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石油勘探开发研究院(提质增效，中国石油勘探院率先冲出起跑线)

收率,页岩,技术石油勘探开发研究院(提质增效，中国石油勘探院率先冲出起跑线)

发布时间：2020-12-06加入收藏来源：互联网点击：

闫建文 窦晶晶

提质增效发令枪一响，中国石油勘探开发研究院已率先冲出起跑线。全院干部员工认真分析问题、储备技术、研究对策，从油气勘探到油田开发，从工程技术到天然气业务，向科技要效益，追求方案最优化，坚持方案优化就是最大的效益。

油气勘探聚焦重点

科技创新持续发力

科技创新关乎企业健康持续发展，科技创新是企业综合竞争实力的体现。

勘探院管理者深谙此理。在油气勘探业务中，突出科技创新引领作用。

为做好风险勘探，强力推动规模效益储量新发现。为此，着重强化风险勘探组织管理，完善一体化协同工作机制；强化重大勘探领域基础地质研究与关键技术研发，深化海相碳酸盐岩有利储集相带与油气成藏条件研究，推动地震采集质量监控、天然气预测等配套软件系统研发升级和应用创效。

为加大重点盆地、地区技术攻关力度，提质增效和战略发展的基点牢固建立在科技进步和创新驱动上。为此，加强标准规范、技术规程和软件系统研发等技术有形化建设，引导鼓励专利、发明等实效显著的技术创新；强化特色软件研发，创新发展智能物探新技术、多波处理技术和非均质储层预测技术，推广SEC油气储量独立自评估管理系统，推进iPreSeis2.0、Ciflog3.0等特色软件开发，为复杂油气识别与评估提供技术利器。

开展非常规油气新领域评价，深入探索常规-非常规一体化的全油气系统地质理论创新。重点攻关优质烃源岩的形成、分布、主控因素及资源评价研究，揭开源内层系巨量油气资源勘探开发的序幕。

强化风险勘探领域与目标准备，确保战略发现。设立重大领域研究项目，加强超前领域评价研究，解决领域与方向选择难题；强化目标精细评价优选研究，解决风险井位落实难题；针对地质评价有利的复杂目标，加强三维地震攻关与风险勘探地震部署，加快目标落实。

强化核心技术攻关，为勘探发现提供技术保障。特别要突出深层、非常规技术的特殊性，持续开展工程技术和勘探配套技术攻关，促进勘探新发现。

强化技术成果向生产实效的转化力度。充分利用技术和软件研发上较强的优势和储备，包括大量的地质、物探和测井等方面的专利、软件和技术方法等。这些技术成果需要更有利的市场和应用环境，以及更好的激励措施，才能发挥更好的实效。如能加快这类软件的现场应用，不但可以更好地激励技术创新，而且也能降低商业软件采购和服务成本。

油田开发新老兼顾

齐发力提高采收率

新油田焕发新活力，是勘探院科研工作者急需破解的难题。为提高老油田采收率，勘探院主要从以下3个方面入手。

三次采油实施前，充分发挥二次开发精细水驱作用，充分动用三次采油不适应的油层潜力，为三次采油提供有利的层系井网和地下流场。

加快注气提高采收率技术转化步伐，培育千万吨增长点。目前，化学驱和热采技术基本成熟配套，已形成两个千万吨生产规模，注气技术将成为下一个上产千万吨的增长点。特别是在低渗和特殊岩性油藏补充能量及提高采收率方面优势明显。

加大三项革命性前沿技术研发力度，储备持续发展动力。创新提出数字化实验室，提升基础研究对油气田开发的支撑能力；打破传统热力降黏开采定式，构建低油价下重质油高效开发利用的技术体系；从根本上解决化学合成驱油剂的绿色与成本问题，并发展成为下一代油田高采收率主体技术之一。

新区油田提升效益开发质量，主要从以下4个方面入手。

全面推行全生命周期开发方案编制，管控开发风险，实施“五化”管理：地质模型精细化，方案编制标准化，风险管控规范化，方案实施刚性化，生命周期常态化。

强化地质工程一体化及个性化设计，降低建产成本。准确认识裂缝生长形态，指导水平井轨迹优化设计，充分耦合地质甜点和工程甜点，提升单井产量；通过地质工程一体化，提高裂缝有效性，减小无效射孔簇和压裂液量；坚持大井丛多层系立体式布井，提高储量动用程度，缩短钻完井周期。

加快提高采收率技术的攻关与试验，挖掘资源潜力。加快气驱补充能量技术攻关，提高采收率；针对体积压裂后期的低产、低效水平井，通过优化同步、异步等吞吐模式与技术，实现经济复产；对于低压油藏，通过超前注入烃类气体补充地层能量，实现稳产；水平井采取大规模压裂改为小规模压裂或不压裂方式投产，降低产能建设投资。

优化产能结构，提高产建效益，秉承“先算后干”的思路，基于地质-工程-经济一体化油藏分类评价，开展效益排队，择优建产，确保效益建产。

工程技术智能发展

融合新技术新材料

面对新形势、新要求，工程技术宜逐步与大数据、人工智能、物联网、纳米等新技术新材料深度融合，持续朝着清洁化、精细化、信息化、智能化及低成本目标创新发展。

提升采油采气优化决策系统功能，向智能化采油气迈进，最终构建平台布井、工厂化作业、井组式采油、数字化计量的主体工艺技术模式，既降低了成本，又实现高质量发展。

完善缝控压裂技术，发布自主知识产权的优化设计软件。构建适应“长井段水平井 分段压裂 多簇射孔 滑溜水携砂”的压裂工艺，建立公司储层改造远程决策系统与指挥中心，夯实复杂储层改造技术基础，为非常规资源高效开发提供支持。

深化纳米智能驱油技术研究，提高低渗致密油藏采收率。扩大长庆低渗油田现场试验规模，推动新疆玛湖、吉林扶余等低渗、超低渗透致密油和页岩油藏现场应用，尽快形成纳米驱油提高采收率技术体系，完善理论及方法。

加大水平井找堵水攻关力度，形成快速有效的配套技术。从物模实验、机理解析等方面加大攻关力度，实现水平井有效治理与新增水平井的全生命周期控制；攻关深层及碳酸盐岩瓶颈技术，提高储层有效动用程度；开展大排量、大规模、滑溜水加砂压裂，提高人工裂缝长期有效性，实现有效开发。

发展智能修井技术，实现高效安全作业，减少劳动用工，提升作业效率，实现高效安全生产。扩大柔性钻具侧钻现场试验，实现老油田低成本挖潜；提升柔性侧钻工具性能，攻关开窗侧钻技术，实现老油田高效挖潜。

天然气业务六举措

增气储气严控成本

天然气业务提质增效，应采取以下6项举措。

研究优质大气田短期提产的可行性及其影响，为完成规划产量任务提供有力保障；善于抓住非常规气补贴的窗口期，尽快制定非常规气尤其是致密气增加投资和增产的预案，做到既有产量又有效益。

加强非海相页岩气基础研究与新层系勘探开发探索，争取在勘探上有新突破；探索海陆过渡相的新层系页岩气潜力，加强页岩气风险井实施，推进页岩气试验区建设。

深化中浅层页岩气开发指标优化研究，提升开发效果；落实深层页岩气规模建产甜点区，促进页岩气快速上产；川南中浅层页岩气普遍采用一套水平井开发准放压生产方式，建议加快立体井网和小井距开发试验，开展远程全自动控压生产制度试验，有效动用页岩气储量；建立深层页岩气示范区，加快深层页岩气评价工作进度和工艺优化，深化深层页岩气产能主控因素研究，形成高产井模式。

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