少井高产是油气开发领域理念革新、技术突破、管理优化等资源集约化配置驱动下的一种新型开发模式。其核心是通过技术突破、管理及资源优化配置，以最少井数实现油气资源高效动用和单井产能最大化。其本质是油气开发模式的质量效率变革，包括三重内涵：一是从“数量驱动”转向“质量驱动”，借助精准布井和工艺升级提升单井产能；二是运用智能化、集约化手段，降低投资所需成本及对生态环境的影响；三是构建从勘探、开发到生产运行的全生命周期管理体系，全方位保障高效与可持续开发。

  少井高产是“双碳”目标和能源转型下国内石业加速迈向高水平发展的必由之路。当前，我国常规油气资源劣质化程度加剧，开发对象向深层超深层、非常规致密储层、高含水-特高含水老油田及深海等复杂领域转变。以塔里木盆地为例，其深层碳酸盐岩油气藏单井开发成本是东部成熟油田的4~8倍，海上深水井成本更攀升4~14倍，经济可开发阈值持续上移，资源劣质化与优质储量接替矛盾、多井低产矛盾一天比一天突出。同时，“双碳”目标要求能源行业减碳增效，多井开发需占用更多土地、消耗更多能源，传统布井开发模式难以为继。因此，实施少井高产是有效破解复杂低品位油气资源效益开发难题的重要路径。

  少井高产是技术发展与管理变革双轮驱动的结果，得益于勘探开发一体化、地质工程一体化、技术经济一体化的运行实施。通过勘探开发一体化，统筹储量、产量任务，强化评价、统筹部署，一体推进探、评、建实施，推动快速增储和效益建产；通过地质工程一体化，深化油藏描述、建模数模研究，实现技术政策最优化、储量动用最大化、工程降本最大化；通过技术经济一体化，加强长水平井、多分支井、立体压裂等新技术迭代、适应性和效益评估，以单井产能提升和全生命周期效益最大化为目西南标，全链条优化技术组合、方案设计和投资。三个“一体化”改变了“技术条块分割、管理接力进行”的传统建产模式，推动了建产工作由“量”到“质”的提升。

  面对资源劣质化与低碳转型双重挑战，中国石化积极推动“勘探开发、地质工程、技术经济”一体化协同，以少井高产破局突围。从陆地到海域、从常规到非常规，成功打造了一批“少打井、多产油、低排放”的高效开发示范。

  顺北油气田依托超深层成像、超深层钻井和超深层储改等技术的突破，以及地质-工程实时交互、生产动态智能调控和全生命周期优化等管理创新，完成了“地质-工程-生产”全链条迭代升级。顺北4号断裂带部署20口井建成产能130万吨/年，单井日产油300吨，成为“以最精井网创最大效益”的典范。

  胜利油田海洋采油厂构建以“提高单控制储量、扩大泄油面积、降低储层伤害”为核心的建产模式，配套三维靶向、储层保护和防砂控水技术，优化钻井平台和海底管网，通过井网重构极限释放油藏潜能，埕岛东区块产能建设项目设计井数从48口减至33口，单井日产油由28吨提升至85吨，平台面积缩减30%，海底管线万吨稠油储量高效动用提供了可复制模板。

  河南双河油田通过“长穿多层+精细改造”技术组合，实现低品位储量高效动用。WB2-2H井水平段长1200米，穿越3套含油层系，日产油稳定在15吨，较直井日产量提升5倍。部署的8口新井新增产能4.2万吨/年，投资降低2.43亿元，采收率提高8个百分点。

  胜利油田济阳坳陷页岩油，通过构建以“甜点立体刻画、井网立体布控、压裂立体改造、生产立体调控”为核心的“四维立体”开发技术体系，建成中国石化首个10万吨级井组、国内首个5层楼大平台立体井组。2020年以来，在博兴、牛庄、民丰等五大洼陷，多类型页岩油均取得产能突破。

  目前，少井高产模式仍需突破3个瓶颈：油藏描述精度还不够高、全生命周期的一体化融合深度有待提升、跨专业的技术协同标准化体系还不完善。突破这些瓶颈，既要发扬“深耕细作”优良传统，更要和AI、数字孪生等新技术深层次地融合，推动少井高产向数字智能化、绿色低碳化、技术规范化转型升级，为我国油气行业高水平质量的发展注入新动能。

  “少井高产是指通过先进的技术支撑和开发方案优化，在井数上做‘减法’，使油气产量做‘加法’的开发模式。”西南油气开发管理部技术人员何颂根说。

  四川省彭州市工农业发达、人口密集，地下6000米深处潜藏着中国石化在四川盆地发现的第三个海相含硫大气田——川西气田。

  地上，川西气田处于城市经济发达区，需要尽可能减少征地降低油气开发成本及对生态环境的影响；地下，气藏含硫且储量丰度小，工程难度大、井壁稳定性差、建井成本高，需要以较少的井数控制更多储量。

  实现少井高产，需要地质、工程、经济一体化研究，多学科协同攻关。地质上，需要利用高精度的地震勘探、测井等技术，精确掌握地下油气藏分布、构造和物性特征，建立准确的地质模型，为井位部署提供科学依据。钻井工程上，需要采用水平井技术，增大井眼与油气层的接触面积，提高油气渗流效率。完井改造上，需要运用压裂、酸化等高效增产技术，改善油气层的渗透性，提高油气流动能力，实现少井高产。

  技术为先。西南油气开展关键技术攻关，最终形成了雷口坡组气藏综合评价及开发技术等特色技术系列。他们深化气藏认识，精细评价、优化部署目的层，延长水平井水平段长；通过建模数模，三维可视化呈现储层及流体的非均质性，模拟地下流体在复杂孔喉结构中的流动过程，预测气井产量及储量动用情况；坚持立体开发理念，集中部署开发井。

  方案为要。技术人员为川西气田量身定制“一台多井、长水平段平台井”的立体开发井网设计的具体方案：利用一个井场，打多口大位移、大斜度、长水平段的开发井，每口井从上至下打开两套储层，把地下多个储层连成一个整体，再横向延伸，增大井轨迹的泄流面积，以提高单井产能及储量动用程度。2021年，在前期完钻11口井的基础上，川西气田优化方案部署6口开发井，平均井深达7900米、中等水准段长1628米。

  精细运行是效益开发的“最后一公里”。西南油气创新联合监督管理模式，实行甲乙方一体化和专家驻井制，打破管理壁垒，缩短决策链条。他们强化地质工程一体化，在靶点和轨迹设置上最大限度地考虑工程难度，实现安全高效施工；校企联合攻关关键技术，解决高地压地层稳定性差的问题，保障二开陆相长裸眼井段井筒安全；加强多钻机一体化管控，解决高含硫超深丛式井组“一台多机”模式下多专业、多队伍立体交叉作业安全风险管控难题，实现钻井零故障率，钻井周期缩短13.59%，平均机械钻速提高10.5%，节约费用上千万元。最终，6口井测试无阻流量较一批次井提高2倍，优质储层钻遇率由83%提高到89.3%。

  川西气田少井高产方案实施成功后，项目组按照同样的思路和模式，向新场地区平面甩开。2024年3月，新场雷口坡组首口水平井新深106-1H井完钻，井深7729米，水平段长1400米，钻遇率95%，测试无阻流量358万立方米/日，刷新区域纪录。

  此外，西南油气还在中江气田探索“一台多井，水平井为主、三维轨迹”立体部署模式，根据河道展布，做到井储匹配，利用三维轨迹立体部署井位，确保储量动用最大化。

  少井高产是油气田开发领域追求的目标。西南油气在四川盆地的油气开采区块“边、散、小”，地面条件有限，地下情况复杂且资源禀赋不优，一定要坚持少井高产理念，强化地质、工程、经济一体化协同研究，精细刻画储层、创新钻井技术、优化改造工艺，才能尽可能提高储量动用率。

  多井型结合的开发方案是接下来探索的方向。西南油气将接着来进行更长水平段、靶向位移更大的“三维井”技术攻关。此外，低成本侧钻及开发调整井技术是提高气藏采收率的主要技术，可进一步提升多层叠置气藏、边底水气藏的开采程度，增强气藏开发效果，提升整体效益。

  日前，江汉油田清河采油厂技术管理中心油藏开发岗韩宇龙来到胜利难动用储量项目管理中心，商讨即将上钻的面120-1-P22井的轨迹优化。去年以来，清河采油厂围绕少井高产、提高采收率目标，联合多家单位共同开展长水平段井改造工艺攻关研究，实施碳酸盐岩油藏长水平井酸压3井次，初期平均单井日产油9.7吨。

  江汉油田积极践行少井高产开发理念，为有效提升单井产量和开发效益，加大长水平井等特殊井型应用力度，有效提升了单井产量和开发效益，其中，原油领域长水平井井型占比大幅度提高，平均单井产量提升24.3%，为稳油增气降本提供了有力支撑。

  清河油区储层薄、物性差、储层品位低，制约新井高效建产。作为增油降本的重要利器，长水平井成为理想选择。研发人员开展多轮长水平井、分支井等新井型地质研究，摸排出一批潜力试验区块，在特薄层油藏部署面23-5-斜6长水平段油井，实钻水平段长560米，日产油量稳步升至12.7吨。

  “精准控制长水平段井轨迹可以显著增大油藏接触面积，尤其是稠油油藏，可以增大蒸汽与油层的接触面积，增强蒸汽吞吐的热采效果，提高采收率。”清河采油厂技术管理中心开发所动态室副主任张梦云表示。

  在长水平段井的基础上，江汉油田积极攻关水平分支井。水平分支井是指在单一井眼的水平段中钻出多个分支井眼，且分支井眼均在同一油层中穿行。该技术可有效增大泄油面积、提高单井产量，实现少井多产。清河面120-1-平20分支水平井水平段总进尺823米，放喷后获日产26.7吨高产油流，与该区域初期日产量在12吨左右的普通井型热采井相比，属于产量“尖子生”。

  长水平段井在页岩气领域的成绩也令人瞩目。江汉油田持续攻关水平段长超过3000米的超长水平井，提升压裂精准度，提高单井产量。水平井压裂改造是实现页岩气储层效益开发最有效的手段，理论上水平段越长、改造体积越大，单井动用可采储量也越高。焦页18-S12HF井水平段长4286米，长度是一般水平井的近两倍，储层改造时缝网长度和体积都大于一般水平井，单井可采储量也随之提高。

  虽然超长水平井是提高单井产能的一大利器，但在钻井、压裂领域仍存在技术瓶颈。在井网密集区，钻井防碰绕障是关键难题，江汉油田研究形成三维水平井优快定向技术，给钻头装上“眼睛”，可灵活控制井眼轨迹，引导钻头直线加速、漂移过弯，精准抵达目的地，优质储层“甜点”钻遇率达到100%。针对邻井干扰大、人工缝网密集、容易压窜的难题，他们建立数值模型，精细描述层理缝发育、应力变动情况，定量预测剩余储量，明确每一段的压裂规模、设计参数，最大限度释放产能。

  面对储层薄、物性差等复杂地质条件，江汉油田全面推动少井高产理念落地，为油田高效开发开辟了新路径。通过一体化协同模式，一直在优化井位设计，持续技术迭代升级，用更少的井获得更高产量，明显提升资源动用效率，集中力量提升单井产量，实现了降本增效，同时减少了土地占用和地表破坏，是油田实现高质量、可持续发展的关键战略举措。

  江汉油田打破原油开发常规认识，充分的发挥一体化协同优势，统筹调配资源：一是在地质研究上狠下功夫，通过高精度三维地震勘探等手段，精准定位优质储层，一直在优化井位部署；二是技术工艺迭代升级，大力推广水平井、分支水平井等井型，有效提升单井控制储量。

  近日，胜利油田海洋采油厂垦东473区块产能建设项目顺利完工，投产的3口新井初期日产油均超百吨。这是海洋采油厂走少井高产建产之路取得的良好成效。

  胜利油田通过精细地质认识，依靠钻井提速提效、大幅提产工艺技术，用更少的井，产更多的油，创更高的效益。

  无效益井一口不打。胜利油田注重源头把关，实施专家组方案井位审查制度，加强方案全过程迭代优化。

  常规油藏找得差不多了，就要向隐蔽油气藏要储量、要产量、要效益。对此，胜利油田从全流程节点部署，确保每个环节都有更大产出，创造更大价值。胜利油田油气开发管理中心经理杨圣贤说：“赔本赚吆喝的买卖不符合高水平质量的发展要求，要想高产，就必须补齐短板。”

  开发好油藏的基础，是准确认识数千米以下的油藏。油气开发管理中心新区管理室高级主管闫斐介绍，在方案制定阶段，10余名物探、地质、油藏、钻完井等专业的专家齐聚一堂，共同形成优化到极致的方案。渤深6潜山油藏方案经过油田专家组5轮方案论证优化，打磨超过半年才得以通过。

  近年来，全流程技术进步有力推动了“四提一降”顺顺利利地进行。钻井提速提效、大幅度提高产能技术、全程油层保护等提产模式，有力支撑了少井高产。

  起初，技术人员在东辛采油厂永936扩块部署了4口直斜井，单井日产量只有5吨，钻井周期高达28.5天，难以实现效益建产。东辛采油厂借鉴页岩油开发理念，用两口大斜度长水平段井取代6口直斜井，总投资下降39.5%，投产14个月，单井日稳产油19吨。

  目前，永936扩区块开发经验在油田多个区块推广，预计新建产能6.2万吨/年，典型示范效应凸显。

  有些油藏一旦被伤害后很难解堵，因此油层保护至关重要。石油开发中心将全过程油层保护理念应用到草4沙二三区块，8口井周期单井日产油量在10吨左右，比老井提高近4吨。无固相压井液应用成为常态，提升入井液温度减少温敏效应，强磁吸附套管上的铁锈，浊度仪配备到井场有很大成效避免污染油层……在各开发单位，油藏保护实招频出。

  地质工程一体化在少井高产模式中发挥及其重要的作用。油田有地质优势、工程公司有工程优势，双方持续探索合作开发模式，发挥各自最佳效能，推动效益开发。从2018年的1.0“超产分成”到2022年2.0“超产分成+溢价分成”，再到2023年3.0“合作建产利润共享”，胜利石油工程公司从参与建产到合作建产再到共同经营。集团公司石油工程领域高级专家万绪新对这些变化有着深刻感悟，一体化是解决复杂问题及高不确定性难题的方法论，理念的突围、技术的集成、模式的塑造是实现储量效益开发的根本。

  在目标同向、合作双赢理念引领下，滨37区块依托2.0模式“解锁”，钻井提速50%，区块最短钻井周期2.5天；沉寂近30年、百万吨产能投资超百亿元的商541区块，3.0模式将其“唤醒”，井深3500~4000米钻井周期缩短至5天以内。

  胜利油田应用少井高产理念，强化与工程公司、经纬公司等单位合作，打更少的井、产更多的油、创更高的效益，以此来实现效益最大化。少井高产是一项系统工程，既涉及地质、工程专业，又受管理、工艺等因素影响。各因素之间是乘法关系，一项短板就会破坏高产的土壤，只有做到所有过程无短板，才能实现整体产量最大化。在应用过程中，地质、工程、地面等多专业多领域齐聚一堂、共同发力，破解制约产量增长难题，推动实现产量最高这一目标。

  近几年，胜利油田在观念理念上发生了很大的变化，将技术应用到极致，把管理细化到每一个控制环节，确保单井产量最高、经济效益最好，实现了单井产量大幅度提高。