长庆气田大井组多井型工厂化压裂作业方法研究与应用

长庆气田是典型的低渗透致密气藏，为了进一步提高整体开发效益，充分利用大井组开发优势，建立了一种适合气田大井组作业的工厂化压裂方法。该方法由基于体积压裂基础上的两大模式组成，即供、储、配、收一体化压裂用水循环模式（井场水源井＋大容量储水系统＋实时连续混配＋压裂液重复利用）和批量化作业模式（井场准备、井筒准备、压裂排液等3个阶段的批量作业）。现场试验30个井组187口井，井组压裂作业周期缩短了50％以上．提速效果显著。

致密气田大井组井场工况智能监控优化研究与应用

随着气田大井组井场建设、气井排水措施和集中监控模式推广,生产监控范围、监控数据点数呈规模化扩大,常规数字化监控技术已不能满足井场工况判断、故障识别要求。通过分析大井组井场不同气井生产方式对监控的影响,提出工况动态分析方法,提高了判断效率和准确性,降低了人工分析判断强度。

苏里格气田大井组立体开发关键技术

苏里格气田地质条件复杂,需要开展大井组部署有利区筛选及部署方式关键技术研究,确保大井组开发效果,以实现苏里格气田降本增效、长期稳产的目标。针对苏里格气田古生界不同类型气藏有效储层分布特征,通过地震地质综合研究,形成了致密砂岩储层基于地质知识库的目标+多点地质统计学的三维地质建模技术及基于低渗透碳酸盐岩气藏二元运聚成藏模式的有利区筛选技术,并确定了大井组部署区域;同时,通过井网优化、井型优选及大井组部署思路,确定了大井组部署模式,提高了多层系储层储量动用及气田采收率。大井组开发关键技术在苏里格气田的成功应用,有效地解决了地质、地震及地面有机结合的技术难题,提高了气田开发效益,实现了低成本高效开发。

苏里格气田“工厂化”压裂作业方法

苏里格气田是中国典型的低渗透致密气藏,针对沙漠地形地貌特征,结合区域水文特征和现有压裂技术与作业条件,立足配套技术改进和生产组织模式优化,建立了一种适合苏里格气田特点的大井组"工厂化"压裂作业方法。方法由5部分组成:①集中供水模式(单井场水源井直供+井场"人工湖"储水);②高效压裂工艺(直井套管滑套压裂和水平井裸眼封隔器压裂两种成熟高效的多层多段压裂技术);③流水线作业模式(通洗井、射孔等六大流程批量化作业);④高效作业设备;⑤返排液回收再利用。"工厂化"作业缩短了压裂准备和作业周期,并缓解了作业环保压力。现场试验11个井组,42 d内完成14口井、67层/段压裂作业,缩短井组压裂作业周期50%以上,取得了较好的提速效果。

鄂尔多斯盆地苏里格气田降本增效系列技术

为了应对国际油价持续低位徘徊的严峻形势和适应国内环境保护工作的新要求,中国石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地苏里格气田开展了地质、开发技术攻关。通过地震+储层构型分析,对该气田上古生界河流相砂岩气藏储层进行了定量表征;开展成藏机理及主控因素综合分析,对下古生界海相碳酸盐岩气藏储层进行了整体评价。在此基础上,从井位部署、轨迹设计、地质导向等3个方面完善了致密砂岩水平井开发技术,形成了大井组布井技术及针对上古生界、下古生界气藏多层系含气特点的立体开发技术。上述勘探开发系列技术在该气田的实施效果表明:(1)上古生界气藏新增建产有利区150 km^2,下古生界气藏筛选出含气有利区450 km^2;(2)水平井开发技术的完善,提高了水平井在上古生界气藏的实施效果,2016年完钻水平井平均有效储层钻遇率超过60%、平均试气无阻流量达45×10~4 m^3/d;(3)上古生界、下古生界气藏立体开发技术大幅度提高了天然气储量的动用程度,提高了单井产量;(4)大井组开发技术的规模应用使单井平均占地面积缩减49.9%、单井平均建井周期缩短10 d,同时还便于气井生产管理、减少了环境污染。结论认为,该系列技术为苏里格气田降本增效提供了技术支撑,可供同类型气田借鉴。

长庆超低渗透油藏开发地面工艺技术

近几年来,长庆油田超低渗透油藏的开发成为原油增储上产的主要战场。与已规模开发的低渗透油藏相比,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。针对长庆油田超低渗透油藏特点,地面建设在借鉴西峰油田地面工艺技术的基础上,成功地进行了大井组多井单管不加热密闭集输、井站合一、多站共建、供注一体等工艺技术集成应用。