中国石油钻井技术新进展孙宁

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1、2011年5月提高单井产量的钻完井技术孙宁2011.5CNPC前言中石油针对低渗透油气藏，以及开始起步的致密气、煤层气和页岩气的发展，以提高单井产量为目的，研究形成了适合不同类型储层的水平井钻井和储层改造技术，为低渗透油气藏的经济有效开发做出了积极贡献。随着勘探开发工作的不断深入，低渗透、非常规油气藏的储量越来越多，储量有效动用及开发的难度不断加大，水平井钻井和储层改造技术不断面临新的挑战。中石油在2009年领导干部会议上明确提出“把稳定和提高单井产量作为转变发展方式的牛鼻子”。水平井钻井和储层改造技术作为稳定和提高单井产量的关键技术，还要积极实现理念

2、创新、加速技术进步、持续努力攻关，全力推动低渗透油气藏压裂技术上台阶，为不断开创油气勘探开发新局面，建设综合性国际能源公司做出新的、更大的贡献。提高单井产量的钻完井技术1提高单井产量是“牛鼻子工程”2提高单井产量的水平井钻井技术3提高单井产量的储层改造技术－3－4石油生产面临多井低产矛盾，迫切需要以提高单井产量和采收率为核心，加强新技术攻关，超前储备非常规资源开发技术，确保至2015年原油保持在11855万吨以上水平，2020年原油产量保持在1.2亿吨。中国石油原油业务发展规划中高渗水驱低渗透三次采油稠油碳酸盐等老油田难采储量1185512000104

3、75原油产量，万吨科技支撑原油产量预测5低渗砂岩气藏超深高压气藏火山岩气藏溶解气、四川老气田、靖边等1215亿方737亿方碳酸盐岩（高含硫）气藏疏松砂岩气藏天然气产量，亿方1500亿方1977年突破100亿方2001年超过200亿方2005年超过300亿方2006年超过400亿方2007年超过500亿方2008年超过600亿方天然气产量快速增长，多种新类型天然气藏将投入规模开发，但整体品位偏低，急需加大科技攻关力度形成配套开发技术，保障2015年的1215亿方，年均增长100亿方以上，2020年达1500亿方，形成五大类气藏的开发格局。科技支撑天然气产

4、量预测中国石油天然气业务发展规划2010201120122013201420153818395840114037407940543003153313473653836钻井面临的机遇与挑战油气资源增储上产，钻井工作量大幅度增长，在“千台钻机总量控制”的工作方针下，对油气井的建井速度提出了新的挑战。2015年，规划探井1500-2200口，进尺420-580万米；油田开发井16000-1800口，进尺2600-3000万米；气田开发井1200-1600口，进尺450-550万米。集团公司“十二五”国内外钻井进尺万米7面临生产问题领域生产现状生产问题老油田产

5、量占60%，综合含水83%，可采储量采出程度80%，储采比17.2。特高含水阶段水驱提高采收率难度越来越大，复合驱试验尚未形成工业生产力；难采储量总探明储量69.2亿吨，低渗占68.9%，储采比15，稠油占31.1%，储采比29.8。形成4700万吨生产能力。新探明储量80%以上为超低渗透、超稠油，动用开发难度大；天然气已探明4.78万亿方，储采比保持在40以上，具备持续上产空间。单井产量低；“三高”气藏开发技术不成熟；新领域煤层气致密气页岩气已成为公司接替新领域；页岩油资源丰富，达476亿吨，可采资源120亿吨。新领域接替技术储备不足；50’S——1

6、00mD70’S——20mD80’S——10mD80’S末——5mD90’S中——1mD（安塞油田）——0.5mD（姬塬油田）目前——0.3mD（华庆油田）美国——致密油（Bakken致密油层，0.01md）渗透率标准变化大趋势鄂尔多斯盆地延长组储层渗透率分布直方图2009年底，低渗透原油未动用储量有31.5亿吨，占低渗透总储量的41.3%，占总未动用储量（47.5亿吨）的66.29%。有效动用下限不断降低，通过体积改造技术研究与应用，是持续提高动用率的最佳技术途径动用储量品质越来越差，储层改造技术必须创新理念－8－中国致密气总资源量约12万亿方目前探

7、明程度只有12%左右中石油致密气资源分布图单位：亿方渤海湾（5286）四川（33600）松辽（2000-2500）吐哈（1200）塔里木（1500）鄂尔多斯（60000）9全球致密气资源量约210万亿立方米，技术可采储量约为10.5-24.0万亿立方米。致密气开发北美处于领先地位，年产量超过1600亿立方米，占天然气总产量的30%。我国致密气资源量大约12万亿立方米，占常规天然气资源量1/7，广泛分布于鄂尔多斯、吐哈、四川、松辽、渤海湾、柴达木、塔里木及准格尔等10余个盆地。受压裂改造等工程技术制约，国内致密气开发还处于探索起步阶段。国内外致密气资源及

8、开发现状中国页岩气资源量约为30.7万亿方（类比法），勘探开发刚刚起步储量资源丰富、分布广阔，