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中国石油海外钻采工程技术现状与未来展望

来源:石油钻采工艺

作者:陈曙东1、辛俊和 1、崔明月 2、王 玺 3  、李 勇 4

(1. 中国石油海外勘探开发公司, 北京 102235;2. 中国石油勘探开发研究院廊坊分院, 河北廊坊 065007;3. 中国石油钻井工程技术研究院, 北京 100195;4. 吐哈勘探开发指挥部,新疆哈密 839000)


【摘要】

中国石油海外油气业务实现了跨越式发展, 钻采工程技术发挥了十分重要的作用。针对中国石油海外项目油藏特点和开发环境的要求, 通过基础理论研究、 关键技术发展和现场实践应用, 形成了具有海外项目特色的钻采工程技术体系。在中东的阿曼和伊拉克、 美洲的委内瑞拉和加拿大、 中亚的哈萨克斯坦、 非洲的南苏丹等海外项目规模应用水平井技术;乍得 H区块应用了欠平衡钻井技术;在哈萨克斯坦 R 油田建成亚洲陆上最大规模的气举整装油田;在苏丹六区规模化应用稠油出砂冷采技术。分析了海外项目勘探开发的形势和对钻采工程关键技术的需求, 提出了今后发展的必然趋势和攻关目标, 以期对海外提供发展借鉴。

【正文】

中国石油海外油气业务建成中亚、 中东、 亚太、非洲、 美洲五大油气合作区, 成功地完成了在全球的战略布局, 为保障国家能源安全和集团公司国际化做出了重大的贡献。2011 年起海外油气作业产量超过 1 亿吨油气当量, 权益产量达到 5 000 万吨以上,海外油气业务进入优质、 高效、 可持续发展的新阶段。积极推进钻采工程基础建设, 坚持先进实用技术集成应用与科技创新并重, 突破制约油田开发生产的“瓶颈” 技术, 必将极大提升中国石油海外油气田(以下简称海外油气田或海外项目) 钻采工程技术水平。

1 海外油气田开发策略及要求

由于海外项目不同的油气藏类型、 开发特点、 合同模式和投资环境, 在开发策略上与国内油田存在一定差异。一般而言, 国内油田的开发以最大采收率为目标, 而海外项目则是在合同期内的最大收益率为宗旨[1]。因此, 对钻采工程技术提出了特殊的要求。总体来说, 海外钻采工程技术必须满足 6 个方面的要求:一是满足油田开发策略的要求, 集成创新并规模应用先进适用的钻采工程技术;二是满足安全风险的要求, 对处于地缘风险高的国家和地区或热带雨林国家, 尽量缩短钻井周期、 减少井下作业及油水井维修工作量;三是满足国际行业标准的要求, 钻采工程技术具有要更高的水准;四是满足低成本战略的要求, 实现操作简单、 维护方便、 投入少, 产出高、 经济效益最大化;五是满足前瞻性的要求, 钻采工程技术设计具有预见性, 主要是考虑海外物资采购通常按照国际惯例进行招议标, 运输、 清关等繁琐手续, 时间长, 没有国内的便利条件;六是满足资源国环境保护的要求。

2 海外钻采工程技术发展历程

2.1 钻井工程技术 3 个阶段的发展

第 1 阶段: “十 · 五” 期间主要集中在南美、 苏丹和哈萨克斯坦, 钻井技术以突出安全快速为主, 通过钻头选型、 钻井参数优化、 钻井液性能优化、 固井工艺优化等技术的应用, 不断提高钻井速度。

第 2 阶段: “十一 ·五”期间以获得阿姆河天然气和多个海外项目为标志, 大力推进常规水平井、 稠油区块水平井技术;稳步开展欠平衡和控压钻井技术, 在伊朗、 阿尔及利亚、 乍得和印尼的海外油气田有效解决了低压地层和复杂地层的钻井难题, 提高了钻井速度, 及时发现了油气层, 极大提升了深井超深井钻井技术水平。在乌兹别克斯坦 JD 构造和土库曼斯坦阿姆河右岸等区块“打成、 打快、 打省” 了一批深井超深井, 形成了 “高温、 高压、 高产、 高含硫、超深、 巨厚盐膏层钻完井综合配套技术[2]。

第 3 阶段: “十二 · 五” 期间积极推进钻井工程基础建设与科技攻关相结合, 研究和推广分支水平井钻井技术, 非常规钻井技术在常规领域得到应用推广;海洋作业田浅水领域进入了深水领域;研发工厂化钻井作业方法, 极大地提升了海外钻井工程技术水平。

2.2  采油工程技术 5 个阶段的发展

第 1 阶段:1999—2001 年集成技术推广应用。如秘鲁、 苏丹、 委内瑞拉、 哈萨克斯坦等应用电潜泵举升工艺[3], 为产能建设提供技术支持。

第 2 阶段:2002—2010 年举升方式多元化。如储层改造及气举技术为阿克纠宾项目千万吨级目标提供技术保障。

第3阶段:2010年以来加拿大、 SPC、 里海非常规资源采油技术的开采推广与海洋作业技术开始起步。

3 海外项目油气藏特征及其对钻采工程技术的需求

海外项目开发油藏类型多、 储层物性差异大、 油品性质复杂、 多含有腐蚀性流体、 井型及完井方式多样化。因此需针对储层及流体特点, 匹配先进适用的钻采工程技术实现油气田有效开发。

3.1 油藏主要特征

中国石油海外项目开发的油气藏可分底水块状砂岩油藏、 疏松砂岩稠油油藏及高凝重质稠油油藏、非均质及酸性碳酸盐岩气藏、 非常规油气藏(致密气、 油砂和煤层气) 等类型 (表 1) 。埋深 600~4 600 m;储层渗透率由特低渗到特高渗, 以中高渗为主;油层厚度由几米薄层到巨厚层;油品性质多样性, 即有常规稀油, 也有稠油、 高凝油以及 LNG 等;部分油田含有腐蚀性流体以及 200 000 mg/L 的地层水矿化度, 对钻采工程技术应用有较大的影响。

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3.2 开发现状

3.2.1 钻井井型多样化 直井、 斜井、 定向井、 侧钻水平井及水平井多样化的特点。有 27 个油田 1 390口井采用水平井、 大斜度井、 侧钻水平井、 双分支水平井钻完井方式, 占海外项目总井数的 13.7%, 而且有继续加大的趋势。

3.2.2 举升方式多样化 举升工艺是项目开发生产的重要组成部分并贯穿于全过程。海外项目总井数近 20 000 口, 有杆泵井占 41 %, 电潜泵井占 23%, 螺杆泵井占 20 %, 气举井占 7%, 自喷井占 9% (见表 2) 。电潜泵最高日产油 1 781 t (苏丹 1/2/4 项目) , 最大举升深度 3 185 m(伊拉克 R 项目) , 吸入口最大井斜角 63°(伊朗 M 项目) , 最长免修期达 1 320 d。哈萨克斯坦R油田整体采用湿气气举, 举升深度3 200 m,举升产量占油田总产量 80%。螺杆泵在水平井、 稠油及出砂井中应用, 免修期达到 481 d。

3.2.3 增产措施多样化 针对油藏类型及不同的开发阶段配套多样化的作业措施, 增油量占总产油量的 5%~8%(见表 3) , 为项目上产稳产起到至关重要的作用。其主要措施是包括补孔、 储层改造、 转换举升方式、 侧钻及优化工作制度等。关键技术是储层动态描述及剩余油分布规律研究、 产液及吸水剖面

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认识、 增产措施的有效性及经济性。

3.2.4 地层能量补充多样化 通过人工补充地层能量, 提高单井产量和采收率已经成为海外项目的重要技术手段。共有 13 个项目 52 个油田实施不同程度的注水( 汽、 气 ) 开发, 水驱地质储量占总地质储量的 39%。

4 海外钻采工程关键技术

4.1 钻井工程关键技术

4.1.1 井身结构优化设计技术 以地层三压力分析为核心的井身结构优化技术在中亚、 中东等地区应用取得显著效果。优化了井身结构,减少了事故和复杂的发生, 提高了钻井速度, 缩短了钻井周期。乌兹别克斯坦 JD4 井与 JD3 井相比, 处理事故时间由33% 降低到0[4],钻井周期缩短 159d(见图 1)

 

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4.1.2 钻头优选及个性化钻头设计技术 通过对地层岩石力学性能及可钻性的实验研究, 结合测井资料分析和钻头使用资料 [5] , 优选最适合地层岩性的钻头以提高机械钻速。在乌兹别克斯坦、 土库曼斯坦、 尼日尔等海外油田应用取得显著效果。在乌兹别克斯坦 JD4 井全井平均机械钻速 1.46 m/h, JD3 井的 1.2 m/h 提高了 21.7%。在尼日尔, 通过优选后使用 PDC 钻头, 钻井周期平均缩短 29.88%, 机械钻速平均提高 90.76% [6] 。

4.1.3 复杂地质条件下钻井液技术 抗高温高压、抗盐、 抗硫化氢高密度钻井液适用于井深 6 000 m以上, 井底温度 140 ℃以上, 地层富含盐、 高压盐水和石膏, 抗高温(140 ℃) 、 高压(144 MPa) 、 高密度(2.45 g/cm3 ) 、 抗盐 (30%) 的饱和氯化钠盐水钻井液体系 [7-11] , 在乍得、 苏丹 6 区、 乌兹别克斯坦费尔甘纳等项目应用, 抑制防塌胺基钻井液技术较好地解决了伊蒙混层为主, 且混层比较高的泥页岩井壁稳定难题。可循环微泡沫钻井液技术在伊朗百年老油田M 油田的成功应用 [12-13] , 解决了超低压裂缝性碳酸盐岩油藏的钻完井难题。

4.1.4 深井复杂井固井技术 适用于深井超深井的抗高温 (180 ℃) 、 长封固段 (5 155 m) 、 大温差 (125 ℃) 、超高密度( 2.45 g/cm3 ) 水泥浆固井技术, 在乌兹别克斯坦费尔甘纳等项目应用获得良好的应用效果, 固井质量优良。JD3井Ø244.5 mm技术套管固井一次封固段长4 300 m, 上下温差近100 ℃ ;JD4井Ø244.5 mm技术套管固井封固段长5 155.7 m, 上下温差120 ℃以上;JD4 井 Ø177.8 mm 尾管固井水泥浆密度 2.45 g/cm3优选铁矿粉为加重剂的隔离液密度达 2.35~2.40 g/cm3, 冲洗、 稀释、 隔离及缓冲作用较好。

4.1.5 水平井多分支井钻井技术 在中东的阿曼[14]伊朗和伊拉克, 美洲的委内瑞拉和加拿大, 中亚的哈萨克, 非洲的苏丹和阿尔及利亚等海外项目, 各类水平井占总井数的 13.7%, 大幅度提高了油气产量, 降低了吨油成本。尤其是超短半径三维丛式水平井钻井技术, 重点解决加拿大浅层油砂及委内瑞拉 HN4浅层稠油开采难题, 实现了批钻工厂化钻井作业[15]

4.1.6 欠平衡钻井技术 优选欠平衡钻井模式和循环介质, 优化井底压力及欠压值计算模块, 形成了欠平衡钻井工艺和设备配套技术。在乍得 H 区块 B盆地花岗岩潜山实施了欠平衡钻井作业, 进一步证实了花岗岩潜山的含油前景。

4.1.7 精细控压钻井技术 控压钻井能够消除开停泵和循环压耗对井底压力的影响, 有效控制井底压力在窄窗口范围内, 快速调节井下环空压力, 避免井下复杂, 大幅度提高水平段延伸能力。在印尼 JB 区块应用精细控压钻井技术, 钻进过程中成功实现了控压欠平衡( 点火 ) 钻进、 控压起下钻、 重浆驱替和溢流监控等工艺, 减少了井下复杂, 缩短非生产时间 20%~30%, 避免了储层污染, 及时发现油气层, 取得了良好的效果。

4.1.8 钻井废物回收技术 为防止钻井过程中产生的废物对陆地及海洋造成污染, 研究形成了钻井废物回收处理技术。

4.2 采油工程关键技术

4.2.1 大型碳酸盐岩油藏水平井分段完井技术 大型碳酸盐岩油藏主要采用长井段水平井开采, 以中东地区伊拉克 AHD、 HAL、 伊朗 NA、 SA、 NA, 叙利亚 GBE以及阿曼 DAL 等油田为代表, 水平段 500~800 m。结合开发后期出水或增产措施的需要, 采用管外遇油膨胀封隔器 3~5 段的分段完井方式(见图 2) 。遇油膨胀封隔器长度 3~20 m, 耐压 103 MPa, 耐温普通型160 ℃, 热采井耐温 302 ℃。伊拉克 AHD 及 HAL油田现场应用 48 口井, 现场应用规模将逐步扩大。

4.2.2 低压油藏气举系统优化、 湿气气举及综合调整技术 (1) 气举系统优化调整技术开采。哈萨克斯坦 R 油田主体采用气举工艺, 气举井产量占油田总

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产量 88%。随着气举规模的不断扩大, 需要对气举系统进行整体优化。系统优化配气技术打破了以往仅仅以单井为对象的优化配气模式, 以区块最大产量为目标, 以整个气举区块所有气举井为对象进行系统优化配气, 建立了系统优化配气数学模型, 成功求取有限气源约束条件下, 区块产量最大化时的各单井配气量。气举系统优化及低压低效井综合调整技术在 R 油田现场优化和综合调整 337 口井, 取得了节约注气量和增油的双重效果。其中, 系统优化配气技术应用了南北区 30 个配气间 240 口井, 有效井 202 口井, 有效率 84%, 累计增油 38.0×104 t/d, 节约气量 1.4×108 m3 /d。

(2) 湿气气举工艺。在增加干气供气能力有限的条件下进行湿气气举中硫化氢腐蚀和水合物冻堵的“瓶颈” 技术研究, 形成了以区块最大产量为目标的湿气气举配套技术 [16] , 包括湿气气举优化设计、 防腐蚀气举工艺流程设计以及地面流程改造、 设备配套、 防水合物冻堵、 防腐气举工具研发、 湿气气举井日常维护管理等。成功实现了哈萨克斯坦 R 油田湿气气举工艺, 确保气举规模迅速扩大, 油井增产效果明显。

(3)本井气气举工艺。苏丹 6 区成功应用了本井气气举特色工艺。F70 井应用

下部高气油比油藏与上部低压油藏气举生产, 日产原油 600 t, 日产气6×10m3。FN68-1 井停喷后将下部气层射开, 实现了高压天然气对上部油层进行气举, 获得日产液 147t, 日产油 127 t , 日产气 6.7×104 m 3。苏丹 6 区利用下部 AG 层气举上部 Bentiu 层增产效果显著, 单井最高产量达 1 780 t/d。

4.2.3 碳酸盐岩油藏水平井连续油管拖动酸化技术及直井多级分层酸压技术 压裂酸化改造增产增注工艺技术经过多年攻关研究、 现场试验、 推广应用,形成了多项压裂酸化配套工艺和多套酸化配方体系, 在哈萨克斯坦阿克纠宾、 伊拉克 AHD 以及阿曼DAL 等项目碳酸盐岩及砂岩油藏开发生产中现场累计施工 768 井次, 平均单井增油 60 t/d。

(1) 长井段水平井连续油管拖动酸化工艺。长井段水平井连续油管拖动定点酸化和变速拖动酸化技术在伊拉克 AHD、 HAL、 伊朗 NA、 阿曼 DAL 油田和叙利亚 GBE 等油田进行了应用 [1] , 配套清洁转向酸液体系来达到分段均匀布酸的目的, 有效地解除长井段水平井污染恢复自然产能, 酸化后的试井解释表明储层表皮因数得到明显改善。

(2) 低渗非均质碳酸盐岩分层酸压工艺。哈萨克斯坦低压低渗裂缝性碳酸盐岩油藏早期采用笼统改造工艺。 由于射孔段长, 厚度跨度大, 且动用程度低,笼统酸压工艺很难满足增产的要求。后期经过攻关研究形成分层改造工艺, 有效地提高了储量的动用程度, 累计施工 127 口, 其中封隔器分层酸压 10 口井, 投球分层酸压 76 口井、 工具 + 投球分层酸压 41口井,累计增油53.6×10 4 t, 获得了显著的增产效果。

(3)加砂压裂工艺。加砂压裂工艺主要应用于哈萨克斯坦让那若尔油田、 阿塞拜疆 K 油田, 厄瓜多尔、 秘鲁、 阿尔及利亚 350 区块也使用过, 取得了增产效果。

4.2.4 浅层疏松砂岩油藏防砂技术 哈萨克斯坦肯基亚克盐上和 NB 油田储层埋藏浅, 地层疏松易出砂, 地下原油黏度在 50~300 mPa · s, 最初采用冷采方式开采, 后期局部采用热采方式接替, 疏松砂岩防砂技术的成功应用为油田开发提供了技术保障。通过室内试验研究及出砂指标判识认为, 浅层稠油油藏出砂机理主要为拉伸破坏, 完井方式采用割缝筛管“防大放小” 的原则, 现场应用了包括筛管砾石充填防砂+加深尾管+大排量高效螺杆 (柱塞) 泵等工艺。肯基亚克盐上 16 口井生产动态分析砾石充填防砂大大减轻了出砂量, 每天沉砂高度由原来的 0.5 m 下降到 0.08 m, 检泵周期延长由 39 d 延至 194 d, 修井次数明显减少(由 9.2 次 / 年下降到 1.85 次 / 年) , 年节约作业费用 42.9 万美元。砾石充填防砂后单井平均累计生产时间由原来的 150 d 增至 581 d, 井组增产油 0.51×10t。

4.2.5 稠油出砂冷采的螺杆泵采油技术 海外稠油油藏普遍应用螺杆泵举升工艺, 主要应用于苏丹 6区油田, 肯基亚克盐上油田和乍得 H 区块的 K 油藏。其中苏丹 6 区 F 油藏是典型的浅层疏松砂岩稠油油藏, 在 F3 井的生产过程中发现不防砂的采油指数是防砂采油指数的 10 倍, 产油量大幅度提高。通过机理研究和生产试验认为, 大量出砂形成“蚯蚓洞”网络、 稳定的泡沫油流动、 大幅度地提高油层孔隙度和渗透率。苏丹 6 区 2004 年前 20 口油井先期采用SRP 举升方式单井日产油 25 t, 后期采用螺杆泵出砂冷采举升方式单井日产油提高到 85 t, 全年增产原油24.5×10t 并达到规模应用 [17-19] 。

4.2.6 酸性气田老井完井修复关键技术 阿姆河项目是西气东输境外最重要的资源气田群, 其中 S 气田 1986 年 12 月有 26 口生产井投产, 平均单井日产气 39×10 4  m 3 , 由于特殊原因 1993 年 4 月全面停产。通过对钻新井和修复老井进行经济与技术可行性评价, 对老井进行修复作业后投产, 以缩短生产建设周期, 降低产能作业费用。

(1)老井修复井筒评价方法。由于气体中高含H 2 S(摩尔分数 2.988) 及 CO 2  (摩尔分数 3.91) 腐蚀性物质, 长期停产后井下管柱和井口遭受严重的腐蚀。在老井修复作业前采用分级箍声波成像测井、 MIT多臂井径成像测井、 MTT 磁定位成像测井、 井筒分级承压试验评价及 RBT/VDL 成像测井固井质量评价, 保证井下作业全过程的安全。

(2) 老井修复与井下特殊工具处理工艺。本着“安全第一、 先易后难, 总体部署, 分批(类) 实施” 的老井修复原则, 针对修复井的特点和难点制定修复工艺。采用先打捞井下落物, 如封隔器、 管柱等;其次对腐蚀井段进行套管贴补, 保证试压等级;再对井下状况非常复杂且目前工艺方法难于保证在安全条件下修复的井, 暂做封堵处理的处理方法。

(3) 老井修复完井管柱及效果评价。阿姆河项目S 气田完成修复老井 25 口并下完井管柱投产, 通过储层改造后平均单井产气 83.8×104m3/d, 恢复年产能 60.0×108m3 并节省上亿元的钻新井费用 [20] 。

4.2.7 复合转型采油技术 双管分层采油技术、 双电潜泵分层采油技术、 工厂化采集平台等复合型采油在印度尼西亚(双管分层自喷) 、 厄瓜多尔 AD 油田(双管分层气举) 和 M 油田(同心管双电潜泵分层开采) 等得到了有效的应用。

5  海外钻采工程技术未来展望

通过海外项目钻采工程技术分析评价认为, 随着海外业务的持续发展, 海外钻井技术面临着油藏地质条件越来越复杂, 多压力体系、 高温高压深井、特殊工艺水平井、 丛式井、 定向井等高难度井比例越来越大, 钻井施工处理复杂事故时间变长, 钻井速度慢, 钻井周期长, 钻井成本高的问题。海外采油则面临大型碳酸盐岩油藏高速开发后的稳产技术难度越来越大;早期开发的砂岩油藏进入中高含水开发阶段, 上产稳产的难度越来越大;非常规油气田对采油工程新技术的要求越来越高的情况。海外项目钻采工程技术所面临的基本形势决定了钻采工程技术发展必须围绕着研发高新钻采工艺技术, 完善配套现有的钻采工艺技术, 提高应用水平并形成规模效益。最终以油藏经营为主体, 以技术发展创新为基础, 以技术集成化应用为手段, 以多学科协同为特点, 形成具有海外特色的钻采工程科技发展总体格局。

5.1 复杂油气田钻井工程关键技术

针对复杂油气田地质特点及钻完井技术难点,需要进一步发展完善井身结构优化设计技术、 钻头优选及个性化钻头设计技术、 复杂地质条件下钻井液技术、 深井复杂井固井技术、 水平井、 欠平衡、 精细控压钻井技术;推广应用多分支井及重入井钻井技术、 膨胀管技术、 蒸汽辅助重力泄油钻完井技术;攻关研究和发展快速钻井技术、 深井超深井安全钻井技术、 批钻井工艺技术, 以及复杂地质条件和特殊工艺井的钻井液、 固井和完井技术, 以及通过系统资源优化跨专业协同的远程钻井动态优化技术。

5.2 大型碳酸盐岩油藏高效开发采油工程关键技术海外大型碳酸盐岩油藏高效开发对上产稳产有重要的作用。急需要集成创新大型碳酸盐岩油气藏复杂结构井采油工程技术, 重点发展完善深层、 多层系碳酸盐岩油藏的智能完井、 复杂结构井完井技术;开展井筒多相流流态复杂以及分支间干扰的生产系统优化技术理论研究;开展高气油比及含有腐蚀性流体有效举升工艺研究以及延长免修期技术研究。长井段、 非均质性强储层如何实现均匀改造和提高增产效果研究。进行进行长井段水平井分段注水及水平段吸水剖面测试技术研究。

5.3  非常规油气田钻采工艺

以委内瑞拉 HN4 区块为代表的超浅层重油油藏, 地层疏松, 胶结性差, 高孔高渗, 急需开展长水平段丛式三维水平井钻完井的井眼轨迹控制、 Ø244.5mm 技术套管及 Ø177.8 mm 油层套管下入工艺以及钻井液技术以及优选举升工艺, 增加下泵深度, 提高举升效率、 延长免修期技术研究等。

集成创新煤层气开采技术与特稠油 SAGD 开采技术, 主要包括优化煤层气改造、 优选排水举升、增加 SAGD 井热利用率、 降低操作成本工艺研究与应用, 同时加快页岩气, 致密油钻采技术的研究与应用。

 

5.4 数字化采油技术

随着信息化水平的提高, 数字化采油技术将成为未来海外油气田优质、 高效采油的发展趋势。

6 结论与建议

(1) 海外油气业务五大合作区各有不同的油气藏类型、 开发特点、 合同模式和投资环境, 钻采工程技术必须集成并创新, 满足开发策略和开发方式的要求, 实现合同期内的最大收益率。

(2) 形成了适合海外油藏特点的钻采工程技术支撑。包括复杂油气藏水平井钻井、 钻井液、 固井及分段完井技术, 低压油藏钻完井、 气举系统优化、 湿气气举及综合调整技术, 碳酸盐岩水平井连续油管拖动酸化技术及直井多级分层酸压技术, 浅层疏松砂岩油藏钻完井及防砂技术, 稠油出砂冷采的螺杆泵采油技术, 酸性气田老井完井修复关键技术。

(3) 特色钻采工程技术在海外规模应用并获得显著成效, 为建产稳产起到了重要的工程技术保障。在中东大型碳酸盐岩油藏及南美 MP3 项目整体采用水平井技术、 哈萨克斯坦 R 油田建成亚洲陆上最大规模整装气举油田, 苏丹 6 区规模化地应用了稠油出砂冷采的采油工程技术等。

(4) 面对未来大型碳酸盐岩油藏高速开发、 非常规油气业务的拓展、 高含水油田持续稳产、 水平井以及海上油田、 低渗透油田开采等的诸多难题和挑战,需要重点攻关研究和发展大型碳酸盐岩复杂结构井开采技术 , 高含水老油田深部调剖和控水稳油技术、长井段水平井分段注水等技术。

〔编辑 付丽霞〕

 

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