政策推动我国广大海相碳酸盐岩发育区油气藏勘探开发技术的发展。

　　蔡振忠：首先，在基础理论研究方面，塔里木油田把现代岩溶研究引入古岩溶分析中。通过类比现代岩溶与地貌的关系，划分碳酸盐岩潜山油气藏平面储层发育区；通过地面与井下的对比，划分出储层纵向的发育带。根据碳酸盐岩储层的非均质性，建立以逢三个单元为基本评价单元，以产量、储量为标准的评价体系，确定高产富有气区块，为规模开发打下基础。

　　其次，在开发的新思路上，认识到碳酸盐岩复杂，储层预测、流体预测难度大，造成井位确定困难；新井投产后，原油产量“忽高忽低”，“没有安全感”，部分井递减快、易出水，造成稳产困难。因此，需要科研生产人员不断去分析，思想上要树立“与天地斗，其乐无穷；与碳酸盐岩斗，其乐无穷”。

　　塔里木碳酸盐岩油气田地下情况复杂、开发难度大，非均质性极强，一次评价很难评价清楚，开发就等于二次勘探。因此，坚持勘探开发一体化，按照“研究一体化、部署一体化、生产组织一体化、上产增储一体化、工程地质一体化、投资管理一体化”来组织碳酸盐岩的勘探开发工作，不但在方法上互相借鉴，而且在工作程序上变前后接力为互相渗透。

　　由于碳酸盐岩的复杂性，一个井点特点并不能代表井区特点，少数井点资料无法解剖井区特征，仓促大规模上开发井，风险极大。所以塔里木油田工作模式上打破原有的增储上产模式，变为上产增储模式：一是预探阶段“重在发现”。二是评价阶段重点不是为了交储量，而是落实油藏特征，围绕发现寻找更多高产井点，确定油气富集区，在此基础上落实商业储量。三是开发在预探发现之后即刻跟进，围绕每一个高产井建立高产井组，不同的高产井组组合成高产区，即按勘探寻找高产井，评价开发建立高产井组，开发培育高产区的程序来开展工作。

　　记者：要实现碳酸盐岩勘探开发方面的突破，有哪些关键环节？为此，我们应该做出哪些努力？

　　吕传炳：制约勘探开发取得突破的瓶颈主要有以下两个方面。

　　一是有效储层的识别问题，也就是油气在什么地方富集的问题。虽然碳酸盐岩油藏总体勘探程度较低，但类似任丘潜山这种规模大、储层发育好的油藏，大部分已经找到，即便有漏网的，通过常规的勘探方法也不难找到。所以，我们现在面临的真正难题是如何寻找到那些储层非均质性很强的碳酸盐岩油藏，由于有效储层的识别技术不过关，不知道油气在什么地方富集，勘探风险很大，开发效果也没保证。这是个世界级难题，也是个无法绕开的难题，现在看来只能从物探技术攻关，从资料采集、处理、储层预测方法、烃类检测等方面做深入细致的工作。

　　二是提高采收率的问题，也就是提高开发效益的问题。碳酸盐岩油藏由于双重介质的特殊性，驱替机理与砂岩油藏有很大的区别，目前常规的注水开发方式效果较差，采收率普遍较低，制约了开发效益。今后的攻关方向应该立足驱替试验，筛选驱油效率高、经济有效的注入介质，提高采收率。有关研究资料表明，注气开发可能是提高碳酸盐岩油气藏采收率的重要方向。

　　除了上述两点之外，储层改造技术、开发方式、开发政策问题也很重要，但这些在目前技术条件下是能够解决的。

　　黄咏梅：我国碳酸盐岩缝洞型油藏一般经历了多期构造运动、多期岩溶叠加改造、多期成藏等过程，形成了与古风化壳有关的碳酸盐岩缝洞型油藏。储集介质一般具有各向异性多重的特点，储集空间类型多样化、储集体连通性差、油水关系复杂、多种流动形式共存。

　　在碳酸盐岩开发上，缝洞型油藏开发中主要存在两个难点：一是缝洞发育和分布规律的认识难度大，二是对油藏流体流动规律认识不清。目前国内外在缝洞型油藏开发方面还没有形成成熟的开发理论和开发方法，导致开发水平低。塔河油田采收率只有15%，这还达不到碎屑岩的一半，钻井成功率只有90%，产量年递减高达25%以上。因此，要重点研究“海相碳酸盐岩缝洞型油藏储集体形成机制、海相碳酸盐岩缝洞型油藏流体动力学机理”两个关键科学问题，实现碳酸盐岩缝洞型油藏的高效开发。

　　核心技术铸造新利器

　　记者：贵单位在碳酸盐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： 经过多年的探索、研究和实践，创新形成了具有塔河特色的一系列领先的特色技术。

　　第一，创新了以动静态特征为约束、地震多属性综合预测为核心的超深层碳酸盐岩缝洞型储层预测评价技术系列，有效地解决了超深层非连续型介质三维空间分布预测问题，储层预测成功率高达95%。这一系列主要包括超深层碳酸盐岩缝洞型储层地震采集技术、超深层碳酸盐岩缝洞型储层精细成像技术，建立了碳酸盐岩缝洞型储层地震预测识别模式，集成创立了碳酸盐岩缝洞型储层综合预测方法系列，建立了塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型储层成像测井识别模式，储层进行分类及储层参数计算、评价技术系列。

　　第二，创立了“以缝洞单元为基本开发管理单元，以差异化开发为基本思路，以‘管流’为主要流动特征，以单井注水替油、多井单元注水开发为主要能量补充方式，实行滚动开发、逐步深化、配套完善”的碳酸盐岩缝洞型油藏开发技术，为该类油气藏科学开发奠定了基础。这一技术包括：缝洞单元分类与描述方法、缝洞型油藏储集体刻画与储量计算方法、缝洞型油藏流动特征研究与数值模拟技术、缝洞型油藏开发方式。

　　第三，建立了以超深复杂地层钻完井、超深井酸压储层改造、超深超稠井筒举升技术为主的缝洞型油藏的配套工艺技术，为塔河油气田的突破扩大和高效开发提供了技术保障。这一技术主要包括超深钻完井技术、超深井低滤失温控变粘酸酸压技术、超深超稠井筒举升工艺。

　　吕传炳：经过三十余年的探索和实践，华北油田碳酸盐岩油藏开发达到了国际领先水平，逐步形成了较成熟的配套开发技术，主要包括以下几个方面。

　　降压开采技术。针对油田进入后期开发阶段，油水关系更趋复杂，含水上升成为油田开发的主要矛盾，机械采油已成为油井生产的主要方式。华北油田在任丘雾迷山组油藏开展了控制注水降压开采试验，进而转为停止注水降压开采，通过水动力学方法的变化，实现了驱动方式的转变，较好地发挥了中小缝洞和岩块系统的生产潜力，改善了潜山油藏后期开发效果。

　　综合治理配套工艺技术。为了控制含水上升和减缓产量递减速度，改善油藏中后期开发效果，油田开展了工艺技术攻关试验，研制成功裸眼井卡堵水工艺，油田开发后期还进一步研制了适应于大剂量、多段塞和深部堵水技术，高强度有机无机重复堵水工艺系列等适合碳酸盐岩潜山油藏的堵水工艺，形成了堵、卡、酸、抽综合治理工艺。

　　潜山油藏精细描述与综合挖潜技术。在任丘潜山油藏利用三维地震与动、静态资料相结合开展油藏精细描述，研究潜力分布规律，发现了二台阶、局部高、山梁带等多种潜力分布形式，根据潜力研究结果在油藏潜力分布区部署调整井，取得了明显的挖潜效果。

　　记者：注重科研和生产相结合是油田企业实现发展的关键。在碳酸盐岩的阶段成果转化方面，贵单位是如何做到注重科研和生产相结合的？

　　蔡振忠：我们始终树立科研要及时高效地服务于生产的意识，生产上面临的困难就是科研需要解决的问题。因此，每年科研项目在立题时都需要与生产单位进行交流和研讨，针对勘探开发面临的重大难题，从理论、方法和技术上提出解决思路，并制定科研计划，研究过程中也不断与生产单位结合，及时调整，研究成果也从研究期间的试用到最终成果的应用。

　　吕传炳：由于碳酸盐岩油藏开发没有更多现成的经验和技术可以借鉴，生产中遇到的问题就是科研立项的出发点，解决生产中遇到的问题必然是科研的落脚点。生产与科研的这种相互依存关系自然解决了相互结合的问题，同时也加速了科研成果的转化，通过生产的检验与反馈进一步提升了科研的质量和水平。

　　黄咏梅： 我们主要是通过以下三个方面来使科研与生产紧密结合。首先，制定了关于项目管理、经费管理、科技奖励和知识产权管理等方面的相关管理办法，完善科技管理体制机制。其次，组织和参与各类学术交流，加快技术人员成长，实现成果共享。再次，完善科技创新体系。除了注重分公司创新主体自身建设外，还针对研究力量不足的突出矛盾，与中石化勘探开发研究院、大专院校及兄弟油田研究院所、专业技术服务公司等建立了广泛的技术协作关系，形成了较为稳定的外协攻关团队，弥补了分公司自身研究力量的不足。