2017年中国石油产量为1.92×10⁸ t，消费量却达6.1×10⁸ t，对外依存度达64.7%，油气供给安全形势严峻，保持油气产量稳定成为保障中国能源安全的重要基石。同时，油气行业既是能源的生产者，也是能源消耗与温室气体排放大户。在能源革命及低油价的背景下，油气行业既要面对新能源挤压和节能减排的要求，又面临着必须降低成本以实现效益开发的问题。

保持老油田原油产量稳定面临综合含水率高、可采储量采出程度高、剩余可采储量采油速度高及储采平衡率低等困难，油田可持续发展面临重大挑战，高能耗、高成本、低效率的矛盾十分突出。统计表明，截至2017年底，中国东部老油田综合含水率为92.0%，可采储量采出程度为85.8%，可采储量采油速度为1.5%，生产水油比急剧上升，开发成本快速增加，高耗低效矛盾不断凸显，影响油田的稳产^[1-3]。

如何保持老油田产量稳定，减少油气开发中的能量消耗、降低开发成本，实现能源循环利用，建设绿色油田是实现油气行业可持续发展的必由之路，也是当前油气行业亟需解决的一个重大问题。为寻求中国油气行业可持续发展的新路径，胜利油田进行了绿色低成本开发理论探索和技术实践，在理论认识、方法、技术等方面取得了新的进展。

1 老油田绿色低成本开发的内涵

老油田开发是一项复杂的系统工程，其生产流程包含注入系统、油藏系统、产出系统（包括采油、集输）等多个模块，各模块之间存在能量、物质、成本的转换和传递，各模块内又包含着层次分明的多元结构（图1），既有地下的、地面的因素，又有技术的、经济的和社会的因素，模块之间、模块内不同因素之间相互影响、相互制约，单一模块内的最优不能保证整个开发系统的最优。在推动生态文明建设的今天，绿色发展、循环发展和低碳发展成为老油田开发的必然趋势，基于绿色低成本的开发决策模式，有利于实现系统的整体优化，对经济、环境、社会发展具有重大意义。

绿色低成本开发就是要改变传统模块化的生产-决策模式，构建注入（I）、油藏（R）和采出（P）全流程（IRP）的产量、能耗、成本、环境四位一体的优化决策模式，建设多元、协调、开放的绿色油田，保障油气生产，降低能耗，增加产量，保护环境，支撑企业可持续发展及国家油气供给安全稳定。

绿色低成本开发就是以原油生产过程中降低能耗为核心，在保持一定油气产量规模的条件下，通过各子系统多因素协同优化，实现单位油气产量的能耗及成本最低，既可以保障一定的产量规模，满足国家能源安全和企业自身可持续发展的需要，又能降低能耗，提高油气开发系统综合效率，满足绿色、高效、低成本的需求。系统最优化的关键是实现系统各要素的多元协同。建立油田注入、油藏、采出、集输等模块与产量、能量、成本的关系模型，外界产生的能量（电能、热能等）通过注入系统将驱替介质（水、气等）注入到油藏系统中，使地下的油、气运移，通过采出系统的举升、处理、外输等环节，将油气开采到地面形成产量。注入、采出系统的能耗及油藏系统的开发，均伴随着成本的投入。

绿色低成本开发又是一个开放的系统，新材料、新工艺的进步和新业态、新技术的创新发展可以改变现有油气开发方式，同时，成本、能耗和环境的发展要求企业技术革新，提高油气生产全流程中的能效，降低单位油气能耗及成本，实现资源节约和环境保护双重目标。

2 绿色低成本开发系统优化模型

从物质与能量转换关系入手，建立能量和产量的耦合模型、成本管理模型和系统最优控制模型，构建环境友好的生产决策模式，实现产量、能耗、成本、环境四位一体的最佳协同与匹配^[4-7]。

2.1 能量和产量的耦合模型

油气开采过程是能量的传递、能量-产量的转换过程，主要包括注入系统的能量制取、传输与注入，油藏系统的能量到产量的转化，采出系统的采油和集输耗能，能量综合利用系统的能量梯级利用4个环节。

油气开采过程中的系统总能耗为注入系统和采出系统的能耗：

在油藏系统中，能量经注入系统传入油藏转化为油气产量，其关系可表示为：

在采出系统中，能量消耗包括将油气举升至地面的举升能耗、采出液体处理能耗、油气外输能耗、分离液体回注能耗等，其表达式为：

其中生产耗能的各个环节，也存在能量利用效率，如举升系统的举升效率和外输系统的输送效率等。

对于从油藏系统中输出的余能，如果能够循环利用，则（1）式变为：

对于不同的油藏类型，注入的介质不同，在油田开发循环中的能量产量转化关系的具体形式不同。以水驱开发和稠油热采开发为例。

水驱开发过程主要是消耗电能将水注入到油藏中，实现能量到产量的转换。其中，能量的变化过程及其与产量的关系为：

T 与压力场和饱和度场有关，可用黑油模型来描述^[8]。

稠油热采开发过程主要是通过燃烧天然气将水转化为蒸汽，通过管线、井筒将高温蒸汽注入到油藏中，在油藏中通过蒸汽与地下流体的相互作用，实现由热能到油气产量的转化。能量的变化过程及其与产量的关系为：

描述 T 的主要方程为热采模型^[9]，与常规黑油模型相比，除考虑压力场、饱和度场之外，还需考虑热焓场。

2.2 成本管理模型

根据成本管理的思想，将成本与产量、能量建立相互关系，即在油气开发的各个系统、环节，伴随着能量的传递、转化和产量的产生，均存在着成本的消耗。全流程成本表达式为：

对于注水开发油藏：

对于注蒸汽开发油藏，区别体现在 C₁和 C₂这2个成本的不同：

从能量、产量、成本的构成及数学模型上看，三者在油气开采流程中相互耦合，需要采用系统化的思维进行优化^[5]，才能实现绿色发展的目标。

2.3 系统最优控制模型

系统最优控制模型包括以下几部分：①目标函数:max ( Q),min{E/Q},min{C/Q}。②状态方程：油气开发系统能量、产量、成本管理模型，（1）—（5）式， （8）式。③控制变量：注入量（Q_注）（液量、热量等）、各个环节的系统效率( η_i)、开发方式（影响转化系数 T）。 ④ 约束条件：油气产量 Q ≥ Q ₀，单位成本 C/Q ≤ C ₀。⑤初始、边界条件：油藏地质条件、流体边界条件、油价初始条件等。

水驱油藏油气产量目标的对象可表示为：

从（15）式可以看出，若要得到模型的最优解，需要提高各个环节系统效率、增大能量-产量转换系数、降低全流程成本，因此，解决老油田的绿色发展问题，需要做好油藏管理、能量管理、成本管理3方面的工作。在油藏管理方面，在深化对油藏静态与动态非均质性、油水渗流规律的认识以及开发技术创新的基础上，提升油藏管理水平，提高能量转换效率，实现油田最大化产出；在能量管理方面，通过注入、采出与集输处理系统一体化管理，提高能量的制取、注入、举升、输送效率，实现能量的高效、循环综合利用；在成本管理方面，由节点管理向全流程系统化管理转变，实现整体的成本最优。

3 老油田绿色低成本开发实践

以上研究成果已在胜利油田进行了应用和实践。胜利油田经过50多年的开发，整体进入特高含水期，水油比急剧上升，吨油综合能耗逐渐增加，成本不断上涨。据测算，油田综合含水率从90%上升到98%，吨油标准煤消耗量提高了近3倍，吨油完全成本上升2倍以上，成本、能耗、产量、环境之间的矛盾越加突出。如何破解老油田高耗低效难题，实现绿色可持续发展是油田当前面临的重大课题。近年来，基于老油田绿色开发思想，结合不同类型油藏开发规律和矛盾，探索低油价条件下油田效益开发新模式，实现老油田绿色低成本可持续发展。

3.1 绿色低成本开发模式

油藏产出和注入的油、水、热、气、剂是开发成本构成的主体。不同油藏类型，开发阶段不同、开发方式不同、驱替介质不同，油气产量、单位油气产量的能耗和成本存在较大差异，且互为影响，相互制约。围绕如何最大程度采出原油，降低“水、热、气、汽、剂”等消耗量，提高综合利用效能，综合考虑油藏、能量、成本、环境等因素，建立了不同油藏类型、不同驱替介质、不同开发方式、不同开发阶段油藏绿色低成本开发模式^[10-17]。

与传统开发模式（图2a）不同，绿色低成本开发模式（图2b）是以注入介质（水、汽、剂、气等）和采出流体（油、气、水等）为基本输入参数，考虑不同开发方式和开发阶段的产量、能耗和成本的变化规律，明确注入系统、油藏系统、采出系统和能量综合利用系统的提高能量利用率、降低能耗和成本的技术对策，以环境友好和新技术、新材料等应用为约束，利用绿色开发系统最优控制模型，提出基于注入系统、油藏系统、采出系统和能量综合利用系统等环节的全流程协同优化解决方案，建立不同开发阶段产量、能耗、成本最优化匹配关系，实现全过程水、热、气、汽、剂等的管理，以提高原油产量和能量利用率，降低单位油气产量的能耗与成本，实现环境污染物零排放，实现老油田绿色、低碳、低成本持续高效开发。

不同油藏类型驱油介质不同，在油田开发循环系统中的能量转化及利用路径不同（图3），在进行系统优化过程中，要把握全流程介质状态及能量变化规律，进行针对性的目标优化。对于注蒸汽开发，实施全过程热管理，通过提高制热系统效率、输热系统效率、油藏系统的热能利用率和处理系统的余热高效利用，提高稠油油藏经济油汽比。对于注水开发，实施一体化水管理，通过提高注-采-输水循环系统效率，油藏系统注水利用率和处理系统污水资源化利用，延长特高含水油藏经济开采生命期。

3.2 绿色低成本开发实例

3.2.1 稠油热采油藏

胜利油田草20块为稠油油藏，1990年蒸汽吞吐开发。截至2015年底，平均单井吞吐周期为10.1次，原油采出程度为21.7%，综合含水率为97.6%。从2010年到2015年底，单井产油量由5.6t/d下降到1.8t/d（降幅为68%），成本由1 756元/t上升到2 896元/t（增幅为65%），单位能耗由792kW·h/t上升到1 185kW·h/t（增幅为50%），产量、成本、能耗矛盾突出。

针对以上问题，利用绿色低成本开发系统优化模型，明确了导致开发效果逐渐变差的主要原因是开发技术不适应，井间汽窜、层间差异不均衡；蒸汽干度较低，蒸汽腔难以进一步扩大、蒸汽补充能量较弱。优化确定了“变单井吞吐为组合吞吐，实施全过程保持蒸汽干度提高系统效率”^[18] 的综合解决方案。方案实施后，沿程热损失降低15%，输汽热效率提高3.5%，油汽比从0.44t/t上升到0.69t/t，操作成本下降280元/t，单位能耗下降173kW·h/t。

该技术在胜利油田307个井组实施，平均制热效率提高了1.1%，平均输热效率提高了1.4%，平均井筒热损失降低了8.0%，稠油油汽比已连续6年稳定在0.53t/t左右，实现了产量的稳定和采收率的不断提升，单位成本和能耗上升态势得到有效遏制，老油田绿色低成本开发的经济与社会效益不断显现。

3.2.2 水驱开发油藏

胜利油田东辛油田辛1断块为屋脊断块油藏， 1975年投入开发。截至2010年底，仅有1口井生产，日产油量仅为0.4t/d，含水率高达97.7%，操作成本为1 485元/t，处在近废弃状态。

研究表明，若维持现状继续生产，含水率将缓慢升高，单位成本持续增加，单位能耗近似线性增长。应用绿色低成本开发系统优化模型，确定了综合解决方案：一是创新人工仿强边水开发技术^[19]，充分利用老井，降低油藏综合含水率和成本；二是提升油藏压力，提高注采系统效率；三是通过污水回注，提高水资源循环利用率。

方案实施后，单井日产油量由0.4t/d上升到10.5t/d（图4），区块日产油量由0.4t/d上升到54.6t/d，提高采收率7.5个百分点，达到47.5%，单位完全成本为32美元/bbl，实现了近废弃油藏的二次开发。同时，实现了污水零排放，保护了黄河口湿地环境，生态效益显著。

胜利油田水驱油藏绿色开发模式得到规模化应用，有效减缓了产量递减，年均减缓递减1.93个百分点，控制含水率每年上升减缓0.31个百分点，老区可采储量增加了4 819×10⁴ t，实现了储采平衡，为胜利油田效益可持续开发提供重要支撑。

4 认识与思考

通过老油田绿色低成本开发的理论研究与开发实践，取得以下几点认识：①绿色发展是石油行业未来生存发展的基础，建立油田开发全流程、全生命周期的理论体系、评价方法，探索绿色、低碳、循环综合解决方案，是促进石油行业绿色发展转型升级，实现可持续高质量发展的必由之路。②建立了基于全流程的产量、能耗、成本、环境四位一体优化模型，通过模型驱动科学决策，指导了矿场绿色开发技术创新与实践。③胜利油田结合低油价油田效益开发需求，进行了绿色低成本开发理论探索和技术实践，在理论认识、方法、技术等方面取得了进展，初步建立了不同类型油藏效益开发新模式，实现了老油田绿色低成本开发。④绿色低成本开发内涵丰富，影响因素复杂，涉及参数众多，目前尚处在理论研究和方法探索阶段，下一步应充分借助大数据信息平台和智能化优化算法等，持续深化研究，拓展应用领域。

符号解释：

E ——油气开采过程中的系统总能耗，J；E_入——注入系统产生的总能耗，J；E_产——采出系统的能耗，J；E_转——从注入系统传递到油藏系统，用于转化为产量的能量，即油藏系统的入口能量，J；η_入——注入系统效率，包含多个环节，如能量制取效率、管线传输效率、井筒注入效率等；Q ——油气产量，t；T ——油藏系统的入口能量到油气产量的转化系数，受地质条件、油藏流体性质、开发技术、开发方式等影响，t/J； E_举——油气举升至地面的举升能耗，J；E_处理——采出液体处理能耗，J；E_外输——油气外输能耗，J；E_回注——分离液体回注能耗，J；E_余——油藏系统中输出的余能，J；η_注水——注水效率，%；p ——压力，MPa；S _o——含油饱和度；η_制——制热效率，受锅炉温度、型号、排烟温度等参数影响，%；η_输——输热效率，受管线材质、输送距离、保温技术等参数影响，%； H ——热焓，J；C ——流程成本，元；C ₁——输送成本，元； C ₂——注入成本，元；C ₃——驱替成本，与油气产量、能量转化效率有关，元；C ₄——采出液处理、回注成本，与油气产量、含水率有关，元；C _w1——注水开发输送成本，与注水量、注水效率有关，元；C _w2——注水开发注入成本，与油井举升能耗、举升效率有关，元；η_举——举升效率；C _w3——注水开发驱替成本，与油井采液总量、能量-产量转化系数有关，元； C _w4——注水开发采出液处理、回注成本，与油气产量、含水率有关，元；f_w——综合含水率，%；C _h1——注蒸汽开发输送成本，与制热总量、制热效率有关，元；C _h2——注蒸汽开发注入成本，与输热总量、输热效率有关，元；Q _注——注入量，m³； η_i ——各个环节的系统效率；C ₀——目标成本，元。

参考文献