随着我国油气勘探开发不断深入，油气探明储量在持续保持较高增长的同时，低品位难动用储量占比也在持续不断的增加。依照国家大力提升油气勘探开发力度的要求，中国石化石油工程企业不断加大难动用储量的开发投入和科技攻关力度，创新管理模式、开展广泛合作，努力盘活油气储量资产，为我国能源安全稳定供应提供有力保障。本版介绍了相关企业的具体实践，敬请关注。
胜利海上首口合作开发井——埕北208B-平2井日产原油超百吨；滨37区块钻井提速50%，全井最短钻井周期2.5天，打破保持十年的2500~3000米井深12~15天集团公司钻井周期纪录；商541区块井深3500~4000米钻井周期缩短至5天以内……胜利石油工程与胜利油田着力打造上游板块难动用储量合作开发新典范，近3年难动用储量年建产能超50万吨/年、年进尺近100万米。
如何进一步让难动用储量“活起来、动起来”？“同向发力、同题共答，是破解难动用储量效益建产问题的根本。”胜利石油工程执行董事、党委书记张宗檩认为，要解放思想，把工作重心向解放油藏、经营油藏、开发油藏聚焦，全面深化一体化运行，合力支撑上游稳油增气降本提效，保障集团公司效益最大化。
为不断提升自身在难动用储量开发领域的实力，胜利石油工程每半个月就精心组织一场高水平的技术交流活动，邀请业内专家学者一同探讨最新技术动态和应用前景。
对外合作是为了更好地做大效益“蛋糕”。聚焦油藏经营价值最大化这一共同目标，胜利石油工程和胜利油田持续扩大难动用储量合作开发规模、拓展合作深度，不断深化地质工程一体化，打造了具有胜利特色的合作开发模式。
“地质工程一体化仍然是解决低品位、非常规油藏效益开发问题的必由之路。”胜利石油工程专家万绪新认为，一体化是解决复杂问题及高不确定性难题的方法论，地质工程一体化理念的提升、技术的集成、管理的创新是实现难动用储量效益开发的主要方向。
2023年，胜利石油工程与胜利油田合作开发难动用储量4500万吨，新建产能65.6万吨/年，合作累计产油达86.5万吨。
在埕北208B-平2施工全套工艺流程中，双方强化一体化运行，精细刻画分析地质工程特征，制定针对性预防的方法，进行技术方案交底，全程选用旋转导向施工，采用一体化充填防砂、生物酶解堵、化学降黏等工艺完成投产，日产原油101.2吨，较设计初期产量增加3倍以上。
从初期的“参与建产”慢慢地发展为“合作建产”，再到“承包建产”，难动用储量合作开发模式完成了从1.0到3.0的迭代，综合经营效益得到了进一步提升。
用时4.17天钻完3543米，这是40662队刚刚创下的井深3500~4000米钻井周期纪录，比历史钻井周期缩短84%以上，机械钻速提高300%以上。
高指标的背后是技术、装备的加持。自难动用储量合作开发以来，进尺超400万米、动用储量1.85亿吨、新建产能255万吨/年、钻井综合提速65%。全方位的技术创新成为重要推动力。
胜利石油工程优化井身轨迹，优选钻头、螺杆，强化参数并明确范围，加强对钻井液的使用与性能控制，总结形成了三维防碰绕障、高压喷射、一次性替浆、不划眼不短起“一趟钻”等技术体系。
“技术是基础，而技术又得靠设备去实现。”胜利石油工程难动用项目管理中心经理韩富昌说，胜利石油工程采用“小钻机高配置”，形成了“电动化钻机+高负荷顶驱+五缸高压泵+变频振动筛+变频离心机”的标准化配置，有效满足了难动用储量开发“大排量、大钻压、高泵压、高转速”的强化参数钻井需求，多个规模区块提速超300%。
新场-合兴场地区须二气藏在川西须家河组气藏中勘探程度最高，但由于埋深大、储层特低孔特低渗、产能差异大等问题，储量一直难以有效动用。2021年3月，西南石油工程与西南油气签订合作开发框架协议，围绕油藏效益最大化，采取风险共担、合作共赢的模式，统筹开展提速、提效、提产技术攻关，推动难动用储量高效开发。
“难动用储量效益开发，不仅是技术挑战、成本挑战，更是管理理念的更新，而风险共担、合作共赢的开发思路，倒逼我们在组织方式、运行机制等方面下功夫。”西南石油工程执行董事、党委书记唐世春介绍，传统勘探开发阶段划分和相关机制已不适应非常规资源开发快速反应、及时作出调整的需求，特别是地质工程的前期研究成为决定项目成败的关键。
西南石油工程难动用储量合作开发项目部迎难而生，不仅实行项目化管理，而且拥有资源支配、队伍管理、考核分配等经营管理自主权，推动业务从追求工作量向追求价值量转变。
项目部成立后，与西南油气建立起“一统一、五联合”一体化运行机制，即统一组织运行，联合生产例会、联合项目管理、联合技术会诊、联合质量安全监督、联合信息共享，加强提产提效技术攻关，统筹协调油气藏评价、优快钻井、储层改造、地面集输等工作，保障项目高效运行。
西南石油工程还与西南油气、经纬公司合作成立技术支撑团队，成功攻克前期“钻速低、复杂多、周期长”“压不开、加砂难、产量低”等难题，实现了提速提产双突破。其中，新盛101-2井、新盛101-4井、新盛201井等一系列难动用项目实现高效开发，赢得了西南油气的高度认可，为进一步释放难动用区块产能奠定了坚实基础。
受制于砂体厚、地压系数高、气水关系复杂等地质难题，川西须家河组气藏工程作业面临破岩效率低、复杂故障多，储层压不开、加砂难、压裂效果差等诸多挑战。
“必须强化须二气藏钻完井及酸压测试技术攻关，以技术集成助推提速提质提产。”西南石油工程副总经理杜征鸿说。
在项目运行过程中，技术专家团队围绕“选好层、打快井、打好井、压开缝、铺好砂、提产量”的目标，依托系统优化钻井理念，以地质分析为基础，在施工中强化精益钻井，实施优化井身结构、即打即封、承压挤堵等技术方案，采用旋锤钻具、旋冲螺杆、精细控压等钻井工具工艺，完钻的15口井平均钻井周期比该技术方案实施前缩短47.5%，钻井周期连续3年实现阶梯式提速。
他们还运用高压高产井试采一体化地面控制、体积压裂极限高压防砂堵控制、连续油管高效扫塞及高压高产井二次完井等综合技术措施，压后平均单井日无阻流量达61.1万立方米，最高单井日无阻流量达288万立方米，实现了“少井高产”。
技术团队针对须家河组岩性致密、非均质性强、可钻性差、钻头常规使用的寿命短等难题，研制出高抗冲击性个性化PDC钻头，在新盛202-1井应用，创工区须家河组直径241.3毫米井眼斜井段单趟进尺最多、机械钻速最快纪录。
项目运行3年来，一只只“气老虎”被降伏，难动用储量累计建成投产项目15个，其中10个获高产，累计产量超9亿立方米。
近日，由华东石油工程项目施工的丁山区块捷报频传：丁页12-5HF井钻井周期35.32天，刷新丁山区块4500~5000米钻井周期最短纪录；丁页12-7/8HF井水平段进尺2650米，创西南油气钻井水平段最长纪录……在华东石油工程和西南油气的共同努力下，丁山区块难动用储量正呈现多点突破的良好态势。
丁山区块位于四川盆地川东南盆缘复杂构造区，千余亿立方米天然气因埋藏深、施工难、成本高，“沉睡”地下难以动用。
华东石油工程与西南油气组成联合攻关团队，深入推动项目化管理，采用油藏地质工程一体化、扁平式管理、学习曲线等模式，推动难动用储量效益开发。
丁山区块多山，上部陆相地层稳定性差、易井漏，一体化合作首先要解决的就是钻井过程中的失返性漏失。“泵入井眼的钻井液有进无出，说明地层中缝隙很大。没有钻井液支撑井壁，非常容易导致井壁垮塌，导致卡钻。”华东石油工程丁山区块钻井实施工程技术总监王冰冰介绍。联合攻关团队深入研讨，从源头优化井身结构，采用即打即封、应用高性能堵漏材料等措施，大幅度降低了井漏复杂时效。
闯过了“娄山关”，还有“腊子口”。由于地层可钻性差异大、非均质性强，茅口组中上部、栖霞组中下部地层冲击性和研磨性较强，直接影响机械钻速和建井周期。
联合攻关团队发挥各自在油藏地质规划、工程项目施工管理等方面的优势，使用等应力大扭矩螺杆、高攻击性PDC钻头等工具，有效提升了钻速。丁山区块第2轮完工的7口井与第1轮相比，平均钻井周期缩短18%、机械钻速提高33%。
截至目前，丁山区块合作项目已经先期建成投产9口井，累计产气超1.5亿立方米，难动用储量正有效“动起来”。
“难动用储量的开发，更关键的是实现低成本组织运行。一年来，我们立足合作效益最大化，通过甲乙方全要素优化、适用技术集成，一体化优势逐渐凸显。”华东石油工程难动用储量合作开发项目部经理汤少亮介绍。
华东石油工程从钻前工程的统筹优化入手，提前测绘，联合甲方优化钻前工程设计和井场布局，一体化建设钻井和压裂通用井场，综合考量钻井和压裂对道路桥梁、供水及网电建设等要求，减少井场交接和改造的费用，单平台可节约钻前工程费用12%。
“在钻井施工中，我们大胆创新，推行‘瘦身井’井身结构，通过缩小井眼尺寸，缩短钻井周期，继而节省本金。”汤少亮说。他们先在常压区丁页12平台3口井完成先导试验，随后又在高压区丁页6平台开展中深层“瘦身井”攻关，形成了丁山区块提速提效推荐做法，可节约5%的钻井成本。
在推进新工具、新工艺和成熟技术集成应用方面，甲乙方更是联手做足文章。趾端滑套技术应用于丁山区块15口井，有实际效果的减少了通刮洗及连油首段射孔工序，趾端滑套开启率100%；大尺寸139型无极滑套的先导试验在丁页12-5HF井取得了阶段性成功，可简化压裂施工流程，进一步提升压裂效率。
“难动用储量合作开发从零起步，到如今实现甲乙方一体化协同，前景光明，大有可为。我们将持续深化一体化运行，着力将‘难动用’变为‘可动用’，实现规模效益开发和共赢发展。” 华东石油工程执行董事、党委书记粟开喜说。
近年来，面对超稠油储量难动用存在的复杂情况，西北油田通过持续技术攻关，效益开发和储量动用并重，“院-部-厂”三线联动、全流程融合，构建了“采油-钻井-储改-集输”一体化、全节点超稠油动用体系，“一条龙”专业合力、多种手段并举，取得了诸多突破。
西北油田年年都会圈定部分潜力区块作为难动用储量开发的重点，以区域突破带动整体工作有效推进。2021年以来，西北油田把重点放在了整体关停达8年之久的于奇超稠油区块。该区块是难动用储量中的“硬骨头”，前期生产的全部过程中掺稀比高达10以上，多数油井无法正常生产。近年来又增加了塔河12区北超稠油区块，采油、钻井、储层改造、集输难度极大，产能无法有效释放。
塔河难动用区块的主导因素仍然是“稠”。近几年，一系列以解“稠”为主攻方向的方案实施后，于奇区块成功实现了复产上产及12区北的高效增产，截至目前累计产量超30万吨，钻井提速、地面优化等方面创效上亿元。
今年以来，西北油田再一次梳理精炼各项技术细节，形成了规范化的系列技术和方法，解决了难动用储量的开发难题，展示了西北油田石油工程技术的独特优势。
在钻井和储层改造上，重点实现“打得准、沟通多、供给快”的目标。钻井专业技术人员优化钻井轨迹及设计方法，在稠油区推广复合降黏及清水强钻工艺，形成了随钻稠油侵高效治理技术体系，在先导试验井实现了无障碍进尺637米。储层改造专业技术人员在地质工程一体化基础上，通过“双甜点”识别，建立了基于地质模型的酸压裂缝扩展精细模拟方法，升级了无工具暂堵分段技术，形成了中小缝洞多控多动高效酸压技术体系，让储集体与井周建立了更多更宽的通道，仅12区北就增产7.8万吨。
在采油和集输上，达到“地下采得出、井筒流得动、地面输得走”的目的。采油专业技术人员在塔河超稠油流动规律及致黏机理研究的基础上，建立起“精细化掺稀快速复产-电泵深下尾管增强混配效果快速上产-高回压井减阻输送的超稠油复产技术”新体系，确保老井尽快复产。该措施实施后，单井复产时间缩短了11天。地面集输专业技术人员通过反复踏勘与室内模拟，重点对掺稀混配自动控制技术进行研究和应用，实现了掺稀油动态混配替代大罐静态混配，并基于稠油采出液乳化机理研究，形成了超稠油高效破乳技术体系，为超稠油开发地面配套提供了保障。
专业技术的相互融合彻底改变了多年来超稠油无法动用的认识，坚定了老区未动用储量高效动用的信心，为油田超稠油区块增产稳产提供了有力保障。
江苏油田致密油储量8000多万吨，具有低渗透率、低孔隙度、低能量的“三低”特性，自然产能不足，常规压裂增产效果不佳。
针对致密油储层特点，技术人员加强基础研究，开展了大量岩石力学特性实验研究和裂缝形态数值模拟，充分了解裂缝起裂及延伸规律，深入分析地层孔隙结构特征，优选优化工作液类型及用量，实现了蓄能保压、渗吸置换，有效增强了压裂改造效果。
在工艺方面，借鉴非常规开发理念，江苏油田实施大排量、大液量、强加砂压裂施工方式，施工液量提高了10倍以上、排量提高了3倍以上。工程技术人员配套应用自主研发的具有渗吸驱油作用的新型压裂液体系，以及“多级多类型暂堵转向”技术，提高液体置换效率和裂缝复杂度，增大有效改造体积。
在降本方面，技术人员根据室内试验形成的“不同支撑剂裂缝导流能力图版”，一直在优化“砂代陶”比例，平均单井降本10万元以上；引进电驱压裂设备，提高施工效率，平均单井节约动力费20%以上；实施“平台井”压裂模式，由单井压裂向井组压裂转变，减少搬迁费用和运输费用，与单井压裂相比可减少相关成本约70%。
近两年，江苏油田累计实施致密油压裂30井次，累计增油3.1万吨。其中，肖17块3口井压后全部实现自喷，自喷最长时间达98天；肖13-1井日产油长期稳定在10吨以上，3口井累计产油超7000吨；联701斜井压裂后连续自喷生产150天以上，累计产油900多吨；肖18斜井自喷日产油长期稳定在5吨以上；富125-7、富125-1井下泵投产后持续高产稳产，实现了致密油藏效益开发。