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2022年, 第41卷, 第3期
刊出日期：2022-07-08 上一期   
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采油采气专刊


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把握油气增储上产的金钥匙 刘合 2022, 41(3): 0-0.  摘要 ( )   PDF(560KB) ( )

采油采气专刊

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非常规油气藏体积压裂2.0工艺及发展建议 郑新权　何春明　杨能宇　翁定为　才博　易新斌 2022, 41(3): 1-9.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2022.03.001 摘要 ( )   PDF(2962KB) ( )   中国石油非常规油气藏水平井体积压裂改造技术经历了从无到有、从1.0向2.0的跨越式发展历程。体积压裂2.0工艺以“段内多簇+小簇间距+限流射孔+暂堵转向+大排量泵注+高强度加砂+石英砂替代陶粒+滑溜水连续加砂”为核心，有力推动了非常规油气资源提产、提效、降本。缩短簇间距是非常规油气藏提高产量和采出程度的核心，段内多簇+限流射孔+暂堵转向组合工艺是高效低成本改造的关键，大规模注液增能结合密切割布缝为石英砂替代陶粒创造了条件，多簇射孔大排量施工破解了低黏滑溜水连续加砂难题。体积压裂2.0工艺在中国石油非常规油气藏应用中取得了良好成效。结合中国石油“十四五”规划对水平井体积改造技术的需求，提出5个方面发展建议：（1）强化非常规储层改造基础研究，支撑新技术体系构建；（2）提升工艺核心参数的科学性和经济性，扩大工艺应用规模；（3）推进水平井立体开发技术实践，拓展新技术应用领域；（4）推进低成本材料规模应用，支撑体积压裂2.0工艺规模实施；（5）加大裂缝监测新技术研发应用，深化新工艺改造裂缝认识。

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长庆油田页岩油水平井体积压裂技术发展与应用 石道涵　张矿生　唐梅荣　陶亮　杜现飞 2022, 41(3): 10-17.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2022.03.002 摘要 ( )   PDF(3327KB) ( )   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1.8×104t提高到2.6×104t，2019年产油量突破100×104t，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。

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川南页岩气体积压裂技术发展与应用 付永强　杨学锋　周朗　邓琪　周小金　王强　胡俊杰　姚志广　文莉 2022, 41(3): 18-25.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2022.03.003 摘要 ( )   PDF(2219KB) ( )   我国四川盆地页岩气资源丰富，经过10余年探索，中国石油在川南地区实现页岩气的规模效益开发，掌握了页岩气勘探开发核心技术，页岩气压裂理论、技术和方法从无到有，从单一到配套，实现了从跟跑到部分领跑的全面进步。2010年至今，川南地区页岩气压裂经历了先导试验、自主研发、系统完善、技术升级4个发展阶段，形成了以体积压裂工艺技术、体积压裂配套技术、压裂裂缝监测与压裂后效果评价技术、工厂化压裂技术为核心的3500m以浅页岩气水平井体积压裂技术体系。研究总结了现阶段页岩气压裂技术进展和应用成效，分析了已有技术的局限性、川南地区压裂难点，提出需要针对不同埋深的页岩储层地质特征开展针对性的压裂理论深化研究与技术攻关，需攻关3500m以浅老区提高采收率、3500m以浅新井提高产量和储量动用程度、3500m以深页岩气提高单井产量及复杂防控等领域，以支撑未来页岩气高效开发。

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超稠油SAGD/VHSD高效开发创新技术与发展趋势 廖广志　李秀峦　王正茂　孙新革　张忠义　马宏斌　张胜飞 2022, 41(3): 26-34.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2022.03.004 摘要 ( )   PDF(5049KB) ( )   我国陆上超稠油油藏储量丰富，但因在油层条件下原油呈“固态”，油藏非均质性强，常规热采技术难以有效开发。中国石油集团经过近15年持续攻关，创新强非均质超稠油油藏泄油理论方法，创建强非均质超稠油蒸汽辅助重力立体泄油系统，研发高温高压钻采工艺体系，配套高温复杂采出液水/热循环利用等系列技术，形成了适合于我国陆相强非均质超稠油油藏高效开发的蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD/VHSD）。新一代超稠油油藏高效开发和提高采收率的主体开发技术支持了新疆浅层超稠油油藏的高效开发和辽河油田中深层超稠油油藏提高采收率工程建设，支撑了稠油千万吨稳产。“双碳”背景下，超稠油开发技术将主要向原位改质，电加热辅助蒸汽，风、光、氢储联合产生蒸汽等绿色环保的技术体系发展。

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机采系统数字化技术研究与发展建议 杨能宇　孙艺真　赵捍军　赵瑞东　张喜顺　王才　师俊峰　陈诗雯　陈冠宏 2022, 41(3): 35-42.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2022.03.005 摘要 ( )   PDF(2887KB) ( )   随着油田开发进入中后期，低产井、低效井逐年增多，管理工作愈发繁重，机采系统的数字化、智能化转型升级是实现节能高效生产的必然选择。文章介绍了中国石油机采系统生产情况及数字化技术现状、机采物联网系统主要组成部分，梳理了当前重点建设的抽油机井示功图模式、抽油机井电参数模式、无杆泵井多参数模式，分析了机采系统优化设计技术及智能调控技术的进展及适用性。根据油田生产情况、机采方式等提出发展建议：（1）形成抽油机以电参数为主、无杆泵以多参数为主的机采井数字化建设模式；（2）形成以把控数据质量、深入挖掘数据价值为核心的机采数据深度应用方案；（3）加快形成机采井低成本智能控制体系等。机采系统数字化技术助力破解低产低效难题，有效提高了精细化生产水平和管理效率。

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大庆油田机械采油提效改造及示范区建设 蔡萌 2022, 41(3): 43-49.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2022.03.006 摘要 ( )   PDF(3309KB) ( )   机械采油是大庆油田主要采油方式，目前面临着机采井体量大、能耗总量控制难，区块储层差异大、机采指标提升难度大，员工总量减少与油井数量增加矛盾日益突出、管理难度大等问题。为此开展了老油田机采提效改造技术的研究与攻关，实施机采提效、井筒治理、机采数字化、机采标准化、示范区五大建设工程。机采提效中应用抽油机节点分析技术、等壁厚螺杆泵采油技术、超长冲程采油技术等，保证合理流压。井筒治理方面，建立措施图版，提高井筒治理水平。围绕新产品新技术检测评价、维护操作等方面，“十三五”期间共制修订标准25项。机采数字化建设方面，建立了基于电参数的工况诊断分析模型，攻关形成基于电参数的抽油机井自动优化运行技术。通过老区A油田和外围B油田两个示范区建设，实现提效技术集成落地应用，措施后，节电1131×104kW·h，检泵率分别下降2.0个百分点和0.9个百分点，应用效果显著。

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长庆油田低产井智能间抽技术发展与应用 刘天宇　闫娟　冯守松　于洋　陆梅　艾信　李明江 2022, 41(3): 50-57.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2022.03.007 摘要 ( )   PDF(3170KB) ( )   “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。

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致密气藏排水采气实践及思考 李思颖　田伟　贾友亮　李旭日　宋洁　王亦璇 2022, 41(3): 58-66.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2022.03.008 摘要 ( )   PDF(4591KB) ( )   苏里格致密气藏气水关系复杂，地层水分布范围广，气井普遍产水。此类气藏特有的低渗透、低压、低丰度，导致供气能力不足，气井产气量较低且递减过快，在全生命周期内均存在严重的积液现象。为了实现致密气田持续稳产、降本增效，研发了以泡沫排水、速度管柱和柱塞气举三大主体技术为主的排水采气技术系列及关键配套工具，形成了气井全生命周期排水采气技术政策，满足气田差异化应用需求。针对特殊井况，研发水平井柱塞排水采气技术和套管柱塞排水采气技术，有效解决复杂井筒排水采气技术的应用瓶颈。形成φ50.8mm连续油管完井生产一体化技术，满足气井高效排液需求，节省生产成本。构建的智能气井管控平台，有效解放现场管理人力，实现气井智能化管理。针对现有排水采气技术难题，提出了排水采气技术攻关方向，需持续探索具有致密气特色的排水采气系列技术，不断突破致密气可采气量下限，进一步支撑气田高质量发展。

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页岩气排水采气技术研究及应用 向建华　文明　王强　陈满　李小蓉 魏林胜　罗鑫　李泊春　蒋泽银 2022, 41(3): 67-76.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2022.03.009 摘要 ( )   PDF(3851KB) ( )   页岩气井长期经济有效的生产是页岩气开发的基本要求。页岩气井积液严重影响采气生产，需要长期实施排水采气工艺。通过定制实验及现场测试发现：页岩气井后期带液生产，水平段以层流为主，斜井段为段塞流，是井筒积液开始发生的位置，斜井段积液后，液体回流导致水平段液量聚集；关井油管内的积液退回到储集能力强的长水平段，井筒液面低；油管下入水平段将限制气井产能；斜井段偏心漏失导致柱塞气举效率降低。根据页岩气井长期低压小产特征及井筒气液流动特点，提出了充分利用页岩气井能量、实现经济高效排水采气的开采对策。选定优选管柱、泡沫、柱塞作为页岩气井排水采气3项主体工艺，优化各项主体工艺的技术方案和做法，实现通过工艺辅助页岩气井自喷排水采气。页岩气排水采气技术在川南地区长宁区块推广实施后，气举助排及复产工作量降低，水淹井次减少，有效维护了老井产能。

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中国石油连续管作业技术进展及发展建议 胡强法　朱峰　吕维平　盖志亮　张富强　祝叶 2022, 41(3): 77-85.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2022.03.010 摘要 ( )   PDF(2622KB) ( )   中国石油连续管作业经过“十三五”持续攻关与示范推广，技术取得很大进步，作业量快速增长。在连续管径向钻井与侧钻、超深井及深部页岩/致密油气连续管作业、连续管定向喷砂射孔压裂、连续管悬挂完井与采油采气4个领域，连续管工艺技术与关键工具研究、装备研制与软件开发等方面均取得重要进展。依托连续管快速修井、连续管速度管柱与完井管柱、连续管储层改造与连续管测井测试4项主体工艺的示范推广，连续管作业量以每年递增22%的速度快速增长。随着油气开发向更深层、更长水平段发展，“十四五”期间连续管技术将面临一系列新的挑战，需进一步提升连续管装备水平与作业能力，加强全系列连续管作业技术的专项推广，推进技术共享服务平台和数字化智能化软件平台建设，为“稳油增气，提质增效”双重战略实施提供强有力的技术支持。

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大庆油田井下作业清洁化与自动化技术研究与应用 王洪卫　刘崇江　姚飞　宋兴良　徐晓宇 刘钰川　赵骊川　王鹏程　马百涛 2022, 41(3): 86-93.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2022.03.011 摘要 ( )   PDF(3924KB) ( )   “十三五”期间，为改变传统井下作业“脏、险、苦、累”现状，大庆油田开展了清洁化、自动化作业技术研究与应用。按照“井液不出井、出井不落地、落地不污染”绿色作业要求，针对井下作业过程中井液出井污染环境问题，攻关形成了以井筒溢流控制为主、地面集液回收为辅的清洁化作业技术系列，累计应用20.8万井次，回收废液382.7×104m3，减少固体废物6.3×104t，清洁作业覆盖率由23.6%提升到100%。针对传统井下作业劳动强度大、安全风险高的特性，发展形成了小修、大修自动化作业技术，通过配套自动化作业装备，单队操作人员比例降低25%，年节约人工成本100万元以上，劳动强度和安全风险大幅降低。清洁化、自动化技术的发展与应用实现了井下作业安全、绿色、高效施工，推动了劳动组织方式和生产运行模式的变革。

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大庆油田缆控分层注水技术研究及应用 佟音　金振东　刘军利　张伟超　李井慧　郭颖 2022, 41(3): 94-99.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2022.03.012 摘要 ( )   PDF(2787KB) ( )   分层注水是大庆油田开发最重要的特色技术，为油田高效开发提供了技术支撑。随着油田进入特高含水期，剩余油高度分散，油水关系复杂，注水合格率下降快，稳油控水难度加大，为解决日益增加的注水井测调工作量与有限的测试队伍间的矛盾，满足油田精准开发需求，研制了缆控分层注水技术。该技术将压力监测系统、流量监测系统、流量控制系统置于预置电缆智能配水器中，在办公室端由技术人员在服务器软件上发出控制指令，通过油田生产无线网络发送至地面控制箱，应用电缆载波技术由电缆传输指令至智能配水器，实现实时通信，获取井下分层参数信息，控制井下分层注入量。通过建设4个智能分注技术示范区，验证了不同开发矛盾下工艺适应性。缆控分层注水技术提高了吸水厚度比例，有效控制了含水上升率和自然递减率，增油效果明显，推动了油田数字化转型、智能化发展。

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波码通信分层注水技术研究及现场应用 王尔珍　杨海恩　于九政　杨玲智　姬振宁　胡改星 2022, 41(3): 100-105.  DOI: 10.3969/j.issn.1002-302x.2022.03.013 摘要 ( )   PDF(6714KB) ( )   常规分注井无法连续监测数据，需人工定期测调确保分注合格率。随着技术进步，国内油田逐步向数字式分注发展。长庆油田以超低渗透储层为主，层间非均质强，小层注水量小，通过持续攻关，创新提出了波码通信分层注水技术，攻克了小水量测试调配及远程无线通信与控制难题，形成了适合长庆油田的带压作业模式。该技术通过压力流量波码实现地面与井下数据无线远程传输，配水器实现井下分层流量自动测调与数据录取，现场应用1200余口井，地面与井下无线数据传输距离达到2800m，分层注水合格率长期保持90%以上，最长有效期近4年，单井年节约测试费用5万元，解决了常规分注技术面临的技术瓶颈，人员劳动强度大幅降低，提升了油田注水精细化水平。