我国石油工业经过70余年发展，陆上中、高丰度的石油资源已基本枯竭，开发逐渐转向超低渗和特低渗油藏。中国石油长庆油田第十采油厂（简称采油十厂）管辖的华庆油田主要以超低渗透油藏开发为主，2016年开始在元284等区块开展转变开发方式试验，通过技术攻关与模式创新，成功蹚出一条超低渗油藏高效开发的可行之路，实现超低渗油藏高效开发，也为同类型油藏的开发提供了宝贵的实践范本。

一、转变开发方式的背景

鄂尔多斯盆地超低渗透油藏具有面积广、储量大、丰度低、物性差等特性。华庆油田位于鄂尔多斯盆地西南部，处于陕西省吴起县、甘肃省华池县、庆城县境内，属于典型的超低渗油藏，2005年开始采用定向井、水平井注水开发，截至2024年底，长6致密油藏储量占比94.4%，产量占比90.3%。华庆超低渗油藏自开发以来，先后经过了超前注水、水平井开发、微生物活化水驱、整体调剖调驱、差异化周期注水等开发阶段。随着开发时间的延长，华庆油田已进入中高含水期，主力油藏层间和层内开发矛盾加剧，天然微裂缝发育、多方向性裂缝水淹问题突出，常规注水调整、调剖调驱见效差，表现出单井产量低（1.05吨/天）、采油速度低（0.21%）、采出程度低（2.40%）的“三低”特征，开发的最大瓶颈是“多井低产”，严重制约了超低渗油藏的采油速度和采收率，亟需探索致密油藏高效开发新途径。

随着长庆油田开发的低渗、超低渗透油藏所占比例日益增大，2016年股份公司优选华庆油田元284区开展转变注水开发方式先导试验，提出“转方式初期采取依靠整体体积压裂后准自然能量的开发方式、后期适时开展注水吞吐+异步注采能量补充的开发方式”的技术思路，实现“四大转变”，即渗流关系由注采窄面积渗流向体积开发立体渗流转变，注采关系由传统平面水驱向井间缝间驱替渗吸转变，改造强度由压裂单一裂缝向大规模改造复杂缝转变，驱油介质由补能水驱向高洗油效率驱油液转变。

为实现超低渗油藏的高效开发，采油十厂坚持转变观念，牢固树立“只有枯竭的思想，没有枯竭的能源”理念，对长6主力油藏地质特征进行了综合分析，依据油藏建模技术，利用相关软件建立试验区三维精细地质模型，开展油藏数据模拟研究。技术人员深入研究井网系统、注水方式、注水时机、油藏压力系统等，进行科学调整，并确立了合理的开发技术对策和技术参数，为华庆油田长6油藏实现高产、稳产指明了开发方向。

二、转变开发方式的发展阶段

2016—2017年，成立了由多部门多专业技术人员组成的转方式试验项目组，在华庆油田元284区块开展转变注水开发方式先导试验，按照“油藏、井筒、地面、管理”四位一体的工作思路，依据“综合治理、跟踪分析、注水先行、突出效果”的实施原则，创新治理思路，根据不同类型区块开发矛盾，依靠科技攻关，加大治理力度，实现了水平井体积复压从无到有的转变。

2018—2019年，补能+压裂驱油一体化技术取得突破，水平井、定向井日产油均创新高。

2020—2022年，建立渗流场重构理论，定型“体积压裂、综合补能、协同渗驱”一体化增产提采技术，工业化试验区累计投产144口，年产油规模达到20.5万吨，采油速度0.2↑1.1%，预测采收率由5.0%提高至17.4%，建成中石油首个20万吨级致密油藏转变开发方式示范区。

2023年至今，按照集团公司提高采收率“四个一工程”总体规划，在元284区的基础上，在白465、白257、白452、白239等7个区块扩大试验，提高超低渗油藏开发效果。

三、转变开发方式在华庆超低渗油藏的探索与实践

自2016年转变开发方式实施以来，采油十厂坚持解放思想、转变观念，积极探索超低渗油藏高效开发的新思路、新模式，实现了超低渗油藏高效开发，取得了阶段性成果。

（一）管理创新，建立适应转变开发方式的新型管理模式

一是质量把控精细化。坚持施工现场全过程监控，落实“补能作业抓计量、投产作业抓井控、井筒作业抓质量、基础资料抓全准、集输系统抓优化”，关键工序坚持专人现场监管，方案执行率提升9.2%。二是队伍管理目视化。坚持末尾淘汰机制，从生产组织、安全环保、施工质量三个方面开展月度考核，对排名靠后的取消试验井施工资格，营造了公平竞争环境，施工质量大幅提升。三是异常处置程序化。坚持“小问题不出井场、大问题不出庆城、重大问题件专家会诊”运行模式，建立问题协调沟通机制，制定标准程序，指导施工调整，试验以来未发生重大井控、安全环保事件。四是生产组织超前化。超前队伍准备、方案准备、井场准备，探索形成了“单井小组合、井组大联合”老油田工厂化作业新模式，水平井施工周期同比下降53%，压裂周期同比下降44%。五是设备设施升级化。坚持效率效益导向，强化设备设施创新升级，通过带压转层、动力设备、关键工器具升级，攻克降漏材料选型、窄间隙固井、小套管桥射、台阶套管桥塞泵送等多项难题，施工效率提升30%。六是经营效益最大化。在入井材料方面，利用复合型压井材料，单井实现降控20余万元；在补能方面，进行市场调研、测算成本，水费下降11元/方；在压裂方面，推行压裂液重复使用，探索水平井井筒再造桥射联作体积复压，达到最大化挖潜效果；在作业流程方面，实行工厂化连续批量作业，降低了施工成本。

（二）技术创新，形成了转变开发方式的实用技术系列

为提高单井初期产量、延长稳产期，采油十厂突破常规体积压裂范畴，在综合补能、参数等方面优化调整，以水平井、定向井、典型井为主线，研发新型驱油剂降低界面张力，提高驱油效率。水平井采用压前补能、老缝封堵、同步压裂的多技术集成体积压裂模式；定向井通过压前补充能量、强化改造参数、增加暂堵级数，试验后平均日产油达到2.6吨，地层压力快速提升，各类技术指标不断优化。

按照与油藏认识相结合、与综合治理相结合、与井网完善相结合、与转变生产方式相结合、与工艺进步相结合的思路，以油藏整体治理为核心，以精细注水为基础，强化“连片治理”的理念，不断深化体积开发理念，形成了以水平井密切割体积压裂、定向井压驱一体化、注水井压前堵水转采为核心的“压前补能、压中增能、压后蓄能、控压生产”的“补、压、焖、控”压驱一体化集成开发技术新模式；通过技术攻关，形成了以“流场重构、体积压裂、综合补能、协调渗驱”为主体的渗流场重构压裂驱油一体化技术，实现由单井点治理向连片集中治理、示范区治理的转变，油藏含水上升率和自然递减率呈现稳中向好态势。

四、转变开发方式的主要成果

华庆油田经过工业化规模应用试验，实现了由传统平面水驱向增能压裂+井间缝间驱替+渗吸转变，由单一基质/裂缝渗流向复杂缝网渗流系统立体渗流转变，由固定井别向无井别综合补能转变，由常规水介质向驱渗复合介质转变的“四大转变”，使油田增产模式和压裂改造技术发生了质的变化，采油速度和采收率同步提升，实现井间储量100%动用，开发效果改善明显。一是产量规模、采油速度大幅攀升。转变开发方式共实施300口，采油速度由0.2%提升至0.7%，年产规模由11万吨提升至43万吨。二是开发效益效果明显改善。自2019年试验技术取得突破，元284区自然递减大幅下降，由2019年9.3%持续下降至—1.3%，预测最终采收率达到12.3%，同比提高6.9%，投入产出比1∶1.8。三是科技创新成果亮点纷呈。转变开发方式项目先后形成20余项可复制、可推广的先进技术与管理模式，定型16项工艺配套技术及提质增效方案，在核心期刊发表论文20篇，申报专利19件，获得集团公司、长庆油田科技进步一等奖，多次在油气田勘探与开发国际会议等重要会议上向同行业介绍经验，在中国新闻网、中国石油网进行多次报道，受到业内广泛好评。

五、体会与前景

在转变开发方式实践探索中，更加深刻认识到只有枯竭的思想，没有枯竭的能源。只有敢于解放思想，突破思想禁区，方能采取革命性举措，打破困境，自主可控筑牢能源安全根基；更加深刻认识到资源有限、创新无限。只有坚持系统思维，地质工程一体化，方能实现技术突破，以科技创新驱动油气能源保供；更加深刻认识到唯有双轮驱动，才能精益开发。只有持续强化技术与管理创新双轮驱动，方能持续提升精益开发水平，在中国式现代化新征程中勇担使命。

目前，转变开发方式技术已逐步推广至整个华庆油田，按照“优先连片集中整装区域、优先油层厚度大、优先初期低含水高产、优先生产过程中未见水或见水方向单一、优先固井质量及井筒状况好”的“五个优先”选井原则，强化应用转变开发方式六大类27项提高采油速度关键配套技术，开展百万吨上产重点工程，进行扩大再试验。该技术已在大庆、新疆等油田取得良好效果，2025—2035年中石油计划应用压驱渗转方式模式覆盖地质储量约22亿吨，提高采收率10%，2030年实现1000万吨规模，实现转方式上产千万吨工程。（参考文献略）