长庆油田分采泵分层采油工艺技术研究与应用

三叠系延长组是长庆油田主力开发层系,油藏在纵向上表现为多套小层叠合,受到超前注水、笼统注水等因素影响,两层笼统合采油井层间压差较大,层间矛盾突出,因此用分采泵分层采油是消除合采油井层级间干扰矛盾的主要方式之一。鉴于长庆油田三叠系油藏饱和压力低,地饱压差小,油井气油比高,研发了一种"上泵抽下层,下泵抽上层"的防气式分采泵。现场试验应用表明,该防气式分采泵分采效果明显,对高气油比油井适应性强。

长庆油田油水井套管防腐工艺实施效果与分析

鄂尔多斯盆地内广泛分布着厚度达数百米的洛河水层,存在多种腐蚀介质,导致早期油水井生产套管腐蚀严重,影响和制约着长庆油田油水井正常生产。2003年来在陇东老区陆续规模推广应用环氧冷缠带牺牲阳极套管外防腐和套管改性环氧酚醛喷涂热固化涂层内防腐等工艺措施,极大的缓解了套管的腐蚀损坏。通过长庆油田陇东老区防腐前后套损率对比,表明完井数年后套损率大幅降低,防腐效果非常明显。同时提出了防腐面临的新问题及应对措施,为低渗透油田井筒腐蚀防护工艺技术优化提出探索方向。

长庆油田斜井防偏磨技术研究

随着长庆油田大斜度井和井眼轨迹复杂井的日益增多,导致油井管杆偏磨严重,修井频繁,而常规扶正防磨技术不适应这类井况。为解决以上问题,研发出一种自润滑抗磨耐蚀内涂层油管,介绍了该涂层的配方、加工工艺及特点,采用高温高压腐蚀试验对涂层油管的耐腐蚀性能进行评价,用球盘磨损试验机和往复磨蚀试验机对涂层油管的耐磨损性能进行评价,用扫描电镜对耐磨涂料、试验前后涂层形貌进行分析。结果表明,该涂层组织细密,耐蚀性能突出,具有减摩和抗磨作用,提高油管寿命4倍以上,显著延长油管磨损周期。

长庆油田水平井体积压裂工具发展浅析

长庆油田致密油资源丰富,水平井钻井及体积压裂工艺是主要开发方式,而体积压裂工具是工艺实现的关键。通过对前期水平井分段改造管柱及配套工具对比分析,结合体积压裂工艺在作业排量、多簇射孔方式等方面对工具的要求,重点介绍了水力喷射分段多簇体积压裂工具、大通径快钻桥塞压裂工具和可开关套管滑套压裂工具。结果表明,在139.7mm套管固井完井条件下,当施工总排量低于8m3/min时,水力喷射分段多簇体积压裂工具具有操作简单、作业成本低的优点,成为长庆油田水平井体积压裂主体工具,已规模应用505口油田水平井;当施工排量超过8m3/min时,则采用大通径快钻桥塞压裂工具,该工具压后无需钻磨,可直接放喷、投产,已在长庆油田应用井数42口;而可开关套管滑套压裂工具不仅可以满足大排量压裂改造,还考虑了后期分层测试以及找水、堵水、重复改造等需要,将是最具有发展潜力的工具,它代表着体积压裂工具的发展方向。

长庆油田华庆超低渗油藏水平井压裂裂缝优化

长庆油田华庆超低渗透油藏主要采用水平井注水开发技术来提高开发效果,如何进行压裂裂缝优化设计是提高开发效果的关键。文中在对油藏特征分析的基础上,结合注采井网对水平井压裂裂缝长度、改造段数、布缝方式及施工参数进行了优化研究,提出了适合华庆超低渗油藏水平井的改造参数。24口水平井矿场实践表明,该参数组合具有较好的适应性,水平井产量达10.3 t/d,为直井的5倍,对类似油藏水平井压裂参数优化具有借鉴意义。

长庆油田页岩油水平井体积压裂技术发展与应用

水平井体积压裂技术是实现页岩油气高效开发的关键。文章回顾近10年长庆油田页岩油水平井体积压裂技术发展历程,系统总结了体积压裂改造模式、关键工具、低成本材料3方面取得的主要新进展。创新形成了“立体式、长水平段、细分切割、分簇射孔、可溶球座、变黏滑溜水、多尺度支撑”体积压裂开发技术模式。提出了“压增渗”一体化设计,由单一压裂向造缝、增能、驱油三位一体升级,压裂过程中兼顾增加地层能量和加快油水渗吸置换,实现单井缝控储量最大化一次动用。配套自主研发细分切割可溶金属球座和动态暂堵转向新材料,多功能变黏滑溜水和不同粒径组合石英砂可提高多尺度裂缝渗吸置换效率与缝网长期导流能力。该技术在长庆油田规模应用450余口页岩油水平井,初期产量由9.6t/d提高到18t/d,年累计产油量由2380t提高到4931t,单井EUR由1.8×10^(4)t提高到2.6×10^(4)t,2019年产油量突破100×10^(4)t,2020年建成庆城页岩油百万吨示范区。研究成果可为页岩油水平井体积压裂技术进步提供科学依据。

长庆致密油藏宽缝压裂技术研究

鄂尔多斯盆地以华庆、姬塬、环江为代表的致密油藏普遍储层物性差、非均质性强、水平两向应力差大,采用常规压裂改造储量动用程度较低,投产后长期生产呈现低采油速度、低采出程度特征。为实现该类储层高效动用,创新提出了“宽缝压裂”的技术思路,即通过多轮次间歇压裂、级间放喷循环注入、梯级提高排量、不连续加砂、全程暂堵转向,应力“加载-卸载-加载”循环作用迫使岩石缝内净压力大幅提升,增加主裂缝宽度,开启侧向微裂缝,提高基质孔喉连通性,最终实现有效提高裂缝立体波及体积、缝网复杂指数和缝内导流能力的目的。本文以数值模拟和物理模拟为基础,应用大型可视化缝网支撑剂运移模拟装置,对比常规压裂与宽缝压裂对裂缝形态及支撑程度的影响。现场试验证实了该技术的可行性,综合分析了宽缝压裂的全过程压力响应、级间压降及水锤特征,试验井日产油量由实施前0.5 t大幅提高至2.5 t,达到初次改造投产的3倍以上,采油速度由0.2%提高至1.0%。该技术为致密油藏难动用储量大幅增产探索了一条有效的技术途径。

长庆油田超低渗透油藏持续有效开发重大试验攻关探索与实践

超低渗透油藏覆盖储量大,油藏致密、孔喉细微、物性差,开发难度极大。2005年,中国石油在长庆油田开展了超低渗透(0.3mD)油藏开发攻关试验,创新了储层快速评价、有效驱替系统优化、多级压裂改造、地面优化简化、低成本钻采配套五大特色技术系列,形成了超低渗透油藏管理模式,推动年产油量从2008年的31×10^(4)t快速升至2014年的802×10^(4)t并持续稳定,有力支撑了长庆5000×10^(4)t上产稳产。随着超低渗透油藏(尤其是超低渗透Ⅲ类)水驱开发深入,驱替难度大、水淹水窜比例高、采油速度低、采收率低等开发矛盾陆续显现,2016年长庆油田开展了转变注水开发方式重大开发试验。经过4年攻关,初步形成了超低渗透油藏先期补能、压中增能、吞吐蓄能、驱渗结合的一体化提高采收率技术,解决了传统注水开发难以见效和储量动用程度低的难题,产量大幅提升,现场试验采收率提高12个百分点。目前已进入工业化试验,将为长庆油田"二次加快发展"提供强大动力。

姬塬油田多层细分注水工艺技术研究

随着油藏开发的深入,姬塬油田进入精细分层注水开发阶段。为进一步提高注水开发效果,工艺上需要解决小间距隔夹层的多级封隔、准确分层投捞测试、提高小水量测调精度和效率等技术难题。针对姬塬油田注水井特点,通过开展多层细分注水工艺管柱、配套关键工具的研究,形成姬塬油田多层细分注水工艺系列,满足"大斜度、深井、小水量"分层注水技术要求。提升分注工艺技术水平,为精细分层注水提供技术支撑。

长庆油田低产井智能间抽技术发展与应用

“十三五”期间,长庆油田累计实施6.4万井次油井间抽作业,抽油泵效、系统效率等关键机采指标保持了低渗透油田较好水平。为了适应数字化转型、智能化发展趋势,克服油井传统人工间抽方式的局限性,在已有完备的物联网配套基础上,探索形成适用于长庆油田的智能间抽技术模式,以较低成本对间抽井进行集中管理和控制。研发油井间抽软件平台,实现油井生产制度确定、优化调整、启停控制、指标监控4个方面的智能化。间抽技术智能化促使间抽制度的制定依据更加合理,技术效果更加明显,同时降低了间抽作业对人工的依赖,降低了人力成本。

长庆油田作业废水的处理与回用

介绍了长庆油田石油开发过程中的井场措施作业废水处理与回用技术应用现状和管理制度,并对下一步节水和资源化利用的研究方向进行了展望,通过技术引领和管理创新,促进石油开发与水资源利用的可持续发展。

改进型游动凡尔罩在长庆油田的应用

对抽油泵游动凡尔罩进行了受力分析,研究分析凡尔罩断脱原因,并从结构、材质以及处理工艺上进行了改进。现场应用表明,使用改进后的游动凡尔罩较好地解决了断脱问题,提高了抗腐蚀性、抗拉性,延长了使用寿命,经济效益显著,值得进一步推广应用。

长庆油田致密气藏超长水平段水平井钻完井技术

超长水平段水平井在致密气开发过程中,可以增加渗流面积,为致密气藏有效开发提供保障。针对超长水平井钻井过程中裸眼段长、井壁稳定性差、轨迹控制困难、水平段堵漏难度大和完井套管下入困难等技术难题,通过攻关井眼轨迹控制和优化技术,优选旋转导向工具,研发高性能水基钻井液,优化漂浮下套管技术,形成致密气超长水平段水平井钻完井技术。靖51-29H1井完钻井深8528 m,水平段长5256 m,创造亚太地区最长水平段记录。表明致密气藏超长水平段水平井钻井技术可满足长庆油田致密气田开发需求,也为中国其他超长水平段水平井钻井提供了参考依据。

长庆油田新能源业务发展模式探索与实践

国家“双碳”战略背景下,油气田企业作为能耗大户,纷纷制定符合自身实际的碳达峰行动方案,成为“双碳”目标战场的主力军。长庆油田立足鄂尔多斯盆地资源优势,油气产量持续攀升,但电力、天然气等资源消耗巨大。“十四五”以来,长庆油田将绿色低碳转型发展作为新阶段目标,确立“资源勘探、油气开发、新能源”三大主业;秉持清洁低碳、效益达标、安全合规、科技先行的原则,按照“节能降耗、清洁替代、战略储备”总体部署,建设新型产业工程;技术上从减碳、用碳、替碳、埋碳4个方面,推进油气与新能源技术融合发展;管理上加强考核激励,调整用能结构,把控建设质量,打造梯队人才队伍,持续完善顶层设计。从节能改造、清洁电力及热力应用、CCUS、碳汇林建设等方面入手,打造姬塬油田和神木气田绿色低碳示范工程,培育形成了井、线、站全流程可复制推广的经验和做法,为高耗能油气田企业实现绿色转型发展提供了“长庆方案”。

A1A2勘探与生产数据在油气工艺研究领域的应用和启示

自"十一五"开始,长庆油田就逐步建成并完善了由中国石油统一规划的A1和A2两个信息系统。经过10余年运行,两个系统采集了大量的勘探与生产相关数据。文章论述了长庆油田A1、A2两个系统的整体架构,分析了两个系统在油气工艺研究领域所涉及的数据结构特点,详细论述了两个系统在油气工艺研究领域的具体应用情况,针对A1、A2系统在油气工艺研究领域的不足,提出了A1、A2系统下一步的改进建议。

长庆气区低渗透砂岩气藏压裂工艺技术新进展——以苏里格气田为例

“十五”期间，长庆低渗透砂岩气田初步形成了以机械分层压裂、低伤害压裂液、适度规模压裂、CO2压裂等压裂工艺及配套技术。为进一步提高气田开发效益，近3年来重点开展了水平井多段压裂攻关和直井分层压裂新技术试验，取得了重要进展。水平井分段压裂取得突破，增产效果显著，以水力喷射压裂为方向实现了不动管柱分段压裂一次压裂1段到10段的跨越；水力桥塞分段压裂创造了国内气田水平井一次分压15段的最高记录，自主研发的高性能裸眼封隔器首次试验实现了一次压裂4段。2008-2010年在苏里格气田共开展29口水平井试验，试气产量为邻近直井平均产量的3～5倍。直井分层压裂技术以不动管柱机械封隔分层压裂为主，开展了其他探索性分层压裂试验并取得突破，其中气井分压分试工艺实现了2层快速试气快速评价，连续油管分层压裂实现了8层连续分压的突破，套管滑套分层压裂创造了目前国内直井9层连续分压的纪录。所开发的低伤害阴离子表面活性剂压裂液增产效果明显。

长庆致密油三维水平井钻井技术研究与应用

长庆油田致密油资源丰富,是上产稳产5 000×10~4t战略目标的重要资源基础。由于开发区主要分布在梁峁交错的黄土塬区,受地貌条件与开发要求的限制,需要开展带有较大偏移距的三维水平井钻井。三维水平井轨迹控制困难、泥岩坍塌、摩阻扭矩突增等瓶颈难题严重制约了水平井的规模推广。为解决大偏移距三维水平井施工难题,形成高效开发致密油藏的主体钻井技术,开展了三维井井身剖面优化、轨迹控制攻关、钻井液体系研究,形成了致密油藏三维水平井钻井技术。并在YAP-5H井进行了先导性试验,钻井过程中未出现泥岩坍塌、摩阻扭矩正常、井眼轨迹平滑,完钻水平段长1 535 m,试油产量119.7 m^3/d。该井的顺利实施,首次实现了致密油水平井由二维向大偏移距三维钻井的技术创新与突破,为长庆油田水平井开发方式的转变和实现致密油经济有效开发打下基础。

低渗透油田重复压裂裂缝形态规律研究

油井重复压裂是目前老油田提高单井产量的主要措施之一。为了提高重复压裂的针对性和措施效果,有必要对重复压裂裂缝形态进行研究。文中以长庆油田某低渗透油藏为例,选取典型的菱形反九点井网为分析单元,采用数值模拟方法,研究了考虑注采和一次裂缝影响条件下不同位置的储层应力变化规律和油井重复压裂裂缝形态。结果表明,不同注采比条件下,储层应力总的变化规律是随着注采时间的延长,储层应力变化幅度呈增大趋势;同一注采比条件下,应力改变随时间而变化,总的规律是应力的改变先增大后减小;应力改变最大的时间出现在20～30个月,因而是最佳的重复压裂时机;井网不同位置的油井水力裂缝的转向半径不同,中心井和角井的规律接近,而中间井的规律差别较大,总体上中间井的水力裂缝转向半径小于中心井和角井。

长庆气区开发模式及地面配套工艺技术

长庆气区包括靖边气田、榆林气田及苏里格气田,属低渗透率、低丰度、中低产、大面积复合连片整装气区,开发难度较大。为此,结合不同区块的地质特性、气质特点及试采情况,遵循安全、高效、简单、先进、实用的原则,探索出适合长庆气区不同区块特点的3大开发工艺模式(靖边模式、榆林模式、苏里格模式)及12项地面配套工艺技术(多井高压集气、多井高压集中注醇、多井集中加热节流、周期性间歇计量、小型橇装脱水、低温高效聚结分离、小型高效设备应用、井下节流、井口湿气带液计量、常温分离中低压湿气输送、二级增压和气田数字化管理工艺技术),提高了地面建设水平,简化了工艺流程,降低了工程投资。10多年的生产运行证明:上述12项地面配套工艺技术经济、可靠,保障了长庆气区的经济高效开发,是同类气藏开发工艺设计借鉴的典范。

压裂水平井非稳态产能分析与影响因素研究——以鄂尔多斯长庆致密油为例

为研究致密油储层改造参数对压裂水平井非稳态流动特征的影响,有效预测压裂水平井产能,基于复杂缝网特征,建立了缝网双重介质压裂水平井渗流数学模型,采用有限元法对模型进行数值求解.结合长庆油田Z183井区致密油资料,通过对比不同改造方式及不同储层改造体积模式的模型计算结果,分析压裂水平井非稳态产量特征,并采用信息量分析法对压裂水平井产能影响因素进行研究.研究发现,储层改造带宽与初期线性流动阶段持续时间和压裂水平井产能正相关,与产量下降时间负相关;各主要因素按影响的显著程度从小到大依次为:主裂缝半长、水平井段长度、主裂缝导流能力和裂缝条数;次要影响因素包括基质渗透率、孔隙度和裂缝簇数等.