大庆油田特高含水期原油开发规划技术发展现状与展望

开发规划在油田开采过程中发挥着重要的龙头指导作用,是油田企业在一定时期内制定的行动纲领和指南。开发规划技术水平的高低直接影响油田开发的效果和效益。在明确开发规划的基本内涵及与计划、战略的区别基础上,着重介绍了大庆油田发展的2类7项开发规划系列技术,包括开发规律及指标预测技术、技术经济政策界限确定技术、开发效果及潜力评价技术、规划编制及优化技术4项核心技术和可采储量及SEC储量评估技术、经济效益评价及决策支持技术、规划信息化技术3项支撑技术。通过分析当前油田开发规划技术发展存在的生产与技术难题,明确了3个发展方向以及3条实现路径。研究成果与认识对油田开发规划理论研究和实际应用具有重要的参考价值和借鉴意义。

大庆油田化学驱油体系研究现状及发展方向

大庆油田经过多年的研究和实践,创新了聚合物黏弹性理论、表面活性剂与原油匹配关系理论,研制生产出了系列部分水解聚丙烯酰胺、烷基苯磺酸盐、石油磺酸盐,形成第一代化学驱油体系,推进了大庆油田化学驱工业化进程,使化学驱成为油田有效开发主导技术之一。随着大庆油田化学驱开发对象逐渐变差,建立聚合物分子构效关系和稀体系相态转化理论,研究出了系列抗盐聚合物和界面位阻表面活性剂,形成第二代高效化学驱油体系,推动化学驱提质增效。为更大幅度地提高采收率、降低化学剂成本,拓展化学驱应用领域,绿色环保、智能高效、成本低廉的化学驱油体系是今后化学驱油体系发展的主要方向。

大庆油田油气勘探进展及方向

近年来,大庆油田践行资源战略,东北老探区展现新活力,常规油气持续高效稳定上产,非常规油气实现重大突破,西部新领域接替前景日趋明朗,天然气、页岩油等资源实现重大突破,油气勘探继续保持良好发展势头。为进一步明确未来勘探方向,对近年来主要勘探发现和地质认识进行全面总结,明确大庆油田已经进入“常非并重、油气并举”的勘探新阶段;理论认识深化、技术迭代升级日趋迫切,系统梳理大庆油田近年来主要勘探对象,厘清勘探形势,系统分析了油气资源潜力,明确了勘探方向。研究结果表明,东北探区仍是油气稳产支柱,西部探区天然气是增储上产新支点,可为推动大庆油田“一稳三增两提升”战略目标的实现提供支撑。

大庆油田水驱开发技术及其发展方向

通过回顾大庆油田水驱开发技术发展历程,系统总结了近10年创新发展的水驱层系井网优化调整、近阻组合注水优化调整、区块及单井套损预警防控等油田主体开发技术。在客观分析大庆油田水驱主要矛盾问题的基础上,明确了水驱开发核心技术发展方向。在井网调整方面,攻关以“两驱协同、优选井型”为核心的井网优化调整技术,通过“二三结合”井网优化、分类储层加密调驱、井缝协同井网调整、多井型高效挖潜等井网调整新技术攻关,实现由水驱直井均匀加密向两驱协同、多井网多井型立体调整转变;在结构调整方面,攻关以“智能优化、水驱+”为核心的新一代综合调整技术,通过智能注采优化、低渗透储层功能性水驱、特低渗断块油藏压驱提产等技术攻关,实现由常规注采调整向智能调控、多方式补能转变;在套损防控方面,攻关以“层位预警、套损复产”为核心的套损精准防治技术,在深化地质力学机理研究基础上,发展套损层位精准预警技术、套损区复产挖潜技术,实现由区块、单井预警向大数据与地应力分析相结合的套损层位精准预警及防控转变。

大庆油田注水开发实践中的哲学思维

大庆油田开发史既是一部科技进步史,同时也是一部哲学实践史。油田开发系统的哲学就是应用唯物辩证论的观点与方法,去观察、分析、研究、处理油田开发系统中的各种现象、过程与结果。哲学思维贯穿于大庆油田注水开发全过程,大庆油田的开发实践始终以《矛盾论》和《实践论》为指导,不断深化油藏认识、抓住油藏主要矛盾、创新开发调整方法、挖潜实践缓解矛盾,是认识论、矛盾论、方法论和实践论的高度统一,并经过不断总结经验和教训,逐步认识和掌握了油田注水开发的基本规律,使油田开发水平不断提高。

大庆油田海外多类型油藏高效开发配套技术

针对大庆油田海外多种类型油藏开发面临的挑战和技术需求,梳理近5 a大庆油田海外油藏开发形成的技术成果,系统总结已形成的适合海外多种类型油藏的特色高效开发技术。大庆油田经过近5 a来的海外油藏开发实践,将成熟油藏开发技术与海外油藏特征相结合,依靠已有优势技术创新驱动,形成了3项海外特色开发技术:一是以油藏精细描述和“优、分、调”立体开发调整为核心的复杂断块砂岩油藏有效开发技术;二是以化学剂研制及性能评价和化学驱试验方案优化为核心的高温高盐砂岩油藏化学驱提高采收率配套技术;三是以碳酸盐岩油藏测井精细评价、高渗透层识别和注水开发为核心的孔隙型碳酸盐岩油藏开发配套技术。海外油藏开发实践证明,大庆油田针对海外多类型油藏的高效开发配套技术,有力支撑了中国石油权益区块的高效开发,提升了大庆油田的国际知名度和影响力。

大庆油田地球物理勘探技术现状及发展方向

大庆油田地球物理勘探技术(简称为物探技术)以高效支撑油田勘探开发为宗旨,通过引进吸收和自主创新相结合的方式快速发展。针对各领域勘探开发的需求,已形成适用配套的地震资料采集、处理和解释技术系列,并自主创新研发了具有国际先进水平的黏弹性叠前偏移技术和薄互层波阻抗直接反演技术,有力支撑了大庆油田各领域油气勘探开发,为油田“稳油增气”作出了积极贡献。但随着油田勘探开发持续向非常规油气藏、复杂油气藏、深部油气藏等领域延伸,勘探开发对象日趋复杂,对物探技术的支撑能力提出了新的挑战。围绕当前大庆油田主要勘探开发领域,在梳理技术现状的基础上,详细分析了松辽盆地北部、海拉尔-外围盆地、四川盆地矿权流转区、塔里木盆地塔东区块在常规油、致密碎屑岩油气藏、页岩油、火山岩气藏、碳酸盐岩油气藏等领域面临的地质难题,厘清物探技术需求和差距,提出了未来在推广完善成熟技术、创新研发核心技术、加快构建大数据平台、探索储备新能源物探技术等方面的发展方向,以促进大庆油田物探技术的持续快速进步,为大庆油田高质量发展再作新贡献。

大庆油田CO_(2)驱油技术研究试验进展与展望

CO_(2)驱油技术具有驱油经济效益与减排社会效益兼得的显著优势,随着国家双碳战略目标的提出,该项技术得到了越来越多的关注。大庆油田开展CO_(2)驱油技术的研究较早,CO_(2)非混相驱应用规模长期保持国内领先水平。论文系统总结了大庆油田CO_(2)非混相驱开发设计、跟踪调整及分层注入等理论技术成果,介绍了特低渗透榆树林油田CO_(2)非混相驱工业化试验、中低渗敖南油田CO_(2)驱先导试验及古龙页岩油藏CO_(2)驱试注试验,展望了大庆油田CO_(2)驱油与埋存技术的应用前景及不同类型油藏技术攻关方向。研究成果可为国内同类型油藏CO_(2)驱油与埋存技术的研究与应用提供借鉴。

大庆油田裸眼井测井技术进展与展望

为了提高大庆油田裸眼井测井技术支撑能力和研究成果领先水平,全面回顾了大庆油田测井采集系列及解释技术的创新发展历程,系统总结了特高含水期剩余油解释、火山岩等复杂岩性测井评价、碎屑岩储量参数解释、非常规油气“甜点”分类、缝洞型碳酸盐岩储层测井评价等油田勘探开发测井评价技术。在客观分析大庆油田勘探开发测井解释评价需求和面临瓶颈问题的基础上,结合当前油田测井评价对象规模小、物性差、埋藏深、地层结构复杂、非均质性强的特点。指明了测井解释评价核心技术主攻方向。围绕新阶段测井采集及解释评价技术体系完善与建立,对高分辨率和成像测井采集、后油藏时期和非常规测井解释评价、新一代智能解释技术体系等未来发展进行了展望。

大庆油田二类B油层聚驱剖面动用规律及其改善

大庆油田聚合物驱应用规模不断扩大,开发对象转向性质较差的二类B油层,现有聚合物与油层适应性不强,剖面动用规律不明确,不同地区聚驱开发效果差异较大。针对上述问题,应用矿场剖面数据统计和室内实验分析,研究了二类B油层剖面动用规律和剖面改善方法。结果表明:从吸水层动用情况来看,喇嘛甸地区由于发育厚层河道砂,油层物性好,油层有效厚度动用比例最高,油层以多次动用为主,突进层多,相对吸液量高;萨中和萨南地区河道砂发育规模小,薄砂层较多,物性差,有效厚度动用比例较低,但聚驱后,有效厚度动用比例相比水驱分别增大了12.5%和15.4%,渗透率为100~300 mD的储集层吸入剖面改善明显;从未吸水层动用来看,二类B油层纵向非均质性强,导致层间有效厚度未动用比例较高,剖面改善应以均衡层间动用为主;抗盐聚合物高、低质量浓度交替注入可延缓含水率上升时间,增加低渗透层吸液量,聚驱采出程度提高显著。在喇嘛甸北北块A区开展了DS1200抗盐聚合物和高、低质量浓度交替注入试验,降水增油效果好,可为大庆油田二类B油层聚驱剖面改善提供技术指导。

大庆油田SEC储量折耗一体化评估模型

SEC储量是大庆油田有限责任公司经营决策的核心资产,是油气生产的物质基础。油气资产折耗和SEC储量相关,是完全成本中的重要构成部分,决定了油田经营效益。大庆油田进入双特高含水后期,开发对象变差导致增储能力变差、油气资产折耗上升,因此亟需开展SEC储量折耗一体化优化研究,使储量和折耗指标最优。结合折耗计算公式、ARPS递减模型和经济极限产量计算模型等公式,进行科学归纳和推导,建立了SEC储量折耗一体化增储模型,并且在量化分析各种影响因素的基础上,明确了储量和折耗的优化次序和参数,给油田开发经营提出建议。模型应用在大庆油田年度SEC储量评估中,使油田增储能力逐年提升,油气资产折耗得到有效控制。研究成果具有通用性和适应性,可以在国内其他油田推广应用。

大庆长垣油田水驱开发技术智能化实践与展望

数字化转型、智能化发展是老油田开发技术提档升级、提质增效的必要途径。全面总结了国内外油田开发技术智能化研究进展,介绍了人工智能技术在大庆长垣油田水驱开发中的应用进展及取得的重要成果,尤其强调了智能测井解释、智能井震结合储层预测、基于数据挖掘的注水优化调整以及措施井层智能优选等关键技术在提升油田开发效率、效果和经济效益方面的积极作用。通过技术创新,大庆长垣油田水驱自然递减率控制到7%以下,年含水上升值控制到0.2百分点以内,实现了特高含水后期油田的高水平、高质量开发。在此基础上,展望了水驱开发技术的智能化发展方向,指出应加快油气大语言模型的应用,加强实时动态监测技术的研发,并通过数字孪生模型、智能方案编制、注采智能优化等手段推动油田开发向更高水平的智能化转型。

大庆油田SEC储量储采形势及增储策略

大庆油田目前已进入双特高后期开发阶段,储采比逐渐降低,SEC储量替换率仅为0.4左右,增储与稳产需求的矛盾日益加剧。通过对大庆油田目前SEC储采现状、增储特点、影响因素进行分析,认为资源品质下降、长期低油价、成本上升以及评估精细程度不足这4个方面是造成储采失衡的主要原因。为改善储采状况,大庆油田形成了较为有效的增储做法,结合大庆油田实际提出了加强技术创新与应用、提升新区勘探与开发效率、优化天然气资源利用、强化精细管理与成本控制、融入绿色发展与新能源等实现储采平衡的工作方向及增储策略。研究成果为东部同类老油田的长远高质量发展提供决策参考。

大庆油田油藏工程技术的创新发展与攻关方向

简要回顾了大庆油田开发65 a来油藏工程技术的进步历程,梳理了大庆油田立足油田开发实践创新形成的开发地质、数值模拟、水驱开发、化学驱油、油田开发规划编制方法5项综合研究体系;总结了在油藏工程领域创新发展的小层对比、精细储量计算、注水倍数对驱油效率的影响规律、全国第一条相渗透率曲线研制、小井距注水全过程开发试验、高含水期剩余油分布类型、高含水期稳油控水系统工程、聚合物黏弹性驱油理论和低酸值原油大幅度提高采收率的三元复合驱油理论10项行业领先的关键理论技术;提出了大庆油田持续开发面临的5大难题和需要进一步攻关的高含水区精细挖潜、天然气高效开发、CO_(2)驱油、微生物驱油、非常规油藏开发、地热能源开发、智能油田和高效优质驱油剂研制8项技术。研究成果为大庆油田可持续发展奠定了理论基础。

四川盆地大庆探区油气勘探开发进展及前景展望

四川盆地发育海陆两大含油层系,油气资源潜力巨大,但整体探明率较低。为了顺应油气改革新形势,四川盆地部分区块于2017—2018年先后流转至大庆油田,近几年大庆油田在川渝大地不断突破思想禁区,海陆相油气并重勘探、刻苦攻关、深化认识,取得了一系列喜人成效。截至2023年底,海相下二叠统天然气已累计提交探明地质储量1114.59×10^(8)m^(3),同时计划在“十四五”(2021—2025年)和“十五五”(2026—2030年)期间在下二叠统累计提交天然气探明地质储量3000×10^(8)m^(3),为大庆探区的增储上产奠定坚实的基础;陆相凉高山组具备页岩油大面积富集成藏的条件,石油资源量为26.75×10^(8)t、天然气资源量为1.7×10^(8)m^(3),展现出亿吨级储量的勘探大场面,是寻找规模石油储量最为现实的领域;陆相须家河组致密气源储配置好、纵向叠置,形成大面积连片致密气藏,预测总有利区面积约为6200 km^(2),资源量为3.15×10^(12)m^(3),展现出万亿立方米的资源潜力,是四川盆地大庆探区未来规模增储上产的现实领域。

大庆外围油田开发技术进步与展望

回顾了大庆外围油田开发技术的创新发展历程,全面梳理了“十三五”(2016―2020年)以来新区效益建产、精细油藏描述、加密调整、注水调整、挖潜增效治理等技术取得的进展,系统总结了大庆外围油田开发的经验启示。在客观分析油田发展需求和面临挑战的基础上,紧密结合油田开发技术现状,明确了大庆外围油田上产开发对策。围绕探索建立大庆外围油田开发核心技术体系,对精细油藏评价、难采储量有效动用、精细油藏描述、水驱精准挖潜、转变开发方式、CCUS、化学驱、微生物驱等技术的未来发展进行了展望。

大庆油田原油高质量稳产必要条件及技术策略

大庆油田已全面进入“后油藏”“非常规”开发时代,面临着剩余资源劣质化、成本刚性增长、接替技术尚未成熟配套等诸多挑战,老油田如何继续保持产量规模、开发技术、经济效益、经营管理的高质量成为亟待解决的问题。从保障国家能源战略安全、当好标杆旗帜、高质量发展内涵3个维度系统分析新时代油田原油保持高质量稳产的战略意义,从待探明资源、未动用储量、已开发油田分类挖潜3个层次进一步夯实油田高质量发展的物质基础,从大庆油田稳产文化、主体技术、管理模式证实油田保持高质量稳产是客观规律使然。制定“稳定长垣、攻坚外围、突破页岩油”开发主线,优化技术领域,细化对策部署,明确大庆油田原油高质量稳产技术策略,为推动大庆油田成长“第二曲线”加速上扬发挥主力军作用。

大庆油田聚驱后油层无碱中相自适应堵调驱实验

大庆油田聚驱后弱碱复合驱扩大现场试验取得了聚驱后进一步提高采收率13.5百分点的较好效果,但体系中碱的存在导致管线、泵产生腐蚀、结垢和采出液出现严重乳化破乳难等问题。同时,由于优势渗流通道的存在,流度控制难,致使体系中聚合物质量浓度高达2500 mg/L。为解决上述问题并实现更大幅度提高采收率,需研发出适用于大庆油田聚驱后油层的高效中相微乳液驱油体系。通过对表面活性剂溶液的界面张力进行测量,初步筛选出能够达到超低界面张力的表面活性剂产品,然后进行中相微乳液体系水溶性评价,并开展了较为完善的油水相态评价,进一步确定中相微乳液体系的最佳盐度(盐的质量分数)及其与油水比的关系,从而研发出无碱中相微乳液配方,并加入预交联颗粒凝胶(PPG)组成无碱中相自适应堵调驱体系。岩心驱替实验结果表明,该体系聚驱后可进一步提高采收率23.3百分点,比常规弱碱复合驱多提高采收率10.1百分点,降低聚合物用量28%。研究成果为大幅提高大庆油田聚驱后油层的采收率提供了理论及实验支撑。

大庆油田三类油层聚合物驱合理流压界限计算方法及其矿场应用

大庆油田三类油层地质储量丰富,具有储层厚度薄、渗透率低、孔喉尺寸小、含油饱和度低等特征。进行聚合物驱开发时,与一、二类油层相比,含水率降幅更小,油层动用程度更低。为了提高储层动用程度,进一步改善区块开发效果,利用油藏工程方法与化学驱数值模拟技术开展三类油层聚合物驱合理流压界限研究,建立了合理流压计算方法并应用于现场。结果表明:确定含水率低值稳定期对应的最低允许流压需要综合考虑生产井流入动态、泵下入深度以及泵效;注聚过程中流压过高或过低均不能充分动用中、低渗透层;在聚合物驱含水率低值稳定阶段进行合理流压调整,能够有效改善三类油层的开发效果。大庆油田三类油层聚合物驱在不同试验区应用合理流压界限均取得明显增油降水效果,平均日增油0.5 t,含水率降低1.6百分点。

松辽盆地北部深层火山岩气藏勘探开发关键技术

松辽盆地北部徐家围子断陷火山岩气藏是徐深气田的主力气藏,具有岩性多样、储层非均质性强的特点,面临气藏富集规律不清、优质储层预测难、气井产能和井控储量变化规律复杂、剩余气挖潜难度大等一系列技术难点和挑战。通过开展火山岩气藏成藏演化过程分析、火山岩喷发期次描述、有效储层预测、井控储量评价、剩余潜力描述等工作,攻关形成了火山岩气藏成藏评价、三级火山体精细刻画、动态储量评价、剩余潜力评价及挖潜等技术。建立了“低渗增长型+高渗稳定型”2类动态储量模式及动静结合“六参数”挖潜技术政策界限,落实了烃源岩生气期及气藏成藏期,明确了气藏富集受源岩、断裂、储层、盖层四因素的联合控制,实现了对火山岩储层内部结构的精细表征,搞清了2类气井动态储量增长规律,形成了不同类型剩余气的挖潜技术对策。基于火山岩气藏一系列勘探开发关键技术的创新,徐深气田的天然气产量逐年攀升,形成的系列技术在大庆油田已得到全面推广应用,并取得了明显效果,有效支撑了大庆油田天然气产量的持续稳定增长。研究成果可为同类型气藏的勘探开发提供有效的技术指导。