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加强科技创新 提升开发效果

长庆油田科技“尖刀”撬开磨刀石

  中国石油网消息(记者栗倩玮 通讯员焦青)9月20日,从长庆油田陇东页岩油示范区现场传来好消息:通过深化“水平井、大平台、工厂化”建设模式,庆城油田累计完钻大平台106个,水平井578口,平均水平段长度1710米,示范区日产油达4000吨,年生产能力达到120万吨。这是长庆油田加强科技创新,提升开发效果、推动能源接替的写照。

  长庆油田位于鄂尔多斯盆地,其多层系复杂地质状况在赋予油气规模储量的同时,也呈现出低压、低渗、低丰度的特征,显著特点是“井井有油,井井不流”,勘探开发属于世界级难题。在高难度的勘探开发条件下,如何取得新突破?

  “关键还要靠科技进步,紧密围绕油气勘探开发重点领域,突出页岩油、致密气提产提效降本,推进增储上产工程。”长庆油田油气工艺研究院院长张矿生介绍。“十三五”期间,长庆油田建成页岩油、二氧化碳驱等国家科技重大专项示范区,建成国内首个百万吨级页岩油开发示范区和全国最大的致密气田,多项核心技术迈入国际先进行列,为油气当量跨越6000万吨新高峰提供了有力支撑。

  长庆油田油区地表多为黄土塬,厚层黄土覆盖、沟壑纵横,地震勘探、钻井及压裂改造难度很大。着眼于大规模油气上产,长庆油田率先开展盆地非常规资源勘探地质理论创新,创建河套断陷盆地成藏模式,打破该区勘探40年找油久攻不克的局面;深化源下远源油气成藏、岩溶风化壳碳酸盐岩成藏及致密气多层系复合成藏理论,新增神木—米脂大气区。

  找到油气,能否采出,同样考验着长庆人的智慧。随着勘探开发时间延长,部分油藏已进入中高含水开发阶段,科研人员狠抓以精细注水为核心的降递减工程,精细注采调整,规模实施调剖调驱,全油田自然递减率由13.4%下降到11.4%,含水上升率控制在1.4%。气田开发坚持“效益优先”,老区形成井网优化、岩溶古地貌沟槽挖潜、全生命周期动态分析等稳产核心技术,老气田采收率提高5个百分点,开发水平持续提升。

  科技“朋友圈”不断扩大。长庆油田发挥国家工程实验室区域核心辐射和引领作用,与中国石油勘探开发研究院、川庆钻探等11家单位签署战略合作协议,与国内外30多家大学和公司开展合作攻关,推动关键技术研发大融合,科技创新的“头脑”在“外延”中不断丰富,逐步形成中国石油一盘棋、优势互补、共享共赢的科技创新体系。

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