中东地区油气合作区快速规模上产关键技术与实践

通过梳理中东地区油气合作项目的开发和生产实践经验，总结快速规模上产的先进技术和工程管理模式，提出未来中东地区油气合作业务具有技术创新与工程管理相融合的发展趋势。在中东地区投资环境及油田开发特征分析认识的基础上，提出了快速规模上产技术的理念与思路。在碳酸盐岩储层非均质性精细表征技术刻画优质储层甜点的基础上，形成了巨厚储层多井型立体井网整体协同动用技术，攻克了快速安全钻完井技术和大规模快速建产地面工程关键技术，建立了多目标"速度+规模+效益"协同建产模式。结合中东地区油气合作项目的发展趋势，提出了技术与商务的合理匹配、地下与地面的高效协同、方案与实施的分期优化的实践理念，形成了技术创新、工程管理与商务运作密切结合的运营模式，对"一带一路"沿线国家油气合作具有重要的借鉴作用。     

中东MIS构造Asmari组碳酸盐岩储层新认识

过去受技术条件、资料完整性及准确性等的限制,对中东MIS构造储层的认识存在一定的局限性。为此,根据最新的野外露头调查和新钻井获得的岩心普通薄片、铸体薄片、电镜扫描、CT扫描、EMI测井以及裂缝预测等成果资料,对该区Asmari组碳酸盐岩储层进行了深入研究与评价,获得了新的认识：①储层的主要岩性为早期白云化作用形成的细-粉晶白云岩岩类;②主要储集空间为晚期溶蚀作用形成的大量次生溶蚀孔、洞,白云岩类储层溶蚀孔、洞发育,物性好;③整体上,Asmari组上部基质储层在纵向上呈层状、多层叠置分布,横向上主要储层段具连续、连片分布的特征;④阿尔卑斯造山运动形成的构造张裂缝发育,主要为与构造走向（N45°W）一致的纵裂缝,在不同构造部位及不同层段,裂缝发育程度差异较大;⑤不同产状的构造裂缝组合构成了裂缝网络系统,裂缝与溶洞相互关联、配搭,形成了良好的缝-洞储渗系统,溶蚀孔、洞与构造裂缝配搭形成了良好的裂缝-孔（洞）隙型储层。     

中东H油田低渗透碳酸盐岩油藏多层水驱核磁共振实验研究

针对中东地区H油田M组低渗透碳酸盐岩油藏非均质性特征,开展多层水驱油物理模拟实验,结合核磁共振弛豫时间T2谱技术,对不同渗透率组合的微观剩余油和采出程度分布状况进行研究。核磁共振测试对于不同孔隙结构类型具有不同的响应,渗透率越大,核磁共振弛豫时间T2谱越靠右、峰值越高,说明可动流体越多。渗透率级差对多层水驱残余油及采出程度具有一定的影响,不同渗透率组合岩样的残余油和采出程度的绝对值和相对值差异较大。渗透率级差越大,小孔隙中残余油相对值越少,采出程度相对值越大;残余油绝对值与采出程度绝对值主要分布在大孔隙中,小孔隙很少。同一渗透率级差中低渗透率岩样的残余油大于高渗透率岩样,大孔隙的开发潜力仍很大。     

中东地区高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层测井评价技术

中东地区某油田属于裂缝-孔隙型碳酸盐岩油藏,与中国常规的碳酸盐岩储层相比,该类储层具有高孔隙度、低基质渗透率、低电阻率、储层孔隙结构复杂、孔隙类型多、非均质性强及测井响应复杂等特点,使得该类储层在裂缝识别、储层参数计算和流体性质判别等方面遇到了许多问题和困难。针对该油田高孔隙度低渗透率裂缝-孔隙型碳酸盐岩油藏测井评价中存在的问题、难点,以及中国碳酸盐岩储层测井评价中存在的一些不足,通过岩心分析、薄片资料、岩石物理实验和现场应用等资料相结合进行深入的研究,开展裂缝-孔隙型碳酸盐岩储层定性、定量评价方法和理论的研究,建立一套较为完善的高孔隙度低渗透率碳酸盐岩储层测井评价方法。     

孤东油气田浅层气藏开采技术

胜利油气区已探明的气田（气藏）以浅层气藏为主，浅层气藏是指埋藏深度小于１５００ｍ的上第三系气藏。孤东油气田浅层气藏为典型的浅层疏松砂岩气藏，投产七年来，广泛采用先期绕丝筛管防砂、复合防砂、化学排水、小油管排水等采气工艺技术，防砂、控水效果明显，长期保持稳产、高产。本文着重分析和总结了孤东油气田浅层气藏的开采技术。     

低渗透储层井网与压裂整体设计中的产量计算

基于低速非达西渗流基本公式,运用单元分析法及流线积分方法推导出了矩形井网与压裂一体化模式的产量和启动系数计算公式,简称为ND-Ⅱ法。分析了裂缝长度、井排距对产量及储层动用状况的影响,从理论上阐明了对于低渗透储层采用矩形井网与压裂一体化开发模式比传统的面积井网更加有效,明确了压裂不单是一种增产措施更是一种改变渗流场的开发手段。文中所建立的计算方法可应用于低渗透储层矩形井网与压裂一体化开采模式的井网几何参数设计、产量计算以及储层动用程度评价。     

塔里木盆地超深层油气藏试油与储层改造技术进展及发展方向

近年来，中国石油塔里木油田公司（以下简称塔里木油田）在塔里木盆地超深层油气勘探陆续取得重大突破。这与其超深层试油与储层改造技术的进步是密不可分的，随着超深井的逐渐增多，试油与储层改造技术仍需要持续升级、完善。为此，通过总结塔里木油田试油与储层改造技术的发展历程，系统梳理了其在超深层油气藏试油与储层改造方面取得的主要技术进展，并结合新的勘探开发形势与要求，指出了塔里木盆地超深层油气藏试油与储层改造技术今后一个时期的发展方向。研究结果表明：①塔里木油田已形成了一系列专项技术——超深高温高压气井安全快速测试技术，超深层、高含硫、缝洞型碳酸盐岩气藏完井试油一体化技术，超深层缝洞型碳酸盐岩储层深度改造技术，以及超深层、高温高压裂缝性致密砂岩气藏储层缝网改造技术，支撑了该盆地超深层油气藏的陆续勘探突破和持续高效开发；②随着油气勘探开发深度领域迈向9 000 m，储层地质条件更加复杂，完井试油与储层改造技术面临着新的技术难题；③今后将围绕“可靠、安全、高效”的目标进行试油完井工具和工艺的持续升级和改进，需要不断完善储层改造地质工程一体化设计、改造工作液和材料以及耐高温高压工具和装备，以支撑精细化缝网体积改造；④新形势下，为了满足井完整性的要求，需要完善相关配套技术，同时建立套管磨损评价与地面管汇剩余寿命检测方法，以保障试油和储层改造工艺的顺利实施。结论认为，该研究成果可以为国内外超深层油气藏的安全高效建井与提产提供借鉴。     

稠油天然气吞吐注采一体化技术研究

针对吐玉克油田稠油注天然气吞吐过程中,管柱的气密封性不能满足高压注气安全要求、每个吞吐周期的注气投产需要进行换管柱作业等问题,设计了以注采一体化井口和井下气密封管柱为主的注采一体化配套管柱。既保证了杆柱悬挂的密封性,又满足了50MPa高压注气需求和注气吞吐后的生产需要,实现了注气和转抽作业工序的直接转换,大幅度降低了作业成本,减少了对油层的二次伤害。现场应用的2口井生产正常,已累计增油339t,取得了很好的效果。     

准噶尔盆地上二叠统上乌尔禾组大面积岩性-地层油气藏形成条件及勘探方向

近年来,准噶尔盆地在玛湖、沙湾、阜康、东道海子等凹陷的上二叠统发现大面积岩性-地层油气藏(群),形成了全盆地整体突破的良好勘探局面。基于大面积岩性-地层油气藏形成的构造背景、供烃基础、储集性能、圈闭与保存条件等地质因素的综合分析,认为盆地断坳转换期不整合之上发育的低位体系域砂砾岩体、扇三角洲前缘相带及优质甜点储层是全盆地源上它源型油气大面积聚集成藏、局部高产富集的物质基础。明确了准噶尔盆地上二叠统大面积岩性-地层油气藏3大成藏主控因素:中-下二叠统规模优质咸化湖相烃源岩提供了坚实的油气资源基础;断裂-不整合立体输导体系为油气运移、大面积聚集成藏提供了重要保障;环凹大型斜坡区发育的不整合为大面积岩性-地层油气藏提供了良好的圈闭与保存条件。在此基础上,建立了盆地西部上二叠统的"源储分离型——超覆-削截复合"油气成藏模式和盆地东部上二叠统的"源储紧邻型——低位超覆"油气成藏模式。以该研究认识为指导,指出玛湖凹陷南斜坡、沙湾凹陷西斜坡、盆1井西凹陷东北斜坡、东道海子凹陷北斜坡和阜康凹陷东斜坡是准噶尔盆地上二叠统大面积岩性-地层油气藏的有利勘探方向。