中国第一大学院_中国第一大油气田高效开发核心技术盘点

11月8日，记者根据长庆油气技术研究院的采访，长庆油田自主开发的核心技术正在全力推进规模化的应用。 目前苏里格气田在苏东南区多个主力产区陆续捕获超过35口的高产气井，创造长庆今年经济效益指标和天然气日产量两项历史新记录，成为大气田稳产和高效开发的方向指标。

长庆油田作为中国第一个油气田，攻坚“砂石”的利器是科技创新解放的无限能源，在量和质的变化运行规律中，科技人员肩负重任迎难，以“变革思维引导技术创新”为己任，克服了优秀建井、高效压裂、排水采气的一些重要技术瓶颈， 突破难关形成建设技术利器和自主拳产品，在实践中不断优化和完善，并规模化应用，促进致密气藏的飞跃发展，单井产量飞跃增长。

快速钻井技术气田快速化效果显着

长庆油田开发的是典型的致密气藏，是“埋藏致密边”的地质演化历史，纵向出现了“含多层复合气层、多层低产层”，采集单层气体时容易出现“上气不下气”的被动局面。 “先天性”条件决定长庆气田单井产量低、建井成本高、经济有效开发困难。

据专家估计，目前长庆里格气田单井投资控制在800万元以内，首次实现经济有效开发，降低钻井成本是关键。 针对气田井深、岩石钻性差、钻速慢、成本高等难点，长庆油田开展了长寿命耐磨PDC钻头设计、“四合一”导向钻头优化、防倒塌钻井液系统开发等技术难关，形成了两次“一次钻头”快速钻井技术。 单井钻井周期从40日缩短到20日，钻井投资从800万减少到550万，推进了气田的规模效应开发。

同时，为进一步提高气田开发水平，长庆油气院对大井集团井眼轨迹复杂、防碰撞困难等难题，技术人员预先设计防碰撞轨迹，积极分离被动防碰撞，全面提高钻井效率的技术综合应用在气田从直井向多层系、多井型、大井群开发模式转变 实钻最大单井组井数达23口，三维水平井最大偏移距离达766米，最长水平长达3056米，创造了气田最大。

目前长庆气田大井集团开发模式累计达到1200多个，节约土地2万多亩，保护当地环境，减少转移时间和建设周期，为精密气藏开发提供有力的技术支持。

高效压裂技术气田单井产量激增

众所周知，长庆气田致密气藏的“低孔、低渗、低丰度”特征明显，区块差异大，东部薄层发育，西部与北部气、水关系复杂，南部储层储量深，平均产量为直井1万方/日，水平井3万方/日，单井产量低，生产难度高

油气院专家介绍，长庆油气田经过十多年的技术难关试验，储层改造技术从早期笼统压裂发展为直井机械封堵器分层压裂，形成水平井裸眼不动柱水力喷砂分段压裂，形成多层多段压裂技术，逐渐完善的技术系列包括直井、水平井、压裂液体系统、工厂化作业、碳酸盐岩酸

近年来，随着油气田开发的深入，井架布局从富集区向下一个富集区转移，储层物性变差，传统的多层多级压裂技术不仅不能满足生育需求，而且由于地质条件的不同和开发成本的限制，长庆油气田只能独立拥有非常规的油气储藏改造模式 对此，油气技术研究院的难关形成了直井连续油管带底封层压裂、水平井固井完井桥塞段压裂等新一代致密气体高效压裂技术和低成本压裂材料，实现了储层改造技术的进步。

同时，为满足气井全生命生产周期的需要，提高丛式井组的作业效率，形成了直井连续管带底封层压裂技术，压裂作业效率提高了一倍以上，目前，随着直井结构向小井眼的方向变化，钻井成本也下降，钻井液、岩屑废弃物的排放减少，作业成本总体为40% 其次，为了提高水平井分段压裂分段封闭的有效性，长清气田改变了水平井的完成方式，从裸眼完井转为套管完井，克服了致密气体水平井套管完井桥的分段压裂技术，应用了一系列低成本滑水压裂液和支撑剂等压裂材料

排水采气技术气田稳定青春永驻

长庆致密气藏气井在生产运行中无明显稳定生产期，气井进入贮液生产阶段较快，一般生产3年后均为排水采气对策井，气井生产80%以上时间需要排水采气，排水采气工作井数量多，规模大，费用高且呈逐年增加趋势。 另一方面，长庆生产的气井占中油气井总数的80%，产量贡献率为38.7%，且自动化程度相对不高，很多人少的矛盾日益突出。

油气院科研人员面临以上生产难题，不断改进采气技术，形成了“泡沫排水、柱塞气举、速度柱”三大排水采气技术系列。 开发了适合多井户型、复杂井筒环境的系列化柱塞装置，开发了具有数据传输、分析优化、远程控制等功能的站控制平台，实现了柱塞从人工向智能的转换。 通过悬挂器、操作窗等关键装置和工具的开发，实现了速度管套设备的国产化，开发了连续油管作为速度管套的相关工具，满足了苏里格气田高压期井下节流、低压期排水采气、带枯竭期压发管气井全生命周期生产技术的需要。

据统计，去年长庆气田三大项目主体技术累计实施7000馀井次，增产气量达17.9亿方，占增产气量的88.2%，实施效果显着。