新技术探索助力长庆超低渗透油藏开发大提速

　　技术探索篇之一：技术探索谱新篇

　　人民网北京1月7日电（记者王静）长庆陇东油区属于典型的低渗、低压、地产油田，尤其是随着老油田生产时间的延长，综合递减已严重制约了油田上产的进程，如何使老油田重振昔日辉煌，实现新的跨越，一场减缓老油田递减的攻坚战正在静悄悄的老开序幕。如何在这场攻坚战中取得胜利，再现老油田昔日辉煌，摆在采二人面前的只有一条路，那就是迎难而上，在夹缝中求生存。

　　庄九试验开发区块位于西峰油田合水区，于2000年开始重点勘探评价长8油层，相继完钻了庄9、庄10、庄12、庄13井,发现该区长82油层在庄9井区油层厚度稳定，试油产量较高，为了摸索延长统特低渗透油层注水开发的适应性和超前注水开发效果，2001年根据油田公司安排，将庄9井区确定为超前注水开发试验区。

　　以庄九井为超前注水开发试验区，老油田稳产思路逐步形成，2001年，在这块试验田上，以水换油的超前注水技术首先进行试验。试验结果，刚开始的单井日产达到了11吨，不到三个月时间，就降到了3吨多。2003年，单井日产降至0、3吨。为了找到在高单井产量与延长油井寿命之间的平衡点，长庆科研人员开始逐步分析，寻找病根。2004年，确立了在前期井网的基础上，以提高单井产量为核心，调整井网，强化注水，压裂引效，采用新工艺、新技术，积极探索超低渗油藏开发配套技术。2006年，地层压力由2004年下半年的10兆帕上升到17兆帕，单井平均日产量由原来的0、5吨上升到了1、9吨，多项工艺技术的综合应用取得了新突破。

　　老油田稳产工作发生了可喜的转变，由被动选井想主动培养转变，先通过注水提高底层压力，然后在压裂引效；由单井点挖潜向调整油藏注采平衡转变，调节片面矛盾，优化产业结构，增强长期稳产基础；由分散挖潜向集中治理转变，这样使稳产的目的更具体，稳产的措施更具体，稳产的区块更集中，稳产的效果更明显。

　　新技术篇之二：勘探开发一体化，为上产加速

　　以探井为中心，并把探井作为“母井”，产生“一母多子”效应，实施勘探开发一体化，是长庆油田加快超低渗透油藏开发和快速上产的有一新举措。实施勘探开发一体化，即在对超低渗透区域进行预探、评价寻找新发现的同时，就落实含油富集区；在对开发骨架井建设产能同时，又坚持打下去，寻找新层系。勘探开发一体化的关键是围绕同一个有利目标区，将预探、评价、开发井施工实施同步管理，一体化运作，大大缩短了勘探开发周期，实现了随发现、随评价、随开发。

　　池46井是部署在姬塬地区的1口预探井，钻井发现长82新层系后，立即实施了勘探、评价、开发一体化部署，共安排预探、评价井16口，开发骨架井10口，开发井316口。目前已完钻井48口，井均油层24.9米，试油日产油33.7吨，投产初期日产油达4.5吨，仅半年时间就快速落实了5000万吨的储量规模，预计该区最终可建产能60万吨。

　　华庆地区元284砂带推行勘探开发一体化，油藏评价与产能建设整体规划，评价井按开发井网统一部署，一体化实施。在完钻的6口油藏评价井，53口开发井中，井均钻遇油层22.9米。通过对该区实施大面积布井，目前已落实储量1亿吨。

　　新技术篇之三：早期产能预测评价技术

　　开发超低渗透油藏是长庆油田发展成大油田的必经之路，是继苏里格气田成功开发之后又一项推动长庆油田大发展的重大举措，对于推进长庆油田持续快速上产具有着重大的战略意义。随着超低渗透油藏整体性、规模性和快速建产思路的成型，巨大的风险性也在伴随而来。

　　如何规避风险，如何保障大油田的顺利投产，开展油藏早期产能预测评价研究是必不可少的。油田技术工作者通过充分应用已有探井、评价井的岩性、电性与试油、试采资料，找出了影响油井产能的主要因素，对大量完钻井进行单井产能的早期预测和随钻调整，进而扩展到对整个油藏区域开展早期产能分布研究和预测评价。通过该项技术可以降低规模建产风险，有效的避免大片区域出现低产和落空，同时提供定量化的可靠技术指导。使之成为了实现超低渗油藏快速上产的重要支撑技术，超低渗透油藏整体开发、大规模建设推进的核心配套技术。通过该项技术的指导和在实际过程中的实施，可以更好的更有效的指导整个超低渗油田的开发。

　　新技术篇之四：新工艺　新技术

　　长庆油田低渗、低产和稳产周期长的地质特征决定了不能用一把“尺子”衡量各种油藏，必须在现有基础上探索出一条支撑长庆超低渗油藏开发的技术路线、管理模式、建设方式、评价参数和投资政策。

　　陇东超低渗透油藏开发项目组本着“控制投资，降低成本，优选富集区，提高单井产量”的原则。以提高单井产量、降低投资成本为核心，精细储层研究、优化注采井网、推广成熟技术、创新特色技术、采用大井场和小井距、小水量、小套管、小机型、小站点的“一大五小”开发模式，逐步走出一条标准化设计、模块化建设、数字化管理，降低建设成本，实现快速、规模、有效开发的新工艺，新技术。

　　近年来，0.3毫达西类储层攻关以“基础研究、技术集成、开采简化、机制创新、效益开发”为指导思想，坚持“提高单井产量与降低成本并重”，创新发展了“储层分类方法、非达西渗流理论、介质变形渗流理论、超前注水区地应力场变化规律”四项基础理论，形成了“储层定量描述、地模一体化、井网及注采系统优化、压裂改造”四大关键技术及“钻采工艺技术、地面简化优化技术”两项配套技术。0.3毫达西类储层攻关成果，为超低渗透油藏有效开发提供了技术支持。

　　新技术篇之五：流动注水撬成为超低渗透油藏开发超前注水的新亮点

　　如何使渗透率在0、3毫达西左右的“磨刀石”般的油藏流出石油，超前注水是实现“三低”油田经济有效开发的关键技术，也是油井长期稳产、油藏高效开发和油田长远发展的基本手段。超低渗透油藏开发针对启动晚、骨架注水系统不能及时配套到位等实际情况，打破以往超前注水模式，采用流动注水撬进行注水，成为超低渗透油藏开发实施超前注水的新亮点。

　　撬装注水系统通俗将就是一套可移动的注水泵房，将原来的注水泵房简单化，并且可以随时拆卸移动，可以说将一套注水泵房变成多个注水泵房，且可以根据开发的需要随时进行注水，这样以来，大大缩短了新井投产周期，同时减少了投资，起到了一箭双雕的作用。目前，撬装注水在陇东油区的应用，起到了明显的效果。

　　截至目前投产注水井70口，流动注水撬注水覆盖产能30万吨，与原有注水系统共可满足57.5万吨产能建设超前注水任务，覆盖注水井240口，为提高超低渗透油藏开发单井产能打下了坚实基础。

　　新技术篇之六：优化注采井网提高单井产量

　　井网布局在油田的开发过程中起到至关重要的作用。在陇东油田，传统工艺的井网布局往往是采取菱形反九点井网布局，随着油田开发的不断深入，单井产量的不断递减，这种传统的井网布局严重制约了油田上产的快速发展，

　　2004年以来，特地渗透油气田勘探开发先导试验去在前期井网基础上，以提高单井产能为核心，调整井网布局，强化注水，压裂引效，采用由菱形反九点井网变为菱形反五点井网的新工艺、新技术、积极探索0.3豪达西储层效益开发的配套技术，取得了显著的效果。

　　2004年6月，转注庄23-19和庄21-21井，由菱形反九点井网变为五点井网。2005年3月，投水平注水井庄平1井，试验水平井注水直井采油井网。2006年5月,投产庄检1、庄检2井，开展小井距试验。2006年8月，庄9区北部投注水平注水井庄平6、庄平8及水平采油井庄平7、庄平12，试验水平井注水水平井采油井网。试验结果表明，五点井网属于面强点弱的注水方式，面上的注水强度增大，有利于地层压力水平的提高和均匀分布，有利于建立有效的压力驱替系统，提高单井产能，适应特低渗储层开发的需要。

　　新技术篇之七：试油压裂工作加速超低渗透油藏大开发

　　在长庆油田勘探开发区块——鄂尔多斯盆地蕴藏着大量的油气资源。0.3毫达西的超低渗油藏，形成了油田开发“井井有油，口口不流”的局面。长庆广大科技工作者经过反复的探索与试验，掌握了一套适合超低渗油藏开发的压裂技术，助推了长庆油田大发展。

　　针对超低渗油藏油藏岩性更致密，孔喉更细密，应力敏感性更强，物性更差，开发难度更大的主要特点，长庆广大科技工作者从建立区块储层改造模式、提高单井产量试验攻关、降低开发成本等方面入手，积极借鉴国内外先进压裂技术，结合长庆油田多年以来在低渗透油田压裂技术上的成功经验，深入分析储层压裂地质特征，加强压裂地质基础资料录取，强化测试效果评价，进一步优化各区块储层改造参数，建立了区块改造模式，为提高整体压裂改造效果奠定基础。

　　今年低密度的陶粒压裂技术在超低渗的探索、运用取得了显著效果。陶粒硬度强、抗压好，不易破碎，压裂效果好，但成本过高，为超低渗油藏的经济有效开发划上一个问号。能不能在不影响压裂效果的情况下，把性能指标降一点，成本降一点，实现经济有效的开发呢。长庆油田组织相关人员找到研发生产此类陶粒的北京某公司，对陶粒的性能进行完善和改进，新产品开发出来后，性能符合超低渗油藏开发的需要，而价格却比以前便宜了近一半，利用低密度陶粒压裂技术已经进入实施阶段。

　　新技术篇之八：推进产建提速，为上产强力助跑

　　产能建设速度的快慢，直接影响着油田的上产步伐。钻井作为油田上产的龙头，长庆油田通过合作使用PDC钻头、实施大井组布井、在施工队伍之间开展优劣评比等活动，有效推动了钻井生产作业时效的提高。

　　在陇东地区，每口井的建井周期也由刚开始的27天至1个月，降到了后来的平均20天左右，目前50%的钻井队都能控制在10-12天。大源公司承担施工的1口井，实现了建井周期控制在9天以内的好水平。

　　总结低渗透油藏开发的成熟技术，应用0.3毫达西储层攻关成果，通过集成创新的一系列主体技术，成为快速上产的利器。特别是产能快速预测技术、大井组快速投产技术等，更为油田的产能建设插上了翅膀。通过实施已投产油井资料为基础，筛选对产量影响敏感的电性参数，建立了不同区块的产能预测图版的产能快速预测技术，实现了超前预测，及时调整，有效提高了钻井成功率，加快了产建速度。在华庆地区应用产能快速预测技术，优化了井位部署和生产组织的有序衔接。其中，白155井区完钻开发井209口，一二类油井达到90%，实施效果好。通过大井组快速投产技术实施，在一个井场可以同时进行多机钻井和多机试油等作业，提高了施工效率，油井的投产周期成倍缩短。

　　新技术篇之九：开创“一大五小”技术

　　为了实现超低渗油藏的经济有效开发，节约投资成本。华庆油田针对超低渗油藏的地质特点，提出了“一大五小”的技术模式，为超低渗油藏开发起到了重要作用。

　　“一大”是指“大井场”。在长庆油田发展初期，基本上是一口井一个井场，就是所谓的单井多。陇东超低渗油藏采用的“大井场”平均布井8至10口。“五小”是指在生产、建设过程中使用小抽油机、小油管、小油干、小套管、小管线，做到了降低生产建设成本的同时还提高了资源利用率，增加了超低渗油藏的开发价值。

　　“一大五小”技术模式，是长庆油田结合超低渗油藏开发的实际的一次创新，它对长庆油田大规模开发2吨区，以及以后可能开发的1吨区都具有重大意义。

　　新技术篇之十：专访陇东指挥部常务副指挥赵继承

　　超低渗油田的开发实现了经济有效的开发，更重要的环节在于技术的突破，在于模式的创新，使得它在没有经济效益的储量变为经济开发的一个有效的储量，利用技术的创新来实现，这也是超低渗油藏开发最关键、最主要的一个方面，对于整个超低渗油藏的技术突破这个方面，他面临的技术难度也更为巨大，因为我们前面经历了整个油田开发的转移，从三叠系到延长组的转移，经历了对储层渗透率不断的挑战和发展过程，过去我们开发的延安组几个、几十个大储层的开发，后来我们转移到了延长组的储层开发，先后我们成功开发了十个开发储层，在九十年代末期，以晋安为标志的开发，那么在新的时期，从2003年开始，以西峰为标准的1－0.5豪达系范围内特底渗的开发油藏，这些在整个开发过程中我们积累了很好的技术，特别是以超前注水为作用的核心技术，这也是具有世界领先水平的技术，在超低渗的开发上面临更新的突破。

　　刚才讲了在超低渗储层的开发要达到0.5－0.3这种致密储层，同时，在我们整个今年开发的华庆区域的储层分布，他相当复杂，复杂的一个典型标志在于它是一个混源的储层，它的这个储层不像陕北或者其他区域只是一个单一的物源，按照储层方向形成的储存，它的规律非常明显，而华庆油田根据前期的探测它有三个方面的物源，有从陕北过来的东北方面的物源在这里的沉积，同时有西北方向过来的物源的沉积，还有从西南方向过来的，三个方向的沉积物，在这儿混合沉积，所以在整个平面上，在东西南北表现出来特性也是非常大的，就不可能有一种技术，或者基础技术来解决它，必须是有针对性的开采、技术的公关。

　　2008年在整个开发实践中我们坚持了前面讲的，最有核心的超前注水，对整个区域进行了整体的超前注水，这也是实现了开发的一个最基础的措施，超前注水在今年进行了有效的贯彻和执行，在每个技术上也进行了以提高单井产量为核心的措施，通过多级压裂，前置酸压裂的改造，多级裂缝的改造，另外还对开发井网的试验进行了研究试验，在整个实验过程中，对整个过程中一个技术支撑就是组织开展了一个单井产量的超前预测技术，这项技术应该说对于整个技术的开发有效性都起到很好的作用，公司领导也对于这个区域的开发，整个钻机上来以后，一个井场我们要打8口井，那么这个井场成几十部钻机，每个井场一天都有3、4部钻机，第一轮打下来的就是上百口井，上百口的产能我们不能及时的掌握，因为我们在钻机的情况下，不能进行正常的试油，产能达到我们经济有效的预测，这个时候我们提前预测他的产能，就有可能造成上百口井乃至更多井的成批的、成片的落空，这个也是公司非常担心的一个方面。

　　对于这个问题，08年作业技术的研究方面，我们作为一个头等重要的任务，在项目整个建设运行开始就进行了整个的项目公关研究，通过与院校的合作，与自身力量的结合，多方面的两河公关，有效的制造了开发事业，目前这项成果还在逐渐的完善，通过四种方法的建立，对它的盐性、过去珍贵的试采资料进行研究分析，建立了它的相应的分析图板，预测的技术也相应的制作了模型，预测的有效率达到了95％以上。

　　这个概念就是，比如说它在3.5吨，那么它的最终产量就在3.45吨之间，所以预测的有效率、准确程度非常高，通过这项技术，指导了我们的整个的开发的运行，避免了整个成批的落空，按照这个技术我们通过对单井点的预测，对整个两吨区全区的预测，全区的井有勘探、评价开发井，根据我们前期的资料，通过对这项技术的预测，我们对全区的整个面貌也有了一个清楚的、准确的认识，也区别出了那些地方是2吨区、那些地方可以达到3吨区，通过这些技术，我们预测出在我们整个区域的西侧，局部出现了4吨区，非常好的实施效果，总体上根据整个全区的整体预测，在华庆地区通过2吨区、3吨区、4吨区可达到350万吨到400万吨，这样一方面就避免了整个过程中的实施风险，同时也指导我们整个区域的调整。

　　在今天的调整中，按照这种预测的调整方式，通过预测分析，我们及时的对一些区块进行了整体的调整，最典型的就是281和414地区，前面我们就是按照50000吨的规模进行实施的，通过这些技术的实施预测下来这个区域已经展现出了100万吨的规模，通过它的指导和我们实际的实施，可以更好的更有效的指导我们整个超低渗的开发。 (来源：人民网-能源频道)