关于合理开发油气田几个问题的探讨

我国国民经济社会发展第十个五年计划纲要，在关于优化能源结构中明确指出要“合理开发石油资源”。这是我们在开发油气田过程中必须遵循的一条原则。 合理开发油气田，要考虑诸多方面的因素，最重要的是要实现油气可持续发展的方针，从我国油气资源的具体条件出发，我国油气资源的发现还有相当的潜力，坚持不懈地扩大勘探领域，不断地增加油气储量始终是油气可持续发展的第一位的工作。对已经开发的油气储量，坚持不断创新，采用各种适用的新技术提高油田采收率，是油田开发本身的重要课题，上述二者的结合是实现油气可持续发展的出发点和落脚点。

石油是国家重要战略物质，影响到国家的安全。世界上各个国家都选择了本国对石油资源的不同储备方式以保证国家的安全，20世纪60年代，石油工业部党组曾把大庆长垣的一个整装高产油田——喇嘛甸油田作为战备油田。70年代开发的江汉油田也作为平时试生产战时高产的战备油田。现在我国已从石油输出转变到石油进口，开采利用两种资源，更增加了石油安全的重要性，除了必须建立一定数量的石油商品储备来应付各种突发事件外，要尽力保留一定数量便于动用的后备油气储量以应付特殊环境下的石油需求，对那些在全国原油产量具有举足轻重的油田，更应从长远的角度实行合理开采，使资源得到更好的利用。

合理开发油气田，既要遵循油气田开发的一般规律，又必须研究本油田开发的特殊规律，我国陆相油气田类型众多，有不同的开发模式，即使是同一类型的油田，仍然具有不同性质的差异性，任何一个油田的开发，既要借鉴同类油田开发的经验，又必须从自己的实际出发，把油田开发的普遍原理和本油田的具体实践结合起来，油田开发工作者既要善于向别的油田学习，也要善于从自身的经验和教训中学习，不断提高我们的开发水平。

一个油气田与油气区的开发，需要十几年、几十年甚至上百年时间，但是油气田开发的决策、方案、部署等工作则要在油气田开发初期完成，在油气田开发初期对油气田本身认识尚少的阶段所作出的各项决策要完全避免不符实际是难以做到的。这样就必须始终如一地坚持真理、修正错误。我们是唯物主义者，既要做敢于斗争的实践者，又要在实践中善于修正错误．只要我们勇于实践又善于学习，努力避免犯不可改正的错误是完全可能的。下面就合理开发油气田经常碰到的几个问题进行探讨。

第一节“争取较长时期稳定高产”是我国油气田开发重要的方针

油气田开发和其他矿业一样，都是根据其资源的自身条件，遵循一定的方针进行生产，满足国家和社会的需求，我国从20世纪50年代初正规开发玉门老君庙油田及克拉玛依油田起，以及六七十年代开发大庆油田、渤海湾地区等油田，都曾有明确的开发方针，其中重要的莫过于“要求长期稳定高产”这一条。经过了数十年油田开发实践的不断检验和充实，原石油工业部于1988年颁布的《油田

开发管理纲要》中重申“油田开发必须贯彻执行持续稳定发展的方针，坚持少投入，多产出，提高经济效益的原则，严格按照先探明储量，再建设产能，然后安排原油生产的科学程序进行工作部署。油田生产达到设计指标后，必须保持一定的高产稳产期，并争取达到较高的经济极限采收率。”这代表了历史阶段中取得的共识。当前在由计划经济向社会主义市场经济转变的过程中，有一种倾向以经济效益为前提否定“高产稳产”的提法。我们觉得应该历史地看待这一问题。 一、大庆油田开发是实现较长时期稳产高产方针的典型范例

大庆油田投入开发的初期，就立足于油田的地质特征，调查研究国外20多个油田开发的状况，充分吸取了我国玉门、克拉玛依等油田的经验教训，首先制订了大庆油田开发的总方针，即“以提高油田采收率为核心，在一个较长的时期内稳定高产”。同时确定“早期内部切割注水，分层开采，多次布井”等开发措施。全油田从上到下，都围绕长时期稳产高产这一方针，做扎扎实实的工作，石油工业部领导康世恩同志形象地比喻说：“我们要把稳产贴到脑门上”。意思是什么时候都不应忘记油田稳产。这当然是我国当时所处的国际环境和国内国民经济对石油的迫切需求这些形势决定了必须这样做的。

为了保持较长时期稳产高产，在安排产量时，留足后备力量。部领导向有关部门和技术干部交待，排产量和作规划有三点要留有余地：一是切割注水行列井网，两排注水井之间，三排生产井中间那排生产井产量先不考虑；二是大庆油田当时有萨尔图、葡萄花、高台子三套油层，先动用萨、葡油层组，高台子层暂不考虑；三是当时大庆长垣北部主要油田有喇嘛甸油田、萨尔图油田、杏树岗油田。先开发萨、杏两个油田，喇嘛甸油田是带气顶、小而肥的油田，暂不开发，留作为“战备油田”。甚至规定：“开发动用喇嘛甸油田，没有部党组全体成员举手同意，不能动用开发”。 大庆油田强调较长时期稳定高产，绝不是单纯的低产求稳，而是在把油田储量搞清的基础上，采取早期注水的措施，保持油层有足够的驱动能量，攒足了高产稳产接替的后劲来实现的。当时提出总压差不超过5个大气压，就是服从这个总方针的一条具体界限。

大庆油田在实现较长时期的稳定高产总方针过程中，随着开发时间的推移，根据对油田静态的再认识和动态变化的反映，人们的思想也在不断深化与发展着。在20 世纪60年代曾一度强调均衡开采，提出注水井排水线均匀推进，定出每口井的分层注水量，分层产油量，分层压力，分层产水量；达到产量、压力、含水稳定，实现油井迟见水的开发措施(当时称“四定三稳迟见水”)。在实施过程中对好油层严格注水，对水线突进部位，甚至停止了注水。实践证明，由于大庆油田具有多层非均质性严重的特点，均衡开采是不可能实现，水线齐头并进同样是达不到的，只能按照油层非均质特征和油水运动客观规律，因势利导，实现接替稳产。 70年代初期，当时油田地质总负责人闵豫同志深入到采油一线进行调查，经过详细的观察分析，发现了非均质多油层油田开采不均衡性的多种表现和对策：注水后，一口油井见效后油层能量充足，生产能力旺盛，在保持注采平衡的情况下，要不失时机地夺高产，充分发挥注水的“水利”。这和过去的不顾注采平衡，放大油嘴采油，是根本不同的。如果地层压力保持过高，油井生产能力得不到发挥反而不利。由于存在这种不均衡性，对一个区块。则可以通过不同井点，使其保持一定时期高产稳产；对一套层系可以通过不同层的调整，达到一定时期高产稳产；对

整个油田就是针对不断变化了的层内、层间、平面矛盾，运用层间接替，井间接替等调整手段，来实现油田较长时期的稳定高产。闵豫同志的观点，得到油田领导和技术人员的普通支持与赞同。认为这是处理高产稳产关系，贯彻油田开发总方针，在思想认识上的突破，是辩证唯物论的灵活运用。又经过一段时间的继续实践和发展，就探索出了合理开发油田实现较长时期稳定高产的办法，即对一个油田，从单一的井点适时夺高产稳产的方法，发展到以层系、区块互补接替保持高产稳产的方法；而对一个大油区，则可以油田之间互补接替，来保持整个大区的高产稳产。一个大油区，绝对应该避免产量大起大落。

大庆油田在贯彻执行油田开发总方针，实现稳定高产合理开发油田的道路上，也是不平坦的。在“文化大”期间，油田开发建设受到严重干扰，1970年油田出现油层压力下降，原油产量下降，油田含水上升的被动局面。面对这一形势，遵照周总理恢复“两论”起家基本功的指示，经过3年艰苦细致的工作，才基本扭转了“两降一升”的局面。在形势稍有好转的时候，有人打算把大庆产量指标定高一点。1972年石油工业部一次会议讨论全国油田生产规划，当时主持部全面工作的康世恩同志听完大庆油田汇报后，焦急地说：“大庆油田的原油产量指标，不能定得太高，把油田搞得手忙脚乱，穷凶极恶地抢油，后果是不堪设想的。”康世恩同志坚持依据大庆油田开发的实际，从稳产考虑，把准备原定的原油生产指标调下来，使油田开发继续按照开发总方针不断发展。

1973年按指示，开发了战备油田——喇嘛甸油田，1975年以后，大庆油田的产量大幅度攀升，在此情况下，油田宋振明同志提出了“高产上5000×104t稳产10年”的奋斗目标，并广泛发动干部、技术人员、工人围绕这个目标开展大调查大讨论。包括对油田地下形势分析、采油工艺技术发展、地面集输流程调整、国外油田开发资料等多方面进行调查研究，对上5000×104t 稳产10年进行具体研究。预计从1976年稳产到1985年，在综合含水达到70％时。油田采出程度将达到31％左右。根据大庆油田小井距先导性试验结果，油田水驱最终采收率可以达到50％，说明以上目标的实现是有可能的。但小井距试验和实际生产的井网、层系有所区别。到底能否实现高产上5000×104t稳产10年的目标，还存在什么问题?为此，又经过深入的分析研究工作，开展了相应的攻关，在此基础上编制出大庆油田原油年上5000×104t稳产10年的正式规划。到1976年1月，又经油田技术座谈会的讨论后，报到石油化学工业部得到批准。

由于坚持油田开发总方针，油田高产5000×104t稳产10年的工作做得扎实可靠，从群众中来，又到群众中去贯彻执行，经过不懈的努力和大量艰苦的工作，大庆油田高产上5000×104t第一个稳产10年的目标到1985年完成。1985年生产原油5528×104t，10年期间油田综合含水率由30．65％上升到73．28％，年产油从5030×104t上升到5528×104t，而同期新增可采储量2．915×108t，从而为下一步保持年产原油5000×104t以上继续稳产，准备了一定的资源条件和发展空间。在5000×104t高产实现第一个稳产10年以后，大庆油田进一步制定年产5000×104t再稳产10年的第二个规划，于1995年又完成了高产5000×104t 第二个稳产10年的规划目标。从1996年开始进入“九五”期间，大庆油田随着我国改革开放的深入发展，审时度势，提出“高水平、高效益，可持续发展”的油田开发战略，具体按照“发展稳油控水技术，加快三次采油步伐，深化油藏地质研究，优

化规划方案设计，加强油田管理，提高开发总体效益”的部署。经过努力，到2000年，又在年产5000×104t以上的水平，稳产了5年，大庆油田的开发实践是贯彻油田开发总方针实现长期稳定高产的典范。

二、我国还有一批油田实现较长时期稳定高产

在已开发的众多油气田贯彻执行油田开发总方针，处理高产稳产关系上，有不少油田或油区，既学习大庆油田开发的基本经验，又不生搬硬套大庆油田的具体经验，而是从本地区、本油田的实际情况出发，在实践中贯彻较长时期稳产高产的方针，创造出多样化的开采经验，丰富和发展了我国油田开发理论和实践。 1．常规稠油油藏——孤岛油田开发创新水平

孤岛油田位于济阳坳陷沾化凹陷东部，是一个以披覆背斜构造为主的复式油气田。主力含油层系为上第三系馆陶组上段。油层为砂泥岩互层，具有高渗透、高饱和、胶结疏松、易出砂的特点。油层埋藏深度为1120～1350m。油层亲水性强，原油粘度地面平均2159mPa．S，地下平均为65mPa〃s，地饱压差为1．5～3．0MPa。该油田于1965年发现，1971年以前为详探一开发准备阶段，1971年投入大规模开发建设。经历了五个开发阶段：即天然能量采油阶段，低含水采油阶段，中含水采油阶段，高含水阶段，1992年7月以原油田综合含水90％进入特高含水阶段。孤岛油田从1981年进行细分层系调整，对控制含水上升起了重大作用。1983年开始下70mm泵进行试验，两年下大泵207口井，使油井单井日产液量提高到37．2t，1980年年产油量 382×104t，1984年达到441 ×104t。1992年以后特高含水期采油，年产油量为474×104t 。年产400×104t以上连续稳产了12年，实现了较长时期的高产稳产。

孤岛油田的开发是胜利油区常规注水开发的多层砂岩整装稠油油藏中开发最早、效果很好的油田。该油田的开发是对常规稠油出砂油藏开发的大胆探索。它的开发开创了国内常规稠油油藏开发理论和技术，主要反映在对储层性质认识，从沉积相研究到油藏精细描述做深入细致地研究；对储量计算认真负责，留有余地，在 1972年初步估算原油地质储量的基础上，于1980年和1985年又进行两次复算，储量比较落实可靠。在油田开发方案编制实施过程中，严格按科学的勘探开发程序办事。在详探一开发准备阶段，注重取全、取准油田第一性资料，拟定开发思路，开辟生产试验区，做出初步开发方案，部署基础井网。同时在准备阶段及投入开发以后各个时期，深入进行该类油藏水驱油机理及注水开发规律的研究。认识到在孤岛油田特定的地质条件下，原油地下粘度是影响水驱油效率的主要因素，而孤岛油田亲水润湿性对水驱油效率产生有利的影响。还发现到这类稠油油藏大部分可采储量将在高含水期采出，高含水期耗水量大，只有提高注水倍数，长期冲刷油层才能提高稠油油藏的水驱效率和采收率。从含水上升规律来看，中低含水期含水上升速度快，而高含水期含水上升速度会有所减缓。在中低含水采油期主力油层储量动用较好，高含水期采取细分层系和加密井网调整措施后，非主力油层动用状况明显改善。基于以上认识，油田投入开发就采取一系列符合油藏特点的措施与对策：采取适当利用天然能量开采；适时进行注水开发保持能量总压降控制在1MPa左右；适度的开采速度，适合油田地质特点的采油工艺技术(如油井防砂治砂技术等)；适宜的“三采”措施，注聚合物驱油；在各开发阶段进行及时适当的调整。由于孤岛油田不断探索与创新，取得比较好的注水开发效果。与流管法理论计算值对比，相同注水倍

数的采出程度高于理论计算的下限值，为注入倍数的0．2倍，实际采出程度比理论计算的下限值高3．3％；在采出程度大于14％以后，实际耗水量(累积水油比)低于理论计算的上限值，注水利用率高于理论计算的下限值而接近上限值，主要开发阶段的含水上升率低于理论计算值。孤岛油田较长时期稳定高产的开发效果，为我国开发同类油藏积累了宝贵的经验。

2．高效开发的王场油田

王场油田是江汉油区最大的油田，为内陆盐湖多层砂岩油藏，主构造陡、高、窄。含油面积33．8km2，地质储量3146×104t，于1970年9月投入开发。他们从油田的具体条件出发，在当时要求建设战备油田的背景下，先搞3年的间断试采，以充分认识油田地质与生产能力，并配套完善相关的开采工艺技术和地面工程，这一阶段采取控制采油速度在0．4％附近；从1973—1975年采取工业性注水控制生产，平均采油速度1．33％，总压差5．25MPa；1976～19年为注水开发稳产阶段，由于前阶段按战备要求留有余地，在油藏认识、工艺技术、地面建设等都有好的基础，以2．0％以上的采油速度稳产了14年。最高产量达66．4×104t ；从19年以后，油田产量出现递减，1995年以后通过滚动勘探开发、内部挖潜，到2000年，全油田年产量仍然达27．1×104t，稳中有升，两次获部颁全国高效开发油田荣誉称号。

3．实现油田开发良性循环的双河油田

双河油田是河南泌阳油区最大的，整装构造砂砾岩油气藏。油气聚集于鼻状构造、断鼻和砂岩上倾尖灭复合圈闭中，叠合含油面积33．8km2，地质储量10176×104t。

双河油田从1977年底投产开始，首先在认识储层、核准储量上下功夫，实事求是地确定生产指标。他们认真贯彻油田开发的技术，搞好油田开发早期评价及开发方案编制工作。针对油田饱和压力低，天然能量不足及非均质程度高的特点，搞好早期内部分层注水的综合调整控制工作，在保持压力的同时，严格控制含水上升速度；分阶段实施井网加密调整，逐步提高井网水驱控制程度，开发后期进行井网、注采结构调整及细分开采挖掘厚油层内潜力，实现控水稳油；并组织高温聚合物驱技术攻关，研制推广应用微凝胶技术，降低三采成本，扩大三采覆盖面，提高油田采收率；加强油田管理，逐步完善油藏动态监测系统，强化油田监测手段。油田投入开发，仅用两年的时间就建成一个年产原油180×104t的油田。20多年来，这个油田开发取得高速高效多方面的好成果。一是投产初，实现当年建设产能、当年注水、当年产油，当年采油速度上到1．85％。此后，连续以2％左右的采油速度稳产13年，目前综合含水92．6％，采油速度仍接近1％。二是到2000年底，双河油田采出程度高达39％，接近玉门与大庆油田。测算双河油田采收率可达47．9％，在全国同类油田中名列前茅。三是按1980年前后国家确定的油价计算，双河油田开采6年就还清了投资。此后，即向国家上缴利润，经济效益可观。四是开发指标、管理指标均名列全国各油田前列，1986年被石油工业部评定为实现油田

开发良性循环的油田之一。

从上述一些油田开发的实践可以看出，油藏类型虽然不同，开发的方式方法，采取的措施也因油田地质特点不同而有所区别，但贯彻油田开发总方针，实现较长时期稳定高产的目的是一致的。就是近年来在海上、沙漠这些特殊的地区，虽然单独一个油田可以根据情况实现高速高效开发突出经济效益为主，但对一个油区、对一个海域或油田群来说，也要强调实现比较长时期的稳定高产。

为什么要对一个油区，对一个海域或油田群，特别强调较长时期稳定高产方针呢?这是因为实现较长时间稳定高产方针，是从我国国情出发，考虑国民经济持续发展与国家石油战略安全，也要考虑实现油田与地域经济共同发展和社会稳定等因素。从石油工业本身来讲还因为：

(1)石油工业是上、下游协同发展的统一体，下游工业企业需要有原油或天然气稳定的供给量，假如油田产量不稳定，大起大落势必严重影响下游企业。 (2)油田开发持续发展是建立在不断增加后备储量，有充足的接替能力的基础上的。而增加新储量是要靠深入的地质研究和勘探寻找的结果，这些既有风险又需一定时间，油田开发稳定高产的时间越长，给勘探工作留的时间就越从容，找到的资源也越落实。如果油田开采速度过快，总处于“等米下锅”的紧张状态，对勘探开发都是不利的。

(3)油田开发过程是不断对地下地质特点认识的过程，我国多为陆相沉积油藏，地下地质情况复杂，认识不可能很快地一次完成。投入开发以后，地下不仅动态而且静态情况都发生变化，更增加了认识储层的难度与时间。有许多开发基础工作要做够做扎实，一定时间的稳产可为深入研究储层，使基础工作不欠账，掌握油田开发主动权争取充裕的时间。

经过半个世纪油田开发正反两方面经验教训说明，实现油田开发较长时期的稳定高产是保证油田开发可持续发展的重要方针，这已为近半个世纪的历史所证明。

关于合理开发油气田几个问题的探讨（三）

三、针对我国丰富多样的油藏类型，在认识油藏的工作上，没有现成的模式可以照搬套用，只有结合实际，走出自己的路

华北油田碳酸盐岩潜山油藏开发，是一个全新的领域。为了开发好这类油藏，油田开发一上手，就重视并不断深化开发地质研究，取得对碳酸盐岩潜山油藏复杂的裂缝一岩块一流体系统的总体认识。而紧紧抓住储层与流体条件相结合的研究是碳酸盐岩潜山油藏认识的一条重要原则。因为碳酸盐岩潜山油藏，在油藏成因、储层结构、开发特征、水驱油机理方面均与碎屑岩沉积的砂岩油藏存在着较大的差异，只有从储集与渗流特征的结合上深入剖析，才能抓住问题的实质，实现认识与实践的突破。碳酸盐岩潜山油藏的油藏认识研究，主要集中在以下5个方面。 1．认识碳酸盐岩潜山油藏的油藏类型与储层双重介质特征

冀中地区的碳酸盐岩潜山油藏，在油藏类型上多为块状底水碳酸盐岩油藏。 根据储集层岩石性质、储层孔隙结构、含油地质体中流体分布状态等方面的特点，可以划分为四类：

(1)复合块状底水碳酸盐岩油藏。典型代表是任丘油田雾迷山组油藏以及冀中地区的多数中、小潜山油藏。

(2)似孔隙型块状底水碳酸盐岩油藏。典型代表为河间油田高于庄组油田藏。 (3)裂缝孔隙型内幕层状边水碳酸盐岩油藏。典型代表是任丘油田寒武系府君山组油藏。

(4)裂缝溶洞型层状边水碳酸盐岩油藏。典型代表是任北奥陶系油藏。 碳酸盐岩潜山油藏的储集空间，形态上可以分为缝、洞、孔三大类。

根据潜山油藏的孔隙结构特征和流体在其中的流动特点来分析，可以把碳酸盐岩潜山油藏的多孔介质简化为双重孔隙介质来处理，包括裂缝系统和岩块系统。研究表明：裂缝系统和岩块系统是两个相互联系、相互制约的孔隙网络系统，其中裂缝系统属于高渗高效高产渗流系统，而岩块系统属于低渗低效低产渗流系统。就地质储量来说，裂缝系统占的比例较小(一般小于30％)，而岩块系统的比例则大得多；就可采储量来说，裂缝系统占的比例高达70％以上，而岩块系统则小得多。由此可见，对于碳酸盐岩潜山油藏来说，有效的储集一渗流空间是由不同宽度裂缝所组成的裂缝孔隙网络；裂缝系统在这类油藏的开发过程中始终处于主导地位。 2．认识油藏能量与驱动方式

裂缝性潜山油藏的天然能量包括两类：一是地层及其所含流体(油、气、水)的内部弹性膨胀能量，与其相应的驱动方式是弹性驱动方式，属于油藏的内部天然能量；二是与油藏连通的边底水能量，与其相应的驱动方式是弹性水压驱动方式，属于油藏的外部天然能量。一般说来，裂缝性潜山油藏为体积不等、活跃程度不同的边底水所包围，具有比常规砂岩油藏更充足的天然能量。 华北油田的裂缝性潜山油藏地饱压差大，属于低饱和油藏，内部弹性能量很弱，弹性采收率一般不超过5％。油藏投入开发初期，在弹性驱动方式下压力下降快，产量递减快；在形成一定的压降后，边底水入侵补充能量，减缓了压力和产量下降速度；随着水侵量的增长，油藏内部能量逐渐为边底水能量所接替，转入弹性水压驱动方式。因此，能量接替和驱动方式转化在油田开发初期，在天然能量开采条件下就已经开始了。华北油田冀中地区的潜山油藏边底水体积有限，通常不能满足比较高的采油速度和较长期稳产的要求，必须适时实行注水开发，这样，天然水压驱动方式就逐渐转化为人工水压驱动方式，为延长稳产期，保证主要开发阶段的开发效果起到了重要作用。

在油田进入产量递减阶段后，油水关系更加复杂，注采矛盾更加突出，含水上升成为主要矛盾。在此情况下，合理控制注采比和停止注水降压开采以及采取周期注水和改变液流方向等现场实验，允许地层压力下降，使边底水入侵补充能量，有利于发挥各种作用力的驱油作用，这样就开始了天然能量对人工能量的补充和接替过程，天然水压驱动方式又逐步转化为油藏的主要驱动方式。 因此，在油田开发的整个过程中，贯穿着各种能量的接替及其驱动方式的转化，而且总是效率高的能量接替效率低的能量，不断改善和提高开发效果。

3．认识潜山油藏的两种不同驱替机理

碳酸盐岩潜山油藏水驱过程中的主要驱油动力是驱动压差、重力和毛细管压力。对于裂缝系统和岩块系统来说，这三种驱替动力的作用是不同的。裂缝系统的水驱过程主要是靠驱动压力的作用进行，重力也有重要影响，毛细管压力的作用可以忽略。岩块系统的排驱过程主要是在小缝小洞及缝油发育的次生孔隙中进行，包括两种方式即依靠毛细管压力的作用自吸排油和依靠外加压力梯度的作用驱油。在油田开发的实际条件下，裂缝系统水驱过程所需要的压力梯度小，而岩块系统所需的压力梯度则大得多，在两者共存、裂缝系统处于主导地位的情况下，岩块系统在外加压力梯度作用下的水驱过程是难以发生的，它主要是以毛细管压力的作用自吸排油。此外，重力也可能起到一定的作用，但岩块较小，其作用将是比较弱的。

4．认识潜山油藏底水上升规律

根据油田实际资料观察、模拟研究及理论分析，双重介质条件下的底水上升状况具有明显的系统差异性，可以区分为相互联系又各不相同的两个地区和三个高度，即近井地区：底水沿裂缝向井底突进高度，简称水锥高度。远井地区：裂缝系统底水上升高度(裂缝系统油水界面)，即通常所说的油水界面；岩块系统底水上升高度(岩块系统油水界面)。

近井地区是井控附近的局部地区，是压力梯度大、流速高、受人工措施影响大的地区。在此区内底水沿裂缝迅速向井底突进，其高度称为底水突进高度，即水锥高度。水锥高度及其变化是影响油井见水及含水变化的主要因素，而其本身受储层性质和采油强度的影响。在采油强度一定的条件下，裂缝孔隙度越大，渗透率越高，水锥高度越小；反之，水锥高度越小。水锥高度越大，油井见水时间越早，但控制见水和含水上升速度的余地比较大；水锥高度越小，油井见水时间推迟，但控制见水和含水上升速度的余地减小。

因此，在开发过程中，当采油速度难以控制在其合理界限的情况下，适当增加调整井，降低单井产量和生产压差，可以减小水锥高度，有利于延长无水采油期和控制含水上升速度，这是裂缝性潜山油藏在稳产阶段所采取的加密调整的实质。 远井地区是指近井地区以外的供油范围，其特点是压力梯度减小，流速降低。在双重介质条件下，底水上升区分为两个高度或两个油水界面，即裂缝系统底水上升高度(裂缝系统油水界面)，岩块系统底水上升高度(岩块系统油水界面)。

根据检查井的分层测试结果，结合观察油水界面监测、时间推移测井和数值模拟研究成果，表明裂缝性潜山油藏油水关系的纵向分布具有明显的分带性，即含油带、油水过渡带与水淹带。

这一特点表明，裂缝系统油水界面的上升在整体上是一致的，纵向上的油水分布是分明的，在目前油水界面以下不存在连续分布的死油区，因此，裂缝性潜山油藏的生产潜力主要分布在目前的油水界面之上。

5．认识潜山油藏的地下潜力与剩余油分布的特点

根据三维地震精细解释、三维数据模拟以及地质建模的综合研究成果，碳酸盐岩潜山油藏中后期开发阶段生产潜力的分布形式受潜山形态、地质一开采条件以及油水界面形态的影响和控制，生产潜力的特点是位于目前油水界面以上，分布范围

广、类型多、规模小、具有较大的分散性，可以概括为6类14种分布形式。6大类是潜山局部突起型、上倾型、断块型、层控型、低渗透型及油水界面低部位型。 每个潜山油藏的情况不同，其生产潜力分布形式也不一样，但6类14种基本包括了这类油藏潜力的主要分布形式。

根据室内实验、岩心观察、数值模拟及综合研究成果，识别目前油水界面以下的可能潜力还可细分为8种分布形式。从中可以看出，剩余油分布空间的形成主要是由于裂缝通道条件的差异或缺失造成的，这些剩余油空间是通过小于水驱通道下限的细喉道与含水饱和度很高的裂缝相连通，实际处于非连续分布状态。这里所说的通道条件是对水驱过程分析的，如果驱动工作剂改变了(如改为注气)，则形成通道的宽度下限将会改变，通道条件也将改善。

在分析了生产潜力和可能潜力以及它们的分布形式后，可以确定裂缝性潜山油藏中、后期开发阶段的挖潜方向：立足于目前油水界面以上的含油带，加强地质开发研究，应用新技术，搞好综合调整，开展现场开发试验，提高工艺技术水平，充分挖掘生产潜力，改善中、后期开发效果，认真研究水淹带，开展采收率试验攻关，提高最终采收率。

华北油田在潜山油藏研究上所下的功夫，积累了许多重要认识和丰富经验，保证了开发难度比较大的任丘油田高速度投入开发，实现10年高产及相对稳产，使碳酸盐岩潜山油藏开发水平处于国外同类油藏开发的先进行列。

四、复杂断块油田，在高含水、高采出程度阶段。如何深入对油藏的认识，夺取“挖潜增效”，加强油藏精细描述是重要途径

复杂断块油田在我国比较多见，环渤海湾的9个油田都属这种类型。这类油田深入认识储层更为困难，尤其是在高含水、高采出程度情况下，如何准确对油藏的认识，“挖潜增效”使油田实现较长时期的稳定高产。在这方面胜利油田、辽河油田、大港油田等都下大功夫，作了深入的研究，有许多创新。这里以大港油田为例作一阐述。

自19年投入勘探开发的大港油田是典型的复杂断块油田，经过37个年头的开发，到2001年累计生产原油1．1×l08t。此时生产形势非常严峻：储采比失衡，剩余油高度分散，井况复杂，措施效果愈来愈差。这些矛盾成为掣肘稳产上产的关键难题。面对这样的局面，大港油田经过充分调研论证，集中各方意见，提出了开发工作的基本工作思路，这就是努力改善储采不平衡的关系，改善注采结构不平衡的关系，改善新老区产能建设比例失调的关系；搞好新老区储量接替，搞好层问、主力层与非主力层、动用层与非动用层的接替，搞好高速开发区块和高产井的产量接替；有效地控制自然递减和含水上升速度。工作的切入点则是重新深入认识储层，“以油藏描述工程为重点，重建地质档案，打开增产增储的新通道”。目标是认识油田开发高含水后期，高度分散而又局部相对富集的、不再大片连续的剩余油的空间展布规律。要通过更精细、准确、定量的划分和预测出各级分隔体、隔夹层和岩石物性非均质性的分布位臵，刻画出微小断层、微构造的分布状况，建立起精细的三维预测模型，进而揭示剩余油的空间展布规律。

1998年大港油田首先启动对港东油田的油藏精细描述工程，揭开了大港油田发展史上具有里程碑意义的一页。

港东油田地处大港油田的中北部，1965年投入开发，属于典型的复杂断块油田。历经30多年的开采历程，大部分注水开发区块已进入开采的中后期，储采矛盾极为突出，储量接替十分困难，注采关系亟待改善，自然递减和含水上升难以控制，近10年来自然递减率都在25％左右。长时间里由于对地下情况缺乏深入认识，虽采取一些改进性的措施，但收效甚微，1997年港东油田钻新井14口，有10口井产量小于5t；大多数产量为2～3t，含水在90％以上，而且还出现落空井。

重新认识油藏是最基础的工作，也是当务之急。从基础地质研究人手，大港油田成立了专项课题组，设立了2l项研究课题，对港东油田全方位地实施诊断。两年的时间里，他们集油藏地质、油藏工程、岩石力学、渗流力学、现代油水井测试等多学科、多视角开展研究，精细到以单砂体和流动单元为基本研究对象。纵向上细分 118个时间地层单元，先后完成了118张全区2m间距单砂体顶界微构造图，进行了33万个总网络节点的数值模拟研究和方案优化筛选，量化了剩余油潜力的大小。最终提出了以经济评价为依据的综合调整挖潜方案，提交了可供挖潜的可采储量175×104t，新增可采储量103×104t。这是大港油田对老油田再认识上的一个飞跃。

2000年初至2001年底，大港油田第一采油作业区应用港东油田精细油藏描述成果共设计并完钻新井41口，达标井有39口，达标率为95．12％。日增生产能力372．15t，已累计增油10．2656×104t，累计增产天然气1843×104rn3。运用这一成果，近两年的时间里港东油田还实施油井措施232井次，有效179井次，有效率达77．16％，累计增油13．88×104t，增气2146．7×104m3。油藏描述打开了一个新天地，港东油田再现生机，自然递减率下降了5％。经济评价结果表明，港东油田综合治理方案内部收益率为33．2％，实现财务净现值7829万元。2000年12月港东油田增加可采储量地质研究项目，获中国石油天然气集团公司科技进步二等奖。

港东油田历史性的突破展现出老油田新的希望，指出了老油田增储增产的途径，坚定了大港油田依靠精细油藏描述实现老油田增储增产的信心。同时也促使大港人的思维方式与经营模式发生了转变。确立了依靠科技拿智慧油、打聪明井的老油田调整、改造、挖潜之路，初步形成以油藏描述为主体的现代油藏经营管理模式，在实际工作中，实施低成本资源扩张战略，努力让一个又一个老油田再度增值。 此外，大港段六拨油田改变被动局面也是由油藏认识入手取得成效的。油藏精细描述工程还在港西等其他油田的综合治理中都取得了明显效果。据统计，近几年大港油田85％的老区产能建设井位，60％的挖潜措施来自油藏描述成果。经过油藏描述，采取针对性措施，老油田部分开发指标得到明显改善，生产被动局面有所缓解。到2000年中，大港对14个油田开展了精细油藏描述工作，开展描述的地质储量是37191×104t，占大港油田共有地质储量的70％，其中已完成描述的储量为23338×104t，预计可恢复生产能力50×104t，现已增产原油28×104t。

如今大港油田精细油藏描述技术已形成了精细构造研究、断层密封性研究、低阻层和水淹层评价、剩余油监测分析、储层物性和流体动态变化空问分布规律研究等 10项配套技术。利用这10大技术，针对高含水油田油藏潜力分布特点，圈定出

四种潜力类型，指明了10种剩余潜力分布区。更重要的是在这一过程中引发出创新的思考，摆脱习惯性思维的束缚，产生出清晰的老油田高效配套挖潜对策来。这就是：针对潜力富集区实施钻新井，获取产能建设的最大化；改变非主力层驱动方式，提高其动用程度；层系、井网重组，提高储量动用率；改变注采井网形式，扩大波及体积，改善水驱油效果；间歇注水，改变地下渗流场，扩大波及体积；找准潜力、实施补层、提液等综合措施；对厚油层顶底岩性差异大的，实施软地层压裂防砂；积极推广深度调剖驱油技术，改善高含水后期水驱油效果。在油田上下形成共识的基础上，他们又精心地制订出老油田精细油藏描述的四个实施规划，计划在4年内再描述5×108t探明储量，力争增加可采储量1000×104t，提高老油田采收率两个百分点。

上述大港复杂断块油田深入认识储层，“挖潜增效”的经验，同胜利油田、辽河油田等复杂断块油田的开发经验一起不仅对本油田实现较长时期稳定高产提供科学依据，更重要的是对我国一些老油田挖潜增效创出新路。专家们认为，这是我国在储层认识研究上的又一贡献。

五、从以上几个油田丰富的认识油藏的活动中，有许多值得我们深入思考的问题

1．正确认识油藏(包括储层)是油田开发的基础和根本

在这个问题上只有老老实实地下苦功夫。做笨工作，来不得半点虚伪和骄傲，也不能浅尝辄止，粗枝大叶地观望一下，就以为掌握了其奥秘；否则，一定要受到客观的惩罚。在一定意义上讲，油田开发史就是一部油田开发的认识史。在大庆会战中形成的有关这方面的许多指导思想，是十分鲜明精辟的，其中之一是告诫人们： “不要脱离实际，在油田工作，脱离地下是最大的脱离实际”，就是这个意思。 2．科学无止境，认识无穷尽

前面列举的几个油田的认识活动中，主要是就油藏的宏观方面讲的。如果深入到细观微观领域，则又会展现出更广阔的认识空间，值得人们去更深地探索。如室内开发实验工作所包括的岩心实验分析、毛管压力实验、铸体薄片、x衍射实验、电镜扫描、岩石压缩系数实验、润湿性测定、高温相渗实验等，都是认识油藏储层细观和微观结构特征不可缺少的手段。在几十年油田开发历程中发挥了重要作用，也促进了本身实验技术的发展。

另一方面，油田开发始终处于动态之中。对象在变化，人的认识也应随之变化。今天的认识只反映了在这之前的认识成就，切莫固定化、公式化而束缚了思想和视野，这方面的经验教训是很深刻的。所以要强调认识不可能一次完成，跟踪研究的重要性与必要性。

3．要不断采用高新技术，更新认识手段，并综合加以应用

20世纪80年代，准噶尔盆地东部发现的火烧山二叠系裂缝性砂岩储层，如何搞清储层中裂缝的性质与分布，除加强系统取心，加以观察、描述、选样分析外，主要是引进了微电阻率扫描成像测井和解释新技术，提供裂缝直观和较准确的参数。同时开展岩石力学性质、地应力测试、有限元模拟等技术，为裂缝的分布与预

测提供依据。此外，还进行野外露头区裂缝分布调查，为裂缝储层模型的建立提供依据。这些都为认识储层奠定基础。

近年来引进和开展的核磁共振成像和岩石参数测定技术，用非侵入、无损伤、定量化的测试手段，为提高低渗透储层非达西渗流特征的定性，为储层微观孔隙结构中不可动流体的评估，为水驱、化学驱的作用机理等问题，都提出了许多新的解释。大庆油田用核磁共振无损检测，测到聚合物的含量分布，推断聚合物驱有提高驱油效率的作用，深化了聚合物驱油机理的认识。青海狮子沟油田，一直弄不清一个典型的裂缝油藏，却为什么具有持续产油能力?曾在狮32井核磁共振测井后，用美国软件解释没有得到好的结果。经北京石油勘探开发科学研究院万庄分院研究人员将实验室核磁岩心分析与核磁测井结合，采用自行研制的精细解释软件重新解释，证明油田部分储层岩石基质具有供油能力，并找出11个有利层段，为狮子沟油田储层评价和开发决策的制定，提供了新思路。小拐油田无法解释大部分油井，在投入开发后70m厚的油层即使压裂酸化改造后仍不出油。传统的岩心分析手段解决不了这个问题，经核磁岩心分析，作可动流体测试，证实储层基质不具备提供工业油流能力。对储层认识清楚了，也为小拐油田开发调整方案提供了决策依据。大庆头台油田也是用核磁共振高新技术研究了其低渗透储层物性，可动资源量及开发方法，获得很好效果。以上事实证明，正确认识储层，要不断采用先进技术手段，才能使认识更加深入，尽可能达到正确的程度。

关于合理开发油气田几个问题的探讨（四）

第三节 科学计算、反复核实储量，是合理开发油气田的基础

储量是油气田开发的物质基础。如果这个基础不稳固，以后一系列的油气田开发活动就如同“空中楼阁”。应当说50多年来这方面的经验教训是不少的。本篇第一章中提到的，“川气出川”就是一个深刻的教训。四川气田地质情况十分复杂。20世纪70年代，出于尽快解决我国北煤南运的局面，和沿江、沿海燃料问题，迅速改变我国能源结构的良好愿望，对这样的气田没有认真地认清其地质特征，更没有下功夫核算储量，仅根据用容积法计算出10000×108m3的地质储量，就提出了四川天然气出川的方案。结果终因资源不落实，于1976年6月，川气出川被迫下马。

同样，江汉油田的储量曾一次核销2．7×108t，也就是从原来计算的油田储量数字中减少了85％，这对全国各油田都有影响。造成这样大的变动，是由于该油田于1970年计算储量时，圈定的含油面积偏大、油层有效厚度计算过大而引起的。当时的问题是把岩屑录井为油斑的砂岩和鲕状泥灰岩笼统按有效厚度考虑，并圈定含油面积。后经大量酸化、试油资料证实，录井为油斑的砂岩只产水，不出油，或既不产水，又不出油。因而，圈定的含油面积与落实的含油面积相比，就大了100km2，地质储量多算了近9000×104t。甚至对当时已证实不出油的岩层也计算了储量，如鲕状泥灰岩，1970年有试油井40口59层，获工业油流的只有12口19层，其余的都产水。而这19个获工业油流的层又都是与砂岩一起射开的，经分析主要是砂岩

出油。实际上，绝大多数鲕状泥灰岩是不出油的，可是，当时也算了储量，仅这个层就多算了7500× 104t的储量。此外，由于江汉油田地质情况比较复杂，断层多、油藏类型多，1970年计算储量时，有些断层尚未落实的含油构造，按连片含油圈定面积，普遍偏大。如习一区，1970年只有两口探井，断层不落实，但是统一按一个断块计算，储量为900×104t。钻完生产井后，实际为三个小断块含油，复核储量只有80×104t。

中原油田在储量问题上也是有深刻教训的。中原油田投入开发时，给定计算的储量为6．6927×108t,含油面积为290．6km2，天然气地质储量为391．32×108m3，含气面积为78km2。

油田投入开发后，随着新技术、新方法的不断应用，钻井工作量的增加和油田开发工作的深人，地质储量认识上的偏差也逐渐暴露了出来。表现在以下几方面： 一是对油藏类型的认识发生了较大的变化。如马厂油田、庆祖集油田，勘探时期认为是构造较简单的断块油藏，经开发钻井和三维地震工作后，发现最大断块面积不足0．5km2，单井在不足1000m井段内钻遇断层可达6～7条，认识到是构造极复杂的断块油藏；文南油田和胡状集油田经过储层沉积相研究后，发现储层变化相当剧烈，在 300m井距条件下，油层连通率只有60％，并且认识到胡状集油田是一个典型的严重非均质油藏。因此，这些油藏的地质储量明显偏高。

二是随着资料的增多，部分油藏的储量计算参数明显不合理。如含油饱和度解释图版是用新濮44和文152两口密闭取心井的资料绘制的，代表性差，使饱和度选值偏高；文东沙三中油藏勘探时用的体积系数是1．38，开发后重新取样证实应为1．6～2．2；地下孔隙度普遍没有经过压实校正，因而地质储量与生产状况的矛盾较大。至1992年底，中原油田探明石油地质储量66921×104t，动用地质储量40366×104t，未动用地质储量比例高达40％，探明储量与动用储量之间差距过大；1992年底中原油田累积产油6257．1×104t，综合含水77．5％，只采出探明石油地质储量的9．35％，1992年产油560×104t，探明石油地质储量的采油速度仅0．87％。与普遍采用的油田开发技术应有的开发效果不相符。

另外，探明储量规模与实际生产规模不符。20世纪80年代初，认为中原油田石油远景储量可达(9～11)×108t，于是确定中原油田的发展规划是三个阶段：1983～1985年探明石油地质储量5×108t；1985年产油500×104t；1986～1990年累计探明石油地质储量7×108t；1990年产油800×104t；1991～2000年累计探明石油地质储量(10～12)×108t，建成1500×104t原油生产能力，年产油达到1200×104t左右。实际上，通过1983～1985年的3年科技攻关会战，到1988年年产油最高达到722×104t。从19年开始，由于探明储量和动用储量接替逐年减少，产油量也随之进入了递减期，油田远远未达到原来规划的发展规模。

在这种情况下，为了摸清油田“家底”，为正确确定油田发展规模和科学合理地制订“九五”油田开发规划提供准确的物质基础，决定对地质储量进行复算。储量复算工作从1991年开始准备，1991年安排了地层有效孔隙度专题研究，1992年开展了断块油田储量计算技术研究项目，完成了物性下限标准、体积系数和渗透率等专题研究，1993年3月复算工作全面展开。复算的对象主要是油藏认识变化大，产量储量矛盾大的油田，包括古云集、卫城、濮城、马寨、胡状集、文中等13个油田的52个区块，复算面积218．5km2，石油地质储量45882×104t；复算天然气

面积25．5km2，天然气地质储量92．35×108m3。

储量复算先后有103名技术人员参与，在充分利用三维地震、钻井、测井、试油等资料，全面分析油藏动态的基础上，完成了油藏地质参数和储量参数的精细研究，以断块和砂层组为复算单元，共绘制各种油藏图表逾千张，完成283口井的岩心资料分析，对2654口井重新划分了有效厚度，对2332口井进行了孔隙度、渗透率和饱和度参数解释，并建立了数据库，完成了“中原油田油气层有效厚度标准研究”等3项专题研究。复算结果，中原油田含油面积为238．6km2，石油地质储量4．3759×108t，地质储量减少2．266×108t，天然气含气面积68．9 km2，天然气地质储量362．17×108m3，天然气地质储量减少26．18×108m3。通过储量复算，正确认识了中原油田发展的物质基础，为科学合理地确定油田发展规模和制订油田“九五”开发规划提供了可靠依据。深化了油藏认识，油田开发基础工作得到了加强，并为以后的储量计算工作提供了宝贵的经验。对已探明未动用的6603×

104t(1993年底)地质储量有了正确认识(属于难采储量和需要进一步落实的储量)，也为以后的滚动开发工作奠定了基础。 从上述这些实例中看出，一个油田发现后，首次计算的地质储量是至关重要的。它决定着油田生产建设规模、投资、职工队伍等重大决策的依据。1979年上半年，原石油工业部在廊坊召开了全国油气田开发方案审查会，在这次会上，组织储量专家对全国156个油田的储量情况进行了复查，特别详细地审查了20个新开发地区的储量，随后，勘探司、开发司和北京石油勘探开发科学研究院一起对1978年各地区新增储量和变化比较大的老区储量又逐个进行审查。经过审定， 1978年底，全国总含油面积5018km2，原始石油地质储量为68．1×108t。其中1+2级含油面积3205km2，原始石油地质储量56．9×l08t，占总储量的86．9％；3级含油面积1931km2，原始地质储量11．2×108t，占总储量的16．4％。这个数字比1977年底全国各油田数字76．16×108t，有明显减少。1978年底新增储量为3．5×l08t，按照原有数字累加，则1978年全国储量应在79．66×l08t。这次会议审定为68．1×l08t，比原数字减少11．5×l08t。

减少不落实的储量，体现了坚持实事求是的作风，是从实际出发的科学态度。这种做法在当时是要有相当的勇气的。不论各方的反应怎样，这次会议确是树立了一个榜样，是在油气田开发领域的实际工作中恢复实事求是的优良传统，带了一个好头。

这次会议讨论认为，前一阶段储量计算工作中出现的问题，主要是偏大的倾向。这种倾向表现在：

(1)对油藏研究不够，不是从油藏类型出发，而是简单地采用不同层位连片的方法圈定含油面积，往往把岩性油藏的含油面积圈得过大。

(2)在探井密度小的地区，构造、断层还未落实，就从二级构造带出发圈定含油面积，必然使断块油藏的含油面积偏大。

(3)在岩心资料少，试油不多，特别是单层试油资料少的情况下，往往容易单从岩心含油状况或单从测井资料划分油层有效厚度，而经试油验证常常偏厚，造成储量偏大。

(4)三级储量偏大，以往计算三级储量没有严格的标准，可以任意圈定含油面积，任意划分油层有效厚度。

值得注意的是这种计算偏大的现象，往往在背后有更深层次的思想倾向。 在审定过程中，也指出储量数字有增有减是正常现象。随着勘探开发工作的加深，对油田地下认识程度不断深化，加上科学技术进展，储量必然有所变化，该增加的要增加，该减少的就减少。当然在纠正偏大倾向的同时，一定要注意实事求是防止过分压低储量数据的另一种倾向。由此可见，储量落实可靠与否，不仅是计算方法问题，而重要的是思想方法和认识路线问题，这次会议特别指出，大庆油田对待储量计算工作严肃认真．实事求是，充分吸取国内外油田开发的经验教训。不但使初始储量计算落实，而且在油田开发的不同阶段，反复核实储量，这为大庆油田实现持续稳定高产准备了可靠的物质基础。

大庆油田开发至今，前后经过3次储量的研究和计算核实工作，都是极为重要的。

第一次是油田开发初期，萨、拉、杏油田探井基本钻完，根据掌握的地下资料于1962年1月正式计算上报探明地质储量为22．68×l08t，含油面积为865km2。 第二次是油田全面投入开发时期的地质储量计算，1962年油田投入开发，到1978年初开发井数达到5000余口，又经密测网地震详查和4口油基钻井液取心井，直接测得了油层的原始含油饱和度资料。1978年1月对喇、萨、杏油田重新计算投入开发地质储量为25．7030×l08t，含油面积917km2。

第三次是油田进入中高含水开发期的第三次储量计算，1978年后喇、萨、杏油田进入中高含水开发期，开始了开采方式的转变，促成了油井中出油剖面的变化。同时随着技术的进步，对薄油层的解释水平和利用程度也得到不断提高，对0．2～0．4m有效厚度不但能解释准了，也能精确射孔了。差油层和薄油层逐渐成为油田调整挖潜的重要对象，因此大庆油田及时地开展了以计算薄、差油层储量为重点的全面地质储量复算研究工作。

所以，在这次储量复算中有可能补上了这些薄油层的地质储量。20世纪80年代初，先后还通过萨尔图油田中部高台子油层的开发试验，证实了高台子油层具有相当的生产能力而陆续投入开发。

到1985年8月，对大庆喇、萨、杏油田已探明地质储量进行了全面复算，计算的结果，喇、萨、杏油田的萨尔图、葡萄花、高台子三套储油层总的探明地质储量为41．7416×l08t，含油面积为920．30km2，比1978年计算的储量增长62．4％。 此外，对表外储层的研究也是十分重要的。20世纪90年代以来，喇、萨、杏油田进入了高含水中后期开采阶段，表外储层成为油田加密调整的重要对象。为了搞清表外层的资源潜力，经过1990年以后专门在杏5区开辟“表外储层”试验区，以及在采油一、二、三、五厂分别开辟试验井组对表外储层进行观察研究，发现虽然表外储层在常规开采条件下出油差甚至不出油，但是经过人工压裂改造后，表外储层可以产出工业油流，可以经济有效地开发。事实说明，在油田高含水阶段，有必要也有可能开展以表外储层为对象的挖潜调整，为产量持续接替找出路子。这样又一次比较符合客观实际地计算出表外储层的地质储量。

大庆油田多次储量研究与计算的历史过程，其意义已远远超出了一项具体技术工作的范围。它指示了在认识与改造自然进程中人们的思想认识是如何遵循正确的轨道一步步地深入发展的，它是历史性与逻辑性紧密结合的范例。其他还有胜利的

胜坨、东辛、孤岛等油田以及河南双河油田、江汉王场油田、青海尕斯库勒油田等，在储量计算上坚持实事求是的科学态度，比较落实可靠，使油田开发步入良性循环、可持续发展之路。

在油田开发实践中，对储量问题的认识，有几点值得思考：

第一，对待储量问题要严肃认真，慎之又慎，要舍得花大力气，下苦功夫。 储量计算最能反映人们的思想认识和精神状态，一般来讲，同是油田开发地质人员，不存在会不会计算储量的问题，而主要的是决策思想问题，人们常说“储量计算的症结是在储量计算之外。”那种被迫带着指标算储量，不算到某个数值不罢休的“先验式”的工作方式怎么可能把储量算准确?至于在具体的储量研究计算实际工作中是否立足于齐全准确的第一性资料上态度不同，有的满足于低水平过得去；有的则高标准要求，肯下大功夫，其结果当然大相径庭。如何对待岩心就是一个很好的例子。

岩心是认识地下油层的最直接的标本，是储量计算的依据。大庆油田对待岩心是一丝不苟的。会战刚开始，一些钻井队的取心收获率不高，双筒取心，岩心直径也小。他们针对地层特点，大胆革新，采用单岩心筒投砂蹩泵割心的办法，这个工艺特别适用于大庆的储层，一下子使收获率从30％左右提高到80％～90％，有的硬是达到100％。岩心直径也从中3cm左右扩大到Φ12cm以上，极大地满足了地质人员观察描述与分析化验的需要。对待取心工作，不再是取样式地作为点缀，而是大层段地，有的是全井连续取心。并且教育钻井人员全面提高取全、取准地质资料的自觉性，这样涌现了许多基层钻井队认真取好资料的动人的事例，从而也很好地解决了以往老油田长期未能解决的钻井与地质人员矛盾不协调的问题。

随着油田开发的进一步需要，取心工作又发展到油基钻井液取心和密闭取心，为油田上求准原始含油饱和度和水驱油效率参数做出贡献。大庆就是凭着高达95％以上的含油层段连续取心，在当时只有常规自然电位和横向电阻率测井系列的条件下，掌握了本油田的“四性关系”(即岩性、物性、含油性与电性关系)，进而建立了储层三大关键参数(孔隙度、流体饱和度和渗透率)测井解释图版，误差仅20％。在20世纪60年代西方石油工业还没有直接用测井信息解释渗透率技术问世的那个年代，大庆这一成就，无疑处于国际领先地位。这些都是直接为储量研究服务的。又如为了确定大庆油田的油水边界，为圈定含油面积提供参数，在构造边部专门打了一口取心井。从取出来的岩心发现往外渗水，究竟是泥浆水还是油田边水浸入，这是非常关键的。当时跟井工作的地质人员为了弄清这个问题，用注射针管一滴一滴地往外吸，连续干了一个夜班才收集了2～3ml水，经分析化验为泥浆浸入水，证明所在井位还未到达油田边部，从而准确地解决了含油面积问题。这些都说明，储量计算粗枝大叶不行，是要认真下功夫的。

第二，应理顺储量管理。

在详探阶段，提倡勘探开发工作紧密结合。开发人员应参加详探工作的全过程，和勘探人员一起编制详探设计，取全、取准第一性资料，搞好油藏综合研究，为编制油田开发方案做好准备。从储量任务的分工上，应该是勘探部门主要管区域勘探、预探，抓发现和控制储量。详探阶段，双方交叉，探明储量则由开发部门负责。在

这种下，对储量任务的下达，不能像完成产量指标那样，硬性规定，每年必须完成多少，尤其不能作为考核领导干部和勘探部门奖励与资金挂钩的硬指标。实事求是地搞清是多少就是多少，这样有利于可以减少或防止虚报储量的现象发生。王涛同志曾针对过去压储量任务所产生的负面影响，强调指出：“要优化勘探工作，重在发现，不宜把储量任务压得太重。有了重大发现就有了储量，如果不从储量任务中出来，区域上就展不开，就不会有更多的新发现。”

在储量计算中，更要排除“长官意志”的干扰。不少开发地质科技人员反映，在这个问题上往往使人困惑和苦恼。有的坚持实事求是地办事，却受到不公正的对待，有的顶不住来自上面的压力，违心地在储量计算中报高不报低，报大不报小。个别人甚至迎合长官意志的需要，巧立名目，想方设法多算多报储量数字。如在圈定构造面积时，尽可能地向外沿扩展；有的不顾多油层非均质性严重的情况，用所谓“俯视方法”编绘油藏构造图，还美其名日“复合连片法”，这当然是不可取的。所以还是要提倡坚持真理、捍卫科学、“三老四严”，做经得起历史检验的事。

第三，加强储量管理，使之规范化、科学化。

在国外储量管理是比较严格的。前苏联把油气储量计算工作，纳入国家法律条文，明确各级人员的责任。如规定，当决策者在储量计算中失误，给油田造成损失时要追究其责任，并视其严重程度给予惩处。严重者作为渎职罪要受到国家法律相应的制裁。

近年来，我们对储量的研究进行了大量的探索，在储量管理上，要求在油田开发过程中，要根据开采动态资料不断核实储量计算参数，反复核算油田储量。特别是断块、裂缝性油藏或利用天然能量开采的油藏，除用物质平衡法计算储量外，还要用压降法、统计法等动态方法进行储量核算。要求要严格储量审定制度，每年各油田要上报上年度的储量年报，包括分级地质储量、动用储量、可采储量和剩余可采储量，以使上下心中有数，有共同语言。

国外在储量计算中引入了概率的概念，使储量值有一个上限和下限，允许在这个区间变化。这些新的概念有利于对储量的科学评价，可供我们借鉴。

第四，要正确认识和澄清石油资源量一地质储量一可采储量的关系。

在油气业愈来愈受到公众关注，在各种媒体大量报导、介绍评论的情况下，石油业内外往往存在一些似是而非的概念，尤其是对资源量一地质储量一可采储量的说法有时谬种流传，极易产生误导，有必要加以澄清。资源量是充分利用各种获得的地质资料数据，采用不同的地学方法对潜在的油气资源进行预测和估量的重要量化指标，它讲的是油气资源的客观赋存，并不论这些资源在什么时间有多少转化为探明的石油地质储量。随着获取资料的不断丰富，资源量的预测和估算也处于变化之中。由于人们在认识上受到各种条件的，选用的参数不尽相同，所获得出的资源量也就不同。总之，油气资源量是对油气资源潜在能量的估计，是指导勘探活动，制定勘探规划的依据，但不能等同于地质储量，不能用来估算油气产量规模。

地质储量，它是在已发现的资源量部分，根据地震、钻井、测井和测试，以及取心和流体取样分析等所取得的各项静态资料与参数，利用确定方法计算出的油气地质储量，也就是探明的地质储量。探明地质储量是油气田赖以开发的物质基础，是制定开发方案设计、决定开发投资、建设规模的依据。

可采储量反映现有技术经济条件下可以采出来的那部分地质储量。它是在确定地质储量的基础上，依据油藏类型、驱动类型、油层物性、原油物性及开发方式，参考国内外同类油田开发资料及本油田室内实验成果，经系统研究后确定油田采收率，同时确定可采储量。康世恩曾形象地比喻为可采储量等于地质储量乘上人的本事 (科学技术水平)。可见它是一个变数，随着技术进步会不断变化，它又是衡量油田开发指标反映开采状况的重要指标。在可采储量中还有剩余可采储量的概念，这是指已经投入开发的油气田，在某一定年份还剩余的可采储量。剩余可采储量随着时间而变化，需要逐年进行核算。剩余可采储量是准确把握一个油气田开采强度的依据。从国内外油田开发进入中后期大量资料统计来看，一般认为剩余可采储量的采油速度控制在8％～10％，是较为适宜的。

总之，储量问题一要认真，二要科学，容不得半点马虎和主观意志，这是众多经验教训证明了的。

关于合理开发油气田几个问题的探讨（五）

第四节 勘探开发紧密结合，是合理开发油气田的有效途径

油气勘探和油气田开发，是在同一目标下两个不同的工作阶段构成的系统工程。油气勘探是开发的基础，油气田开发是勘探的目的。两者阶段不同，又有内在的一致性，必须紧密结合，才能提高整体效益，有利于减少阶段投入和成本。 1986年原石油工业部在召开“全国油田总地质师和全国勘探技术座谈会”上根据多年来的经验教训明确指出：“为提高勘探开发经济效益，今后勘探司和开发司的工作都要向前延伸，勘探部门主要管区域勘探、预探，抓发现和控制储量。新区的评价，勘探、开发两个司的工作可以交叉，拿探明储量开发司负责。”王涛同志在《中国油气发展战略》一书中指出：“在工作程序上，开发要提前介入到勘探评价中去，进行油田评价。勘探交控制储量，开发交探明储量，要使勘探工作放手去寻找新的领域和新的发现。”

在长达半个世纪的勘探开发中，我们既有像大庆那样特大整装背斜油田处理好勘探与开发关系的经验，又有对中、小油田勘探开发关系的探索。下面重点讨论颇具特色的复杂断块油田的勘探开发程序问题。

一、探索和建立与复杂断块油气藏特点相适应的勘探开发程序和方法

20世纪60年代以后，我国东部各断陷盆地经历了30多年的勘探开发，逐步认识了复式油气聚集区(带)的地质特征和油藏特点，但相应的完善各类油气藏勘探开发程序，则是经历了异常曲折的过程。渤海湾盆地胜利油区的东辛油田，在摸索实行滚动勘探开发方面先走了一步。东辛油田是华北地区最早发现的油田，也是我国已

开发的最大的复杂断块油田，是有名的“破盘子”，共有断层210条，将油田分割成22个断块区，185个断块，其中大于lkm2的仅有2块，0．5～1．0km2的有14块，其余断块均小于0．5km2。有6套油层互相交叉重叠，十分复杂。

从1966年开始，部署了地震勘查和系统取心井、油基钻井液取心和解剖井，进行开发准备工作，这套做法仍然是按照整装背斜构造油藏开发的思路。到 1966年下半年详探井、系统取心井及解剖井陆续完成，就暴露出许多实际与预想不符的新问题。有的地方钻井成功率仅40％，差距很大，以后又补打了完善开发井，情况才有改善。

通过上述反复，使他们认识到，复杂断块油田在开发程序上和整装背斜构造油藏应有很大的区别，一般整装大油田在经过详探评价和开发准备工作后，就能基本搞清地下构造和主力油层分布状况，能编制油田开发方案(包括打井方案和注采方案)，在实施中集中钻井、作业力量，一次完成开发井网的投产工作。而东辛油田虽然是在背斜构造背景上的断块油田，但为众多断层所复杂化。每个断块是一个的油藏，断块间的含油层位、富集程度、油水关系、原油性质及产能高低有很大差异。这就决定了详探与开发阶段没有截然的界限，一个断块的探井见油后就是生产井(采油井)，打在边部落空的井也可能是边部注水井，而开发井又要继续完成探井没有完成的任务，这就要求勘探与开发紧密结合，地质与油藏工程紧密结合，只有新的勘探开发程序和工作方法才能适应不同的客观现实的要求。

针对上述情况．他们加强了地质构造研究，增强对不同断块油藏的预见性。从而对东辛油田的油气富集规律有了初步认识，摸索出了一套对复杂断块油田的开发：对一个断块区在详探井见油后，要按照“整体设想、分批实施、及时调整、逐步完善”的钻井程序，完善开发井网，尽可能避免钻低效井。对一个具体断块要先占高点，逐步蔓延，先不探边，不求完善。经过试采后再补充完善井网。应采取评价一块，准备一块，开发一块，建设一块，投产一块的交叉打井方法，使整个复杂断块油田的开发建设交叉滚动前进。这样就收到了好的效果，逐步探明储量2．34×l08t，原油年产量从最初的80×104t，发展到300×104t，翻了3倍还多，而且还积累了一套区别于整装大油田的复杂断块的勘探开发方法。

同样，江苏油田也是一个地质条件复杂、断块面积小、油气分散、勘探开发难度大的油田，素有“石油地质家考场之称”。针对这种情况，他们以盆地不同时代油气藏形成机理为依据，坚持从油田地下的实际出发，总结出滚动勘探开发的科学程序是：预探发现工业油流后滚动勘探一滚动评价，早期油藏描述，提交控制储量一开展滚动开发一提交探明储量一编制滚动开发方案。同时搞好油藏、采油工艺、钻井工程、地面建设四个概念设计和一个经济评价。其中主要抓住滚动勘探、滚动评价、滚动开发三个环节。

江苏油田实行滚动勘探开发典型的例子是陈堡油田。从1997年10月至1998年12月，对陈2、陈3断块进行滚动勘探开发一体化的多学科联合作战，运用上述思路和充分采用适用的新工艺、新技术，取得了显著的成果：探明了一个储量规模达1576×104t 的中型油田，成为江苏油田增储上产的主要地区；发现了新的含油层系，拓宽了找油领域，使本区的含油层系由原来的两套增加到四套；成功地实现了复杂断块油田整体部署整体投入开发，在多油水系统的钻井成功率大大提高。陈堡油田在实行滚动勘探开发中，坚持把经济效益放在首位。采用滚动计划按月进行经营动

态分析，对项目投资进行动态监控，总投资节约近3000万元，使每百万吨产能建设投资达到本地区历史最低。

江苏油田在新区进行滚动勘探开发的同时，对老油田实行滚动发展，也是很成功的。他们坚持把三维地震构造精细解释，钻井后反馈，油藏深化评价贯穿于滚动勘探开发全过程，从油田老区石油地质特点及滚动勘探开发目标研究出发，从分析技术难点中，找到滚动勘探开发目标和解决矛盾的最佳契合点，针对性地选择研究方案、工艺流程、开展关键技术攻关，在老区油田滚动扩边中取得了重要进展。“九五”以来，成功滚动扩边了真武、曹庄、黄珏、周一宋、马家嘴、闵桥等一批多年开发的老油田。特别是曹庄油田的滚动扩边，顺利实现了层系接替、块间接替，使一个“九五”期间开发的老油田延长了稳产期。周一宋油田的滚动扩边，新发现三个含油断块，新增一类优质储量占宋家垛油田已探明储量的76．7％，黄珏油田部署滚动开发井9口，成功率100％，发现了新的含油断块，新的含油砂体，新增探明储量422．3×104t。

江苏油田在新老油田实施滚动勘探开发工作中体会到：用经济效益杠杆把勘探开发管理统一起来，实行项目重组，以多学科专业团队MDT的方式(Multiple Discipline Team)联合作战发挥团队精神，这在油田管理上是一大进步。

二、在油气田勘探开发上，程序不能超越，节奏可以加快

“在油气田勘探开发上，程序不能超越，节奏可以加快”，这是王涛同志再三强调的。勘探开发紧密结合，绝不是搞乱必要的工作程序，打乱仗。一定要“先探明储量，再建设产能，然后安排原油生产”。这样的程序是人所共知的，是原石油工业部颁发的《油田开发管理纲要》(试行)所规定的。辽河油区曙光油田曾走过一段弯路很值得思考。

辽河断陷西斜坡的勘探工作始于20世纪70年代中期，当时在西斜坡中段的曙光地区(指下第三系的杜家台油层)认为已拿下含油面积120km2多，提供的地质储量2×108t多，预计是一个年产油能力为500×104t 的大油田。基于这个情况组织了曙光会战，但是经过半年多时间的会战，到1976年通过钻井、试采、试注等大量第一性资料的录取、分析表明，除曙二区外，其他地区均与原认识相差甚远。主要表现在构造复杂，断层多，断块小，油层厚度平面变化大，连通性差，甚至相距20～30m同井场的两口井，油层状况截然不同。虽然在实施过程中不断调整部署，采取各种进攻性措施，但仍与原规划设计的各项指标相差甚远。经过1年多的开发建设实践以后，复算的地质储量仅为 80×104t，预计可建成年生产能力仅为86×104t，是原来的l／6左右。为什么会有这样大的差别，根本问题在于曙光油田会战前，没有充分认识到地质情况的复杂性，当勘探阶段任务尚未彻底完成，就超前计算地质储量，编制开发方案，预测各项开发指标，这当然存在相当的盲目性。曙光油田会战以后，吸取了以往的经验教训，实行滚动勘探开发，按照“整体部署、分批实施、跟踪研究、及时调整、逐步完善”的步骤进行勘探和开发。从1978年到现在不断发现新油藏，不断扩大含油面积，还发现了新的含油层系，并解决了稠油和超稠油的开发和利用等问题，曙光油田地质储量已达到4．7×108t，原油年产量250×104t以上稳产12年，最高年产量接近300 x 104t，至2000年末，已累计采油5333×104t，

达到了原开发没计的目标。康世恩同志后来曾以“锲而不舍”的题词称赞辽河油田在勘探开发中不怕曲折、坚忍不拔、反复实践的进取精神。

不按程序工作带来失误的例子还多。百色盆地的雷公油田，在对复杂断块油田内部的断层格局认识不清时，就按整装油田的模式全面投入井网建设，造成所钻的开发井有10口是落空的，未落空井也被断层切割而层位不全，给油田带来了损失。还有辽河油区的科尔沁油田在勘探开发过程中，未能按照勘探开发程序进行工作，而是超越阶段，在对油藏储层认识不够清楚，提交的储量还不落实的情况下，急于求成，就完成了油田地面建设工程。油田开发初期有一定产量，但不久产量急剧下降，进行调整非常困难，生产十分被动。应该说这方面的教训是很多的，如本篇第一章中提到的克拉玛依小拐油田，在20世纪90年代中期仍然重复了这样的失误。可见，不按照勘探开发程序办事，企图“一钻喷油”，不分开发阶段，要求所谓“全面、立体开发一次完成”，必然要受到客观规律的惩罚。

三、需要思考的问题

(1)从提高整体效益出发，勘探与开发紧密结合的思路，经各油田丰富的实践过程，逐步发展成熟为“复杂断块油藏的滚动勘探开发的程序”，有的称作为“勘探开发一体化”。总之，这样的思路，愈来愈得到各方面的认可，尤其是面对加入WTO的新形势，面对国际石油资本激烈竞争的压力，只有走勘探开发结合的路子，才能控制投资，降低成本，减少可采资源长时期积压，盘活存量，培育新的经济增长点，才能实现增强竞争力的目的。

在逐步取得共识的基础上，1994年3月，在中国石油天然气总公司召开的东部地区开发工作会议上，总公司领导为了从总体上加快勘探的步伐，把老油区勘探增储的部分任务交给了开发生产系统，并正式确定由开发生产系统负责老油区周围包括老油田内部的勘探增储任务；同时要求勘探部门的工作加快向前延伸，到新盆地、新区带、新领域，开辟新的战场，从总体上解决当前资源不足的问题。

自此以后，生产开发部门组织各油气田开发生产系统并主动与勘探部门协调准备，制订了中国石油天然气总公司《石油天然气滚动勘探开发条例》，推进各地滚动勘探开发工作有序进行。现在这项工作进展迅速，逐步形成了一套科学的工作程序，完善发展了区带综合评价、高分辨率三维地震处理解释、早期油藏描述及评价、现代试井等有特色的“滚动技术”，并不断贯彻条例精神，理顺资金渠道，严格项目管理，取得了很大成绩。据统计，1994～1999年中国石油天然气集团公司共实施滚动勘探钻井600口，进尺106．58×100m，新增探明地质储量4。79×108t，在原来勘探工作的基础上，新增加投资22．2×108元。同时按增储上产一体化部署，累计动用地质储量3．86×108t，钻开发井4467口，进尺667．44×104m，建产能652．91×104t。总的效益分析好于一般勘探和开发，已成为老油区稳产的重要因素之一。 以上过程充分说明，随着改革的深化，理顺是更带有根本性的。顺了，工作就能有效，人的积极性就能发挥，最终是大大有利于生产力。

(2)实施滚动勘探开发不能一哄而起，对区带的选择是有条件的。复杂断块油藏在经历了初探、整体解剖这两个阶段后，才能进入滚动勘探开发阶段。具体讲：要基本搞清油藏构造格局，划分出断块区，基本掌握油气富集区；对断块油藏的复杂

程度有初步判断，基本明确主力含油层系的油藏类型、天然能量及流体性质等；建立了本地区测井资料解释图版，较准确地确定多套油水(气)系统界面，可初步应用容积法计算油藏地质储量。为此，《石油天然气滚动勘探开发条例》中规定，滚动勘探开发的区带划分，由勘探、开发部门共同确定的划界原则划分区带。这样，就使滚动勘探开发一开始就建立在科学可靠的基础之上。

(3)要大力推进科学技术创新，为滚动勘探开发提供技术保障。滚动勘探开发的应用技术包含多学科、多专业的领域，是各项技术系统配套的结晶，但是其基础又是专项技术的先进性。从近几年的实践来看，这些技术归纳起来有：地震技术，主要是提高分辨率、叠前深度偏移、地震属性分析、全三维地震资料处理、构造精细解释和三维可视化；储层描述，主要是应用沉积学及层序地层学理论、合成声波测井、测井约束反演、纵横波联合反演储层参数分析、神经网络、分维分形；油藏描述，主要是三维精细建模；开发地震技术，主要是在井简中进行VSP、反VSP及井间地震；现代试井技术，主要是高精度电子压力计探边测试；测井技术，主要是FMI井下成像测井、核磁共振、测井储层评价；钻井技术，应用水平井、定向井及欠平衡钻井，还有地应力测试等技术。总之，客观上要求多种专业人员协同合作，大力发扬团队精神，进行有效工作。

《环境影响评价技术导则·陆地石油和天然气开采工程》

编制说明(征求意见稿)

1 标准编制任务来源

为了规范建设项目环境影响评价技术管理，提高环境影响评价质量，在总结过去环境影响评价实践经验和借鉴国外环境影响评价技术的基础上，原国家环境保护局于1993年发布了环境影响评价技术导则总纲，规定了环境影响评价的一般性原则、工作程序、内容和方法。以此为指导，国家环境保护总局又陆续发布了环境影响评价技术导则大气环境、声环境、地面水环境、非污染生态影响环评技术导则。

随着《中华人民共和国环境影响评价法》的实施，环境影响评价成为我国对各种经济规划、项目建设、区域开发、石油和天然气开采实施环境管理的重要法律依据。为使不同行业的环境影响评价工作更加全面、准确地预测并反映出环境影响地范围和程度，提出更具有操作性的预防措施，充分体现行业特点，在国家环保总局的主持下，相继出台了许多相关行业的、更具有可操作性的环境影响评价技术导则（规范）。如石油化工建设项目环境影响评价规范、火电厂环境影响报告书编制规范等一系列环境要素及行业的导则和规范。通过导则和规范的编制，提高了环境影响报告书的编制质量，使环境影响报告书的技术评估及建设项目的环境管理更加有针对性。

我国国民经济发展赖以的基本条件之一—油气田开发，面临着发展经济、保护环境的巨大挑战。石油天然气开采工程涉及到工业基础设施建设、区域开发相关领域，具有方案较具体，影响时空范围广的特点。其环境影响涉及到污染环境影响、非污染生态影响，影响因素复杂；影响时段从勘探开发、运行，一直到服务期满，影响时间长。石油天然气开采工程从勘探期到服务期满闭井，环境保护工作在防治污染到保护生态环境等许多方面一直伴随着的整个活动过程，任务十分艰巨。由于缺乏专业性的石油天然气环评技术导则，造成我国目前石油天然气开采工程环境影响报告书质量水平不一，规范性欠佳，难以满足我国石油天然气开采行业发展和

环境保护需要。因此，石油天然气开采工程环境影响评价工作更需用本行业的技术导则来规范其行为，使油气田开发项目的环境影响评价工作能更加准确、客观、全面反映项目影响范围和程度，及时提出切实可行的防治污染和生态保护措施，方便环境保护部门对项目的审批管理，切实保证油气田开发与环境保护协调并可持续发展。

2003年7月,国家环保总局面向全社会公开征集环境保护标准编制单位，吉林省环保局组织省有关单位提交了标准编制投标文件，并正式报国家环保总局。2003年10月，国家环保总局批准由吉林省环境工程评估中心承担石油天然气环境影响评价技术导则的编制工作。并要求按计划完成该导则的编制工作。

4 主要依据

4.1主要法律依据

《中华人民共和国环境保》

《中华人民共和国环境影响评价法》 《中华人民共和国清洁生产促进法》 《中华人民共和国森林法》 《中华人民共和国草原法》 《中华人民共和国土地管理法》 《建设项目环境保护管理条例》 《基本农田保护条例》 《自然保护区条例》

《关于环境保护若干问题的决定》 《全国生态环境保护纲要》 4.2主要技术依据

HJ/T2.1-93 环境影响评价技术导则 总纲 HJ/T2.2-93 环境影响评价技术导则 大气环境 HJ/T2.3-93 环境影响评价技术导则 地面水环境 HJ/T2.4-95 环境影响评价技术导则 声环境

HJ/T19-1997环境影响评价技术导则 非污染生态影响 HJ/T169-2004 建设项目环境风险评价技术导则 SH3024-95 石油化工企业环境保护设计规范

SY/T6283－1997 石油天然气钻井健康、安全与环境管理体系指南 SL204－98 开发建设项目水土保持方案技术规范

2 工作过程

-2004年4月

经请示导则的行政主管部门国家环保总局环境影响评价管理司和标准归口管理部门总局科技标准司，导则编制的总负责单位吉林省环境工程评估中心于2004年4月16日提出了导则编制任务书，成立了课题组，并将导则编制任务进行了分解、分工。

-2004年5月

根据任务分工，课题组开展了初步调研和导则开题报告的编制工作，于5月10日课题组提出了开题报告初稿。

5月15日 ，由吉林省环境工程评估中心聘请了吉林省内的5位专家，对导则的开题报告进行了专家意见咨询。根据专家意见，课题组对导则的开题报告做了进一步的补充和完善，并于5月末上报至国家环境保护总局环境影响评价管理司和标准归口管理部门总局科技标准司。

-2004年6月

6月11日，国家环境保护总局科技标准司在长春主持召开《环境影响评价技术导则－石油天然气开采工程》开题报告论证会，与会领导及专家提出了开题报告修改及导则编制的建议。

6月17日，根据与会专家及领导提出的开题报告修改的建议，课题组完成了开题报告，并

2

上报国家环境保护总局科技标准司。

-2004年7～12月

根据《环境影响评价技术导则－陆地石油天然气开采工程》开题报告论证会与会领导及专家关于 “吸收国内相关单位与专家参加协作” 的建议，经吉林省环境工程评估中心协调，又吸纳了东北师范大学环境科学研究所加入导则编制的课题组。与此同时开展了调研和收集资料工作。

-2005年1～2月

吉林省环境工程评估中心组织课题级有关人员赴、重庆、辽宁、山东等地进行现场调研，搜集资料。

-2005年3～7月

搜集国内有关石油天然气开采工程的工程资料和环评资料，进行整理、归纳和分析。 起草导则征求意见稿。 -2005年8月

经过现场调研、资料收集和整理分析，课题组于8月17日完成了导则的征求意见初稿。8月25日，由吉林省环保局主持召开了对导则的征求意见初稿的专家咨询会。与会的吉林省内的专家对导则征求意见初稿就文字、内容、结构编排方面提出了宝贵的补充和修改意见。

-2005年9月

9月5日，课题组根据专家咨询会提出的对导则征求意见初稿补充和修改意见，对导则征求意见初稿进行了修改和完善，最终形成上报国家环保总局的《环境影响评价技术导则－陆地石油天然气开采工程》（征求意见稿）。

3 编制原则与总体思路 6.1导则的编制遵循以下原则：

⑴ 使石油天然气开采工程环境影响评价工作与我国国民经济发展水平及速度相适应； ⑵ 使石油天然气开采工程环境影响评价工作与我国石油天然气开采技术及环境保护技术水平相适应；

⑶ 结合我国环境保护规划，使导则在具有实用性的基础上更加具有前瞻性，使之具有与国际石油天然气开采工程环境保护管理惯例相接轨的特点；

⑷ 使该导则针对我国不同地域、不同自然和社会环境、不同油、气田储藏的特点，对我国的陆上石油天然气开采工程环境影响评价工作具有指导意义。

6.2总体思路：

本导则规定了开采工程环境影响评价工作的一般工作程序和其《环境影响评价大纲》、《环境影响报告书》两个技术文件的编制要求，以及两个技术文件编制工作阶段的工作内容和方法。本导则的编制在全面贯彻《环境影响评价法》和《建设项目环境保护管理条例》的规定和要求基础上，力求导则结构简单且清晰、导则规定的工作方法科学、导则的要求易于操作和执行；便于建设单位以依本导则编制的技术文件开展环境保护设计，便于环境保护行政主管部门以此

3

作为管理依据。

4 导则的主要内容说明 4.1导则总体结构

本导则总体上由三部分组成：总论、环境影响评价大纲、环境影响报告书，见表2。

表2 导则的总体结构

1 1.1 1.2 1.3 1.4 2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10 3 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9 3.10 3.11 3.12

总则

主题内容与适用范围 引用标准 术语

工作原则和一般规定 环境影响评价大纲 总论 区域概况

建设项目概况 初步工程分析

环境影响因素识别及评价因子筛选 评价工作总则

评价工作内容及技术要求 评价工作成果

组织分工、进度安排 评价经费概算 环境影响报告书 前言 总则

区域自然和社会概况 建设项目概况 工程分析

清洁生产与循环经济分析 环境质量现状调查与评价 环境影响预测与评价 环境风险评价 公众参与评价

环境保护措施论证分析 污染物排放总量控制分析

4

3.13 环境可行性论证分析 3.14 替代方案及减缓措施

3.15 环境管理、监测与HSE管理体系 3.16 环境影响经济损益分析 3.17 评价结论

附录A 环境水文地质试验方法 附录B 常用地下水水质预测模型

4.2总论

规定了导则的适用范围、说明了引用标准、定义了导则经常使用的术语、规定了环境影响评价工作的原则和一般规定。

4.2.1 主题内容和适用范围

本导则适用于指导、规范我国境内陆地石油天然气开采工程环境影响评价工作。

4.2.2 引用标准

本导则引用的标准及规范的条文构成本标准的条文，与本导则同效，上述标准一经修订，其被引用条文的修订内容即替代原引用内容构成本标准的条文。

4.2.3 一般规定

主要规定勘探期前，编制勘探工程环境影响报告表。在开采阶段的环境影响评价工作中，编制《环境影响评价大纲》和《环境影响报告书》的两个工作阶段的工作程序、内容，以及环境影响评价总负责单位的职责和责任。

由于环境保护行政管理部门开采工程的勘探过程与后续的钻井、采用、集输、处理分阶段进行环境管理，开采工程的勘探过程只需填写《环境影响报告表》，因此，在此规定了勘探过程填写《环境影响报告表》应注意完成的主要内容。

4.3环境影响评价大纲

规定了《环境影响评价大纲》的章节编排规定及相应的技术工作内容。

4.3.1 章节编排

《环境影响评价大纲》共编制10章，见表1。

4.3.2 主要章节、技术工作内容及目的

4.3.2.1区域概况

主要调查了解并介绍开采工程所在区域的自然环境概况、社会环境概况、环境功能区划、区域发展规划（包括环境保护规划、经济发展规划）、产业、环境质量概况。为环境影响因素识别评价因子筛选、确定评价工作等级、范围提供基础资料。 4.3.2.2初步工程分析

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调查了解并介绍施工期、运行期的生产方法、工艺，以及原辅材料、公用工程消耗，量化环境影响因素和污染因子，为确定评价因子为环境影响因素识别评价因子筛选、评价因子识别、确定评价工作等级提供基础资料。

调查了解开采工程依托的现有工程，查找现有工程的环保问题。 4.3.2.3环境影响因素识别及评价因子筛选

根据区域环境概况调查结果及初步工程分析结果，分析开采工程的环境影响因素、确定评价因子。

4.3.2.4评价工作总则

评价工作总则主要规定评价工作时段、评价等级、评价范围、专题设置及评价重点的确定方法、要求和原则。

⑴ 开采工程从勘探开发、钻井、采油（气）、油（气）集输处理，直至闭井，历时时空范围较广，因此开采工程的评价时段确定为：施工期、运行期、闭井期三个评价时段

⑵ 评价标准、污染控制和环境保护目标

依据当地环境功能区划确定评价标准，根据当地自然、社会状况确定污染控制和环境保护目标，并根据评价标准明确污染控制和环境保护目标要求。

⑶ 工作等级、评价范围

环境空气、地表水、声环境、环境风险的工作等级、评价范围：均引用了HJ/T2.1～2.4及HJ/T169的专业评价技术导则条文规定的内容。

地下水的工作等级、评价范围：评价等级主要根据开采工程区块滚动范围及产生的生态环境影响范围、区块滚动开发范围内的环境水文地质条件复杂程度、地下水环境敏感程度等来确定；以废水渗入地下与地下水发生水力、水质联系，经稀释扩散后，地下水水质可能达标的范围为地下水评价范围。

生态的工作等级、评价范围：集中开采工程具有涉及范围广（小则几十平方公里，大则上百平方公里）特点。参照HJ/T19并结合开采工程特点，对集中开采工程的评价工作等级和范围进行了调整。由于开采工程同时可能具有沿集输管线延伸的线性特点，本导则结合我国开采工程所处区域的环境特点，补充了沿集输管线延伸的开采工程的评价工作等级和范围的规定。

根据调查，我国开采工程主要涉及的生态系统为草原、荒漠生态系统、农业生态系统、以及具有特殊意义的淡水湿地生态系统。而我国有代表性的植物群落最小面积的特点为：具有复杂群落结构的西双版纳热带雨林生态系统，群落最小面积为2500m；而东北小兴安岭红松群落最小面积400m（引自程胜高等主编的《环境生态学》）。因此本导则规定的集中开采工程一、二、三级项目评价范围分别为工程影响范围外扩2～3km、2km、1km，及沿油气集输管线的线状开采工程一、二、三级项目评价范围分别为油气集输管线两侧各1km、0.5km、0.5km，可使确定的评价范围内生态系统保持完整性。

⑷ 专题设置及评价重点

规定了一般情况下开采工程的专题设置要求，及确定评价重点的方法。 4.3.2.5评价工作内容及技术要求

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规定了按设置的专题明确其工作内容及技术要求。

同时规定：各专题的工作内容及技术深度执行本导则的环境影响报告书部分规定要求。

4.4 环境影响报告书

规定了《环境影响报告书》的章节编排规定（见表1）及相应的技术工作内容。

4.4.1 章节编排

《环境影响报告书》共编制17章，见表1。

4.4.2 主要章节及工作内容

4.4.2.1区域自然和社会概况

主要调查了解并介绍开采工程所在区域的自然环境概况、社会环境概况、区域规划（包括环境保护规划和经济发展规划）、产业。为评价开采工程与环境、的协调性提供基础资料。

一般来说，开采工程远离工业污染源集中地区，开采工程区域的污染源主要为建设单位本身，而在本导则工程分析章节中规定的对现有工程调查，可基本反映区域污染源现状。同时通过对环境质量现状的调查评价，亦可反映出区域的污染状况。因此，本导则未设置区域污染源调查及评价内容。 4.4.2.2工程分析

开采工程包括勘探、钻井、采油、集输、处理、闭井复垦全过程，具有分布时空较广特点。 由于环境保护行政管理部门对勘探开发过程与钻井、采油、集输、处理、闭井复垦过程分阶段进行环境管理，因此在本导则的总论部分规定了勘探过程编制《环境影响报告表》的一般要求，在此不再重复。

闭井过程主要为生态恢复过程，因此分析环境影响因素、量化环境影响因子过程中可不予体现。

遵循上述原则，工程分析重点为开采工程的钻井、采油、集输、处理过程。

为突出开采工程的完整性，本导则工程分析章节规定，对从钻井生产直至油气处理过程进行环境影响因素和产污环节分析、量化环境影响因素和评价因子，并对同步实施环境保护措施简要介绍。

在油气田不同的开发阶段，开采工程的开发方案可能不完全包括钻井、采油、集输、处理全部过程，因此本导则规定，具体的开采工程的工程分析，在完成规定的工作内容要求基础上，应做到结合工程内容突出重点、分清层次。

为便于对污染因子进行达标评价并进行污染治理，本导则特规定，在污染源一览表中必须列出评价标准规定的参数。

4.4.2.3清洁生产与循环经济分析

为使本导则充分体现前瞻性的编制原则，在满足清洁生产分析要求的基础上，设置了循环经济分析，同时设置了可体现循环经济的清洁生产指标：钻井泥浆循环利用率、落地油回收率、水的重复利用率。

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4.4.2.4环境质量现状调查与评价

本导则全面引用了HJ/T2.1～2.4条文规定，进行环境空气、地表水、声环境的质量现状调查与评价。

本导则结合开采工程涉及到的生态系统特点，并参照HJ/T19的条文规定，对开采工程生态环境现状调查与评价进行了细化。并要求开采工程的生态现状调查与评价应结合具体的区域环境特点，做到突出重点、分清层次。

本导则结合开采工程对地下水环境的影响特点，对地下水现状评价等级划分予以明确规定，并对不同评价级别的现状调查规定了相应的调查内容。 4.4.2.5环境影响预测与评价

本导则全面引用了HJ/T2.1～2.4条文规定，进行环境空气、地表水、声环境影响预测与评价。

本导则参照HJ/T19的条文规定，对开采工程生态环境预测与评价工作进行了细化，并要求结合生态现状调查进行生态环境影响预测与评价

本导则参考国内地下水预测与评价的发展水平及研究成果，对开采工程的地下水预测规定了相应的预测模式、预测方法和预测内容。

为体现环境影响预测与评价专章的条理及层次清晰、逻辑合理，本导则特规定：未建工业固体废物填埋场的项目，可不列固体废物环境影响分析专题，将固体废物将对环境因素（土壤、植被和水体）可能产生的影响纳入相应的环境影响评价专题。 4.4.2.6环境风险评价

由于《建设项目环境风险评价技术导则》HJ/T169－2004已颁布实施，因此，本导则未对开采工程环境风险评价工作细化，只要求在关注开采工程存在的环境风险（井喷、套外返水、井管破损及集输管线泄漏）前提下，执行HJ/T169－2004规定的要求。 4.4.2.7公众参与评价

为充分体现以人为本、保护环境、创建和谐社会的要求，本导则按《中华人民共和国环境影响评价法》、《建设项目环境保护管理条例》要求，细化了公众参与评价的有关要求，对公众参与对象、实施、方法、意见分析与处理提出具体要求，规定了公众参与调查工作“不限次数，以达到满足大多数公众合理要求为止”。 4.4.2.8环境保护措施论证分析

本导则要求：按①开采工程方案中拟采取的环境保护措施和②报告书所提的环境保护措施两个层次，对环境保护措施进行技术经济合理性分析。

报告书所提出的环境保护措施是针对解决《开采工程开发方案》拟采取的环境保护措施存在的问题、完善开采工程的环境保护措施、在技术经济合理的条件下进一步预防或减缓不良环境影响而提出的。

为便于环境保护行政主管部门的环境管理工作，本导则要求列出“三同时”项目一览表。 该表中所列的环境保护措施为开采工程方案设计中及报告书所要求开采工程必须采取的预防或减缓不良环境影响的措施。

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4.4.2.9环境可行性论证分析

环境影响评价工作的最终结论应落实到：从环境保护角度分析、论证开采工程是否可行及可行的环保前提条件。根据国家环保总局对环境技术评估的最新精神，本导则新引入环境可行性分析专章。

本专章首先要求从产业的符合性、清洁生产的先进性、环保措施的有效性、污染物排放的达标性、总量控制指标的可达性、综合效益的显著性等六个方面对开采工程环境可行性进行综合分析论证。

如开采工程具有环境可行性，则专章还要求从总体规划的相容性、开发位区域的环境敏感性、工程布局的合理性、环境影响的可接受性、资源利用的可持续性、公众参与的认同性分析等六个方面论述开采工程选址的合理性。 4.4.2.10替代方案及减缓措施

根据调查，国外石油天然气开采工程的环境影响评价工作重点之一为替代方案，一般为开采工程选址的替代方案。通过分析不同开采方案对环境的影响可接受程度，最终选择技术可行、经济合理的保护环境的开采工程方案。

根据对国内开采工程的调查，国内开采工程涉及到环境敏感区的频次较高，因此，本报告引入替代方案。尤其对于生态的一级以上评价工作，要结合工程特点提出至少一种生态环境保护措施替代方案。

对于选址合理可行的开采工程存在零替代方案，应提出环境影响减缓措施。 4.4.2.11环境管理、监测与HSE管理体系

HSE是国际石油公司通用的环境管理体系，为与国际石油天然气开采工程环境保护管理惯例相接轨，本导则规定了开采工程应建立HSE管理体系要求。 4.4.2.12环境影响经济损益分析

环境成本包括开采工程内部环境成本，以及开采工程造成环境损失而产生的企业外部环境成本。内部环境成本一般计入开采工程生产成本，但其造成的环境损失属于社会损失，未计入开采工程。为体现开采工程的包括环境成本的效益，本专章要求计算可定量的外部环境损失，并计算出包括开采工程外部环境损失的环境系统净效益现值。

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