油气田开发新技术分类介绍

油气田开发科学与技术进展

一、摘要

油气田开发科学与技术随着油田开发的进行，不断地发展。近些年，世界各大石油公司对油气田开发的基础研究不断深化，对关键技术的创新也取得了许多原创性成果，这些新技术新成果主要有以下几个方面：油藏数值模拟技术、井建技术、采收率技术、稠油开采技术、天然气开采技术海上油气田开发技术及数字油田技术。

二、报告内容

2.1 油藏数值模拟技术

油藏数值模拟技术可用来对油气藏特征进行研究、对油气田的开发方案进行编制、对油气田开采中的生产措施进行调整优化，可以提高油气藏的采收率。

油藏数值模拟技术发展现状与趋势：

（1）油藏数值模拟技术发展现状

油藏数值模拟技术从20世纪50年代开始研究至今，已发展成为一项较为成熟的技术，在油气藏特征研究、油气田开发方案的编制和确定、油气田开采中生产措施的调整和优化以及提高油气藏采收率方面，已逐渐成为一种不可欠缺的主要研究手段。油藏数值模拟技术经过几十年的研究有了大的改进，越来越接近油气田开发和生产的实际情况。油藏数值模拟技术随着在油气田开发和生产中的不断应用，并根据油藏工程研究和油藏工程师的需求，不断向高层次和多学科结合发展，将得到不断的发展和完善。

目前，油藏数值模拟的主流软件系统一般均提供了一整套一体化的油藏模拟模型，包括黑油模型、组分模型、热采模型（SURE没有）等，还包括了用于辅助粗化、网格化和数据输入的综合前处理软件；模型结果分析和3D可视化的后处理应用软件。因此它能单独用来作数值模拟研究。

主要包含以下五个：ECLIPSE、VIP、CMG、WORKBENCH及SURE，其中，前四项为老牌软件公司，技术较成熟，特别是ECLIPSE和VIP，占据了世界80%以上的应用市场份额；SURE软件相对较新，但由于在技术上有较大的创新，故发展很快。

（2）油藏数值模拟技术发展趋势

很多国外的巨型石油公司都自行开发和维护自己的数值模拟工具，以满足他们及其巨大的需求。由于油藏本身的复杂性和工业界对开发方案的更高的要求，高性能的油藏模拟器一直是业界不断努力追求的目标。国外的很多大学和公司都在这一方面投入的巨大的人力物力，也取得了非常显著的进展。现代的油藏模拟器向着高速，多功能集成，系统耦合模拟的方向发展。

1）在模拟速度方面，新型线性求解器，如限制压力留数法多级求解器；新的数值格式，如使用IMPES，IMPSAT，FIM的多级自适应隐式格式；新的相平衡算法,可以把对于组分模型至关重要的相平衡计算速度提高一个数量级；并行计算方法，程序可以运行在多个CPU机器，或PC集群上，并随着CPU数目的增加，运行速度有显著的提高。

2）多功能集成方面，现代数值模拟器集成了越来越多的功能，并且倾向于使用统一的版本，便于维护和再开发。例如在一个模拟器中整合黑油，组分，热采模型；整合全隐式，压力隐式和自适应隐式等不同格式；整合结构化和非结构化网格系统，整合传统井模型和智能井模型。

3）在系统耦合模拟方面，现在油藏模拟器的模拟对象已经超出了油藏，而是对整个油藏系统（包含油藏，井，地面管网、设备）进行全隐式的模拟。而以前的各种努力通常是分部模拟，使用简单的曲线显式地链接起来。全系统的耦合模拟可以达到更精准的效果，只有依赖于这样的模拟器，才能实现真正的全局优化。

2.2 井建技术

井建技术主要包括水平井、多分支井和智能井等多种井的井建技术。其中水平井经过多年的研究发展，已经有了十分成熟的技术水平；而在多分支井方面，近年出现了鱼骨型水平多分支井钻井技术、智能多分支井钻井技术和膨胀管定位多分支井钻井技术等新技术;而对于智能井技术，是一种将油藏动态实时监测与实时控制结合在一起的技术，它可以有效提高油气田开发过程中的经营管理水平，而我国在这方面的研究还处于相对的空白阶段，与国际大石油公司有着较大皇轰距。

水平井、多分枝井、智能井等建井技术发展现状与趋势：

（1）水平井、多分枝井、智能井等建井技术发展现状

世界上最早的水平井于1937年诞生在前苏联，1939年美国也开始钻水平井，但是在20世纪80年代以前，水平井技术仍处于研究与开发阶段。20世纪80年代，国外水平井技术已得到很大的发展，并在低渗、稠油、裂缝等油藏中获得了成功的应用，但是，在80年代，水平井仍处于单井采油阶段。20世纪90年代以来，由于钻井技术的不断发展，水平井在油田开发中得到了成功的应用，不但提高了单井产量，而且提高了油田的采收率。随着钻井技术的发展，水平井和大位移井的水平位移已经超过10000米，这使得水平井和大位移井的泄油面积明显增大，因此，在油田开发中的应用越来越广泛。水平井在天然裂缝油田、稠油油田和海上油田都获得了成功大规模的应用，并获得了明显的经济效益。目前水平井钻井成本平均为直井的1.5～2倍，甚至有的水平井成本只是直井的1.2倍；水平井产量平均是直井的4～8倍。多分枝井是上世纪90年代在水平井技术上发展起来技术。多分枝井可以在主井筒的基础上，对一个以上油层钻接多个分枝水平井眼，达到一口多分枝井开采多个油层的目的，其效果是一井高产，在提高油藏采收率的同时，还可以有效地降低吨油成本。据2003年2月10日《油气杂志》统计，全世界共钻（一至六级）分枝井2481口，主要分布在美国Austin白垩纪地层、加拿大、委内瑞拉的重油及北海等复杂地层中。

据北美和北海油田的2000年统计，直井、水平井和多分枝井的吨油成本比分别为1:0.48:0.39和1:0.77:0.86。上世纪90年代中后期，世界大量油气发现从陆地转向深水、高温高压地区，大斜度井、水平井、大位移井和多分枝井应用越来越多，由于生产难以控制，常规完井方式受到挑战，随着水下控制系统、光纤传感系统和各种井下仪表、滑套和安全阀等技术的日臻完善，智能完井技术应运而生，其发展正在使油藏管理水平和生产经营模式产生飞跃性的变革。智能井可以减少或完全消除对井的传统干扰，为降低成本提供了很大潜力。在智能井中作业者可以通过地面遥控能够“随意”实现单井多层选择性生产和注入，而不必采用钢丝绳、连续油管或油管修井方法来完成这些转换。通过永久传感器，可对井下参数（各井段的压力、温度、流量、流体性质和地震监测情况等）进行实时测量、传输、分析与优化，避免了生产测试和作业的干扰，实现了油藏“闭环”的经营管理。智能井与分枝井的结合使其发展前景更加广阔，截止到2003年，世

界上能够实现分支控制的智能井达到了152口。

（2）水平井、多分枝井、智能井技术发展趋势

目前国外水平井、多分枝井、智能井技术发展趋势表现为：1）油气井设计向集成系统发展：即以提高成功率和综合经济效益为目的，结合地质、地球物理、油层物理和各工程技术，对油气藏进行地质评价和筛选，综合优化设计井型与井眼轨迹；2）油气井控制从地面控制、干扰作业向井下智能控制、无干扰作业发展；3）数据采集、处理、解释与生产优化向实时化的闭环方向发展；4）应用范围逐步扩大。

2.3 采收率技术

所谓采收率，是指在某一经济极限内从油气藏原始地质储量中可以采出的石油(气)量的百分数，也就是可采储量与原始地质储量的比值。显然这一指标明确反应出了油气田的开发效果，是石油天然气资源是否得到有效利用的关键指标。

通常提高采收率技术在国外指EOR和IOR技术。EOR最初的基本概念是针对水驱后剩余油和重油，通过各种新技术、迫使其流动，从而提高原油采收率的过程。IOR的基本思路就是因地制宜、因时制宜，综合应用各种技术手段，造成有利的地下水动力条件，增加波及体积，使原本处于封闭状态的油流动起来，继而被采出。所以IOR技术是所有成熟技术或新技术的集成应用，核心是确定剩余油的分布、增加波及体积和增加驱油效率。

提高采收率技术发展现状与趋势：

（1）提高采收率技术发展历程

在上世纪七十年代和八十年代早期，受油价和税收政策的激励，EOR项目迅速增加，特别是在美国和加拿大。但八十年代中期油价下跌以后EOR项目由于经济性欠佳，开始萎缩，特别是化学驱项目，例如美国EOR项目总数从1988年的266个下降到2004年的143个,其中化学驱项目从124个下降到4个（其中3个仍在试验中，仅有1个有经济效益），为适应新的形势，八十年代后期到九十年代早期，提高采收率在概念上有了一个明显的转变，既从单纯强调水驱后EOR 发展到强调改善二次采油为主的IOR，报道中经常出现的是EOR/IOR技术。

随着油价的攀升和技术的进步，在世界能源需求日益增长的情况下，对提高采收率技术又提出了新的需求。许多作业者将最终采收率的目标提高到了70%以

上，这决不意味着去开展一些特别复杂的、难以实施的提高采收率项目，而是要集成应用现有的各种成熟技术和新技术，包括低成本的建井技术、低成本设施、改善流体分布技术、油藏成像技术等等。在此基础上还要求研发各种目前还没有的创新性技术。

（2）提高采收率技术发展现状

目前提高采收率的主要技术以热采和注气为主，化学驱主要集中在我国，微生物提高采收率技术目前尚不成熟，但未来20年会有较大进展。据《油气杂志》2006年统计，世界EOR产量8716万吨/年，占世界总产量的2.23%，其中热采产量5770万吨/年，占66%；气驱产量3233万吨/年，占37%；化学驱产量占0.88%。热采是世界第一大EOR方法，产量最大，占66%。主要分布在美国、加拿大、委内瑞拉、中国、印尼等国；气驱是世界第二大EOR方法，当今世界发展最快的方法。其中CO2提高采收率又是气驱中发展最快、前景最为看好的方法。注气技术应用有日益上升趋势。在美国和加拿大，注气技术已成为一项成熟技术，它不仅可作为一次采油手段用于新油藏的开发，也可作为三次采油手段用于水驱后油藏提高采收率。当用于水驱后油藏时，其开采对象主要是水淹带内被束缚在地层中的残余油，采收率可提高10％。化学驱主要集中在我国。化学驱提高采收率的幅度较大，但最大的问题是成本和环境问题。微生物驱尚在探索试验阶段，还没有大规模的应用。

（3）提高采收率技术的发展趋势

提高采收率技术的发展有四大主要趋势：一是以提高剩余油预测精度为基础；二是以加密井提高波及体积和效率为首选；三是注重发展以替代气源为主的低成本注剂，强调环境效益，发展环保、驱油联产技术；四是发展数字油田提高采收率。

因此提高采收率新技术发展集中在：集成应用4维地震、井间地震、成像测井、油藏工程等油藏精细表征技术准确确定剩余油的分布；利用水平井、多分枝井、多目标井、智能井、过油管旋转钻井(TTRD)侧钻等技术直接开采相对富集的剩余油区；利用各种交联液、泡沫、智能液等进行调堵和深部液流转向驱替，提高波及体积和驱油效率；发展注天然气、水气交注、空气低温氧化、火烧油层等技术降低注剂成本；发展注烟道气、CO2注入、CO2捕获（特别是发电厂、炼厂

等下游项目）驱油联产、产出水处理、微生物采油等技术提高驱油、环境综合效益；同时注重发展新工艺（如TOE-TO-HEEL、水驱后降压开采等）进一步提高采收率。数字油田可以实现实时监测、实时数据采集、实时解释、实施决策与优化的闭环管理，可以将油井、油田及相关资产相互联系起来统筹经营与管理，因此是提高采收率的有效途径和发展方向，特别是在注剂比较昂贵的情况下。目前随着油藏动态监测技术（微震技术、3D、4D地震技术、井下永久监测技术、测井、油藏模拟等多学科综合监测）和水平井油井管理（水平井段分段封割技术和分段生产控制技术等）和油藏管理技术的进步与成熟，数字油田提高采收率已经前景十分明亮。

2.4 稠油开采技术

稠油占我国石油储量比重较大，我国针对稠油特稠油难采储量的有效利用问课题进行了相关研究。近些年来我国也在进行稠油蒸汽驱、蒸汽驱水汽交替驱和水平井开采稠油等方面的试验。但是目前我国采用的热采稠油技术面临着相应的生态环境问题，所以在稠油溶剂开采和热开采方面的复合方面还有很大的发展潜力。

全球石油资源约有一万多亿吨，常规原油只占其中的大约30%，其余都是稠油、超稠油和沥青。在石油需求强劲、油价高企、常规原油产量下降的背景下，石油工业在全球许多地方的重点正在转向稠油开采。

稠油开采技术发展现状与趋势：

（1）世界稠油开采关键技术发展历程及现状

世界稠油开采技术发展历程：稠油开发在流体分析和提高采收方面都给我们带来新的挑战和困难，然而通过采用新技术以及对常规油藏开发方法进行改进能够实现对稠油油藏的有效开发。当今世界重油技术的发展主要围绕两点：一是降低生产成本，二是提高重油价值。

目前世界稠油开发技术主要有两大类：一类是热采技术，包括：蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力驱、火烧油层、热水驱等，适用于重油、超重油及油砂，目前应用最为广泛；另一类是冷采技术，主要包括出砂冷采技术和水平井、分枝井冷采技术等，适用于在油藏条件下能流动的重油开采，这类技术由于成本低，发展前景看好；还有一类是浅层油砂的矿采与抽提技术。前沿技术包括溶剂注入

与抽提（VAPEX）技术、微波采油技术、微生物采油技术、井下蒸汽发生技术、井口减粘裂化技术、离子电弧技术、从端部到跟部驱油工艺等都处于试验中，目前尚没有商业性应用。

（2）世界稠油开采技术发展趋势

目前重油开发技术的发展趋势概况为：以油藏精细表征为基础，以热能管理为核心，以动态监测为手段，以技术集成应用为特点，以油藏管理最优化为目标，注重节能降耗，联产增效，实现资产经营效益最大化。几项关键技术的发展趋势主要表现在：蒸汽吞吐技术和蒸气驱技术。目前属于成熟技术，是世界重油开采应用最广的技术。如在加拿大、委内瑞拉、美国、印尼、中国的重油开发中都得到普遍应用。

蒸汽吞吐技术操作成本相对较低，因为仅加热处理井眼周围地层，所以采收率也较低，一般为15％～20％。蒸汽驱采收率较高，一般能达到20％～40％，但是蒸汽驱技术目前还没有成功逾越中深层、大斜度油藏蒸汽驱的难关。

蒸汽辅助重力驱（SAGD）。以水平井和热采技术结合为特点，自上世纪80年代以来在加拿大和以世界多个地区都有成功试验和商业应用，该技术正以采收率高（高达60％）、见效快显示出广阔的发展前景。但热采技术的应用都面临能源消费量较高、温室气体排放量较高的问题。水平井、分枝井利用螺杆泵、电泵冷采在委内瑞拉等地的成功应用，为重油开发开辟了一条低投入、高产能、低操作成本、环境友好的新技术，但这项技术采收率也较低，一般为5％～10％。出砂冷采技术也类似，采收率较低，一般仅适于厚油层（5～20米），不适于油砂、沥青油藏开采，也不适于有活跃水层的油藏开发。

溶剂提取法（VAPEX）是一项相对较新的技术，目前正在加拿大进行试验。该工艺使用混合气体注入，包括甲烷、二氧化碳、丙烷等，这些气体溶解于重油中，通过化学方法降低原油黏度改进油的流动性。与SAGD相比，VAPEX大大降低了能量消耗，而且不排放大量的温室气体，将来可能大有用武之地。从端部到跟部注空气火烧油层技术（THAI）组合了垂直注气井和水平生产井，可实现全新的火烧油层方式。这种方式将一组水平生产井平行地布在稠油油藏的底部，垂直注人井布在距离水平井端部一段距离的位置，垂直井的打开段选择在油层的上部。THAI技术的重要特征是：燃烧前缘沿着水平井从端部向跟部扩散，并在燃

烧前缘前面迅速形成一个可流动油带。该流动油带内的高温不仅可以为油层提供非常有效的热驱替源，也为滞留重油的热裂解创造了最佳条件。另一方面，生产井中还装有移动式内套筒来进行控制。相对于燃烧前缘，可连续调整内套筒以维持生产井射孔段长度不变。

2.5 天然气开采技术

天然气因其清洁和高效性，对于改善我国能源结构、保护生态环境都有着极大的优势，因而天然气的开发及利用也越来越受到国家的重视。随着天然气新区的地质条件越发复杂，开发程度的加深，老区挖掘难度的加大，在各个气田推广低渗储层改造、复杂机构井、排液采气、增压开采等新技术有着十分重要的意义。

地球上拥有丰富的天然气储量，与其他化石燃料相比，天然气燃烧时产生的二氧化碳和残留物质（烟灰和焦油）较少，因而需求量很大。此外，天然气用于热—电联作发电站发电时，能源利用效率很高。在过去的30年里，全球天然气需求持续上升，其上升速度高于任何其他燃料。1980年，天然气消费占世界能源消费总量的17%，如今，这个比例已升至21%。据国际能源署预测，这一比例还将继续升高，2030年可能达到23%。虽然全球天然气资源非常丰富（约为18兆立方米），但有些天然气（如致密气、高含硫天然气等）需要采用特殊的开采技术和处理工艺。

低渗致密气田开发技术：

致密气藏因其渗透率低而得名。这类气藏潜力巨大，在世界各地都有分布，但目前确认的主要分布地区在北美和中国。致密气藏在已探明气藏中约占10%～15%，相当于20～30万亿立方米的天然气。致密气藏的孔隙度处于平均水平（介于3%～5%和15%～20%之间），但基岩的渗透率极低，比常规油气藏低10,000倍。虽然天然气的粘度不高，但钻入致密气藏的生产井的自然产能极低，有时甚至为零，必须采取复杂的钻井工艺及水力压裂等增产措施。因此，提升致密气藏资源价值，一直是一项难度大、成本高的工作。这从另一方面也解释了致密气藏一直未得到开发的原因。但是，迅速发展的技术、有利的经济环境以及能源需求的压力，使开采致密气藏变得经济可行。

高含硫气田开发技术：

在现实条件下，含硫气系指二氧化碳含量超过几个百分点或硫化氢含量超过

2～3ppm的天然气。硫化氢通常还伴有硫醇等有机硫化合物，甚至还伴有COS 或二硫化碳。所有这些化合物都具有腐蚀性，在高温高压环境下腐蚀性则更大，这意味着任何与气流接触的设备都必须采取特殊工艺加以处理。另外，硫化氢毒性很大，即便浓度达百万分之十时，也需采取安全防护措施。这一切都表明，含硫化氢过高的天然气在市场竞争中处于劣势，也就是说，生产者只有采出更多的此种气体，才能经处理而获得数量相当的具有商业价值的天然气，而处理工艺既复杂又昂贵。距离消费地最近且最具价值的天然气通常都最先得到开采。中东、俄罗斯和东南亚等地的含硫天然气资源十分丰富，在未来其产量可能占据较大份额。

2.6 海上油气田开发技术

从上世纪五十年代开始，我国就开始了海上油气田的勘探工作，而我国海上油气田的开采率相较于陆上还有很大潜力。但是由于我国海洋油气田的开发较晚，科研技术比较落后，深水工程技术能力十分薄弱，缺乏核心技术又难以引进外国技术，所以跟国外先进大石油公司相比还有着极大差距。

随着全球能源需求的不断膨胀，陆上大型油田日益枯竭，于是人们逐渐将目光投向海洋，因为那里有着很多未探明的油气储量。尽管过去由于技术不成熟人们对海洋望而却步，但自“深海钻井平台”出现后，人类就开始向几百甚至几千米的海洋深处“进军”。深水将是未来全球油气战略接替的主要区域，深水油藏的勘探开发也已成为跨国石油公司的投资热点。

海上油气田开发技术发展现状与趋势：

上世纪50年代，海上石油钻井平台才首先出现在美国，开始海上油气的地质勘探和开发。人类半个多世纪的海上油气勘探开发迅猛发展，海上石油产量一直稳步增长。从区域分布来看，墨西哥湾、巴西和西非及北海等海域集中了全球约70％的深水勘探开发活动，成为深水油气勘探开发的热点地区，主导了全球深水油气开采的潮流。

近年来，在全球获得的重大勘探发现中，有一半来自海上，特别是深水区域。据道格拉斯?伍德公司和油田系统工业数据公司的资料，当水深在500～1500米时，世界油气田的平均储量规模随水深而大幅增加，深水油气田的平均产量规模明显高于浅水油气田。许多深水勘探技术领先的公司往往更乐于进行深水勘探，

大型跨国石油公司成为深水勘探开发的主力军。目前，深水油气储量居世界前十位的公司是：BP、埃克森美孚、壳牌、巴西石油、道达尔、埃尼、雪佛龙、挪威国家石油、加州联合石油和BG公司。这10家公司2003～2007年的深水油气开发产量将占世界产量的73％。深水项目较之常规油藏，需要克服许多难题。深水环境非常恶劣，海底温度极低导致原油凝结、气体形成冰状水合物，而且海底压力非常大，技术人员不得不远程操作。波浪和水流变化对设备产生很大的作用力。深水钻井会遇到松散储层、不稳定土壤层、高压和极低温，这些都需要新技术和新材料支持。

深水区域以其丰富的资源潜力，吸引了众多石油公司的关注，然而由于经济、技术等方面因素的制约，多数小公司对深水油气勘探是心有余而力不足，而具有雄厚资金、技术实力以及管理经验的大型跨国石油公司，就成为深水勘探开发的主力军。目前，BP、埃克森美孚、壳牌等全球十大石油公司拥有2003～2007年世界深水油气开发产量的73%。目前，海上油气田开发主要呈现三大趋势：（1）海上油气勘探开发领域和作业范围不断加大。墨西哥湾、西非及巴西等海域将继续引领全球海洋油气勘探开发潮流，同时许多前景看好的海上新区将陆续投入勘探，如东南亚及澳大利亚大陆架海域、孟加拉湾、里海地区及两极大陆架地区。其中，北极地区海域发育30多个沉积盆地，勘探面积330多万平方千米，油气资源丰富。

（2）深水的概念和范围不断刷新。随着海洋钻探和开发工程技术的不断进步，深水的概念和范围不断刷新。90年代末，水深超过300米的海域为深水区。目前，以大于500米为深水，大于1500米则为超深水。据估计，海上44％的油气资源位于300米以下的水域，其中墨西哥湾深水油气资源量高达50亿～70亿吨油当量，约占墨西哥湾大陆架油气资源量的40％以上，而巴西东部海域深水油气比例高达90％左右。

（3）海上油气开发新工艺与新技术不断发展。在一系列钻井新工艺如高压喷射钻井、近平衡钻井、定向钻井、大位移钻井、水平钻井、多枝井钻井等成功推广应用之后，近年斯伦贝谢公司又推出了套管钻井新工艺，它可使钻井下套管等作业总体效率提高35～40%。先进完井技术如：智能完井技术、油管传输负压射孔技术、油管传输负压射孔技术与地层测试器联做技术、过油管射孔技术、一

次多层射孔和一次多层防砂技术（ONE-TRIP）、压裂防砂技术（Frac-pack）、酸化解堵技术等为提高油气井产能，优化油藏经营提供有力支持。

（4）滩海油田开发向钻采作业设备一体化、海上油田开发向深水作业方向发展。滩海油田技术开发技术向钻井、试油、试采、采油和作业一体化平台、安全高效和灵活易动的装备方向发展。配套形成的海油陆采技术，使钻大位移井超过了10000米以上，提高了滩海油田综合开发效益。海上油田开发向深水钻井、完井及采用浮式生产设施和水下回接技术、恶劣环境下作业的方向发展。开发了系列配套水下作业技术（水下混输技术、深水大排量混输泵、水下供配电系统、水下作业机器人、水下采油树、水下多相计量技术等），满足海上油田安全、经济、高效开发总体要求。

总之，海上油气开发的发展，精细油藏表征是基础，装备发展是关键，技术创新是核心，环境保护是制约，优化油藏经营是目标。对此技术发展趋势为：油藏表征向精细化方向发展，装备能力向适应深海环境发展，技术应用向集成化方向发展，生产控制向智能化、实时化方向发展，油藏优化经营向闭环化方向发展。

2.7 数字油田技术

“数字油田”的概念如今被越来越多的人提起，但是真正意义上的数字油田目前还没有公司可以做到，大部分只是油田的“实时管理中心”。我国大庆油田提出的数字油田的基本框架主要分为七个层次，由下而上是环境层、数据层、知识层、模型层、应用层、集成层、战略层，这种分层方法得到了普遍的认可。

实现应用三维和四维成像处理技术和实时勘探开发方法的数字油田构想全球的大型石油公司都面临着一个共同课题。国际上许多著名大油公司如BP、壳牌、雪佛龙、埃克森美孚等都在积极发展自己的“数字油田”技术。

数字油田技术发展现状与趋势：

数字化是21世纪的发展趋势，数字油田是一种虚拟现实表示，属于一种特殊系统，这个系统集成了油田数据、信息、软件和知识，是空间性、数字性和集成性三者的融合统一，使人们可以观察到油田的自然和人文信息，并与之互动。建立数字油田是一个系统工程，而建立数据银行和信息平台是建立数字油田的基础。数字油田的建立对于石油工业增加储量、提高产量、降低成本方面必将发挥重要的作用。2003年世界著名的剑桥能源研究所（CERA）公布的一项最新研究

成果指出，由多项新型数字化技术构成的数字油田，将在未来5～10年内使全球原油储量增加170亿吨，同时能够提高油气采收率2～7%，降低举升成本10%～25%，提高产量2%～4%。数字油田技术将大大扩展石油工业的发展空间，为石油行业展示出了一个更广阔、更美好的发展前景。

根据雪佛龙公司的分级系统，数字油田的升级换代在完善油田信息化建设的基础上经历了四个层次，即实时监测、实时分析、实时优化和经营模式变革等，迄今为止，世界上大多数数字油田远未达到第四个层次。未来数字油田的发展趋势主要表现在以下几个方面：

（1）各技术流派趋于统一。由于各方的视点不同,对数字油田的理解也不尽相同,因此产生了各种流派,主要包括:数字地球流派、地质模型流派、工程应用流派、信息管理流派和企业再造流派。前4个流派可以归结为狭义数字油田的范畴，企业再造流派即指广义数字油田。各技术流派产生的根本原因在于对数字油田内涵理解的片面性，在不同的阶段、不同的视角具有不同的认识是十分自然的现象。特别是，信息化建设领域的技术人员与具体的用户在认识上肯定存在较大的偏差，信息技术人员注重整体结构和实现的技术，而用户更注重实际的应用效果。但是，随着各方人员沟通的深入,接触面将日益增大，认识将逐步统一，思路将渐渐一致。因为建设目标是相同的，而目标是引导各流派发展的最终动力，所以最终的结果必将是从片面走向全面,建设内容趋于统一。

（2）信息技术与石油专业应用结合日益紧密。以往的信息化建设比较多地关注网络建设和软件系统开发，而专业应用领域一直保持着较为独立的地位。勘探、开发等应用领域仅仅将软件、数据库、网络视为生产和科研的工具，对信息技术对业务流程的优化、信息共享的重要意义以及ERP等没有深刻的认识。随着油气勘探开发难度的日益加大，信息技术已经成为解决勘探技术瓶颈、提高油田开发水平的必备支援，这大大促进了信息技术与勘探开发业务的紧密结合。

（3）统一应用平台的搭建将取得较快进展。目前困扰油田信息化建设的主要问题之一就是统一应用平台的建立。特别是勘探开发一体化应用平台是其中的难点。以往由于数据标准的不统一，以及应用软件主流的不确定，给一体化平台的搭建带来了巨大的阻力，这个问题将被逐步解决。值得注意的是，在数据层面的集成和整合将大大降低应用系统集成的难度和工作量。很多问题可以在数据层

面得到解决，这将降低应用系统集成的成本。

三、总结

油藏数值模拟技术、井建技术、采收率技术、稠油开采技术、天然气开采技术海上油气田开发技术及数字油田技术都在不同程度上取得了突破，但在很多方面仍存在亟待解决的问题。在当今国际形势下，我们更应该努力研究不断创新，把越来越多的科技成果运用到油气田的开发过程中去。

四、参考文献

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