长庆低渗透油气田分支井钻完井技术综述_李勇
长庆油田低渗透开发技术应用
长庆油田超低渗透油藏开发技术研究与应用1超低渗透油藏特征长庆油田超低渗透油藏是指渗透率小于0.smD、埋深在2(X)om左右、单井产量较低(2t左右)、过去难以经济有效开发的油藏。
与已规模开发的特低渗透油藏相比，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。
该类储层资源潜力大，且适宜于超前注水开发。
1.1储层颗粒细小，胶结物含盆高，孔喉细微1.1.1颗拉细小超低渗透储层颗粒细小，以细砂岩为主，细砂组份平均比特低渗透储层高13%左右，粒度中值只有特低渗透储层的84%左右。
表1储层图像粒度数据对比表表2储层胶结物组分对比表1.1.2胶结物含量高超低渗透储层胶结物含量比特低渗透储层高出2%，以酸敏矿物为主，宜于注水开发。
1.1.3面孔率低，孔喉细微超低渗透储层面孔率仅为特低渗透储层的57%，中值压力是特低渗透储层的3倍。
表3不同类型储层微观特征对比表12储层物性较差，非达西渗流和压力敏感特征明显超低渗透油藏储层渗透率一般小于0.smD，非达西渗流特征明显，压敏效应强，随渗透率的降低，启动压力梯度和压力敏感系数快速上升。
1.3埋藏适中原油粘度低流动性好一般埋深1300一2soom，原油性质较好，粘度低、凝固点低，易于流动。
1.4开发初期递减大但后期稳产时间长开发初期递减大，第一年递减10%一巧%第二年后递减仅为5%一8%，具有较长的稳产期。
2超低渗透油藏开发技术2.2四项关键技术2.2.1产能快速预测技术超低渗透油藏开发采用大井场钻井、超前注水开发，造成油井试油、投产滞后，油层与单井产量得不到及时落实，加大了产能建设风险。
为了尽快落实油层与单井产量，以已投产油井资料为基础，筛选对产量影响敏感的电性参数，建立了产能预测模型，结合三元分析方法，编制产能预测图版，形成了超低渗透油藏开发的快速产能预测评价技术。
应用低渗透油藏产能快速预测技术，建立了不同区块的产能预测图版。
应用产能快速预测图版开展随钻分析研究，实现了超前预测，及时调整，有效提高了钻井成功率，加快了产建速度。
低渗透油藏精细注水开发效果研究
低渗透油藏精细注水开发效果研究发布时间：2023-03-17T08:38:36.813Z 来源：《科技新时代》2023年1期作者：宁旭波[导读] 有关低渗透油藏储量，提高其开发效果与动用率是采油厂当前一段时间内，能否实现稳定有效发展的重中之重。
在提升采收率的众多方法中，注水是常见方式也大范围运用到开发低渗透油藏工程中，而注水开发水平的提升直接影响到开发效果和经济效益宁旭波长庆油田分公司第六采油厂武峁子采油作业区陕西定边 718600摘要：有关低渗透油藏储量，提高其开发效果与动用率是采油厂当前一段时间内，能否实现稳定有效发展的重中之重。
在提升采收率的众多方法中，注水是常见方式也大范围运用到开发低渗透油藏工程中，而注水开发水平的提升直接影响到开发效果和经济效益。
为此，本文结合开发低渗油藏的难点，简要分析A油田的精细注水开发效果。
关键词：精细注水开发；低渗透油藏；开发效果引言：精细注水是开发低渗油藏效益的一项核心关键技术。
将有效注水作为主线,加大相关配套技术研究力度，实现水质精细化管理、地面工艺优化、更新低渗增注技术，以此满足低渗油藏进行精细注水的操作要求，进一步优化其水驱情况。
一、低渗透油藏中注水开发常见难点一是埋藏深而且小层多；二是储层物性不理想且层间存在较大差异；三是一些区块存在高温、高压现象；四是储层具有较高敏感性[1]。
以上特性对高效开发低渗透油藏造成影响，因为注水开发作为常用的补充能量手段，所以利用精细注水技术能增强水驱动用效果。
可是和储层相比低渗储层提出更高的水质要求，比如沿程管道网络容易受到二次污染，存在较大注水压力差，井筒与管网之间匹配难度大等，均会对注水开发带来影响[2]。
基于此，实现精细注水极为重要。
二、A油田存在的开发问题（一）天然能量低，油井压力快速下降断块因为缺少能量补充，待A油井正式投产之后，初期虽然产量是十吨到五十五吨，压力超过二十一帕斯卡，但却快速下降。
单井的平均单位压降产量是每帕斯卡六百五十八吨。
低渗透油田智能注水关键技术实践与探索
低渗透油田智能注水关键技术实践与探索作者：姚宇婧王卫娜魏子杰李勇李悦来源：《中国管理信息化》2020年第22期[摘要]本文针对低渗透油田注水系统在数据监测完整性、注水设备管理、系统联动控制、节能降耗等方面存在的问题，在长庆油田对注水泵本体监控、注水泵PID连锁控制、水源井变频调控、注水井远程控制、注水系统监控平台开发等智能注水关键技术进行探索与实践，以实现油田智能注水系统升级，优化管理组织机构，有效降低能耗，提高油田开发水平和管理水平。
[关键词]低渗透油田;智能注水;本体监控;PID连锁控制;变频调控;监控平台doi：10.3969/j.issn.1673 - 0194.2020.22.038[中图分类号]F270.7 [文献标识码]A [文章编号]1673-0194（2020）22-00-020 引言油田注水是油田开发过程中向地层补充能量、提高油田采收率的重要手段之一。
随着信息时代的到来，注水系统工艺流程由原来的手工操作逐渐演变为自动化操作，但目前长庆油田注水工作面临监测数据不完整，系统管理不完善，智能调配能力不足，与油井生产联动性管理较弱等问题，影响油田整体开发稳产。
因此，实现注水系统智能化，对油田开发稳产、油田智能化管控水平提升意义重大。
1 油田数字化现状1998年初，艾伯特·戈尔（Albert Arnold Gore Jr.）首次提出“数字地球”的概念，在全球引发了数字油田技术研究热潮。
智能油田在数字油田的基础上，充分利用大数据和物联网等新一代信息技术，为油田生产和管理提供了有效的方法。
比如，BP公司開发出集数据、专业软件以及研究成果于一体的管理平台;斯伦贝谢公司发布了DELFI勘探开发认知环境，提供了一个开放、共享的云端平台，推进勘探开发全过程协同与优化。
长庆油田在当前发展过程中面临着油藏品质低（低渗-特低渗储层）、管理难度大、安全环保风险高等问题。
自2009年长庆油田开展数字化建设以来，通过对油水井数字化建设及无人值守站点进行改造，目前油田数字化已基本实现全覆盖，完成企业资源计划系统、网络安全与信息安全系统以及交互式信息与高清视频会议系统上线等。
低渗透油藏提高采收率潜力和发展方向
一、低渗透油田基本特征
2、流体性质
长庆低渗透油田由于储层的特殊性，一般原油性质较好。具有低比重、 低粘度、低含硫、较高含蜡和较高凝固点的特点
• 地面原油相对密度～ • 原油地下粘度～，原油地面粘度～ • 含蜡～20.5%，含硫～0.23% • 凝固点～23℃，初馏点40～68℃ • 饱和压力～，气油比为～107m3/t
①、试验区块概况 试验区块南一区直3油藏，含油面积2，地质储量265×104t，油层物性好且均
匀，平均有效孔隙度18.7%，空气渗透率448×10-3um2，地层原油粘度·s，1997年 投入开发，由于采油强度大，注水开发仅5年油藏采出程度就高达25.0%，含水 77.0%，开发矛盾突出。
2002 年 5 月 开 始 对 直 3 油 藏 5 口 注 水 井 进 行 稠 化 水 试 注 ， 半 年 共 注 稠 化 水 21190m3，平均单井注4238m3，平均段塞半径为，注入稠化水粘度10～28 mPa·s。2002年11月到2004年1月为正式注入阶段，选定3口井连续注入，阶 段累计注稠化水66266m3，平均单井累计16566m3，注入稠化水浓度800～ 1250mg/L。
含水率（%）
于其它井网，而井排与裂缝夹角 20
45°开发指标优于夹角0°，而且合
0
理井距为500m左右，排距130-
0
5
10
15
20
采出程度（%）
180m。
二、低渗透油田提高采收率的途径
1、提高水驱储量动用程度的技术途径
（1）井网优化 菱形反九点是长庆油田在特低渗油
藏中应用较广的一种注水井网。靖安、 安塞等油田使用菱形反九点井网开采的 油井比邻区正方形反九点井网同期的见 效程度高出10.4%，单井产量高出， 水驱储量动用程度达70%以上，井网 优化效果较好。
低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议
作者简介：余淑明，女，１９５９年生，高级工程师；主要从事油气田开发科研和管理工作。
地址：（７１００１８）陕西省西安市未央区长庆苏里格大厦。
电话：（０２９）８６９７８８６８。
Ｅ‐ｍａｉｌ：ｙｓｍ＿ｃｑ＠ｐｅｔｒｏｃｈｉｎａ．ｃｏｍ．ｃｎ低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议———以鄂尔多斯盆地为例余淑明１，２ 刘艳侠１ 武力超３ 贾增强４１．中国石油长庆油田公司苏里格气田研究中心 ２．低渗透油气田勘探开发国家工程实验室３．中国石油长庆油田公司气田开发处 ４．中国石油长庆油田公司苏里格南作业分公司 余淑明等．低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议———以鄂尔多斯盆地为例．天然气工业，２０１３，３３（１）：‐． 摘 要 鄂尔多斯盆地蕴含上、下古生界两套气藏，地质复杂程度高，非均质性强，大规模运用水平井开发的实践虽然形成了相关的配套开发技术，基本上实现了低渗透气藏的高效开发，但未来提升单井产能的技术攻关方向仍不明确。
为此，将以苏里格气田为代表的上古生界气藏和以靖边气田为代表的下古生界气藏作为研究对象，对２８２口水平井从构造、沉积、储层、地震、钻井、改造等方面进行了整体研究。
结果表明：长庆气区已形成的储层预测及精细描述技术等５项特色水平井技术系列是有效、实用的，但仍面临着３项急需攻克的瓶颈难题，可以从储层定量表征、小幅度构造识别及描述、水平井开发井网优化及提高采收率、水平井改造技术攻关、降低开发成本新策略等５个方面共１７项技术措施入手进行攻关，以进一步降低低渗透气藏开发风险并提升单井产能。
关键词 鄂尔多斯盆地 低渗透气藏 水平井 砂岩 碳酸盐岩 开发 技术现状 攻关建议 ＤＯＩ：１０．３７８７／ｊ．ｉｓｓｎ．１０００‐０９７６．２０１３．０１．００１Ｔｅｃｈｎｉｃａｌｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓａｎｄｐｒｏｐｏｓｅｄｃｏｕｎｔｅｒｍｅａｓｕｒｅｓｉｎｄｒｉｌｌｉｎｇｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｉｎｌｏｗ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ：ＡｃａｓｅｓｔｕｄｙｆｒｏｍｔｈｅＯｒｄｏｓＢａｓｉｎＸｕＳｈｕｍｉｎｇ１，２，ＬｉｕＹａｎｘｉａ１，ＷｕＬｉｃｈａｏ３，ＪｉａＺｅｎｇｑｉａｎｇ４（１．ＳｕｌｉｇｅＧａｓＦｉｅｌｄＲｅｓｅａｒｃｈＣｅｎｔｅｒｏｆＣｈａｎｇｑｉｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｘｉ＇ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００１８，Ｃｈｉｎａ；２．ＳｔａｔｅＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＬｏｗ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙＯｉｌ＆ＧａｓＦｉｅｌｄＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐ‐ｍｅｎｔ，Ｘｉ＇ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００１８，Ｃｈｉｎａ；３．ＧａｓＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔＤｅｐａｒｔｍｅｎｔｏｆＣｈａｎｇｑｉｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｘｉ＇ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００１８，Ｃｈｉｎａ；４．ＳｏｕｔｈＳｕｌｉｇｅＯｐｅｒａｔｉｏｎＣｏｍｐａｎｙｏｆＣｈａｎｇｑｉｎｇＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｘｉ＇ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００１８，Ｃｈｉｎａ）ＮＡＴＵＲ．ＧＡＳＩＮＤ．ＶＯＬＵＭＥ３３，ＩＳＳＵＥ１，ｐｐ．‐，１／２５／２０１３．（ＩＳＳＮ１０００‐０９７６；ＩｎＣｈｉｎｅｓｅ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＴｈｅＯｒｄｏｓＢａｓｉｎｃｏｎｔａｉｎｓｔｗｏｋｉｎｄｓｏｆｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｌｙｉｎｇｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙｉｎｔｈｅＵｐｐｅｒａｎｄＬｏｗｅｒＰａｌｅｏｚｏｉｃｆｏｒｍａｔｉｏｎｓ，ａｎｄｔｈｅｙａｒｅｂｏｔｈｆｅａｔｕｒｅｄｂｙｃｏｍｐｌｅｘｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｇｒｅａｔｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｉｔｙ．Ａｌｔｈｏｕｇｈｔｈｅｒｅｈａｖｅｂｅｅｎｔｅｃｈｎｉｃａｌｋｎｏｗ‐ｈｏｗｔｏｓｕｐｐｏｒｔｔｈｅｌａｒｇｅ‐ｓｃａｌｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｄｒｉｌｌｉｎｇｓｆｏｒｈｉｇｈｌｙｅｆｆｅｃｔｉｖｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｌｏｗ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｔｈｅｗａｙｏｆｉｍｐｒｏｖｉｎｇｓｉｎｇｌｅｗｅｌｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｒｅｍａｉｎｓｕｎｃｌｅａｒ．Ｉｎｖｉｅｗｏｆｔｈｉｓ，ａｎｏｖｅｒａｌｌｓｔｕｄｙｗａｓｍａｄｅｏｆｔｈｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅｓ，ｄｅｐｏｓｉｔｉｏｎｓ，ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｔｒａｔａ，ｓｅｉｓｍｉｃｆｅａｔｕｒｅｓ，ｄｒｉｌｌｉｎｇｆｅａｔｕｒｅｓａｎｄｐｏｓｓｉｂｌｅｆｕｒｔｈｅｒＥＯＲｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎｔｒｅａｔｍｅｎｔｏｆ２８２ｗｅｌｌｓｌｏｃａｔｅｄｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙｏｎｔｈｅＳｕｌｉｇｅＧａｓＦｉｅｌｄｒｅｐｒｅｓｅｎｔｉｎｇｔｈｅＵｐｐｅｒＰａｌｅｏｚｏｉｃｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｎｄｏｎｔｈｅＪｉｎｇｂｉａｎＧａｓＦｉｅｌｄｒｅｐｒｅｓｅｎｔｉｎｇｔｈｅＬｏｗｅｒＰａｌｅｏｚｏｉｃｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｉｎｄｉｃａｔｅｓｔｈａｔｔｈｅ５ａｃｑｕｉｒｅｄｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓｆｏｒｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓｏｎｔｈｅＣｈａｎｇｑｉｎｇＧａｓＦｉｅｌｄｓｕｃｈａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｐｒｅｄｉｃｔｉｏｎａｎｄｒｅｆｉｎｅｄｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎａｒｅｅｆｆｅｃｔｉｖｅｌｙｖｉａｂｌｅ，ｂｕｔｔｈｅｒｅａｒｅｓｔｉｌｌｔｈｒｅｅｔｅｃｈｎｉｃａｌｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓｒｅｍａｉｎｅｄｕｎｓｅｔｔｌｅｄ，ｗｈｉｃｈ，ｈｏｗｅｖｅｒ，ｃａｎｂｅｔａｃｋｌｅｄｆｏｒｍｉｔｉｇａｔｉｎｇｔｈｅｒｉｓｋｉｎｔｈｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｌｏｗ‐ｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｎｄｉｍｐｒｏｖｉｎｇｓｉｎｇｌｅｗｅｌｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｂｙｕｔｉｌｉｚｉｎｇ１７ｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓｉｎｔｈｅｆｏｌｌｏｗｉｎｇａｓｐｅｃｔｓ：ｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｑｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚａｔｉｏｎ，ｔｈｅｉｄｅｎｔｉｆｉｃａｔｉｏｎａｎｄｄｅｓｃｒｉｐｔｉｏｎｏｆｌｏｗ‐ａｍｐｌｉｔｕｄｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅ，ｔｈｅｍｅａｓｕｒｅｓｏｆｏｐｔｉｍｉｚｉｎｇｔｈｅｐａｔｔｅｒｎａｎｄｅｎｈａｎｃｉｎｇｔｈｅｒｅｃｏｖｅｒｙｒａｔｅｏｆｈｏｒｉ‐ｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓ，ｔｈｅｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ，ａｎｄｔｈｅｎｅｗｓｔｒａｔｅｇｉｅｓｏｆｃｕｔｔｉｎｇｄｏｗｎｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｃｏｓｔ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ，ｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌ，ｓａｎｄｓｔｏｎｅ，ｃａｒｂｏｎａｔｅｒｏｃｋ，ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ｅｘｉｓｔｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ，ａｄｖｉｃｅｓｏｎｔａｃｋｌｉｎｇｔｅｃｈｎｉ‐ｃａｌｄｉｆｆｉｃｕｌｔｉｅｓ． ２００７—２０１１年长庆气区在低渗透气藏中全力推广水平井开发技术，完钻水平井３００余口。
关于低渗透油田的石油开采技术研究
关于低渗透油田的石油开采技术研究发布时间：2021-09-07T07:08:10.596Z 来源：《科学与技术》2021年5月第13期作者：张怀杰周小丽姚峰王凯[导读] 通过低渗透油井的开发技术的分析和研究张怀杰周小丽姚峰王凯中石油长庆油田分公司第五采油厂陕西省定边县 718600摘要：通过低渗透油井的开发技术的分析和研究，同种可以总结出在当前的我国油田资源储存量上，接近一半上都来自于一些特殊地区的低渗透油井当中，所以说，油田开采单位需要针对低渗透油井开发技术加以重点的研究，保证低渗透油井资源的开采效率和开发质量。
关键词：低渗透油田；石油；开采技术如何提高低渗透油田的开采效率，并且在低渗油田的开采工作当中，有效的避免开采环境对开展工作所造成的影响，就必须要不断的提高低渗透油田开采技术研究，以此来提高低渗透油田开采的工作效率。
1低渗透油田石油开采概况低渗透率意味着油藏渗透率较低，单井油含量不足，油田产量较少，但低渗透油田分布广泛，含油量较大，占全国石油储量的一半以上，因此对低渗透油田的石油开发变得重要起来。
同时，低渗透生产力油田生产规模已超过全国70%的总体建设规模，并具有不容忽视的发展潜力，因此，对石油的需求越来越大今天，低渗透油田的开发具有重要意义。
目前已探明的我国低渗透油田主要分布在偏远地区，地质条件较差，比如山区、页岩和盆地，难以建立相关的技术设备，工人也很难实现良好的技术开发策略，这给我国在矿业和研究员进行低渗透油田勘探方面带来了很大的困难，低渗透油田能源开发已经成为当前建设的主战场，成为新时期能源建设的主要方向，只有积极的将低渗透石油开发技术不断进行提高，才能为解决能源问题作出积极贡献。
2低渗透油田的石油开采技术研讨 2.1采取预填充水的技术方法低渗透油田的弹性能相对较低，这也是油井产量低的重要原因。
为了避免由钻孔的注水和强制停止注水引起的地层的压力下降，可以使用预填充水的方法。
在具体过程中，可首先排出液体注入油源。
利用膨胀管定位的分支井侧钻技术及应用
关键 词 ： 膨胀 管 ； 分 支井 ； 水 平井 中图分 类号 ： Ｔ Ｅ ２ ４ ３ 文献标 识码 ： Ｂ 文章编 号 ： １ ０ ０ ４ －５ ７ １ ６ （ ２ ０ １ ３ ） ０ ６ —０ Ｏ ９ ０ 一Ｏ ４
随着定 向井 、 水 平井 技 术 的 不断 成 熟 和广 泛 应用 ，
技 术 难题 。膨胀 管在 井下形成 了支井的永 久定位 ， 实现 了对斜 向 器的可 靠定位 。下膨胀 管后 ， 进 行 开 窗、 侧钻、 磨平、 套铣等 施工 。膨胀 管的使 用使 主井筒 的 内径 最 大， 保证 以后 的采 油 、 修 井和 油层 改 造 等作 业 能够正 常进 行 。使 用 用膨 胀 管 定 位 的 分 支 井侧 钻技 术 于 ２ ０ １ １年 ８月在 长庆 苏里 格 桃 ７ —
一
＊ 收 稿 日期 ： ２ ０ １ ２ — １ １ — ２ ７
第一作者简介 ： 李 勇（ １ ９ ８ １ － ） ， 男（ 汉族） ， 宁夏中宁人 ， 工程师 ， 现主要从事水平井 的技术服务工作。
２ ０ １ ３ 年第 ６ 期
西 部探矿 工 程 （ ９ ） 完成 该分 支井 修井工 艺 。 来自９ ０ 西部探 矿工 程
２ ０ １ ３年第 ６ 期
利 用膨 胀 管定 位 的分支 井侧钻 技 术 及应 用
李 勇 ， 李岩泽 ， 唐 凯， 谭 欢
（ 川庆 钻探 工程技 术研 究院 ， 陕西 西安 ７ １ ０ ０ １ ８ ） 摘 要： 膨胀 管 定位 是 中石油 钻井工程技 术研 究 院研 制 的创新技 术 。它解 决 了用卡 瓦定 位 所 带来 的
表 １ 膨 胀 管 定位 系统 关键 工 具 工 具 名 称
探究超低渗透油田地面集输工艺技术
2019年12月探究超低渗透油田地面集输工艺技术杜鑫1赵彪1韩森1杨锟2曹栋梁1（1.长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川750000；2.长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川750000）摘要：基于提高超低渗透油田地面集输水平的目的，针对此课题进行了分析，总结了集输工艺技术措施，供相关人员参考。
通过不断创新和优化地面集输工艺技术，解决油气输送环节的污染问题和挥发问题，有着重要的意义。
关键词：超低渗透；油田；地面集输工艺随着油气开发规模的不断扩大，资源不断减少，带动着低渗透油田的开采。
我国低渗透油气资源分布特殊，油气多，分布范围广，油气藏类型丰富，在已经探明的储量中占比较高，约占据全国储量的2/3以上，具有极大的开发潜力。
基于此，深度分析此课题，提出有效的集输方法，有着重要的意义。
1常用的集输工艺从油田地表集输实践来说，常用的集输工艺如下：①单管集油流程。
当出液温度很低时，经过井口加热炉进行加热，再通过管道输送到计量站。
②树状串联和环状伴热集油流程。
通过对油井进行串联，形成树状，使用热水管与回水管伴热。
③双管掺水集输流程。
利用掺水管道，将具有适合温度的热水在井口添加到集油管道内，确保集油需要的热力条件。
④单管环状掺水集油流程。
一般来说，在低渗透油田多采用此工艺技术，进行地面集输。
2超低渗透油田地面集输工艺技术的应用实践分析以某超低渗透油田为例，采用了全密闭集输工艺，同时积极引入新型设备和自动化控制技术，提高数字化管理水平，优化了集输系统，获得了不错的成效。
具体分析如下。
2.1采取树状串管集油流程此油田采用的地面集输工艺技术为树状串管集油流程，结合运用高油气比多相混输技术，实现对冷输半径的有效延长。
集输时对于高油气比溶气原有，采取混合输送的方法，避免了原油的凝固点问题，实现了整个油区不加热集中输送。
同时向原油内融入油气，可以有效缓解管线运输的阻塞问题，促使集输距离增加，减少了能源消耗。
采取树状串管的方式，可有效确保干管的流量。
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二、 分支井在“ 三低” 油气田 开发中的技术优势
从分支井筒的意义上讲， 分支井最早为侧钻井， 而开始打侧钻井的目的是重新使新的井底生产 ， 而 原来的井底不生产。 后来， 人们开始期望侧钻井和 原来的井底都可生产， 并且开始钻多个侧钻井， 这便 是现在意义上的分支井。 分支井技术是水平井、 侧 钻井技术的集成和发展， 特点： 降低原油成本； 增加 可采储量； 增加产量和加快投资回收； 减少环境污 染； 更好的利用平台和井口装置； 有利于改善油藏管 理； 改善边际油田的经济性； 可利用已有井和新井。 总之， 分支井技术可以较大幅度降低油气开发 ， 提高油气采收率， 提 成本 充分发掘油田生产能力， 高油气开发的综合效益， 是 21 世纪国内外大力开发 和应用的一项低成本高收益的钻井成本
术在主水平段内侧钻了 7 个分支井眼， 分支井眼总 长 2 300 m， 累计打开目的储层 3 503 m， 并实现了多
［4 ］ 完成了中国内陆第一口 7 分支井 。 次重入钻井， XP1 井未进行任何增产措施直接试采， 投产两月后
产量稳定在 8． 0 t / d 左右， 较同一区块常规水平井 该 单井产量提高了 2 ～ 4 倍。经过精心设计和实施， 井的成功钻进， 为今后在“三低 ” 油田开展分支井钻 井技术提供了宝贵经验。 2． 长北气田分支水平井水平 HELL 勘探开发公司从 2004 年开始在反承包 设计 区块长北气田采用分支水平井技术开发试验 ， 2 个分支水平井眼， 单个分支水平段长 2 000 m， 裸 眼完井投产（ 见图 2 ） 。从 2005 年 8 月 CB1 － 1 第一 口双分支水平井开始， 陆续投入 3 台 70D 钻机， 两 台连续油管车进行钻完井施工， 截止目前长北气田 共完钻 23 口井， 平均机械钻速 5． 54 m / h， 平均建井 152 d 。 ， 2009 CB12 － 1 周期 其中 年 井 完 成 311 mm 斜井段及 4 279． 83 m， 井径 216 mm 水平段共 用 92 d， 完成的水平段长度为 4 279． 83 m， 三项综合 指标创造了历史最好记录： 钻进周期最短， 机械钻速 单井费用最低。 钻井周期由最长的 375 d 降 最高， 低到 92 d， 施工效率进一步提高。 CB 3 － 3 双分支 水平井的主井眼和分支井眼水平段段长均为 2 300 m， 创造国内分支井水平段最长记录。 在已投产的 15 口中有 11 口井日产量超过 100 × 10 4 m3 ， 取得了 显著地增产效果。其中 CB12 － 1 井产量达到 220 × 10 4 m3 / d， 创造了目前中国陆上低压、 低渗透岩性气 藏开发的较高水平。
DOI： 10． 3969 / J． ISSN． 1006 － 768X． 2014． 04． 04
长庆油田为典型的“三低 ” 油藏， 自然产能低， 绝大多数井都要进行储层压裂改造， 过去受分支井 相配套的适应长庆油田开发的储层改造技术和工具 的限制， 长庆油田分支井技术发展相对缓慢。 近年 来， 随着钻完井技术， 储层压裂改造技术和配套工具 的发展完善， 长庆油田认真分析长庆“三低 ” 油气藏 逐步展开了分支井 地质特点和分支井的应用优势， 不断探索和总结适合于长庆“三低 ” 油 的应用试验， 气田勘探开发的分支井钻井、 完井关键技术和相应 的配套工具
目前长北水平井结构有 2 种： 一种是下技术套 管， 另一 种 是 不 下 技 术 套 管。 在 长 北 区 块 完 钻 的 CB1 － 1 井和正在实施的 CB2 － 1 、 CB1 － 3 井均采用 和设计了下技术套管的井身结构方式 。下技术套管 封隔相对不稳定地层、 降 主要目的是降低井眼摩阻、 低目的层钻井液密度、 确保在水平段顺利下入目的
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钻井工艺
DＲILLING ＆ PＲODUCTION TECHNOLOGY
长庆低渗透油气田分支井钻完井技术综述
李
1 2 3 1 勇 ，岳砚华 ，杨佐英 ，祝敏荣
( 1 中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院长庆分院 2 中国石油川庆钻探工程公司 3 长庆油田分公司工程技术部)
第 37 卷
Vol. 37
第4 期
No. 4
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三、 长庆油田“ 三低” 分支井技术
长庆油田针对区块的地层特性和层位分布， 增 结合长庆三低油田储藏特点， 逐 加单井产量为目的， 1995 ～ 1996 年开始开 步展开了分支井的应用试验， 展了老井开窗钻井技术研究工作， 并在华池元城区 块成 功 地 完 成 了 YD4 － 7 和 YD9 － 14 两 口 老 井 140 mm 套管开窗侧钻施工， 掌握了这种单一井底 分支井钻完井技术及配套工具。 2004 年以来长庆油田先后完成了国内陆上第 1 口七分支水平井 － XP1 井， 在苏里格桃 7 区块完成 2 口分支井气井水平井， 长北气田完成 13 口双分支 水平井开发， 分支井眼最长的 CB3 － 2 达到 2 253 m， CB5 － 1 双分支水平井先后钻探成功 2 支长度 2 000 m 左右的水平井段， 钻井总进尺超过 7 500 m， 其钻井周期只有 113 d， 机械钻速高达 6． 7 m / h， 和 前 10 口双分支水平井平均 200 d 的钻井周期相比， 几乎缩短了一半时间。 1． 中国陆上第一口 7 分支水平井 － XP1 井 XP1 井是 2006 年在长庆安塞“三低 ” 油田开发 的一口水平多分支井， 该井部署区主力层长 612 油 层厚度在 8 m 左 右， 油 层 稳 定， 渗 透 率 0． 6 ～ 0． 8 mD， 压力系数 0． 7 ～ 0． 8 ， 隔夹层少而薄， 具备实施 分支井的条件。XP1 井设计在主水平段内平面上间 隔 100 ～ 200 m 成鱼骨状部署 7 个分支井眼。 如图 1 所示。
收稿日期： 2014 － 007
。
2009 年毕业于中国石油大学（ 北京） 油气井工程专业， 作者简介： 李勇（ 1981 － ） ， 工程师， 现主要从事钻井新技术的研究与推广应用工作。 E － mail： lygzj_gcy@ cnpc． com． cn 地址： （ 710018 ） 陕西省西安市未央区长庆兴隆园小区长庆科技大楼 1115 室， 电话： 13572883969 ，
图1
长庆 XP1 井分支井 图2 长北气田分支井井身结构示意图
针对安塞油田低渗透油藏地质特征， 结合分支 井开发方式的适应性及其技术特点， 通过对分支井 井身结构优化、 钻头选型、 轨迹控制、 分支井眼侧钻、 、 地质导向 摩阻扭矩分析等技术的研究和应用 ， 成功 完成了安塞油田第 1 口水平多分支井—XP1 井。 该 井完钻井深 5 068 m， 水平位移 1 574． 22 m， 主水平 段长 1 203 m， 水垂深比 1． 16 。 在只能使用常规钻 井设备及导向工具等难题下， 成功采用低边侧钻技
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层套管， 并且由于加装防喷器， 还可以合理的控制井 涌现象； 不下技术套管主要是为了优化水力参数 ， 提 高钻井速度、 降低钻井成本。 通过长北区块完钻的 CB1 － 1 井的钻井施工过程来看， 下技术套管对钻井 成功起到了关键作用， 不仅减小了水平段钻进的摩 阻， 并且封隔了不稳定地层， 减小了钻进中由于井壁 坍塌对钻进造成的影响。对于水平段完井也起到了 积极作用， 有利于实现挂筛管完井， 实现适当防砂。 3． 长庆苏里格气田分支水平井 长庆苏里格气田主要储层包括上古生界的石盒 子组、 山西组及下古生界的马家沟组， 总体上看储层 物性较差， 非均质性较强， 中低产井占绝大多数， 主 要气来源于石炭系 ～ 二迭系下部的海陆过渡相含煤 地层。苏里格气田地质条件复杂， 有效砂体连通性 和连续性差， 空间分布在横剖面上有 3 种叠置模式， 东西向有效砂体的延伸范围较小， 南北向具有一定 的连续性。有效储层纵、 横向展布形态比较复杂， 非 均质性强， 预测难度大。 根据苏里格气田低孔、 低 渗、 低压、 非均质砂岩气藏地质特点， 针对如何大幅 度提高苏里格气田单井产量， 以安全钻井和保护、 解 放储层为目的， 长庆油田进行了分支井水平井钻井 技术研究及现场试验， 为低渗透气田的经济有效开 发探索一条新的技术途径。 T71418H 分支井是长庆苏里格区块布置的一口 双分支井先导性试验井， 其目的是利用分支井开发 7 8 提高单 苏里格气田盒 段与盒 段的天然气资源， 加 快 开 发 速 度， 提 高 开 发 效 率。 井天然 气 产 能， T71418H 分支水平井井身结构采用 177. 8 mm 套 管开窗侧钻， 主井眼和分支井眼均为 152. 4 mm 井 眼， 完井方式下裸眼分隔器， 分段压裂， 实现分层合 采， 其中主井眼水平段长度 765 m， 分支井眼水平段 T71418H 井产量达到同区块常规水平井 长 763 m， 平均产量的 3 倍。 T71418H 完井方式采用下裸眼分隔器， 分5 段 压裂。T71418H 井先完成主井眼的压裂施工作业 后， 再进行分之井眼的钻井施工和压裂作业 ， 最后回 收斜向器， 沟通主井眼和分支井， 达到分层合采的目 的。压裂改造后 T71418H 井产量达到同区块常规 水平井平均产量的 3 倍。 T71418H 实现了国内第一口双分支水平井 + 分 段压裂施工， 在一个井眼内实现两层分段压裂 ， 合层 开采。采用双分支水平井 + 分段压裂改造的方式能 节约井场、 提高井筒产能、 加大储层动用、 节约成本， 完全适应长庆低渗透油气田的大规模开发 。 T71520H 分支井水平井开窗工具采用膨胀管定
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