主要科研院所
勘探开发研究所


　　【概 况】 大庆油田有限责任公司勘探开发研究院是全国石油系统内规模较大、学科齐全、技术配套、装备先进、技术力量雄厚的综合性研究机构。围绕着油田勘探和开发两大主线，配套形成了油气勘探地质、油气勘探评价、油气地球化学、油气地球物理勘探、油气藏评价、油气藏开发地质、油气藏工程、天然气工程、三次采油、计算机应用10大学科和60项技术的学科技术体系。拥有员工1 576人，专业技术人员1 085人，其中教授级高级工程师 7人、高级工程师332人，工程师471人。
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　　【勘探技术攻关】 2005年，勘探开发研究院提交天然气探明储量超千亿立方米、石油三级储量均超亿吨，创历史最高水平。
　　深层天然气勘探。发展完善了目标、岩性、气层识别技术，推广应用了地震、钻井、增产改造三项配套工艺技术，深层天然气勘探技术日趋成熟。在勘探部署上，开展了以评价井为主的第二轮勘探评价工作，全年部署评价井10口，有6口获得工业气流，3口获得低产气流，落实并提交天然气探明储量1 018.7亿立方米，实现历史性突破。同时，以寻找第二个1 000亿立方米天然气储量为着眼点，徐深10、徐深11、徐深12井均见到了好气层，徐中地区已控制、预测及估算储量合计1 041.4亿立方米，第二个1 000亿储量规模已经明朗。
　　中浅层精细勘探。在徐家围子地区葡萄花油层部署开发控制井 88口， 新增石油探明储量3 006万吨； 实现了徐家围子与榆树林油田的含油连片，徐东及徐家围子周边地区葡萄花油层已具备1 200～1 500万吨储量规模；发展应用了油水层识别等新技术，在他拉哈一常家围子地区整装提交预测储量1.04亿吨，是大庆油田发现以来首次在外围葡萄花油层发现的整装亿吨规模储量。在杏树岗、太平屯一高台子地区扶杨油层对71口开发井加深钻井，估算储量潜力 2亿吨，是下一步评价和储量升级的主要目标。
　　海拉尔盆地勘探。在海参 4区块首次发现了铜钵庙油层和南一段含油新层系，含油面积进一步扩大；在巴彦塔拉、敖脑海等新区新增探明储量3 627万吨，圆满完成了三年探明1亿吨的储量目标。巴斜2井获高产工业油流，实现了巴彦塔拉构造带勘探的新突破；在贝 38等地区加快评价步伐，提交石油控制储量4 984万吨。乌 27井获高产工业油流，开创了乌北东部斜坡带勘探的新局面，有望形成3 000万吨级储量规模。
　　外围盆地勘探。发展和创新了原形盆地恢复技术、盆地综合评价技术、重磁电震联合解释技术，优选出依—舒地堑、大杨树盆地、三江盆地、鸡西盆地为最有利含油气远景盆地。明确了三江地区为近期实现油气突破的重点地区。在大庆探区发现油页岩矿点19处，初步估算资源量158.9亿吨，优选出大杨树盆地那克塔等4处油页岩有利区。
　　地震资料处理解释技术。形成了以叠前时间偏移、叠前深度偏移、速度建模、正演模拟 4项技术为核心的叠前便移技术系列，实现了深层和海拉尔复杂构造的准确成像；火山岩储层预测技术取得新进展，深层火山岩储层厚度预测相对误差由上年的8.1%下降到4.4%；宽频带特高分辨率地震勘探方法取得新突破，地震分辨率提高2-3倍，解决了厚度 3～6米高波阻抗薄砂层地震识别难题。
　　油气成藏分析测试技术。发展了岩矿综合鉴定技术，配套形成了以薄片扫描电镜能谱、薄片 x衍射、薄片显微红外光谱为主的岩矿检测技术系列，首次发现火山岩碱交代作用这一特殊地质现象，解决了特殊储层的鉴定问题；开发天然气烃碳同位素分析技术，提出了天然气成因类型判别的新指标；自主研发全直径岩心饱和度分析技术，填补了油田饱和度分析技术领域的空白。
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　　【开发技术攻关】 2005年，勘探开发研究院以提高老油田采收率和加快外围油田增储上产为目标，聚驱年产油量连续 4年保持在1 000万吨以上，外围油田年产量首次突破500万吨，创油田开发史上的新水平，全面完成了“11599”工程目标。
　　水驱开发。建立一套剩余储量潜力分析评价方法，搞清各类油层及井网的剩余潜力分布，确定“分类研究，分布调整，多种驱替方式并举”的开发新模式，明确了挖潜方向及对策；建立层系井网演变的指导原则和总体框架，确定了特高含水期三类油层层系井网演变的主要方式；研究形成一套适合喇萨杏油田特点的单砂体注采状况及潜力评价技术，完成了 40%区块的单砂体注采状况评价，搞清了区块、井网及油层的单砂体注采关系完善状况，明确了下步挖潜方向和目标；形成了一套利用测井曲线识别低效无效循环层的方法，实现了低效无效循环层厚度、孔喉半径及孔隙体积的定量描述，为水驱调剖提供了有效的技术参数。
　　聚驱开发。进一步深化了聚驱规律认识，搞清了影响聚驱剖面返转的主要因素，提出了延缓剖面返转的主要技术措施；探索了聚驱后期井网综合利用提高采收率方法，生产井转注可提高采收率 0.2个百分点。通过细化调整措施，北一区两个二类油层工业化聚驱区块含水分别降了7.3和12.9个百分点，采收率分别提高8.5和8.3个百分点。建立二类油层聚驱分层分质技术，与分层注聚相比，最终采收率提高了1～2个百分点。全年编制工业化聚合物驱油方案4个，二、三类油层聚驱实验方案4个，共布井3 464口，设计产能279万吨。
　　三元复合驱及微生物采油。三元复合驱实现由强碱体系向弱碱体系的转化，由主力油层向二类油层的转化。小井距南井组二类油层弱碱化三元复合驱先导性矿场实验实现当年研制、当年设计、当年实施，增油降水效果显著，中心井采收率比水驱提高 24%。葡萄花油田微生物吞吐试验10口井，产油量由实验前的24.9吨增加到36.4吨，增幅为46.2%，含水由试验前的74.4%降到66.9%；在朝阳沟油田朝 50区块首次开展的微生物驱矿场试验见到了较好的增油降水效果，含水由46.8%下降到40.3%，日产油由24.7吨上升到40.8吨，累计增油5 800多吨。
　　油藏评价。葡萄花、扶扬油层有效动用。通过加大高分辨率层序地层学的应用力度，深化成藏模式和分布规律研究，全面推广薄油层水平井开采技术和“百井工程”滚动开发技术，优选可动用储量3 061万吨，设计开发井位1 000口，设计产能89.9万吨，钻井成功率达到98.3%。进一步完善了扶余油层多期河道砂岩地震预测技术。开展了独立分量分析技术研究，提高了扶余油层河道砂体识别能力，州201区块砂体预测精度达到75%以上。海拉尔复杂断块油藏开发。探索出了适合复杂断块油藏的“断陷控制、多面追踪、旋回对比”的油层对比方法；搞清了布达特潜山裂缝网络系统和油藏类型，提出了注水开发技术和对策；搞清了兴安岭群凝灰质储层水敏特征，研制出具有自主知识产权的新型粘稳剂进入矿场试验，为海拉尔油田有效开发提供了技术支持。全年编制油藏评价部署设计和油藏工程方案7个，设计评价控制井、开发井113口，新增探明储量3 344.4万吨，建成产能15万吨。
　　外围已开发油田综合调整。通过井震结合、静动结合，应用精细油藏描述和数值模拟技术，精细地质研究，进一步深化了构造和储层认识，搞清了不同类型油藏注水开发后剩余油分布特点；开展了地质、测井、地震和油藏工程多学科联合攻关，形成了适合外围油田特色的“三步”地质建模技术，实现了建模、数模一体化，为加密调整提供了依据；井网加密调整技术和注水开发综合调整技术不断完善，有效地指导了外围油田注水开发综合调整，使外围油田老区产量递减趋势得到减缓。全年编制开发调整方案4个，部署设计加密井 147口，建成产能9.8万吨。通过对15个加密区块的综合评价，平均提高水驱控制程度7.6个百分点，平均提高采收率5.6个百分点，自然递减率下降0.6个百分点，降为13.1%。
　　天然气开发。通过开展联合技术攻关，基本搞清了兴城、升平地区火山岩岩性、岩相、储渗特征及气藏类型；通过开展气藏产能评价与储层动态描述技术研究，建立了气藏储层三维地质模型和动态模型；开展气藏数值模拟研究，科学论证了徐深气田开发技术政策，为气田开发方案编制提供了依据。全年编制完成升平、兴城两个开发区的初步开发方案，部署开发气井68口，设计产能20亿立方米。
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