长庆气区低渗透气藏开发技术

长庆气区低渗透气藏开发技术新进展

发布时间：2013-08-13 14:40 来源：天然气工业点击率：122次字体：大中小

摘要：鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩...

鄂尔多斯盆地发育上、下古生界两套含气层系,天然气资源量丰富,但储层非均质性强,开发难度大。近10年来,中国石油长庆油田公司相继实现了低渗透碳酸盐岩气藏(靖边气田)、低渗透砂岩气藏(榆林气田)和致密气藏(苏里格气田)的经济有效开发。近期该公司以建设“西部大庆”为目标,低渗透气藏开发水平显著提高,又取得了一系列的新进展：

①水平井已经成为低渗透致密气藏开发的主体技术,其单井产气量达到直井的3倍以上,产能建设比例保持在50%以上;

②丛式井钻完井技术、工厂化作业模式等提高了单井产量,降低了开发成本;

③井、集气站、处理厂数字化建设提升了气田的生产管理水平。

截至2012年底,长庆气区建成了年产300×10^8 m3以上的天然气产能力,当年产气量达到290×10^8 m3,长庆气区已经成为我国重

要的天然气生产基地。下一步该公司将按照“攀峰工程”发展规划,以提高单井产量、提高采收率、降低开发成本为目标,加强4个方面的技术攻关：水平井加体积压裂技术系列、储气库建设技术系列、多层系气藏立体开发技术系列和低产低效井综合治理技术系列。

一、长庆气区低渗透气藏开发技术新进展

1、水平井成为低渗透致密气藏开发主体技术

(1)储层预测及精细描述技术

加强三维地震技术攻关,充分利用三维资料优势开展储层预测,准确描述储层空间展布。在资料处理方面,将叠前时间偏移技术应用于水平层状地层,为地震精确成像及储层空间展布预测提供了保证,同时应用三维变速成图技术(图1),准确描述目标储层的微构造特征。在资料解释方面,以叠前反演为主要技术手段,识别目标层砂体及有效储层,采用可视化技术有效指导水平井位部署。

图1 三维地震变速成图流程图

地质研究方面,从地层精细划分对比、沉积微相刻画、有效砂体描述、砂体叠置关系分析、微幅度构造刻画等5个方面入手,开展精细储层地质描述,筛选水平井部署区。在水平井优势部署区内,根据砂体空间分布与气层发育特征,将单砂体分为4种叠置模式,其中块状厚层砂体、多层叠置型砂体为水平井开发的有利目标。为了加强室内和现场结合,研发了水平井监控与导向系统,使得室内科技人员实时获取随钻录井、测井及钻井工程数据,及时开展地质导向,调整井眼轨迹。

(2)快速钻井配套技术

以提速增效为目的,针对斜井段、水平段钻速低,井壁易坍塌的难点,采取优选PDC钻头、井身结构优化及不断完善钻井液体系等技术手段,集成创新了水平井快速钻井配套技术。

①斜井段PDC钻头采用6刀翼双排齿为主,主切削齿16mm,单只钻头进尺从2010年223m 提高到384m,机械钻速从3.76m/h提高到5.38m/h;7口井斜井段实现一趟钻;水平段PDC钻头采用5刀翼、外短锥、内浅锥形,双排齿,切削齿直径16mm,平均单只钻头进尺从2 010年190m 提高到397m,机械钻速从4.77 m/h 提高到7.23 m/h;单只钻头最高进尺1480m。4口井水平段实现一趟钻。

②持续优化井身轨迹,形成“上急下缓”双增剖面,轨迹易控制,确保准确入窗;轨迹控制方法上采取精确监控、缓慢纠偏、斜有余地、稳斜探顶;对于长水平段采用水力振荡器解决托压、加压等难题,滑动钻速提高19%。

③研发了斜井段复合盐防塌钻井液体系和水平段防塌润滑钻井液体系,有效解决了钻头泥包和泥页岩坍塌的问题,为提速起到保障作用。

2012年,苏里格完钻水平井270口,平均完钻井深4540m,水平段长998m;平均钻井周期63.5d,较2011年缩短4.22%,钻井周期45d 以内有50口,占完钻井数的18.5%。

(3)储层改造技术

水力喷射和裸眼封隔器分段压裂改造技术两大主体改造工艺技术日趋成熟。自主研发的两种水平井压裂工具成本大幅度降低,技术指标不断创新。

其中采用水力喷射分段压裂工具,对于Ф114.3mm 套管完井的气井具备分压10段的能力,Ф152.4mm 裸眼完井的气井具备分压23段的能力,工具成本比国外降低80%;采用Ф88.9 mm 裸眼封隔器分段压裂工具,最高分压段数达到15 段,工具成本比国外降低50%。

致密气藏体积压裂取得关键性突破。以“提高净压力,开启和支撑支裂缝”为关键点,在脆性指数、微裂隙发育程度、三向应力场、抗张抗剪切强度研究基础上,建立了致密气藏体积压裂的设计模式。自主研发了Ф114.3mm 裸眼封隔器、悬挂封隔器、回接管等关键工具,设计了Ф114.3mm 基管注入小级差滑套分压管柱,可实现一次连续分压23段,最大排量可达到12m3/min,适应了体积压裂“大排量、大液量、大砂量”的需要。2012年长庆气区实施体积压裂改造11口井,平均试气无阻流量超百万立方米,取得明显效果(表1)。

表1 2012年苏里格气田水平井体积压裂试验情况表

低渗透油气藏的开发与研究

低渗透油气藏的开发与研究 低渗透油气资源是未来我国油气能源的主要来源。在开发低渗透油气藏方面需要继续创新理论，加大技术研发，提高油气开发效率。本文针对目前低渗透油气藏的开发现状，油气资源分布及特点等，对低渗透油气藏开发技术予以研究。 标签：低渗透；油气藏；开发；研究 我国的经济正在快速发展，生产规模也越来越大，国民的经济水平不断提高，对生活质量的要求也在不断增长，这些都导致我国的石油需求越来越大。但是，我国的石油资源有限，石油的开采不能满足经济社会发展的需求，这就加剧了石油供给与需求的矛盾。因此，多年来，我国一直在大量的进口石油，且每年的进口量在不断地增长，但近年来，国际局势变化莫测，对我国石油进口的影响产生了不利影响。这会严重影响我国的经济发展与人民的正常生活。在这种情况下，我国必须加强国内的石油勘探，提高石油开采技术，缓解我国的石油需求压力。 1 我国低渗透油气藏的开发现状 1.1 油气藏 油气藏是衡量聚集程度的基本单位，通常一个单位的油气藏聚集在地壳内的一个独立圈闭内。聚集于一个圈闭内的油气在统一的压力系统内按照一定的规律分布。油气藏的形成需要一定的必备条件，首先就需要有充足的油气来源，还需要一定的保存条件和有效的圈闭。另外，必须要有生储盖组合。 1.2 低渗透油气资源 低渗透油气是一种流动性较差，渗透率低于50毫平方微米，开采难度比较大的油气资源。我国有超过45%的油气属于低渗透油气，对低渗透油气资源的开发是缓解我国石油压力，保证国民生活的重要手段。因此，不断研发和创新低渗透油气资源的勘测与开发技术，是当前油气资源开发领域急需解决的问题。 我国的低渗透油气资源开发开始于1995年的安塞特低渗透油田开发，经过20多年的不断探索，油气资源勘探领域的工作人员不断勘探出了我国很多低渗透油气资源。同时，低渗透油田勘探、开发的技术也在不断创新与发展，当前我国对于低渗透油气资源的勘探与开发逐渐形成了一套完善的方案，这有助于提升我国低渗透油气资源的开发水平[1]。 根据目前的勘探，我国已探明低渗透油气资源主要分布在东北、新疆等地区。从地质的分布层来看，我国超过80%低渗透油气资源分布在中生代和新生代的陆相沉积中。近年来，对低渗透油气资源的开发也在不断增加，仅2017年我国低渗透油气藏中原有与天然气的开发分别在油气开发总量中占到36%和55%。随着油气需求的不断增加，未来低渗透油气藏的开发将在油气开发中占据更重要的

致密油气藏体积压裂技术

致密油气藏体积压裂技术（Stimulated Reservoir Volume）致密油气藏由于其储层本身具有低孔、低渗、低压等特点，因此储层的自然产能很低，相要实现高效商业化开发，必须采用压裂技术对储层进行改造。由于储层基质向裂缝供液能力太差，仅靠单一压裂主缝的常规压裂技术很难取得预期的增产效果，因此必须探索研究新型的压裂改造技术，“体积压裂技术”的提出具有深刻意义。 国外已将此技术成功应用于页岩气、致密砂岩气以及页岩油的开发，国内也对体积压裂开展了初步研究，部分超低渗透区块已经成功实现了体积压裂技术对储集层的改造。体积压裂技术必将逐步成为致密油藏经济有效开发的关键技术。 体积压裂技术(Stimulated Reservoir V olume)是指在水力压裂过程中，使天然裂缝不断扩张和脆性岩石产生剪切滑移，形成天然裂缝与人工裂缝相互交错的裂缝网络，从而增加改造体积，提高初始产量和最终采收率。 体积压裂改造的对象是基质孔隙性储层，天然裂缝不发育，低渗、超低渗油气藏。这类油气藏的压裂裂缝仅扩大了井控面积，但由于垂直于人工裂缝壁面方向的渗透性很差，不足以提供有效的垂向渗流能力，导致压裂产量低或者压后产量递减快等问题。通过体积压裂在垂直于主裂缝方向形成多条人工裂缝，改善了储层的渗流特性，提高了储层改造效果和增产有效期。 作用机理： 在水力压裂的过程中，当裂缝延伸净压力大于两个主应力的差值与岩石的抗张强度之和时，容易形成分叉的裂缝，多条分叉裂缝相交就会形成一个“缝网”的系统，如图1所示，其中，以主裂缝为“缝网”系统的主干，分叉缝可能在距离主裂缝延伸一定长度后，又恢复到原来的裂缝方位上，最终形成了以主裂缝为主干的纵横“网状缝”系统。 图1 “缝网”形成示意图

长庆油田_中国第二大油气田的发展之路

会 员 社 区 MEMBERS' COMMUNITY 2009年12月19日，必定载入中国石油工业波澜壮阔的史册，成为长庆人永远的骄傲——这一天，长庆油田油气当量突破3000万吨，达到3006.06万吨，成为仅次于大庆油田的我国第二大油气田。这是几代长庆人40年矢志不渝、艰苦创业，在“磨刀石上闹革命”取得的辉煌成果。 1. 技术创新撬开低渗透油层之门 地处鄂尔多斯盆地的长庆油田，横跨陕西、甘肃、宁夏、内蒙古、山西五省区，属于典型的低渗、低压、低丰度——“三低”油气藏构造，号称“磨刀石”的致密油层占到含油层的近七成，经济有效开采的难度相当大。要从如此致密的含油层中把原油“抠”出来，是名副其实的世界级开采难题。长庆油田勘探开发建设始于1970年，在油田开发初期，“井井有油、井井不流”的严酷现实，使油田的原油产量在100多万吨水平上徘徊了10多年。 在低渗透油气藏发展大油田、建设大气田，长庆油田依靠的是科技创新。在深入探索、研究、总结的基础上，长庆油田坚持“三个重新认识”，即“重新认识鄂尔多斯盆地、重新认识长庆低渗透、重新认识自己”，勘探思路由向延长组上部组合找油为主转向向延长组下部组合找油为主，由向下古生界找油转向向上古生 长庆油田： 中国第二大油气田的发展之路 周昌印 （中国石油长庆油田公司） 摘 要 始建1970年的长庆油田，针对世界上罕见的“低渗、低压、低丰度”的“三低” 油气藏构造，不断进行艰苦探索，创下了一连串奇迹：20世纪80年代原油产量上升到百万吨，90年代达到500万吨以上；2003年油气产量达到1000万吨；2009年实现了3000万吨。长庆油田以技术创新撬开了低渗透油层之门，以“标准化设计、模块化建设”的理念加速油田工程建设，用数字化提升油田管理水平，同时走市场化路线，引进生产力，着力将油田建设成西部生态油气区，创造企业与地方和谐发展。长庆油田走出了一条管理升级的发展之路，由一个百万吨的小油田快速发展成全国仅次于大庆的第二大油气田。 关键词 长庆油田 产量 技术创新 标准化 数字化 生态油气区 ·72·国际石油经济2010.3

长庆油田十年新增产量和储量在国内油气田保持第一

长庆油田十年新增产量和储量在国内油气田保持第一 10年新增产量和储量在国内油气田保持第一，连续4年保持500万吨的油气当量增长量，2011年，长庆建成4000万吨油气当量大油田已胜券在握。在世界典型的致密性油气藏开发中交出优秀成绩单、2013年油气当量实现5000万吨，长庆人信心百倍。 找油找气有思想方法 在油气藏如土豆状呈现且高度分散的鄂尔多斯盆地寻找大油气田，勘探道路十分艰难。有人曾形象地比喻，埋在长庆油田地底下的油气，虽是漂亮媳妇但不贤惠。 上世纪80年代中后期，已开采10多年的长庆油田，年产量连续多年在140万吨徘徊不前，多个区块和油井产量接近衰竭地步。就连在长庆油田开发初期立下汗马功劳的马岭油田，年产量也由最高峰时的72万吨掉到了最低谷时的30多万吨。 勘探上无新突破，让长庆油田一度只能靠打有限的加密井和更新井维系生计。在油田建产初期的大干快上中组建的工程技术队伍，甚至步入了三天打鱼两天晒网的尴尬境地。 没有新的发现，就意味着油田失去了后续力量。寻找新的发现，是保证油田持续发展的根本保证。 上世纪90年代末，长庆油田根据鄂尔多斯盆地油气资源生成、性质及分布状况，果断提出“重新认识鄂尔多斯盆地，重新认识低渗透，重新认识我们自己”的思路，首先以陇东地区原有的开采区块和层位为基础，对原来认为致密的不可能开采的油层进行剖析试油，结果在上里塬油田里6井获得日产24.65吨的工业油流。通过对马岭油田原来认为是“鸡肋”的所谓非主力油层，甚至认为是水层且已放弃层位的重新认识，结果令人惊喜，一些油层试油后日产纯油最高达到18吨。马岭油田200 0年的产量回升到62万吨。 马岭油田如此，其他老区块也不逊色。原来年产量只有4万吨的华池油田，通过对已开采地层翻肠倒肚般分析认识，产量短期就上升到50万吨以上。产量20多年在10万吨水平徘徊的吴起油田，通过实施“立足侏罗系，主攻三叠系”的立体勘探，喜获新的高产层位，产量富集区一个接一个，个别油井的单井产量高达几十吨，迅速成为长庆油田上产的主力区块之一，呈现出亿吨级油田的大场面。 特别是2008年以来，长庆油田按照辩证唯物思维方式，认识油田内外部环境、地质条件和自身特点，认识到低渗透也有优势，比如埋藏适中、面积大，储层分布稳定、原油黏度低，流动性好、利于水驱开发、稳产能力强等等，倡导“此低渗透非彼低渗透”，认为低渗透条件下也能建设大油田，并进一步解放细想，“想前人之未想，干前人之未干”，以否定自我和敢超前人的气魄和胆识，闯禁区，除盲点，取得了从侏罗系延安组到三叠系延长组，从下古生界碳酸盐岩到上古生界含碳碎屑岩层层推进、步步为营的重大成果，实现了长庆油气田开采由个别油气层的“单打独斗”到几十个油气层的“联合秀演”。

低渗透油气田勘探开发国家工程室简

低渗透油气田勘探开发国家工程实验室简介低渗透油气田勘探开发国家工程实验室(简称“低渗透国家工程实验室”)，是“十一五”期间国家建设的100个国家工程实验室之一。根据国家发展改革委“发改办高技[2007]2513号文件”申报，《国家发展改革委办公厅关于低渗透油气田勘探开发国家工程实验室项目的复函》（[2008]2477号）文件批准建设，2012年5月31日通过国家发改委组织的建设验收。建设地点在陕西省西安市经济 技术开发区。 低渗透国家工程实验室由中国石油长庆油田分公与川庆钻探工程公司共同承建，采用理事会领导的实验室管理体制。理事单位有中国石油集团公司科技管理部、中国石油勘探开发研究院、中国石油大学(北京)、西南石油大学、西安石油大学、中国石油大学(华东)。 实验室功能定位是瞄准国际低渗透油气田勘探开发工程技术发展趋势，开展基础理论研究，搭建技术研发平台，发挥技术引进与现场试验桥梁作用，开展国内外学术交流与技术合作，培养技术创新人才，对低渗透油气田经济有用开发起到示范作用。 实验室研究方向是提高低渗透油气田储量探明率、提高单井产量、提高最终采收率和经济有用开发低渗透油气藏，突破关键技术瓶颈，形成低渗透油气藏勘探开发配套技术。 实验室下设地质实验研究室、开发实验研究室、增产稳产实验室、井下作业工具与装备实验室和地面工程实验室等五个专业实验室，与“中国 石油特低渗透油气田勘探开发先导试验基地”一体化运作，开展低渗透油气田勘探开发技术的科研攻关、现场试验、新技术推广应用等工作。 实验室现有不变人员232人，依托长庆油田分公司的勘探开发研究院、油气工艺研究院和西安长庆科技工程有限责任公司，以及川庆钻探工程公司的工程技术研究院和长庆井下作业公司的流动研究人员千余人。实验室不变人员中有中石油集团公司专家8人，博士29人，教授级高工22人，高级职称人数89人。

薄互层低渗透油藏整体压裂开发技术

薄互层低渗透油藏整体压裂开发技术 薄互层低渗透油藏整体压裂开发技术 摘要：针对薄互层低渗透油藏储层薄、微裂缝发育的特点，通过开展地应力与人工裂缝扩展研究、压裂裂缝参数优化、压裂工艺技术优化等研究，在滨南油田滨660块实施整体压裂开发，取得了良好的效果，为薄互层低渗油藏高效开发探索了新的道路。 关键词：薄互层；低渗透油藏；整体压裂；地应力 一、薄互层油藏概况 滨南薄互层油藏主要分布在滨南油田，其中滨660块构造位置位于东营凹陷西北边缘，滨南――利津二级断裂带西段，滨649滚动背斜北台阶，其北部隔单家寺油田为滨县凸起，东北部隔利津油田为陈家庄凸起，东南临利津洼陷。主要含油层系沙四上，埋深2863-3096米，含油面积1.99km2，地质储量235万吨，平均单井有效厚度18m。 1、薄互层油藏地质特征 （1）层多，单层厚度薄，平面上广泛分布 滨660块沙四段属扇三角洲前缘亚相的沉积，纵向上含油井段长，油层多，单层厚度小。沙四上划分为2个砂组，并对含油的1、2砂组精细划分为6个小层，在100m含油井段内视分层系数最多达16层/井，最小为6层/井，平均9层/井。 （2）岩性复杂，储层物性差 沙四段岩性主要为浅灰色泥岩、白云质泥岩、劣质油页岩与粉细砂岩的不等厚互层，夹有薄层白云质砂岩，平均孔隙度15.2%，渗透率11.7×10-3um2，为低孔低渗透储层。 （3）常温常压油藏，原油性好 沙四段油层埋深一般2863-3096米，平均2800m，地层温度117℃，温度梯度3.44℃/100m，原始地层压力29.05MPa，压力系数为0.968，属于常温常压系统。 2、薄互层特低渗透油藏开发难点 （1）自然产能低，常规压裂有效期短

低渗透油气田勘探开发国家工程实验室简介

低渗透油气田勘探开发国家工程实验室简介 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室(简称“低渗透国家工程实验室”)，是“十一五”期间国家建设的100个国家工程实验室之一。根据国家发展改革委“发改办高技[2007]2513号文件”申报，《国家发展改革委办公厅关于低渗透油气田勘探开发国家工程实验室项目的复函》（[2008]2477号）文件批准建设，2012年5月31日通过国家发改委组织的建设验收。建设地点在陕西省西安市经济技术开发区。 低渗透国家工程实验室由中国石油长庆油田分公与川庆钻探工程公司共同承建，采用理事会领导的实验室管理体制。理事单位有中国石油大学(北京)、西南石油大学、西安石油大学、中国石油勘探开发研究院廊坊分院。 实验室功能定位是瞄准国际低渗透油气田勘探开发工程技术发展趋势，开展基础理论研究，搭建技术研发平台，发挥技术引进与现场试验桥梁作用，开展国内外学术交流与技术合作，培养技术创新人才，对低渗透油气田经济有效开发起到示范作用。 实验室研究方向是提高低渗透油气田储量探明率、提高单井产量、提高最终采收率和经济有效开发低渗透油气藏，突破关键技术瓶颈，形成低渗透油气藏勘探开发配套技术。 实验室下设地质实验研究室、开发实验研究室、增产稳产实验室和井下作业工具与装备实验室等四个专业实验室，与“中国石油特低渗透油气

田勘探开发先导试验基地”一体化运作，开展低渗透油气田勘探开发技术的科研攻关、现场试验、新技术推广应用等工作。 实验室现有固定人员187人，依托长庆油田分公司勘探开发研究院、油气工艺研究院和川庆钻探工程公司工程技术研究院的流动研究人员近千人。项目具体实施由长庆油田分公司勘探开发研究院、油气工艺研究院和川庆钻探工程公司工程技术研究院承担完成。实验室固定人员中有中石油集团公司专家8人，博士29人，教授级高工22人，高级职称人数89人。 实验室建筑面积15000平方米，配套有国内、国际领先的各类重大仪器设备120多台套，实验装备能力达到国内领先水平。实验研究领域涵盖石油天然气领域的岩石矿物、地层流体（石油、天然气、地层水）、油气开采化学剂、油气开采工艺技术、地球物理、石油天然气开发地质及开发技术、工具及装备等全部油气勘探开发实验和综合研究技术，具有低渗透储层研究、流体研究、成藏研究、增产技术研究及井下工具研究等25项分析实验能力。可以满足岩石、油、气、水、化学剂的物理化学性能测试等97种实验需要，形成了支撑低渗透油气田勘探开发的14项特色实验技术。

低渗透油藏的开发技术-2019年精选文档

低渗透油藏的开发技术 0 引言 低渗透是针对储层的概念，一般指渗透性能低的储层，国外一般将低渗透储层称为致密储层[1-3] 。进一步延伸和概念拓展，低渗透一词又包含了低渗透油气藏和低渗透油气资源的概念。现在讲到低渗透一词，其普遍的含义是指低渗透油气藏。具体来说低渗透油气田是指油层孔隙度低、喉道小、流体渗透能力差、产能低，通常需要进行油藏改造才能维持正常生产的油气田。目前低渗透储层的岩石类型包括砂岩、粉砂岩、砂质碳酸岩、灰岩、白云岩以及白垩等，但主要以致密砂岩储层为主。 低渗透油田一般具有储层渗透率低、丰度低、单井产能低，与中高渗透油田相比具有以下特点： 1）低渗透油层连续性差，砂体发育规模小，井距过大，水驱控制程度低； 2）储层渗透低，流度低，孔隙喉道半径小，存在“启动生产压差现象”，渗流阻力和压力消耗特别大； 3）低渗透油层见水后，采液和采油指数急剧下降，对油田稳产造成严重威胁； 4）储量丰度低，含油饱和度低，自然产能低，压裂投产后产量递减较快，无稳产期。 低渗透油气田与高渗油气田相比，其储层特性、伤害机理、流动规

律不仅仅是量的变化，实际上在一定程度上已经发生了质的变化，因此在开发中遇到的主要问题是：①油藏表征准确度差，渗流机理尚未研究清楚；②对油层伤害的敏感度强；③储层能量低，单井产量低；④基质中的油难以开采。归结起来是成本、效益和风险问题。 1 低渗透油藏开发技术 1.1油气藏表征技术 油藏表征是对油藏各种特征进行三维空间的定量描述、表征以至预测的技术。现代油藏表征技术是国外进行剩余油分布预测和开发决策等生产优化的最主要技术。技术发展经历了三个主要阶段，目前向着精细化方向发展。 油气藏表征主要包括野外露头天然裂缝描述技术、成像与常规测井裂缝描述、储层生产动态测试资料表征、三维地震、四维地震、井间地震和井间电磁波等油气藏表征、三维可视化、综合地质研究技术。油藏描述技术是对油气藏特征进行定性与定量描述、预测是进行剩余油分布预测和开发决策主要技术。由于决策的内容不同油藏描述技术和方法也不同描述内容和精度有差别。对进入中后期开发的老油田以确定剩余油分布为目的的油气藏描述必须通过集成化的精细表征提供准确的剩余油分布状况指导油气田调整挖潜改善开发效果。 1.2低渗油藏钻井技术包括气体钻井、雾化钻井、泡沫钻井和欠 平衡钻井技术等。 欠平衡钻井亦称为欠平衡压力钻井这一概念早在20 世纪初就已提出但是直至20 世纪80 年代初期井控技术和井控设备出现才使防止井喷成为可能这种钻井技术也得以发展和应用。在美国和加拿大欠平衡钻井已经成为钻井技术发展的热点并越来越多地与水平井、多分支井及小井

低渗透油气藏成为勘探开发主战场_任继凯

中国石油报/2009年/4月/3日/第002版 要闻 低渗透油气藏成为勘探开发主战场 ——中国低渗透油气勘探开发的现状与未来 记者任继凯 当前，如何应对国际金融危机成为我国石油工业界面临的重大挑战。据业内专家预测，全球对油气资源的需求2009年年底将恢复，国际油价可能在2010年下半年恢复到合理水平。因此，大力推动石油工业上游科技的发展具有现实意义。 记者从3月26日召开的首届中国低渗透(致密)油气勘探开发技术研讨会上获悉，全球石油工业上游发展有5个投资重点，即低渗透油气、老油田提高采收率、天然气、深水油气勘探开发、非常规油气资源。其中，低渗透油气对确保油气安全供应具有重要意义，低渗透油气勘探生产与理论技术取得快速发展。各国公司投入巨大人力、财力，新技术不断涌现，呈现良好发展势头。在我国，低渗透油气成为勘探开发的主战场。 我国低渗透油气的基本状况 我国低渗透油气藏含油气层系多，涵盖古生界、中生界、新生界。低渗透油气藏类型多，包括砂岩、碳酸盐岩、火山岩。低渗透油气藏分布区域广，主要盆地都有分布，东部有松辽、渤海湾、二连、海拉尔、苏北、江汉盆地砂岩油藏，松辽、渤海湾盆地火山岩油气藏；中部有鄂尔多斯、四川盆地砂岩油气藏和海相碳酸盐岩气藏；西部有准噶尔、柴达木、塔里木、三塘湖盆地砂砾岩油气藏、火山岩油气藏和海相碳酸盐岩油气藏。我国的低渗透油气藏具有“上油下气、海相含气为主、陆相油气兼有”的特点。 低渗透油气资源在我国占有重要战略地位，据我国2004年第三次油气资源调查结果显示，低渗透油气远景资源量分别占全国总资源量的49%和42.8%。在近几年新增探明油气储量中，低渗透达到70%。2008年，中国石油提交的探明储量中82%为低渗透，原油产量中低渗透油区产量占34%。业内专家一致认为，未来我国油气产量中低渗透所占比例将持续增大，油气产量稳产、增产将更多地依靠低渗透油气。 我国的低渗透油气勘探开发经历三个阶段：1907年—1949年，1907年中国第一口油井延长1号井（鄂尔多斯盆地）发现延长油矿，开始低渗透勘探开发探索。1950年—1980年，以鄂尔多斯、松辽盆地为代表，仅发现中小规模的油气藏。“磨刀石”、“井井有油、井井不流”，是人们对低渗透勘探开发早期的基本认识。1980年至今，陆续在鄂尔多斯、松辽等盆地发现一大批地质储量超过亿吨级、千亿立方米级和万亿立方米以上的低渗透油气田，为油气探明储量快速增长发挥了重要作用。 近几年，中国低渗透油气产能建设规模占总量的70%以上，已成为油气田开发建设的主战场。2008年，中国低渗透原油产量0.71亿吨（包括低渗透稠油），占全国总产量的37.6%，低渗透产量比例逐年上升，近3年分别为34.8%、36%、37.6%。2008年，中国低渗透天然气产量320亿立方米，占全国总产量的42.1%，低渗透产量的比例逐年上升，近3年分别为39.4%、40.9% 、42.1%。 低渗透油气资源勘探取得重大发现，实现规模有效开发 我国低渗透油气勘探在近20年取得重大发现。发现一大批地质储量超亿吨级、千亿立方米以上的大油气田，出现多个地质储量在5亿—10亿吨规模的油田，形成油气储量新的增长高峰期。发现苏里格超万亿立方米的特大型气田，探明储量2.2万亿立方米，其中上报1.67万亿立方米，

低渗透油藏储层改造与油气增产新技术

低渗透油藏储层改造与油气井增产新技术王玉来（中原油田采油一厂工艺研究所） 摘要：世界上低渗透油气田资源十分丰富，分布范围非常广泛，各产油国基本上都有这种类型的油气田，低渗透油气藏的开采，对世界能源贡献具有重要作用。随着全世界对能源需求的不断增加，近年很大一部分低渗透油田来相继投入开发，在低渗透油气藏的增产方面，涉及到了水力压裂和高能气体压裂等多个领域。总结了水力压裂、高能气体压裂、复合压裂、层内爆炸压裂等采油技术对低渗透油气藏进行研究改造的进展，并提出了联合作业是低渗透油气藏改造技术的主要发展方向的理论研究。 关键词：低渗透油气藏油藏增产增产新技术联合作业前景展望 一、低渗透油藏技术特征描述 1、低渗透油藏 砂岩基质渗透率小于５０×10-3μm2的油藏 2、分类标准 不同国家分类不同，主要有以下几种分类标准： 前苏联≤50～100×10-3μm2低渗透 美国>10×10-3μm2好 ≤10×10-3μm2低渗透 中国10～50×10-3μm2低渗透 1～10×10-3μm2特低渗 0.1～1×10-3μm2超低渗 3、孔隙度\渗透率统计（国内） 孔隙度一般8-18％，渗透率低于10×10-3μm2的占20%

4、低渗透油藏特征 油层内部渗流困难，供油能力差； 弹性能量开采时间短，油层压力递减快； 由于岩石的孔喉半径小，油层容易受到伤害 断层和天然裂缝比较发育缓慢； 整体开发效益通常低于中高渗透常规油田。 二、低渗透油气藏的分布及改造现状 1、低渗透油气藏的分布 世界上低渗透油气田资源十分丰富，分布范围非常广泛，各产油国基本上都有这种类型的油气田，在美国、加拿大、澳大利亚、俄罗斯等都有广泛的分布。在我国，低渗透油气田也广泛的分布在全国的各个油区，如大庆、胜利、辽河、长庆、吐哈、中原、新疆等油田 对世界能源贡献具有重要作用。随着全世界对能源需求的不断增加，越来越多的难动用储量近年来相继投入开发，这其中有很大一部分就是低渗透油田。到2004年，我国陆上探明低渗透油田的储量为52.1×108t ，动用地质储量近27×108t ，动用程度52%。低渗透油田广泛地分布在我国21个油气区内，长庆、四川几乎全部为低渗透油气田，吐哈、吉林、二连等油田低渗透储量也占50%以上，在陆上低渗透探明储量中胜利、新疆等油田分别约占15%。 0102030405060克拉玛依油田彩南油田火烧山油田丘陵油田鄯善油田老君庙油田高尚堡地区枣园油田马西深层文留油田牛庄油田渤南油田朝阳沟油田榆树林油田新民油田新立油田安塞油田留西油田 油田名称孔隙度（%）渗透率（M D ）渗透率孔隙度 低渗透油田孔隙度、渗透率分布图0246810′ó′ì′′′′′ó′′′′¤′ì′′′¤′′′ ′′′′÷ ′′0 1 2 345 6 ′ó′ì′′′′′ó′′′′¤′ì′′′¤′′′′′′′′′

体积压裂技术在油田开采中的应用

体积压裂技术在油田开采中的应用 体积压裂技术在改造低渗透油田、提高油田产量、扩大企业经济效益方面具有重要作用。该技术的使用范围具有一定的局限性，需要油田满足具有天然裂缝和脆性岩石的性质。本文主要围绕体积压裂技术的原理、应用范围、应用效果进行说明，并以实例对该技术的应用注意事项进行详细说明。 标签：体积压裂技术；油田开采；天然裂缝；人工裂缝；脆性岩石 1 概述 随着经济的不断发展，我国工、农业发展迅速，对石油等基础性能源的需求量越来越多。石油开采事业在国民经济地位中所占比重日益加大，石油开采中的技术应用也是越来越先进。能源需求的不断增多，提高了油田中低渗透油气藏在石油勘探和开采中的地位，因而促进了能适合于开采低渗透油田的体积压裂技术的应用。体积压裂技术作为高效开发低渗透油气藏的利剑，对于提高石油产量具有重要意义。 2 体积压裂技术在石油开采中的应用 2.1 体积压裂技术原理体积压裂技术主要是利用水的压裂作用，扩大岩层中存在的天然裂缝的间隙，促使脆性岩石在剪力作用下发生滑移，从而产生人工裂缝。人工裂缝与天然裂缝纵横交错，形成新的网状裂缝，达到对油田储层进行改造的目的。同时，天然裂缝、岩石层理的沟通，会使主裂缝在外界侧向力的强制作用下生成次生裂缝，然后形成二级次生裂缝及更微小的次生裂缝，直至将原有的天然裂缝扩展成为新的裂缝网络系统，油田的改造体积不断增大，再利用技术将可以渗流的有效储层进行打碎，这就形成了长、宽、高三维度的全面改造。改造后的低渗透油田，渗流面积及疏导能力都有了大幅度提升，这对于提高油田的初始产量和最终采收率具有重要作用。 2.2 体积压裂技术适用范围体积压裂技术主要应用于提高低渗透油田的产量。一般情况下，低渗透油田由于流体渗透性能差、产量低，不适宜直接开采，只有通过增产改造后，才能实现正常的生产开采。油田改造通常采用体积压裂技术，该技术是采用压裂的方式，对能进行渗流的有效储集體进行打碎处理，形成网状裂缝，增大裂缝壁面和储层基质的接触面积，缩短任意方向的油气基质到裂缝的距离，从而起到提高储层整体渗透率的目的。体积压裂技术在改造油田应用方面具有一定的局限性，只有满足以下条件，才能使用该技术进行改造：①油田所在地区的岩石具有天然裂缝。天然裂缝是体积压裂技术应用的必备前提，只有具备了这个前提，才能利用体积压裂技术促进油田的渗流。②岩石具有一定的脆性。具有一定脆性的岩石，才能在外界作用力的压迫下产生剪切破坏，从而形成复杂的网状缝隙，扩大裂缝的体积。③与其他技术的配套使用。对于不满足以上两点要求的不敏感地带，除使用体积压裂技术外，还应配套使用大型滑溜水压裂技术。这是因为滑溜水黏度低，可更充分的进入到天然裂缝中，提高改造效果。

影响低渗透油田开发效果的因素.

影响低渗透油田开发效果的因素及对策目前,低渗透油田储量在我国油田储量中所占的比例越来越大。近年,低渗透油田石油勘探和开发程度的快速发展,为我国天然气产量快速发展和原油产量稳定增长做出了重大贡献。但随着时间的延长,低渗透油田开发过程出现一些影响开发效果的因素,不但影响了油田的安全生产,而且影响了油田开发的经济效益。 1影响低渗透油田开发效果的主要因素 影响低渗透油田的开发效果的因素有很多,其中最主要的就是技术方面的影响。 1.1油层孔喉的影响 影响低渗透油层开采根本原因是储层孔喉细小和比表面积大。低渗透油层平均孔隙直径为26~43μm;油层孔喉细小,半径中值只有0. 1~2. 0μm;比表面积相对较大,在2~20 m2/g之间;三者之间直接形成了渗透率低。 1.2渗流规律的影响 低渗透储层的渗流规律具有启动压力梯度特点,是不遵循达西定律的。低渗透油田主要表现非达西型渗流特征:表面分子力和贾敏效应作用强烈、孔喉细小、比表面积和原油边界层厚度大。渗流直线段的延长线与压力梯度轴的交点即为启动压力梯度,是不通过坐标原点而与压力梯度轴相交,由于渗透率越低,所以启动压力梯度越大。 1.3弹性能量的影响 低渗透油田弹性能量除少数异常高压油田外,一般的油田弹性阶段采收率只有1% ~2%。弹性能量小主要是由于一般底、边水都不活跃,储层渗流阻力大、连通性差引起的。在消耗天然能量方式开采条件下,弹性能量压力和产量下降快,是由于地层压力大幅度下降,油田产量急剧递减,使生产和管理都非常被动。1.4见注水效果的影响

低渗透油田开发过程中,油井见注水效果尤为重要。在井距280 m左右的条件下,注水效果需注水半年至一年时间才见效,见效后油井产量、压力相对稳定,但上升现象很不明显。有部分油田的注水井因注不进水转为间歇注水或被迫关井停注,从而影响开发效果。低渗透油层采油指数相当于高、中渗透油层的几十分 之一,只有1~2t/(MPaod。低渗透油井见注水效果程度差,停止吸水是由于泵压与井口压力达到平衡时出现的。因为启动压力很高,渗流阻力大,而且吸水能力低,大部分能量都消耗在注水井周围,使注水井附近地层压力上升很快。 1.5产液(油指数的影响 低渗透油井见水后产液(油指数大幅度下降,是由于岩石润湿性和油水黏度比等多种因素影响的。当含水达到55 %左右时,无因次产液指数最低,只有0. 4左右,无因次采油指数更低,只有0.15左右,对油井见水后的提液和稳产造成极大困难。 1.6地应力的影响 地应力的大小和方向对开发效果具有重要的影响,因此,开发方案必须考虑地应力的影响和作用。压裂开发是低渗透油田通常进行的一种开发方式,压裂裂缝的延伸方向和形状很大程度受地应力的大小和方向制约。 2低渗透油田开发的主要对策 2.1合理加密井网 目前国内外已基本建立采收率及水驱控制程度与低渗油藏井网密度的关系的一系列经验方法。开发好低渗透油田的基础和关键是合理井网部署方案。低渗油藏、小断块开发的目标定位要适当,不宜过高,要充分考虑到低渗油田开发的复杂性,为此要根据采用线状注水方式、平行裂缝主要方向布井、井距可以加大、排距应该减小的低渗透油田井网部署的基本原则,合理缩小井距,加大井网密度。 2.2合理优选储量富集区块

压裂技术提高低渗透油藏采收率的应用研究

龙源期刊网 https://www.wendangku.net/doc/974190086.html, 压裂技术提高低渗透油藏采收率的应用研究作者：杨凡 来源：《石油研究》2019年第13期 摘要：我国是世界上油气资源比较丰富的国家之一，近年来随着油气资源的持续开采，低渗透油藏所占比重越来越高，低渗透油藏具有油气含量丰富、储藏的类型比较多、分布广泛等特点，具有较大的开发潜力。但是，低渗透油藏同时具有渗透率较低、丰度低、产能低等多种问题，并在很大程度上影响了油气生产的安全和油田开发企业的经济效益。如何提高低渗透油藏的采收率，是目前油气开发企业所面对的共同课题，本文对采用压裂技术提高低渗透油藏的采收率进行分析，以供借鉴。 关键词：压裂技术; 低渗透油藏; 采收率 1 引言 我国是油气资源大国之一、也是油气的生产大国和消耗大国，近年来，随着油气资源的持续开发，低渗透油藏所占比重在不断提高，由于低渗透油田具有渗透率低、丰度低、产能低等系列问题，在很大程度上影响着油气开发企业的安全生产和经济效益。对提高低渗透油藏的采收率的方法进行研究，对促进油田开发企业的发展，具有重要意义。 2 低渗透油藏的概念 我们把渗透率在（0.1～50）×10-3μm2的油藏称为低渗透油藏，其储层呈现出比较明显的非均质性、低渗透率、地下细微裂缝比较多、裂缝发育不全、液体流动所受到的阻力较大、液液面和液固面相互之间的作用力比较大的特点，使油气藏的生产状态极不稳定、产量低、甚至是不压裂就无法生产等问题，致使油田企业的生产效率和经济效益都受到了影响[1]。目前提 高低渗透油田采收率的主要方法是压裂，本文对此进行分析。 3 壓裂技术提高低渗透油藏采收率的方法 3.1 定向井分段压裂技术 定向井是低渗透油田开发的常规技术手段，也是比较成熟的开发手段。但是在压裂作业过程中，常规的压裂技术难以达到理想的采收效果，而定向井分段压裂技术的应用对提高采收率具有重要的促进作用。定向井分段压裂技术是指在定向井压裂作业时同时实施两段以上的压裂技术，通过分段压裂，能够在油藏平面上形成数条相互独立并且平行分布的人工裂缝，达到扩大泄流体积和在油藏纵向上可以充分动用储层并实现提高采收率的目的。采用定向井分段压裂技术开发低渗透油田，储层越厚单井的采收率提高就越明显。在工艺技术方面，应对每条裂缝

低渗透油田开发资料

目录 一、国内国外低渗透油田开发现状？ (1) 二、低渗透油田地质特点有哪些？ (6) 三、朝阳沟油田目前开发现状、存在的主要矛盾及对策？ (9) 四、提高采收率原理是什么？主要的提高采收率技术有哪些？ 其提高采收率机理是什么？ (17) 五、外围难采储量如何经济有效动用？ 要实现经济有效动用需要哪些技术攻关？ (23) 六、如何搞好技术创新与应用，实现油田可持续发展？ (26) 七、低渗透油田（朝阳沟油田）注水开发技术方法？ (32) 八、精细油藏描述技术的内容及成果应用有哪几个方面？ (37) 九、多学科油藏研究？ (41) 十、油藏评价的方法（模式）有哪些？主要应用的技术？ (42) 十一、“百井工程”的内容以及在零散、复杂、规摸小的 油藏评价中的作用？ (44) 十二、水驱开发过程中的油层保护技术有哪些？ (45) 十三、目前三次采油技术主要有哪些？哪些具有应用潜力 (48) 十四、油田开发合理采油速度、合理储采比受哪些因素，如何界定？ (51) 十五、油田开发合理注水压力、合理注采比是如何界定？ (53) 十六、区块分类治理的原则、思路和目标？ (54) 十七、油田分几个开发阶段，不同阶段的调整方法有哪些？ (55) 十八、如何确定注水开发中技术调控指标？ (57) 十九、裂缝对低渗透油田的利弊？ (58) 二十、低渗透油田怎样进行合理井网部署？ (59) 二十一、如何进行低效井治理？ (60)

一、国内国外低渗透油田开发现状 1、低渗透油田的划分 世界上对低渗透油田并无统一固定的标准和界限，只是一个相对的概念。不同国家根据不同时期石油资源状况和技术经济条件而制定。根据我国的实际情况和生产特征，按照油层平均渗透率把低渗透油田分为三类。 第一类为一般低渗透油田，油层平均渗透率为10.1～50×10-3μm2，油井一般能够达到工业油流标准，但产量太低，需采取压裂措施提高生产能力，才能取得较好的开发效果和经济效益； 第二类为特低渗透油田，油层平均渗透率为1.1～10.0×10-3μm2，一般束缚水饱和度较高，必须采取较大型的压裂改造和其他相应措施，才能有效地投入工业开发； 第三类为超低渗透油田，油层平均渗透率为0.1～1.0×10-3μm2，油层非常致密，束缚水饱和度很高，基本没有自然产能，一般不具备工业开发价值。 2、国内低渗透油田储量动用情况 2004年，我国探明低渗透油层的石油地质储量为52.1×108t，动用的低渗透油田地质储量约26.0×108t，动用程度为50％。从我国每年提交的探明石油地质储量看，低渗透油田地质储量所占的比例越来越大，1989年探明低渗透油层的石油地质储量为9989×104t，占当年总探明储量的27.1%。1990年探明低渗透油层的石油地质储量为21214×104t，占当年总探明储量的45.9%；1995年探明低渗透油层的石油地质储量为30796×104t，占当年总探明储量的72.7%，年探明的石油地质储量中大约三分之二为低渗透油层储量。可见，今后低渗透难采储量的开发所占的比重逐年加大，如何经济有效做好难采储量的评价、动用和开发理论技术的研究是我们攻关的主要目标和方向。 从我国近些年来对低渗透油田的研究和开发水平看，有了较大的进展和提高， - 1 -

低渗透油藏调研报告

低渗透油气藏调研报告 1 概念 21世纪以来，我国国民经济持续快速发展，对能源的需求量日趋增大，目前我国已成为仅次于美国的世界第二大能源消费国。石油和天然气作为目前影响我国能源安全的战略能源品种，其供需矛盾十分突出。据统计，2011年我国全年共消耗石油是4.5亿吨，其中2.5亿吨从国外进口，占石油总需求的56％。这意味着中国能源环境已经从“比较安全”向“比较不安全”转移。 2 0 0 6 年以来，国际油价持续走高，特别是自2 0 0 8 年1 月2 日国际油价首次突破1 0 0 美元/ 桶后，一直走高达到1 4 7 . 2 美元/ 桶的历史最高记录。尽管2 0 0 8 年9 月以来，由于国际金融危机的蔓延使得国际油价回落，但从长远看，石油是一种不可再生的战略资源，多个国际机构组织预测，至2 0 3 0 年石油仍将在全球一次能源消费中占据主导地位，国际石油市场仍以卖方市场为主，国际油价仍将高价位运行。随着我国石油对外依存度的升高，中国在国际油价的话语权将会越来越少，石油、天然气的国际高价格将给我国经济的长期持续稳定发展带来巨大挑战。 随着世界和我国油气工业的发展消耗以及未来对石油的需求，那些规模大、储量大、资源丰度高、易勘探、好开采的油气资源在整个剩余油气资源总量中所占的比重越来越小，一些以前不被重视的、未列入主要勘探目标的、开发效益相对较差、勘探开发技术要求高的油气资源逐步成为全球油气勘探开发的热点。用于常规油气资源勘探开发的工艺技术也可同样适用于低渗透油气资源。此外，低渗透油气资源勘探开发过程中对环境的影响是所有目前人类可开发利用的非常规油气资源中相对较小的，因而开展低渗透油气资源研发的重要性日益凸显。 近年以来在大庆、吉林、辽河、胜利、长庆等主要油田陆续发现了许多低渗透油藏。据统计，在近几年探明的未动用石油地质储量中，渗透率小于50md的低渗透储量占58%，而在探明的石油地质储量中，低渗透油藏的石油地质储量所占比例高达60~70%，甚至更高。经过多年的研究和试验，我国在低渗透油田的特征认识、开发决策和工艺技术等方面，都有了较大的发展和提高。但是，目前，世界范围内的低渗透油藏开发均没有取得突破性进展，低渗透储量的动用程度很低，只有储层条件好、埋藏浅的低渗透油藏才得到较好的开发。

长庆油田勘探史

长庆油田勘探史 【摘要】鄂尔多斯盆地面积25万平方千米, 是我国陆上第二大沉积盆地。它是我国最早发现和认识石油的地方, 是中国石油工业的发源地, 从1907年我国大陆钻成第一口油井到现在已经走过了近100个年头。然而, 直到1994年, 原油产量才上到196万吨。构成了复杂而绚丽的长庆油田勘探史。 【关键词】鄂尔多斯盆地；勘探历史；成果；挑战；对策 一、长庆油田勘探开发的历史背景 1905年清朝政府在陕北创办了延长石油官厂，钻探延一井，获得1至1．5吨的原油日产量。随后，美孚石油公司认为有利可图，千里迢迢来中国与北洋军阀政府签定《中美合办油矿条约》。不久，在他们认为西北境内石油资源太贫瘠了,放弃了这一合约。1920年，美国人又一次来到了这片土地却仍然颗粒无收。从此，“贫油论”从国外渗透到国内，给当时中国人的强国梦布上了一层阴云。 1949年中华人民共和国成立后，党和国家领导人在多次征求地质学家意见和查看资料的基础上，做出了陕甘宁盆地大规模开展石油勘探的重大决策。1955年全国第六次石油会议重新部署了勘探队伍，成立了西安石油地质调查处，于1957年开展了甘肃东部地区(即陇东)的面积详查和局部构造细测。发现了胡家湾、曹渠子、元城镇、张家洼、杜家阳区、洪德城、唐台子和胡宗台8个构造；并在环县以南的曹渠子钻了第一口基准井，获得了三叠系油砂，又在环县洞沟沙井子浅探井中找到了白垩系油砂。 1970年位于华池县城关的庆3井，于8月7日首先在侏罗系地层获得日产27．2吨的油流，成为陇东地区第一口出油井。而到1971年5月，陇东地区已有6口井连续出油，成了陇东油田开发的“先驱井”。1972年，长庆油田又成功地打出了109口油井，由此也得到了马岭油田300平方公里的含油面积和1．5亿吨的地质储量。会战还取得了华池、城壕、南梁等6个中小油田、16个出油点的巨大成绩。两年会战，长庆油田在陇东高原上打出了100多口油井，这些油井大部分在辉煌了一些时日之后，很快便跌人低产期。通过大量的勘探资料分析，在这里开发的主力油层——延安油层虽然广泛存在，但厚度一般只有30—40米，最大厚度不足百米，且地层渗透率和压力低，并最终造成单井产量低下。开发这样的油层，最好的手段就是对地层增加压力，通过压力使地层裂缝增多增长，提高油层渗透率。这就是油田压裂。 80年代以后，经过了10年的试采，进入正式开发阶段。90年代，长庆油田管理逐步由低级向高级，由零散向完善，由粗放型向集约型，由简单向系统化、科学化迈进了。 二、长庆油田勘探的重要成果 从“井井见油、井并不流”到1991年年产量徘徊在150万吨左右, 再到年产量以50万吨递增以100万吨递增, 长庆有了更多的经验：

长庆油田低渗透油气藏开发

长庆油田低渗透油气藏开发 董义军乔娇 （西安石油大学，陕西西安710065） 【摘要】借鉴已有低渗透油气藏成功开发经验，结合超低渗透油藏特点，提出有效开发鄂尔多斯盆地超低渗透油藏的对策，对实际开发工作具有指导意义。 【关键词】鄂尔多斯盆地；超低渗；现状；挑战；对策 长庆油田在鄂尔多斯盆地的勘探开发，自新中国成立至今已经历了５０多年的发展历史。最初是在１９６９年前的２０年间，在盆地西缘段褶带先后获得工业性油气流井，在三叠系和侏罗系发现了几个小油气田。进入７０年代，在盆地中南部发现并陆续开发建设了一批侏罗系低渗透油田；到８０年代底，累计形成年产１３６．８×１０４ｔ规模的石油生产基地。在９０年代，油气勘探开发取得了突破性进展，陆续发现和开发了三叠系安塞、靖安大油田，古生界靖边、榆林大气田。 进入２１世纪，油气勘探开发快速发展，先后发现了乌审旗、苏里格大气田和西峰大油田。至今已先后成功开发了３６个低渗、特低渗油气田，创造了著名的安塞、靖安、西峰油田开发模式，靖边、榆林、苏里格气田建设模式。２００８年对鄂尔多斯盆地超低渗透油藏的开发，是继苏里格气田成功开发后的又一重大举措。 一、鄂尔多斯盆地低渗透油气藏开发现状 在上世纪７０年代，长庆油田先后开发了马岭、吴旗、红井子等侏罗系油田。８０年代末至９０年代，长庆油田针对安塞油田特低渗透油藏的特点，开展了大量开发试验研究与科技攻关，发现并开发了安塞、靖安等三叠系大油田和靖边、苏里格等特大型气田。长期的油气勘探开发实践加深了对盆地内油气藏地质条件特殊规律的认识，在勘探开发过程中，尤其是在开发中，必须始终坚持分油田和区块，深化油藏研究和认识，同时进行储量、单井产量和经济界限的研究评价。对于油田的开发，要井井压裂投产和早期注水开发；对于气田的开发，井井都要进行酸化压裂投产；以提高油气井单井产量和最终采收率，降低开发建设成本，实现效益开发。 长庆油田在对鄂尔多斯盆地低渗透油气藏的长期勘探开发实践基础上，依靠科技创新，逐步创造性的形成了“六大油气勘探开发理论”、“四种建设模式”、“十一项主体技术”、“十项关键技术”、“十项技术政策”，已成功开发的安塞油田、靖安油田都是典型的特低渗透油田，已形成较为成熟的“三低”油藏经济开发理论，为长庆油田在鄂尔多斯盆地加快油气勘探开发建设速度奠定了理论与技术基础。 二、面临新的挑战—— —超低渗透油藏开发 在综合油田发展基础和国家能源需求的情况下，长庆油田提出了一个极富挑战的战略目标：２０１５年实现油气当量５０００万吨，这意味着长庆油田将有望成为中国西部的大庆油田。２００８年长庆油田勘探开发在加大现有主力油田、气田上产力度的同时，锁定鄂尔多斯盆地储量规模巨大的超低渗透油藏，展开了大规模产能建设，超低渗油藏成为其原油快速上产的主力接替区。长庆超低渗透油藏主要分布在华庆、姬塬、吴起、志靖－安塞、西峰两侧五大区带，石油探明、控制、预测三级地质储量６．０７×１０８ｔ。与特低渗透油藏相比，超低渗透油藏岩性更致密、孔喉更细微、应力敏感性更强、物性更差，开发难度更大。也具有油层分布稳定，储量规模较大，原油性质较好，水敏矿物较少，易于注水开发等有利条件。超低渗透油藏资源丰富，开发潜力巨大。 三、超低渗透油藏开发对策 1．加强管理创新、技术创新和市场创新 在储量一定、区域有限的情况下，管理、技术、资源配置等方面的改革和创新对推动油气田快速发展显得尤为必要。以安塞、靖安、西峰模式等为借鉴，在盆地超低渗透油藏开发过程中，通过实施以“标准化设计、模块化建设、标准化预算、规模化采购和数字化管理”为主要内容的管理创新，成效显著。在资源配置方面，实行以市场配置和优化资源。优选具备相应资质、业绩表现良好的社会单位作为超低渗透油藏开发主力队伍保障，并与之建立良好的合作伙伴关系，以实现规模建产、快速建产。根据市场队伍的保障情况、各工序的难易程度以及现场实施风险大小，建立对外有吸引力、对内有竞争力的价格体系，并以价格调控市场、优选队伍、降低投资成本。通过前期的开发实践，表明要实现超低渗透油藏的高效开发就必须进行有效的管理创新、技术创新和市场创新。 2．大力推行勘探开发一体化，实现快速增储上产 勘探开发一体化是世界各大石油公司管理体制的一个重要特征。勘探开发一体化，就是在油田开发中，将原先彼此分散、独立的勘探与开发紧密结合起来，视勘探开发为一个有机整体，勘探向开发延伸，开发向勘探渗透，变前后接力为互相渗透，相互协调，相互配合，共同完成储量向产量的转化。长庆油田超低渗透油藏开发过程中，大力推行勘探开发一体化，盆地大面积“三低”油气藏背景下存在油气富集区，为勘探开发一体化奠定了最有力的物质基础，勘探开发一体化又是提高油气田整体经济效益的必由之路。大力推行勘探开发一体化，能够有效解决储量接替问题，实现快速增储上产，井均征地大幅度减少，有效减少征地费，节约开发投资。勘探向开发延伸，开发向 区域经济 184 企业导报2009年第11期