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答带你了解油焖大虾

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油焖大虾

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油焖大虾

油焖大虾，是一道鲁菜。主要食材为清明前渤海湾的大对虾，使用鲁菜特有的油焖技法。这是一道历史悠久的名菜，鲜香甜咸四种味道相辅相成，回味无穷。近些年流行的油焖大虾是起源于湖北潜江的鄂菜，使用的是淡水的鳌虾（俗称小龙虾）制作，与鲁菜的油焖大虾不同。

中文名称

油焖大虾

口味

麻辣香

主要食材

对虾、小龙虾

英文名

Braised Prawns

分类

鲁菜、湖北菜

鲁菜

油焖大虾

主要材料

草虾250 克、香葱2 根、酱油1汤匙、料酒适量卖历、盐少许、油适量

具体做法

1.草虾去除虾线，洗净沥干备用。香葱洗净后切段备用。

油焖大虾

2.锅中加油烧热，放入香葱段炒香。

油焖大虾

3.在锅中加入草虾、酱油、中毁搜料酒和盐，翻炒均匀即可起锅。

湖北菜

油焖大虾

江汉的大虾应该是属于“螯虾”，一种淡水虾，和澳洲淡水龙虾是亲戚。

在六十年代初，江汉平原灭血吸虫，引进这种虾是为了消灭血吸虫的寄宿体——钉螺，从天津一带引进这种虾，投放在江汉平原一带的水域,这种虾繁殖能力很强，于是就有了现在的规模.吃虾盛行大概是在上世纪的90年代中后期，那时只吃“虾球”，很少整只吃,“五七油闷大虾”的由来一般的说法是江汉油田五七钻前“小李子油焖大虾”最先做的，后来钻前家属区一带的所有餐馆都开始做这道菜，“五七油闷大虾”由此得名并盛行至今。去年，由于当地居民反映吃虾严重扰民，由江汉油田管理局有关部门和五七地区几家单位协调，在五七俱乐部后面集中兴建小吃一条街，发展到现在的虾市——“五七油闷大虾城”。

传统的油焖大虾比潜江的“五七油闷大虾”更偏重于健康和养身，经过几百年的沉淀，在营养健康和口味口感上达到极致，即保持了原料虾的营养最小的流失水平，又在口味口感上适应众口难调的食客。

由于“五七油闷大虾‘口味偏重，放入的香辛料和中药并不适合所有人体质，在江汉油田百姓中早已不用这种过时的做法，现在江汉油田老百姓家中的餐桌上，更多的是用蒜蓉、鹌鹑蛋或土豆、少量花椒和辣椒制作的口味轻，龙虾香气更纯正的新式”油焖大虾余悔“，适应了当代人追求健康饮食的潮流。

油焖大虾

1油焖大虾使用的主料是“对虾”。并不是因为它们雌雄成对，而是因为旧时在市场上出售此虾时，常以一对为单位来计数计价。对虾，因其体大，也称：“大

答按中国海油勘探监督手册地质分册（1997.3）规定，稠油系指在温度20℃条件下，原油纳宽相对密度介于0.900～0.940之间的原油；或按我国石油工业行业标准SY/T6169-1995规定，称为稠油的原油系指在油层条件下，原油黏度＞50mPa.s，通常相对密度＞0.920的原油。

我国在近海油田中，稠油油田基本探明地质储量占海域全部基本探明地质储量的65%，渤海稠油油田地质储量占渤海全部储量的85%，且多集中在一些亿吨级到几亿吨级的大型油田中，可见其举足轻重的地位。更为重要的是，渤海海域是中国海油未来5年原油产量跃升的主要海区，提高稠油油田开发效果和采收腔燃率，是关系到中国海油近期产量大幅度上台阶、今后持续高速发展的重大战略问题。

一、海上稠油油田开发新模式

（一）目前国内海洋油气田开发生产的主要模式

海洋油田的开发模式基本上承袭了陆上油田的开发模式：首先进行一次采油，在开发初期，依靠油藏自身能量开采出部分原油，这期间的主要投资是打井，采油方式是自喷、下泵举升。当地层能量降低到一定程度时，就施以保持地层能量为主要目的的注水、注气开发，进入所谓的二次采油阶段，这期间的主要投资是建立注入系统（包括注入设备、管网等）。迄今为止，国内外海上油田都未采用三次油技术。CNOOC的“十五”规划和2015年发展规划就是按此模式做出的。

从石油工业的发展历史看，一、二、三次采油的原油开发模式的形成是石油生产实际过程，也是人们对石油开采规律的认识不断深入的结果，是石油开发技术不断进步的体现。

（二）这种模式的主要问题

该模式已经被众多陆上油田证明在技术和经济上都是成功的，海上油田采用该模式有利于减少风险，因为其投资是分阶段进行的，且相对分散，利于资金回收。国内外海上油田的开发生产成功实践也证明，利用这种模式来开发我国的海上油田是可行的，但它的问题也很明显，存在着巨大的改革余地和发展潜力。

由于高含水期提高采收率、进一步高产稳产的三次采油技术在国内外并未完全过关，油田现行的开发模式事实上是以水驱提高采收率最大值为基础进行开发方案设计的。一、二阶段划分相当严格清楚，三次采油阶段只作为一种设想而未考虑进去，使实际采收率不超过30%，这样使油田开发生产时间很长，采收率不高，原油洞圆亮产量不高，或高产稳产期短，含水上升快。即使三次采油提高采收率的技术过关，能够实施并达到设计要求，使最终采收率也有所提高，但油田开发期却因此而大大加长。在采收率一定的情况下，油田开发期越长，就意味着其经济效益越低，换言之，这种模式的效益必然不高，或者说现在的油田开发效益的提高尚有巨大空间和余地。

另一方面，从理论上讲，石油勘探开发的核心业务都应同时着重进行两项工作，一是大力进行勘探，尽可能增加储量，一是努力提高原油采收率，以最大限度利用已掌握的资源。但是迄今为止，国内外的石油公司由于历史、社会、经济和传统观念的影响，在制定其核心业务的发展战略时，重点首先在加大勘探力度、增加储量上，对油田开发的重点是如何提高单井产量和油田产量，以及如何延长高产稳产时间，而为实现高产稳产在很大程度上也依赖于找到新储量和动用新储量，很少谈到以尽量提高现有油藏采收率为目标来保证做到高产和稳产。因此多年来一直对水驱后进一步提高油藏采收率的三次采油技术重视不够，以至于至今提高水驱后油藏采收率技术的三次采油技术未能有所突破，这也是这种模式能够一直存在的重要原因。

在现在科技进步已经使这种技术的解决成为可能的情况下，如果把提高油藏采收率作为核心业务的发展战略目标，则有可能为我们核心业务的发展带来更为广阔的发展空间和更大的潜力。因此，现有模式不是适应海上油田开发生产特点的最佳模式，应对其进行实际改革，建立起海上油田开发生产的新模式。

（三）新模式的基本思路

受海洋油田开发环境、特点以及自然条件等因素的限制，海洋石油开发更应该以提高原油采收率和经济效益为中心，即在相对较短（平台使用期）的时间内，在同时考虑最大经济效益和最高原油采收率前提下，快速、高效地开发油田。

如何充分利用先进的原油开发技术，将更多的原油经济快速地开采出来，不仅是经济效益的要求，更是保护资源、合理利用资源的要求。如果以最大限度利用石油资源为目的，目前的做法应该是，根据目前石油开采的最新技术成果和油藏条件，先制定原油采收率目标（特别是在目前大幅度提高采收率的三次采油技术将有可能有所突破和发展的时候，这一点更为重要），再根据海洋油田开发的特点（时间限制）和开发技术现状，反过来制定开发模式、进行经济评价、制定开发方案，从而有可能打破现有模式，带来开发观念的更新，带来更大经济效益和社会效益。

近5～10年来，原油开采技术和为原油开采服务的相关技术领域有很大进步，为海洋石油开发模式的更新和开发效益的提高奠定了技术基础。这些技术包括：提高油井产量类技术（包括水平井采技术、压裂防砂技术、井下举升技术等）、提高原油采收率类技术（如聚合物驱、复合化学驱等）和高分子化学、胶体化学、表面化学及化工合成技术等。在充分考虑这些技术进步的基础上，重新审视、论证海洋油田的开发模式，在促进海洋石油开发技术进步的同时，也必将促进我国相关领域的技术进步。

因此新模式的基本思路是：以目前原油开发领域的最新技术为依托，以最大限度提高原油的采收率为开发指标，以最大经济效益为目标来制定开发方案。

（四）新模式的基本含义

依靠科技进步和科学化的管理，以大幅度提高现有油藏采收率（由20%～25%提高到35%～40%，甚至更高）为基本出发点，来规划、设计发展中国海上油田的开发、生产与经营，在有限的开采期限内，使现有的油气田发挥最大的经济效益，获得更多的原油产量。

a．以尽量提高油藏采收率为开发生产的战略目标（而不是以现有技术能够达到的采收率为目标）进行开发方案设计。①核心业务中，把加大勘探的技术资金投入以寻找更多的储量与尽最大努力提高已掌握的油田采收率放在同等重要位置，而在开发中把努力提高采收率作为开发的战略目标；②加大对提高采收率技术的攻关力度，以尽快形成实用技术作为新模式的先行和技术保证：③以可以提高的最大采收率（目标为35%～40%）为目标进行开发方案设计，并为今后进一步提高采收率留下“接口”。

b．假设化学驱（聚合物驱、复合驱）提高采收率技术已经过关，且行之有效，其中聚合物驱可将水驱后的采收率再提高10%～12%（或更高），复合驱可再提高20%～25%。

c．完全打破一、二、三次采油的严格界限，而把它们作为3种不同情况下的采油和提高采收率的手段和系列技术，按油藏特性和最新的开发开采技术，对3套系列技术进行综合、优化、组配和集成，形成一种能在最短时间内达到油藏最高采收率的技术经济开发模式以及相应的系列配套技术，以实现“在条件允许的尽可能短的时间内，使油田达到尽可能高的采收率”的目标。以渤海油田为例，将ODP规定的现有采收率25%再提高10%～15%，使之达到35%～40%，使一、二、三次采油优化组合，使总开发时间不延长或进一步缩短，不仅使油藏总采油量比原来有大幅度提高，而且使每年原油产量有大幅度提高，油田的综合总投入相对减少，从而获得比现在更大的社会经济效益。

（五）新模式的基本内容

（1）充分应用其他学科的最新成果，改进完善化学驱技术，努力提高海洋油田的最终采收率目前我国海洋油田所用的一次采油和二次采油技术基本过关，完全能够达到ODP规定的指标，而二次采油水驱后的进一步提高采收率的三次采油完全没有考虑。目前投入开发的海洋油田，其整体渗透率高，非均质性也较强，油藏湿度和原油黏度都比较适合以增加驱替相黏度、控制流度为主要机理的化学驱或复合化学驱技术。而目前国内外的聚合驱提高采收率技术已经有了新的发展和重大突破，在可以预见的几年之内就可能达到满足海洋油田三次采油需要的水平。因此，在注水开发中期或早期，采用三次采油技术，配合相应的先进工艺技术和生产设备，可以实现真正意义上的强化采油目的，使最终采收率比原ODP的要求再提高10%～20%成为可能。这也相当于找到了新的石油储量，为CNOOC提高产量，增加石油储备做出技术上的支持，成为新模式的技术及物质基础。

（2）利用高新技术加速一次采油的开采，缩短一次采油时间

在不损害油层（或不造成不可逆损害）的前提下，利用先进的技术和设备，修改开发方案，大幅度提高油井产量，大幅度提高油田原油年产量。

在一次采油技术比较完善的情况下，积极采用新技术、新设备，进一步增加原油日产量，缩短一次采油时间，是新模式的第一个环节。利用目前先进的大位移水平井技术，扩大油井控制动用原油面积，提高油井日产量。利用优快钻井完井技术和进一步搞好全过程油层保护技术，进一步提高单井产量。利用多种提液技术，扩大油井的生产能力，搞好现代完井防砂技术，提高油井产量，从而加快一次采油，缩短一次采油时间，为实施提高油藏采收率技术赢得时间，也为新模式在更短的时间内生产出更多的原油提供必要的“出口”。

（3）提前进入二次采油阶段

一次采油时间的缩短，相对而言就是提前进入二次采油时期。而更为重要的是，要大力增加油田原油日产量，就需要较以往更为提前注水，以便做到在保持地层能量和驱替机理作用下，使油田维持这个较长的稳产期。在这期间，在合理的井网、合理的注水下，提高油藏动用程度，增加产量，在中低含水期使原油高速经济地开采出来，获得较好的经济效益。

（4）缩短注水开发时间，提前进入三次采油阶段

缩短注水开发时间有几方面原因。一是因为海上平台的有效期较短，海上油田的注水开发就不能像陆上油田那样持续很长时间，所以必须为实施提高采收率技术挤出时间。二是因为注水开发中后期的效益不高。随着注水开发的延续，水驱在高渗透层突破时间较短，原油含水率将不断上升，影响油田的产油指数。三是现有研究表明，二次采油和三次采油在本质上并无严格的区别和界限，因此，需要模糊二次采油、三次采油概念，将注水开发与三次采油有机结合成一个整体，提前进入到油田的开发过程中。

综上所述，新模式的特点是：①在CNOOC的核心业务中把努力提高油藏采收率作为油田开发与生产的战略目标，并与勘探放到同样重要的位置上。把“在最短时间内，开采原油达到油藏最大采收率”作为油田开发的指导思想。在现阶段把尽快解决聚合物驱技术、使采收率再提高10%作为此模式的基础及技术保证。②利用石油开发生产最新技术，大幅度提高油井产量和油田产能，加快油田开发，缩短一次采油时间。③模糊二、三次采油界限，合并这两个阶段，把它作为提高油藏采收率、使油田高产稳产的两项系列技术，加以优化、组合、综合应用，在达到大幅度提高油藏采收率的同时，大大缩短油田开发时间，以获得更大的社会经济效益。

若上述4个环节在技术上、经济上可行，这种模式的结果将是在较短时间内，在保证油田每年高产量的同时，使我国油气资源的利用率大大提高。并且在加快资金回收的同时，相当于用少得多的投资再增加半个到一个同样的油田。这对以经济效益为中心的海洋石油来说，将大大提高海洋资金利用率，降低海洋开发生产的风险。

（六）海洋油田开发新模式的可行性分析

1．大幅度提高年产量的技术、设备、市场可行性分析

在国内，目前石油供求市场处于供大于求的状态，并且这一局面将持续很长时间。国内石油加工企业的加工能力还未达到饱和。同时，随着国民经济的持续健康快速发展以及石油加工技术的进步，对成品油的需求以及石油加工能力还将进一步增加。因此，CNOOC大幅度提供石油年产量不存在市场阻力。

目前，提高油藏开发的各种单一技术都相对成熟，或经过短期攻关就能够成熟，只要加以组织、整合与集成，就可以实现加快一次采油、缩短一次采油时间的目的。而油藏早期注水技术在我国已是成熟技术，用于此模式中应不是问题。

化学驱提高采收率的三次采油技术是构成新模式的基础和关键。近20～30年来，由于国内外专家（特别是国内）的不懈努力，目前该领域已经取得重大进展，而且已经处于即将突破的前夕。只要集中力量，可望在2～3年内即可突破，形成可用于海洋油田的实用技术，为新模式的建立和应用打下技术基础。

2．我国聚合物驱油技术发展现状

国内外提高原油采收率的理论与实践已经证明，对于适合于聚合物驱和复合驱提高采收率的油藏，只要物驱替液性能达到设计要求，则可将其水驱后的采收率再提高10%～20%。聚合物驱提高采收率技术已经在大庆油田的主力油藏进入工业化应用阶段，其采收率比水驱提高12%，三元复合驱在大庆的先导性证验结果表明，采收率比水驱提高20%。

经过“八五”、“九五”攻关，聚合物驱油已经在我国形成了系列配套技术。具体包括聚合物驱油提高采收率机理研究、聚合物流变性与渗流特性研究、注水后期油藏精细描述研究、聚合物的筛选与评价、聚合物驱油数值模拟、聚合物驱油合理井网设计、防窜及聚合物采出液回注工艺技术、地面配注配套设备、聚合物驱油经济评价等。它们具体应用的规模和效果及水平处于世界领先，但由于聚合物溶液的黏度在更高温度和矿化度条件下无法达到设计要求或因成本太高而没有大面积推广。

与陆上油田相比，海上油田注聚合物驱的主要难点在于：①要求聚合物具有很好的耐盐性，因为海上油田注聚只能采用高矿化度的海水配制，同时，由于环保要求，其产出污水不能直接排放，必须回注；②要求聚合物具有很好的溶解性，因为海上平台空间有限，不允许建大型储液罐；③要求聚合物具有很好的增黏能力，一方面是因为海上注聚成本的要求，另一方面是渤海原油物性的要求，因为渤海油田的地下原油黏度高，为了实现流度控制，必然要求聚合物溶液在经济允许的前提下具有更高的黏度；④要求聚合物具有良好的注入性和抗剪切能力，这是海上油田大井距对聚合物的必然要求。

经过国内专家的不懈努力，在最近10年，以适应恶劣油藏条件下的驱油用聚合物的研制开发取得突破性进展，特别是适合于高温高矿化度油藏化学驱用的新型疏水缔合水溶性聚合物NAPS的研制成功，使聚合物驱和复合化学驱的应用范围大大拓宽，温度已经拓展到90℃，矿化度已经拓展到5×10

4

mg/L，驱油剂的配制条件已经从清水配制拓展到污水配制，从技术上已经具有解决海上油田聚合物驱的上述四大难题的基础条件，为目前中国海上油田采用以提高原油采收率为目标的强化开采模式提供了保证。

图10-1不同矿化度下的黏浓关系（80℃、7.34s-1）

图10-2不同水质下的黏浓关系（45℃、7.34s-1)

a．图10-1、图10-2分别是该聚合物与HPAM在不同条件下的增黏效果对比实验，结果表明，该聚合物完全能够解决海上油田进行聚合物驱的高效增黏、海水配制和污水回注问题。

b．新型缔合聚合物由于分子上疏水基的可逆缔合作用，在低剪切条件下溶液的表观黏度显著增加。在高剪切条件下，缔合作用被破坏，溶液表观黏度降低，这就保证了聚合物溶液具有良好的抗剪切能力和在注入时具有相对较低的注入压力。图10-3是该聚合物溶液的注入性评价实验结果，表明溶解良好的NAPS溶液具有较好的注入性，能够有效地向地层中传播。

c．根据陆上油田统计，油井见到注聚效果的时间与注采井平方呈正比，与注采井间油层平均渗透率呈反比，并有较好的相关关系，如图10-4所示。渤海油田的高渗透率为大井距条件下的注聚提供了有利条件。

d．表10-1表明，新型聚合物AP比HPAM有更高的抗剪切能力。表10-2表明，新型聚合物的驱油效果优于HPAM。表10-3表明，在高温（70～80℃）和高矿化度（5000～100000mg/L）条件下，缔合聚合物体系仍具较高的驱油效果，都能使水驱后的采收率提高10%～20%，甚至更高。

图10-3NAPS的注入性实验

图10-4港西四区聚合物驱油井见效时间与d

2

/K的关系

表10-1新型聚合物的抗剪切性能（搅拌l5min，矿化度：4000mg/L,45℃，7.34s

-1

）

表10-2新型聚合物与HPAM的驱油实验结果对比

表10-3不同矿化度下岩心驱油试验结果

我国聚合物驱油技术研究表明，适用于我国海洋油田聚合物驱提高采收率的实用系列技术，应用条件已经初步具备，只要集中力量，加大投入，近期内就可能突破。

3．聚合物驱实施时机对海上油田原采收率总体效益的影响——模糊二、三次采油阶段的可能性

聚合物驱提高采收率的机理分析、室内驱油实验结果和现场应用结果表明，适用于水驱和聚驱的油藏，从水驱转入聚驱的时机与最终采收率关系不大，而转聚驱的时机越早，总体效益越好。

（1）大量室内岩心试验研究结果表明，在不同含水阶段进行聚合物驱，最终采出程度相差不大。韩成林、胡靖邦等用非均质正韵律地层模型来模拟了转聚驱时机对最终采收率的影响实验。表10-4和表10-5是分别用HPAM和新型聚合物在不同含水阶段的驱油实验结果，都得到了相同的结论：聚合驱提高采收率的大小与注聚时油藏注水开发（二次采油）进行的程度关系不大。

（2）聚合物注入时机不同，其经济效益却有很大的差别。注聚时机的影响因素主要包括剩余油饱和度及转注聚时的含水率。剩余油饱和度是保证聚合物驱油效果的主要因素之一，也是影响见效时间的关键因素。矿场统计资料表明，在相同地层条件下，驱油剂用量、浓度及段塞大小相同时，油层的剩余油饱和度越高，越容易形成原油富集带，见效时间就越早，驱油效果也就越好。大量室内物理模拟研究结果表明，二次采油进行程度越高，转注聚合物时油井的含水率越高，聚合物驱提高采收率效果越差。韩成林、胡靖邦等的研究和表10-3都得到了相同的结论。

（3）国内外的矿场试验结果表明，聚合物注入时机对其效果有明显的影响。孤东油田八区Ng3-6与孤岛油田中一区Ng4地质条件相似、储层物性相近、流体性质相差不大，孤东八区、中一区Ng4分别在采出程度为18.95%、38.33%时开始注聚，矿场试验结果表明，中一区降水增油效果远不如孤东油田八区。根据国外1964～1981年期间所进行的聚合物驱有参考价值资料的29个现场试验中，在接近一次采油末期便开始的16个试验中，有12个获得成功；在二次采油阶段期间开始的7个试验中，只有1个获得成功；在三次采油阶段（即注水结束后）开始的6个试验中，仅有1个试验勉强有效。可见聚合物驱开始越早，越有希望获得好的效果。

表10-4HPAM转聚驱时机对驱油效果的影响

表10-5新型聚合物转聚驱时机对最终采收率的影响

综上所述，理论和实验研究及矿场实践表明，对于适宜于聚合物驱的油藏，注水开发的二次采油和聚合物驱提高采收率的三次采油，从本质上讲，并无传统意义上的严格界限，只要聚合物驱技术过关，从水驱转为聚合物驱的时机对总最终采收率影响不大，但经济效益却有很大差别。水驱和聚合物驱不再是采油的两个不同阶段，是可以把油藏采收率提高到40%～50%而综合应用的两套系列配套技术。它们的合理应用，不仅可以显著提高采收率，节约注入水，提高注聚效率，提高油田开发效益，而且可以缩短或去掉二次采油阶段，使油田开发期大大缩短，使实现“在条件允许的最短时间内，使油田达到尽可能高的采收率”的目标在技术上成为可能，使我们新模式的建立有了技术可行性。

（七）新模式效果预测

渤海油田是目前中国海洋石油的主要产能建设区，直到2015年，中国海油的大部分原油产量将来自渤海油田，因此，它的开发效果对CNOOC的原油产量及整体发展具有举足轻重的作用。下面以渤海油田为例来说明新模式对海洋石油开发的重要意义。

1．新模式的应用将显著增加油田的开发效益

以NB35-2油田为例，该油田计划在2003年投产。按照目前ODP规划，当年生产33× 10

4

t，第三年即2005年达到133×10

4

t的最大产量，然后递减，在20年内开发结束，累计产油1084×10

4

t，总采收率为22%。每年的产量情况如图10-5所示。

采用新模式，如果油田的开发有效期分别为20年、15年，产量规划如图10-6所示，与现有模式相比，新模式将使该油田累计增产640×10

4

t原油，增幅达59%，增加产值约64亿元。

图10-5NB35-2油田产量规划（现有模式）

图10-6NB35-2油田产量规划（新模式）

2．将为完成和超额完成2015年规划原油产量提供技术保证，同时有可能使CNOOC2010年的发展规划达到更高水平

表10-6是渤海油田原油产量建议模式与现有模式的综合对比情况。

表10-6渤海油田原油产量建议模式与现有模式的综合对比

从表10-6可以看出，仅对CNOOC的渤海油田实施这种新模式就可能在2010年使CNO－

OC的原油产量由原来计划的3000×10

4

t增加到4629×10

4

～5047×10

4

t的水平。若在其他油田也作类似考虑，则其产量将有可能达到更高的水平，稳产时间也将会更长。此模式不仅可以很好保证CNOOC2015年规划的顺利实现，而且还可能使CNOOC的2015年发展规划达到一个更高的水平。若真能如此，不仅能大大促进CNOOC的发展，而且其社会效益和经济效益都将会有重大突破，同时形成一种新的海洋油田开发生产模式和与之配套的一、二、三次采油系列技术。

a．把提高油藏采收率作为油田开发生产的战略目标。当前，使聚合物驱技术提高采收率10%。

b．应用一切提高原油产量的各类钻井、完井、采油增产技术，尽可能提高单井产量和油田产量，并建立起与提高了的产量相匹配的集输处理能力与技术和油藏经营体系。

c．根据油藏特性和产量与采收率的关系，模糊一、二、三次采油的界限，合理应用、优化、组合一、二、三次采油的系列技术，大大缩短一、二次采油的时间或合并二、三次采油过程，大大缩短油田开发时间，从而达到“在尽可能短的时间内，增加原油产量，使油田采收率尽可能高（40%）或比现在水驱再提高10%”的目的。若此模式及其配套的一、二、三次采油系列配套技术能成功应用于其他油田，则其社会和经济效益不可限量，必将会为国家做出更大的贡献。

二、渤海稠油油田少井高产开发新技术

以地质、油藏、钻井、完井、采油、海洋工程及综合经济评价等多学科为基础，利用各学科的最新研究成果和技术工艺，对渤海稠油油田实现“少井高产”研究，重点综合研究渤海稠油油田地质规律、开发策略、思路、方式、措施和技术，解决目前渤海稠油油田开发面临的难题，即单井产能低、单井最终采出少和单井投入产出比低，以达到减少油田开发投资和提高经济效益的目的。

（一）待开发油田“虚拟”开发

为了能指导未开发油田实现“少井高产”，利用油藏描述技术和油藏数值模拟技术，通过对开发历史较长的重油油田以多种假想模式进行“重新”编制开发方案，即虚拟开发研究，内容包括进行储量动用、井型选择、产能设计、不同阶段的调整策略以及对评价待开发油田“虚拟”研究，研讨少井高产的可能性。

对埕北油田的虚拟开发研究的初步结论是：通过分阶段开发和随钻调整并采用多底井、水平井等提高产能的新技术，可以实现少井高产目标。详见埕北油田实际方案和虚拟方案结果对比表（表10-7）。

表10-7埕北油田实际方案和虚拟方案结果对比表

（二）少井高产新技术的成功应用

以渤中25-1油田（南）及南堡35-2油田为实例，采用水平分支井钻井、完井技术进行待开发油田的“虚拟”开发，在最终采收率接近的前提下，开发井总井数分别减少8.3%、18.3%，使南堡35-2油田因经济效益低不能开发的海上边际油田得以开发（表10-8、图10-7）。

表10-8渤中25-1S和南堡35-2油田方案效果对比表

图10-7南堡35-2油田产量规划

南堡35-2油田位于渤海中部海域，1996年5月发现，石油地质储量9854×10

4

m

3

，其中基本探明含油面积16.4km

2

，地质储量7917×10

4

m

3

。

南堡35-2油田是一个被断层复杂化的鼻状构造，储层为明化镇组下段和馆陶组，孔隙度在22%～44%之间，渗透率介于50～5000md之间，油层岩性疏松易出砂，原油地面密度介于0.939～0.966g/cm

3

之间，黏度为196～2010 mPa·s，属于重质稠油，油品差，产量低。

南堡35-2油田是一个复式油气聚集区，具有多种油气类型，由于受构造演化、断层切割和储层分布的影响，油田具有多套油水系统，油水关系复杂，自油田发现以来，进行了多轮油藏研究，均达不到中国海油内部盈利率的需要而未能启动。2003年采用了水平分支井技术，减少了开发井的井数，提高了油井产能（相当于水平井产量的1.2倍），降低了钻完井成本，使南堡35-2油田开发建设项目得以启动。南堡35-2油田能够有效益地开发，为我国海上稠油油田的经济开发展示了很好的前景。

答1993年7月，中国石猛芹油天然气总公司召开油气田改革工作会议，把塔里木新区经验推广到东部老油田，要求各油气田解体“大而全、小而全”，建立以油公司为核心的油田企业集团管理体制。中原石油勘探局于1994年率先行动，全面解体小而全，重组油公司和若干专业集团；实行甲乙方合同制，建立内部带州市场，将生产经营单位作为模拟法人推向市场；成立投资管理中心和财务结算中心，实行资金集中管理和会计一级核算，强化监督管理；改革枝行毕劳动人事制度，建立内部社会保险制度，推行竞争上岗。中原油田的改革探索，得到吴邦国、邹家华等国务院领导同志的充分肯定。1996年8月，中国石油天然气总公司在中原油田召开改革与管理经验交流会，系统总结和推广了中原石油勘探局的做法。

答目前我国海域共发现70多个油气田，探明加控制石油地质储量超过19×10

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t。在已发现的油气田当中，由于受石油地质储量规模、海况条件及开采工艺技术等条件的制约，约有70%的油田属于在商业经济界限以下的边际油田。如何充分利用这部分油气资源，使其具有开采价值，一直是海洋石油工业面临的一个重大课题。

通过多年来对海上油气资源分布规律的探索和对当代世界海洋石油高新配套技术的调研，基本上形成了一整套开发此类油气田的新思路和新技术。

对于那些成群成带分布的中、小油田所构成的油田群，采取联合开发的做法。将几个相距较近的油气田纳入到同一套油、气、水处理系统和集输系统，并选择适用的钻、采新技术进行油气田开发，达到节约油气田开发投资、提高投资效益的目的。采用的生产系统分为半海半陆式生产系统和全海式生产系统。

对于个别储量偏小而又孤立存在的油气田，采用适用的高新技术进行开发，凯肆兆使油气田开发变得具有经济价值。

例如珠江口盆地陆丰22-1油田，石油地质储量1903×10

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t，油田所在海域水深达329m。采用5口延伸水平井、水下井口系统及1艘多功能油轮等先进技术，使这个因采用常规开发方式无商业价值而长期搁置的油田实现了低成本开发。

又如珠江口盆地西江24-1油田，储量规模仅465×10

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t，常规开发没有经济效益。1996年采用当今世界上最先进的钻井技术，利用距该油田8km的西江24-3平台的钻机和井槽，钻了一口大位移井，全部费用只相当一个小卫星平台开发费用的25%，因此油田投产仅半年就回收了全部投资。

一、半海半陆式生产系统

（一）渤西油田群

在渤海湾西部发现歧口18-1、歧口17-2和歧口17-3等小油田，3个油田合计石油地质储量仅有3806×10

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t，单独开发均无盯租经济效益。但上述油田具有离岸近、海域水浅、油田与油田相距较近（小于20km）、油田成群成带分布的特点。进入90年代后期，随着新工艺技术推广和应用，中国海油提出对渗西油田群采用半海半陆式生产系统进行开发的构想，以便充分利用油、气资源，减少投资风险，获得最佳经济效益。

图11-7渤西油田群工程设施图

半海半陆式生产系统主要包括海上4座平台，平台间由海底管、缆相连，通过46.5km海底管线将油气输送到陆上终端处理厂，设计处理厂年处理原油能力50×10

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t，日处理天然气50×10

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（图11-7）。

渤西油田群开发中采用的新技术如下。

1．优快钻井技术

1995年歧口18-1油田所钻开发井平均井深3561m，建井周期从渤海湾地区平均57d降至18.82d（其中最快1口井仅用了13.28d），仅此一项就可节约27%的钻井成本。1999年在钻歧口17-2油田开发井时，平均井深2219m，建井周期缩短至5.66d。

2．大位移钻井技术

歧口17-2油田由于东部含油断块地质储量仅488×10

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t，单独建一座平台进行油田开发从经济上讲是不可取的。为此该断块采用从歧口17-2油田西区平台向东钻4口大位移（斜）井进行开发，其水平位移最大3697m，创造了本地区海上钻井的新纪录。

这项技术的应用就节省工程费5000万雹枯元人民币，歧口17-2油田东区投产后10个月就全部回收投资。

3．海上长距离输油气管道铺设

从歧口18-1油田井口集输平台至渤西油气处理厂，铺设46.5km长18＂×14＂输油管线及12”输气管线，这在当时是渤海海上第一条最长的海底输油、输气管线。

油田群自1997年投产以来，每年稳定向下游供气1.2×10

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左右，2001年渤西油田群年采油量达66.2×10

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t。

（二）涠洲油田群

位于南海北部湾的涠洲油田群由涠洲10-3、10-3N、11-4、12-1等油田组成，该油田群开发早期采用全海式生产系统生产，直至1999年才由全海式转为半海半陆式生产系统。整个系统的改造包括弃掉希望号生产储油轮、新改建1个处理平台、在涠洲岛上新建1座终端处理厂（原油外输靠码头和单点系泊），见图11-8。

此项工程改造提高了油田抗台风能力，降低了生产操作成本，促进了周围小油田的开发，使每年约1×10

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伴生气得到充分利用，油田群年生产能力突破200×10

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t，油田开发获得较好的经济效益（图11-9）。

（三）渤南油田群

位于渤海湾南部，由渤中28-1、渤中26-2、渤中13-1及曹妃甸18-1等油田组成，该油田群合计石油地质储量约4100×10

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t，天然气148×10

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。采用半海半陆式生产系统开采。工程分两期进行，一期工程包括重新启动渤中28-1油田，新开发渤中26-2油田，铺设90多公里海底管线，将天然气送至山东省龙口市新建陆地终端处理厂。预计一期工程将于2004年建成投产。

二、全海式生产系统

（一）惠州油田群

位于珠江口盆地的惠州油田群由6个小油田组成，储集层同属下第三系珠海组和上第三系珠江组海相砂岩，储层分布稳定、物性较好，油藏类型以层状边水及块状底水为主，油井生产能力旺盛。例如惠州26-1油田发现井惠州26-1-1井，经过6个层段测试获日产油量4228m

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，创下当时我国砂岩油层单井产量最高记录。目前油田群探明的石油地质储量为8359×10

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t。

图11-8涠洲油田群联合开发工程示意图

图11-9涠洲油田群历年油产量构成图

该油田群分3期建成投产，不仅节约大量开发投资，而且使3个阶段原油产量得到很好的接替，取得很好的经济效益（表11-4）。

表11-4惠州油田群各油田情况简表

1．第一期（1985～1991年）

1985年4月惠州21-1构造上第一口探井惠州21-1-1井，发现112.9m油气层，经8个层段DST测试证实5个层段为高产油气层段，全井合计日产油2311.5m

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。1996年进行了油田总体开发方案编制，方案于1997年9月获主管部门批准。

总体开发方案设计总井数14口，分两套层系开采，经济可采年限为5年，累积产油477.2 ×10

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，高峰期年产油量118×10

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，采油6.1%。

该油田充分地利用丰富的天然气资源，解决油田工程设施的动力和人工举升（气举）用气问题，但油田开发的经济效益仅维持在边际水平。

1998年又在惠州21-1油田西南方向约25km处发现惠州26-1油田，作业者ACT不失时机地提出惠州26-1油田与惠州21-1油田联合开发的设想，即2个油田共用一套浮式生产储油轮和单点系泊系统，达到降低开发成本、提高油田经济效益的目的。

联合开发方案海上主要设施：①惠州21-1油田，1座井口平台、浮式生产储油装置、单点系泊、海底管线及海底电缆；②惠州26-1油田，1座井口平台、26km海底管线及海底电缆（与惠州21-1油田共用一套生产储油装置）。

惠州26-1油田总体开发方案于1989年4月获得中国政府批准。

两油田分别投产后，1992～1994年连续3年年产油量都在300×10

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，采油4.2%～4.9%。

由于资源和工程设施得到充分利用，降低了两个油田的开发成本和作业费，其中惠州21-1油田仅开发投资一项就较预算节省了约2800万美元；而惠州26-1油田的开发投资相当同类油田单独开发投资的90%左右。油田投产后取得了显著的经济效益，惠州21-1油田用了二年零九个月、惠州26-1油田用了二年零三个月就收回了投资。联合开发也使惠州21-1油田经济开采年限由5.5年延长到10年，增加可采油量157.6×10

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。

2．第二期（1991～1995年）

此期间在惠州26-1油田附近相继发现惠州32-2、32-3油田，经开发可行性评价，认为这两个油田如果单独开发都没有经济效益，但只要对惠州21-1、惠州26-1油田上已有生产设施稍加改造就可联合开发。其方案包括新建2座4桩腿的井口平台，建立连接惠州32.2、32-3平台与惠州26-1平台间海底输油输气管线及海底电网。惠州32-2平台采用燃气发电，通过海底电缆建立的电网实现上述3座平台分享2座平台所发的电量。惠州32-2、32-3油田生产监测上，采用了最先进的连续电子监测系统取代常规油、水测试分离器，使上述两个油田的平台甲板面积大为减少，降低平台工程造价。联合开发使独立开发均无经济价值的两个油田得以开发，而且使油田开发投资减少到只相当于正常独立开发投资的60%左右。

惠州32-2、32.3油田于1995年投产后，使惠州油田群年产油量从335×10

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增至563× 10

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，成为区内主力油田群之一。

3．第三期（1996～2000年）

1996年、1997年又相继发现了惠州32-5、26-1N油田，储量规模仅几百万吨。在油田开发上采用技术成熟、建设周期短、灵活性强、成本低、经济性好、可重复利用的水下井口技术，通过海底管线与惠州26-1平台连接，不仅实现惠州32-5、26-1N油田所产油向惠州21-1平台集输，同时实现油田人工举升（气举），油田分别于1999年、2000年投产（图11-10）。

惠州油田群在油田开发中十分重视油田资源的充分利用，最大限度发挥工程设施潜力，采用多项先进、高效的油田开采技术，有效降低开发投资和作业成本，延长了油田经济开采年限，提高了油田采收率。油田投产10年来已累积产油3933×10

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，采出程度37.9%，综合含水69.4%。

（二）西江油田群

位于珠江口盆地的西江油田群，由西江24-3、30-2及24-1等3个油田组成，生产系统由2座平台、1艘浮式生产储油轮组成。油田分别在1994年11月、1995年10月及1997年6月投入生产，1997年全年生产原油达到476.9×10

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t，成为珠江口盆地又一个主力生产油田群。

图11-10惠州油田群工程设施图

答【摘 要】油田建设施工用地类型多，涉及钻井占地、井场用地、管线占地、计量间等基础建筑用地、井场道路用地等，单宗用地面积小，地域分布零散，累计数量多。这些特点增加了油田土地管理部门的用地管理难度，如何节约用地？如何才能做到既要用好地，又要管好地，不断完善内部管理机制，提高精细管理水平？如何将土地管理工作更好的为油田生产建设服务？是油田土地管理部门一直追求的目标。本文根据本人实际工作经验，以“精细化土地管理取得良好经济和社会效益”为指导方针，以土地管理服务“百年油田”为基本方向，在油田建设用地管理方面创新性的提出了几点认识。

【关键词】油田建设；施工用地；土地管理；意见；企业

前言

油田用地主要有生产建设用地和矿区建设用地，生产建设用地，依据生产性质可以分为：联合站、采油队、水队等建设用地，道路现状、笑做氏井间站之间管线、进井进间进站路占地、井场占地、土油池占地等。其中，生产性用地中绝大多数是井场用地，占土地总量的58%，而且每年都会新增土地上千亩。对于##油田外围采油厂，生产井大多在农民的耕地里，土地是农民的生活来源，土地供需矛盾大。针对主要矛盾，土地管理部门根据上胡伍级指示精神，结合本采油厂实际，根据油田土地精细管理的要求，依靠优化利用土地存量挖掘节约土地潜力的做法，采取了一系列土地管理措施，如：①鼓励油田开发单位利用老井场打更新井，这样不仅实现了地上地下的统筹，而且不断优化存量土地，挖掘了存量土地潜力，更能够形成油气生产与社会、自然环境和谐发展的良好局面；②建议钻井部门不断创新钻井技术，争取少占用耕地。

一、借助国家土地政策，不断提高土地精细化管理水平

近年来，国家对土地的控制政策日益严格，相关的土地法律法规日益完善，用地成本逐渐提高、征地所需手续越来越复杂。在困难和挑战面前，油田土地管理部门针对问题进行综合分析，决定练内功，严制度，走精细管理之路。土地管理部门从政策标准入手，借助国家实行“最严格的耕地保护制度和最严格的土地节约制度”政策平台，认真算好经济效益、社会效益和生态效益“三本账”，优化施工作业流程，精细用地现场管理。全面推行“甲方负责制”，由采油厂（甲方）全方位负责征地、临时占地赔偿、工农关系协调等工作，钻井公司（乙方）相应配合，明确了新增建设用地责任主体。这一精细化管理措施充分发挥了属地管理优势，提高了新井运行进度和运行质量，具有同区同价、标准统一、结算及时等优点。同时，不断修订油田用地管理办法，推行“定量定责、定期考核”。其中，新增建设用地结算实行面积、地类、地貌、权属和功能分区的“五要素审核法”，严格实行新增建设用地现场核查制度，否则不予签认结算单据，违者追究有关人员的责任。

二、不断采用生产施工新技术，提高节约用地效益

油田生产建设用地有其自身特殊性，设置好打井地点以后，就必须占用耕地，哪怕是在楼区都需要打井开采。因此，如何尽量减少占用耕碰散地，如何高效利用土地，是油田土地管理部门重点关注的难题。在外围采油厂，油井位于农业生产重点区域，油田生产开发区域内80%是基本农田以及沟渠、水库等农业配套设施，在产能建设方案设计过程中，为了最大限度的节约耕地，对于新井在规划设计前，地质部门应该和油田土地管理部门密切配合，从节约用地的角度出发，进行反复的科学论证，应多打斜井、水平井。对于加密开发井应遵循“尽量避开基本农田和相关的农业配套设施”的原则，由一场一井改为一场多井，这样不断可以节约耕地，而且能够减少征占地费用，又能够受到政府和农民的欢迎。随着科技的进步，油田生产施工工艺水平不断提高，水平井、侧钻井和丛式钻井等新技术在油田建设中得到广泛应用，为节约用地，减少耕地的占用创造了条件。

利用老井场打更新井、侧钻井和丛式钻井，既可以节约土地，又可以缓解油气生产与城镇化建设对土地巨大需求的矛盾。以##油田某采油厂为例，这个厂的开发区域位于乡镇规划区内，井场选址空间越来越小，用地矛盾越来越突出。在2012年上半年，就一个产能区块来说，该采油厂就要完成50口新井，按单井井场临时占地数千平方米计算的话，至少需要临时征地数十万平方米。这个厂优化部署井位，50口井组建10组丛式钻井，大约累计节约临时用地二十余万平方米，节约临时征地费用几百万元，同时也减少了永久性占地约为几万平方米，节约永久性征地费用约百万余元。

三、根据相关规定，完善土地占地规范

按照国家规定，油田用地必须在一定的时限内取得土地批准手续，取得国有土地使用权证。如果油田用地长期得不到审批确权办证而按“未批先用”来处理，将会受到每平方米30元的罚款。面对经济风险和法律风险，油田抓住报批这一确权登记的关键，从勘测、结算、申请到报批各个环节，完成土地确权工作。在产能建设工程用地前，建设单位先到所在市县办理临时用地许可证，在一个工作期（15天）取得临时用地许可证，确保产能建设工程用地的合法性，在产能建设工程临时用地完成后，及时勘测油田公司产能计划之内的永久性井场、道路、电力线杆等，将永久性用地报批有关资料报送县（区）国土资源部门，为依法用地依法管地奠定了扎实的基础。

四、挖掘存量土地潜力，尽量减少新征地

油田建设利用土地方面，要本着“高效、节约、合理、珍惜”的原则，坚持“只要有地可用，尽量不再新征地；只要能用非耕地，就不占用耕地；先征、暂不用缓征、能少征不多征；可征可不征坚决不征和有劣地不占好地；能用荒地不占耕地；能用边角地，不占好耕地”的准则，严把项目规划关、选址关和施工占地关。

##油田开发50年以来，拥有大量的土地使用权，开发初期，每口井的井场比较大，并且是“一井一场”，土地利用率普遍不高，有些采油队建设项目存在宽打宽用的现象，油田开发人员必须转变发展模式，树立节约用地理念，从实际情况出发，不断挖掘存量土地的使用潜力，依靠科学技术在最大程度上减少油田新增用地，降低用地成本费用支出，提高存量土地利用率。油田土地管理部门对土地利用情况进行了摸底，为最大程度上提高存量土地的利用率和促进土地利用方式实现根本性转变奠定了基础。在矿区建设上，坚持统筹规划，盘活存量，合理用地。

结束语

油田建设离不开土地，油田建设占地不可避免。为了尽量减少土地的占用量，减少占地费用开支，油田土地管理部门需要联合其他部门，走可持续科学发展之路，不断探索和总结提高土地管理水平的经验，不断创新节约用地新办法，不断提高存量土地的利用率，在保证油田开发的基础上，努力为企业创造更多的利益，为企业树立良好的社会形象。

参考文献

[1]孙宏艳关于如何做好油田征地服务工作的几点思考[J].《黑龙江国土资源》.2006（1）：39-39.

[2]贾永生加强土地管理共建资源节约[J].《城市建设理论研究》.2011年第12期.

[3]林晓萍;魏文君油田土地资产管理探析[J].《会计之友》.2011年第01期.

生活中的难题，我们要相信自己可以解决，看完本文，相信你对 有了一定的了解，也知道它应该怎么处理。如果你还想了解油田做法大全的其他信息，可以点击窝牛号其他栏目。

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