新闻中心  >  您当前的位置 : 产业新闻  >  油气·新能源

长庆油田经过多年规模开发,部分主力油区已进入中高含水期,开采程度、开发难度不断增加。长庆油田通过在陇东主力油区开展超低渗油藏转变注水开发方式试验,形成了系列技术体系,为老油田注入新活力——

长庆油田:“转”出高质量发展新路径

  华庆油田转变注水开发方式形成六大类关键技术系列

  ◆精细地质研究技术 ◆一体化体积开发技术

  ◆体积复压工艺配套技术 ◆井筒处理技术

  ◆监测评价技术 ◆同步控压稳产技术

  截至目前,长庆华庆油田转变注水开发方式后,日均产油从初期的130吨提高到目前的562吨,今年已累计产油48万吨,同比增加37.1万吨。这标志着长庆油田超低渗油藏历经3年多的转变注水开发方式工业化试验,形成了以渗流场重构、压驱一体化等为核心的技术体系,建成国内首个30万吨级转变注水开发方式示范区,增产达到5倍以上,采收率提高了12个百分点,成为示范引领、规模应用、高效开发的成功案例。

  长庆油田经过50多年的有效规模开发,部分主力油区已进入中高含水期,开采程度、开发难度不断增加,只有创新开发技术、转变开发方式,才能破解老油田上产的诸多瓶颈。长庆油田通过在陇东油区开展转变注水开发方式试验,闯出一条老油田高质量发展的新路径。

  调整开发思路

  挖掘油藏潜力

  鄂尔多斯盆地超低渗透油藏具有面积广、储量大、丰度低、物性差等特性。华庆油田属于典型的超低渗油藏。近年来,长庆油田开发的低渗、超低渗透油藏所占比例日益增大,如何更科学、有效地开发华庆长6超低渗油藏,对于提高油田的整体开发水平具有深远意义。

  华庆超低渗油藏自开发以来,先后经过了超前注水、水平井开发、微生物活化水驱、整体调剖调驱、差异化周期注水等开发阶段。随着开发时间的延长,华庆油田已进入中高含水期,主力油藏层间和层内开发矛盾加剧,天然微裂缝发育、多方向性裂缝水淹问题突出,常规注水调整、调剖调驱见效差,单井产量低、稳产困难,严重制约了超低渗油藏的采油速度和采收率。

  长庆超低渗透油田开发的最大瓶颈是“多井低产”,必须制定全生命周期成长性发展目标破解难题。华庆油田元284区块转方式项目组技术人员陈海兵说:“科学有效的注水开发技术和方案,是以最经济手段开发好超低渗透油田的关键。”长庆油田成立工作专班,对长6主力油藏地质特征进行了综合分析,依据油藏建模技术,利用相关软件建立试验区三维精细地质模型,开展油藏数据模拟研究。技术人员深入研究井网系统、注水方式、注水时机、油藏压力系统等,进行科学调整,并确立了合理的开发技术对策和技术参数,为华庆油田长6油藏实现高产、稳产指明了开发方向。

  创新开发模式

  加大治理力度

  为高质量开发超低渗油藏,2016年,长庆油田在华庆油田元284区块成立中国石油首个规模实施转变开发方式提高采收率技术试验区。华庆油田成立了由多部门多专业技术人员组成的转方式试验项目组,按照“油藏、井筒、地面、管理”四位一体的工作思路,依据“综合治理、跟踪分析、注水先行、突出效果”的实施原则,创新治理思路,根据不同类型区块开发矛盾,依靠科技攻关,加大治理力度。

  长庆油田采油十厂工艺研究所党支部书记高超君介绍:“华庆油田按照与油藏认识相结合、与综合治理相结合、与井网完善相结合、与转变生产方式相结合、与工艺进步相结合的思路,以油藏整体治理为核心,以精细注水为基础,强化‘连片治理’的理念,实现由单井点治理向连片集中治理、示范区治理的转变,油藏含水上升率和自然递减率呈现稳中向好态势。”

  为进一步提高单井初期产量、延长稳产期,技术人员突破常规体积压裂范畴,在综合补能、参数等方面优化调整,以水平井、定向井、典型井为主线,研发新型驱油剂降低界面张力,提高驱油效率。优化升级关键技术,形成老水平井体积复压工艺。水平井采用压前补能、老缝封堵、同步压裂的多技术集成体积压裂模式;定向井通过压前补充能量、强化改造参数、增加暂堵级数,试验后平均日产油达到2.6吨。地层压力快速提升,各类技术指标不断优化。

  华庆油田不断深化体积开发理念,形成了以水平井密切割体积压裂、定向井压驱一体化、注水井压前堵水转采为核心的“压前补能、压中增能、压后蓄能、控压生产”的“补、压、焖、控”压驱一体化集成开发技术新模式。

  规模示范引领

  增加上产动力

  目前,华庆油田经过工业化规模应用试验,实现了由传统平面水驱向增能压裂+井间缝间驱替+渗吸转变,由单一基质/裂缝渗流向复杂缝网渗流系统立体渗流转变,由固定井别向无井别综合补能转变,由常规水介质向驱渗复合介质转变的“四大转变”,使油田增产模式和压裂改造技术发生了质的变化,采油速度和采收率同步提升,实现井间储量100%动用。

  长庆油田采油十厂常务副厂长、安全总监朱西柱说:“华庆油田已形成转变注水开发方式六大类27项提高采油速度关键配套技术,成为破解超低渗油藏持续高效开发难题的‘金钥匙’。”

  今年年初以来,转变注水开发方式技术已逐步推广至整个华庆油田。转方式项目组发挥一体化运行模式,确保源头选井、方案优化、队伍组织、现场施工、效果分析全过程无缝衔接。技术人员按照“一区一特征、一藏一规律”的原则,持续完善试验认识,从源头上精细地质研究,确定优选标准,优化形成了“优先连片集中整装区域、优先油层厚度大、优先初期低含水高产、优先生产过程中未见水或见水方向单一、优先固井质量及井筒状况好”的“五个优先”选井原则,优选出33口水平井、22口定向井作为转变注水开发方式扩大试验的首批试验井。

  截至11月17日,华庆油田4个扩大试验区已开井15口,见效井单井产量提高4倍以上。下一步,华庆油田将开启转变注水开发方式百万吨上产重点工程,进行扩大再试验。长庆油田各大主力油区也在不断加快扩大转变注水开发方式技术的工业化推广应用,推动油田高质量发展。

  实践者说

创新引领 持续推进超低渗油藏高效开发

长庆油田公司油田开发事业部常务副经理 何善斌

  长庆油田超低渗油藏储量占已动用储量的近50%,产量占原油总产量的近40%,是油田稳产上产的“压舱石”。超低渗油藏经过10多年的水驱开发,驱替难度大、水淹水窜比例高等开发矛盾凸显,导致区块单井产量低、采油速度低、采收率低,开发效益逐渐变差。

  为进一步改善开发效果、提高油藏采收率,长庆油田联合中国石油勘探开发研究院,通过开展多学科一体化技术攻关,经过“探索、突破、工业化试验”三个阶段的试验,创新形成以“渗流场重构、压驱一体化、多方式补能、全方位驱替”为核心的超低渗油藏转变注水开发方式技术体系。元284区块试验效果显著,采油速度提高4倍,区块年产油规模由4.8万吨提高到19.6万吨,建成了中国石油首个超低渗油藏转变注水开发方式示范区。

  转变注水开发方式技术可促进长庆油田超低渗Ⅱ类、Ⅲ类探明储量高效动用,促进同类地质储量有效开发,具有广阔的应用前景,对长期稳产意义重大。下一步,要继续解放思想,完善技术模式,降低单井成本,提升效益。

  一是持续深化对超低渗油藏转变注水开发方式的理论认识。攻关解决渗流场重构增能压裂及补能、高效体积压裂重复改造等制约超低渗油藏稳产的关键技术瓶颈,实现技术迭代升级。二是持续推进提质增效工作。在压裂规模不减、实施效果不降的基础上,从技术升级、方案优化、物料供应、施工组织等环节,全过程深挖降成本潜力,努力实现单井综合成本再降低,持续提升项目经济效益,增强新技术的可复制性和可推广性。三是加快转变注水开发方式成果在同类油藏的规模应用。在华庆老区整体部署、连片实施,总体形成百万吨规模技术增量,在合水油田、姬塬油田等外围拓展评价区持续探索评价,加快新区新层系主体技术定型,为进一步扩大推广应用规模奠定坚实基础。

版权所有:中国石油新闻中心 | 京ICP经营许可证010289号 | 互联网新闻信息服务许可证编号:国新网许可证10120170016号

网站不良信息举报电话:010-62094114 | 编辑信箱:news@vip.oilnews.cn