发展完善采油工程技术

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1、发展完善采油工程技术为油田十年稳产提供技术保障工程技术研究所2008年7月随着油田开发时间的延长,各类矛盾日益突出,主要表现为:百万吨产能投资越来越高、维护性工作量越来越大、单井产能越来越低、油田开发效益越来越差、稳产难度越来越大。围绕未来十年油田稳产这一战略目标,采油工程主要围绕三个方面开展攻关。由于区块零散、单井产量低、导致开发井投资越来越高,目前大庆油田百万吨产能投资最高,为38亿元,我公司达100亿元,其中钻井及完井投资占60%左右。降低产能投资,最直接的手段是降低钻井密度,较少钻井数。为实现这个目标

2、,采油工程应重点发展水平井配套技术和大型压裂技术。一、降低井网密度目前我们设计应用的是单井眼水平井,存在的主要问题是开采层位单一。未来应进一步试验多井底和多分支水平井开采技术。采油工程应重点开展完井工艺、举升工艺等配套工艺技术研究水平井开采技术大型压裂技术前期研究结果表明,低渗透油田以最大产量为目标优化的裂缝半长应在300米左右,为此要改变在现有井网条件下优化压裂规模的方式,在新开发区块应开展匹配井网整体压裂开发现场试验,并配套发展适应大砂量施工的压裂液体系、强制返排工艺、高性能压裂喷砂管柱。水平井开采技术和

3、大型压裂技术可增大渗流面积,提高单井控制储量,进而减少钻井数。是需要我们攻关的主要技术。二、提高单井产能随着油田开采时间的不断延长,地质条件更加复杂,增产增注措施效果逐渐变差,为此,应研究探索试验新技术、完善常规技术,改善措施效果。(一)需要开展攻关或扩大试验的技术1、清洁压裂液技术2、生物酶破胶技术3、二氧化碳吞吐技术压裂液残渣对地层的伤害是影响压裂效果的主要因素,清洁压裂液的岩心伤害率在5%左右,是常规胍胶压裂液的20%。为最大限度地减少压裂液对地层的伤害,开展清洁压裂液试验。应用清洁压裂液,吨液成本将增

4、加800元左右,单井需增加费用12万元左右,如果吨油价格按4000元计算,单井多增油30吨即可收回成本。其它油田的应用效果与常规压裂对比,增油量在1.5倍以上,经济效益非常明显。2008年已经安排试验10口井。(一)需要开展攻关或扩大试验的技术1、清洁压裂液技术2、生物酶破胶技术3、二氧化碳吞吐技术提高压裂液返排率是减少地层伤害、提高单井产量的有效手段。应用生物酶破胶技术可以在短时间内以较低的浓度将大量的胍胶迅速降解,进而达到破胶的目的。室内试验表明,应用生物酶破胶后,返排压裂液的粘度明显降低,一次返排率达到

5、51.8%,比不用生物酶高出11.8%,水化后残渣含量减少20%。2008年试验了3口井,返排率达50.4%,其中1口井初期增油2.1吨,产量增加260%。应用生物酶破胶剂,单层费用1.2万元。为了进一步证实应用效果,今年将加大试验规模,摸索适应性。(一)需要开展攻关或扩大试验的技术1、清洁压裂液技术2、生物酶破胶技术3、二氧化碳吞吐技术二氧化碳吞吐具有降低原油粘度、防膨解堵、改变岩石润湿性、降低界面张力的特点,是一种能在井间连通性差、面积小、低渗透复杂小断层油藏发挥功效的增产技术。可有效补充地层能量,适合于

6、低渗、低压、强水敏油田。2007年试验了3口井,有1口井见到增油效果,初期日增油4.7t,6个月后累计增油168t,投入产出比1:6.7。另外2口井效果不理想,分析原因:一是CO2汽化过程中吸收大量的热量,对地层可能造成冷伤害;二是启抽后易造成冻赌,影响正常生产。通过完善注入工艺,摸索合理注入量、注入速度、注入压力、焖井时间及解决可能出现的冷伤害问题,提高施工有效率和增油量。2008年计划实施8口井。(二)可以推广的增产增注技术1、低碳酸解堵技术2、油井微生物解堵技术3、注水井复合土酸解堵技术4、油井物理法解

7、堵该技术是一项解除水锁、液锁的油井增产技术。1996年以来共实施118口井,有效率87.3%,平均单井累计增油260t,投入产出比1:20.8,尤其是2007年施工的8口井,平均单井累计增油550t,投入产出比1:35.2,经济效益明显。2008年施工10口井,启抽7口井,解堵后日增液1.0t,日增油0.9t。该技术已成为我油田成熟的增产技术。(二)可以推广的增产增注技术1、低碳酸解堵技术2、油井微生物解堵技术3、注水井复合土酸解堵技术4、油井物理法解堵微生物解堵技术是利用微生物自身细胞体的作用、生物降解和代

8、谢产生有机酸、表面活性物质、有机溶剂、气体,降低了岩石-油-水系统的界面张力,达到增产目的。2007年试验了5口井,累计增油750吨,平均单井累计增油150吨,仍有4口井有效,阶段投入产出比1:9.2,经济效益显著。2008年进一步试验15口井,启抽12口井,施工后日增液1.7t,日增油1.0t。微生物解堵技术有望成为油田主要的增产手段。(二)可以推广的增产增注技术1、低碳酸解堵技术2、油井微生物解

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