中国老油田平均含水率高达90%，平均采收率只有 35%。老油田进一步挖潜空间较大，但老油田剩余油赋存规律与分布预测，水驱优势通道描述与深部调控，复杂油藏化学驱和微生物采油，以及通过井网调整、老井侧钻等成为制约老油田挖潜的难解之题。同时，非常规油气已成为战略性接替能源。中国非常规油气资源十分丰富，由于复杂客观的条件和现有理论和技术难以实现高效开发，针对非常规油气工程科技发展的前沿技术及制约中国非常规油气有效动用的问题，成为时下业内人士关注的焦点。
由《石油与装备》杂志举办办的“复杂油气田提高单井产量及采收率技术国际研讨会”日前在海口市召开。此次研讨会中，海口市政府相关领导、国际各大油服公司负责人、国内各大钻井技术研究院的资深专家、国内各大油田相关负责人，及数位国家工程院院士和国家科学院院士，针对当前油田采收率及复杂油气田增产问题进行深入探讨。
“复杂油气田提高单井产量及采收率技术”编号为 2011ZX05009 ，是国家“十一五”、“十二五”科技重大专项项目，是国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”的重要组成项目。目前该项目在储层评价技术、特低渗油藏增注控水技术、复杂结构井优化设计与钻完井控制技术取得了创新性成果，为中国油气勘探新领域地质评价方面提供了理论指导，为中国特低渗透等难动用储量高效开发与提高采收率提供了一定的技术保障。此次研讨会对该项目的技术成果做了全面介绍，并与业内资深专家进行了深入的交流，为国内油气田采收率的提高，复杂油气田的高效开发建言献策，促进中国油气产业大发展。
 
油气开采步入复杂区
在此次研讨会上，业内专家们一致认为，全球油气田易开采的时代已经过去，老油田挖潜增产、复杂油气田开发、非常规油气资源开发及深水、超深水油气资源开发将成为全球新的供应源。但从现阶段来看，全球石油产量的 70% 仍来源于老油田的挖潜，未来一段时间内老油田仍将是全球油气能源供应的主力军。有数据统计，若全球老油田采收率提高 1%，全球即可增产 50 亿吨石油，相当于世界两年的石油消费量。
中国若能提高老油田 1% 的采收率，意味着将再造一个大庆油田。随着老油田挖潜技术挑战的不断增加，全球油气开发步入了更为复杂的阶段。中国工程院的翟光明院士翟院士会上表示：“现在世界范围内发现的油气田，除大油气田外都非常复杂，而我国的地质条件更为复杂，给油气田的开发带来了更多困难和技术挑战，需要我们在生产技术和生产措施上有新的突破。
中国科学院高德利院士会上指出：“最大限度地把地下找到的油气资源开采出来，提高采收率是油气开发永恒的主题。”高德利院士认为，如何提高单井产量，国际上形成了一部分共识。提高单井产量，提高采收率要靠什么技术，现在国际上也存在不同观点。高德利院士提出，第一，井建成后，在生产过程中如何提高人工举升技术和系统效率非常重要。第二，油气生产过程中，动态监测与管理很重要。国外已经有了油藏巡视员，机器人到油藏里面转一圈就知道油气情况。第三，要关注采油的化学区和生物区。中国油气资源非常丰富，但发育的油气资源却很复杂，也说明了老油田进一步挖潜提高采收率的挑战还将增加。
 
突破非常规开采工程技术是关键
专家一致认为，当前中国非常规油气开采还未实现大规模突破。以页岩气为例，美国仅在 2013 年就达到了 3,000 亿方，而中国预计到 2020年才或将实现 300 亿方，即中国 7 年后的产量是美国 7 年前产量的十分之一。
然而中国页岩气资源量却是世界第一，页岩油为世界第三，深水领域的油气资源也很丰富，但由于复杂地质条件制约，工程技术的滞后，非常规油气开发的最终进展缓慢。目前世界最大的水平位移井超过11 公里，为萨哈林岛陆地向海洋打的水平井，最深垂深在北极圈克拉半岛，而中国水平位移最大为 8.2 公里，垂深8.4 公里。水平井工程中，钻井和压裂工程技术最为重要，其中页岩气分段压裂部分主要是桥塞技术，水平段压裂十几段就需要十几个桥塞。如果中国成功研发智能化桥塞，这项工程将变得更为简单，只需解封一提就可完工，大大缩短工期，节省上千万成本。
当然，这需要在水平钻井工艺方面实现突破。在定向钻井控制方面，旋转导向技术国际上很早就出现，但目前中国自行研制的多数旋转导向技术较低端，钻速不及美国一半。复杂结构井产能的提高取决于设计与控制技术的提高。未来桥塞的智能化、更安全高效的钻井、压裂、生产等工程技术也将继续逐一被攻关。