以储层改造为主线的井网优化流程 多专业联合研究、交互优化
1.集约化大平台建产方案
系列配套技术
集约化 钻井技术
大井丛布井优化、防碰绕障设计、大斜度井提速、 钻井液重复利用及处理，降钻井成本。
井群整体改造 蓄能、转向、堵水、缝网、同步干扰压裂，提产量、
工艺技术
提采收率。
采油技术
双驴头、液压抽、工厂化捞油等，提效降本。
Plan: ji+10-24 (ji+10-24-4p/ji+10-24)
1.集约化大平台建产方案
主要成果：2017年，在吉林油田通过大平台集约化建产模式指导了1 8个区块的产能建设，动用地质储量1200万吨，钻井744口井，建产能2 3.8万吨，其中设计超8口井的平台有32个。2018年，在长庆拟建10万 吨产能。80口井，9个平台。
“大压裂”
要要求求 在常规测井、录井基础上，对地质
油油藏藏
资料录取完整性进一步提要求，为 压裂优化设计提供支持。
要求 压压裂裂
以获得更大的接触面积，实现更高的 缝控储量，在获得初期高产的同时， 争取较高的长期稳产能力。
要求 采要油求
在常规工程技术的基础上，立足提 效降本，集成、优化、创新，提升 技术指标，配合一体化技术实施。
吉林油田CCS-EOR示意图
CO2 介质
三次采油技术 增产措施
油藏
注采
地面
科研、生产一体化
成立专业化生产公司
机认识 基础
工艺探索 手段
C率O2及驱增提产高作采业收 一体化
4.CO2驱提高采收率及增产作业方案
CO2驱提高采收率方案
形成了六大技术系列十五 项特色技术以及相关特色产 品和独有专利。
内部收益率变化情况
单位：%
内 部
-0.5
收
益
率
2014年
4.0 2015年
8.1 2016年
多参数预测甜点 二开浅表套钻完井 分段体积压裂技术
3.老油田整体集团式压裂调整方案
基本概念：淡化单井增产概念，攻关井组、区块整体重复压裂调整技术， 强调井群集团式整体设计、整体实施，追求进一步改善注采关系、发挥井 网作用带来的区块增产、稳产或减缓递减的整体效果。
转向压裂前后裂缝方位
0
多措并举，采取转注、细分层注水、油井堵水等技术， 发挥井网作用，增加注水受效方向，提高水驱效率，发 挥压裂效果。
转： 井别转换，调整油水井注采关系 补： 砂体补能，增加区块整体能量 堵： 堵水调剖，改变注水受效方向 分： 同井注采，井层建立注采联系
注下采上与注上采下管柱
3.老油田整体集团式压裂调整方案
配套技术系列
集成压裂技术，综合应用“转向、蓄能、调堵、干扰” 为主的压裂技术，使油水井层间建立起注采关系。
蓄： 蓄能压裂，补充能量 扰： 干扰压裂，提高裂缝复杂程度 调： 调堵压裂，改变水驱方向 转： 转向压裂，改造富油区 施工：工厂化作业，集团同步实施
3.老油田整体集团式压裂调整方案
主要成果：2016年以来，该技术在吉林油田共实施14个区块143口井， 预测有效期内增油3.5万吨，50美元产出投入比1.3。与同区块常规压裂 对比，经济有效率提高10.2%，单井费用增加43%，单井增油量提高1倍， 有效期提高50%。2018年在长庆开展一个区块综合治理示范区。
原始油藏CO2驱
高含水转CO2驱
特高含水转CO2驱
水敏储层转CO2驱
混相应用试验
4.CO2驱提高采收率及增产作业方案
CO2增产作业方案
基本概念：立足致密油气藏资源有效动用，在CO2驱油理论认识的基础上， 以大规模改造、增加弹性能量和驱油为目标，形成了针对不同油气藏特点的
CO2蓄能、吞吐、压裂、驱油一体化增产四种技术模式。
地质
富集区优选
井位优选
井身结构
固井 钻井 钻完井
工艺 (完井) 周期
完井工艺优化
方案比选
投资优化
效益
成本优化
举升优化
压裂 工艺
采油 裂缝
优化 （压裂） 模拟
工程甜点刻画
油藏模拟
开发 方式
油藏
开发 政策
井网优化
以效益为中心多专业一体化设计
基于前期地质研究的可能井网模式
现有改造技术在特定油藏特征条件 下的改造程度分析
地面技术 工厂化作业
橇装化、物联网自动化，降投资运行成本。 钻井、压裂、投产工厂化作业，提质提效。
某低渗透区块大井丛集约化建产效果
单井日产
采收率（%）
投资（亿元） 吨油成本（元）
+0.9
2.4 1.5
+9.1
46.4 37.3
-24 89.2
65.2
224 -119 105
设计 集约化 调整前 集约化 常规 集约化 常规 集约化
原始地层压力
压后1个月
压后10个月
国家专利17项
有形化成
果
标准21项 (行业标准1
奖励7项
项)
专利
标准
获奖
CO2驱油藏 工程技术
CO2驱钻井 工艺
CO2驱提高采收率技术
CO2驱注采 工程技术
CO2驱地面 工程技术
CO2驱腐蚀与 防护技术
CO2驱监测 技术
油 藏 精 细 描 述
方 案 优 化 设 计
监 测 及 调 控 方 法
CO2 防 腐 固 井 技 术
集约化大平台建产方案
致密油气效益动用方案
老油田整体集团式压裂调整方案
CO2提高采收率及增产作业方案
1.集约化大平台建产方案
工作对象：资源品质差，但储量规模大的油田，有一定工作空间。 基本概念：借鉴北美页岩油开发设计理念，立足“重新认识资源潜力、重新构建 技术体系、重新定位效益开发模式”，探索形成了集约化大平台建产模式，实现了 提高单井产量、提升开发效益、降低产能建设投资、降低生产运行成本的“双提、 双降”开发目标。
前期探评井裂缝方位、参数测试与 设计的符合程度
地层测井对 比成图
地震资料解 释与反演
构造分析及 描述
模型评价
油藏研究 地质建模
储层评价
属性分析 及描述
储层预测及 描述
地质油藏、物探评价精细研究
人工裂缝有利于发挥井网
否
是
提出井网修正建 议并进一步优化
压裂设计
提出开发阶段建议 井网模式并进行开
发压裂设计
2.致密油气效益动用方案
系列配套技术
优选甜点 布井技术
地震、地质、测井多参数融合技术，预测甜点分 布、优选开发目标。
优化钻井 设计技术
井身结构优化技术、钻具优选技术、井眼轨迹控 制技术、钻井液优化技术，降投资、提钻速。
水平井蓄能体积 致密油体积压裂优化设计、压裂液蓄能置换驱油 压裂优化设计 技术，提高长期产出能力。
集约化建产方案与常规建产方案效益对比
大平台井位设计
原方案投资收益率（%） 17.8
13.8
6.5
新方案投资收益率（%）
9.4 9.3
9.3
9.4
A区块 已建产
-2.2
B区块
C区块
正实施
2.致密油气效益动用方案
基本概念：为探索适应资源变化和效益需求的难采储量开发模式，集成非常 规理念和技术，采取先期骨架井控藏、直井+水平井抽稀井网，后期择机加密、 注水、注气的多段式开发理念，形成了以水平井体积压裂为主、直井缝网改造 为辅的致密油效益动用技术方案。
集团压裂与常规压裂效果对比
300 257
常规压裂 集团压裂
200
100 60.2 70.4
0 经济有效率（%）
129
28
40
单井费用（万元）
单井累增油（吨）
16
24
有效期（月）
4.CO2驱提高采收率及增产作业方案
坚持提产采收率与增产并重，形成了CO2 驱提高采收率与增产二大技术方案。 CO2驱提高采收率实现矿场工业化应用。
吐
深化认识中优化并预留调整空间
2.致密油气效益动用方案
体积压裂主要技术参数
排量对裂缝复杂程度的影响
单段压裂用液量与产量关系
净压力对裂缝复杂程度的影响
常规与体积压裂对比
段、簇间优化：段间距60-80米、簇间距30米。 施工排量优化：排量大于12m3/min，可达到裂缝转向条件，易形成缝网。 施工液量优化：水平井单段液量1600m3/百米。
CO2无水压裂技术，最大 施工排量8m3/min，砂量21 m3，为国内最高纪录。
二氧化碳无水压裂现场试验 二氧化碳泡沫压裂液体系 二氧化碳吞吐压裂现场试验
4.CO2驱提高采收率及增产作业方案
CO2增产作业方案
蓄能压裂具有提高产量和补充能量的双重作用，其中CO2蓄能压裂效果更为明显；
前置大段塞CO2蓄能+水基压裂，实现低成本CO2压驱一体化。
低渗透油气藏效益开发特色技术
2018年7月
低渗透油气藏效益开发特色技术
汇报提纲
一、地质工程一体化方案 二、低成本增产、提效技术 三、技术合作模式 四、技术合作保障平台
低渗透油气藏效益开发特色技术
一、地质工程一体化方案
基本概念：立足低品质、低油价，以改善效果、提高效率和降 本增效为工作方向，创新发展低成本开发技术，构架起地质、钻井、 油藏改造、注水、采油、地面、物联网等多专业一体化的技术解决 方案，实现资源的效益动用。
集成新理念新技术 构建新型管理模式
低渗透油田集约化建产工作思路
双降
降降 低低 生产 产能 运建 行设 成投 本资
1.集约化大平台建产方案
一体化方案优化平台