浙江油田创国内页岩气多簇射孔单井最高纪录

升新井和措施作业效果，海外油气产量当量创历史新高。

高效推动重大工程建设，多项目取得阶段性进展。阿姆河B区东部三气田项目一期一阶段工程于1月

10日提前投产，进一步提高了国内冬季天然气保供能力；乍得项目2.2期LaneaFPF于3月26日投产，标志着2.2期工程整体完工;伊拉克哈法亚项目三期工程按期实现每日40万桶高峰产量目标。此外，莫桑比克LNG项目Coral一期、巴西里贝拉项目Mero1单元、加拿大LNG项目一期、俄罗斯亚马尔LNG项目第四条生产线等工程正按计划推进。

今年上半年，以北极LNG2项目为代表的新项目开发获得重要突破。中国石油获得北极LNG2项目10%股权，在亚马尔LNG项目基础上拓展了深度参与北极资源开发的条件，为全面提升对俄油气合作水平奠定了坚实基础。

（摘自中国石油报第7396期）

改“堵”为“疏”水火“相容”

我国首个边水（水淹）稠油油藏火驱获突破7月5日，记者从辽河油田锦州采油厂了解到，国内首个边水（水淹）稠油油藏“锦91块边水（水淹）油藏火驱先导试验”见到明显火驱效果。该先导试验区日产油从最初6吨上升到26.3吨，火驱原油改质降黏效果明显，特稠油改质为普通稠油，标志着边水（水淹）稠油油藏火驱试验获得新突破。

辽河油田锦州采油厂锦91块是水淹油藏转换方式先导试验区，是国内首个边水（水淹）油藏火驱区块，具有水侵严重、油品稠、地层倾角较大等不利条件。水与火素来不相容，水淹油藏火驱难度极大，世界范围内仅在印度的Bolol油田成功实现商业化火驱，在国内尚处于空白状态。

“锦91块于玉组边水油藏火驱项目”是股份公司重大开发试验项目，科研人员从认识边水（水淹）油藏的火驱机理，研究火驱开发规律，界定开发阶段入手，潜心研究该类油藏火驱燃烧状态与常规火驱的异同点，开展排边水驱替、火线扩波及调控技术研究。试验区于2017年3月开始陆续转驱，进入反九点面积井网开发模式，2018年8月至2019年1月，试验区转入线性井网开发阶段。

该项目属重质稠油边水油藏蒸汽吞吐末期火驱试验，地层倾角大，开展火驱有诸多不利因素。在试验初期表现为火线平面推进严重不均，下倾方向燃烧状态迟缓，油层纵向矛盾突出，下部油层吸气状况差等特征，油井迟迟不见增油效果。

今年年初以来，辽河油田公司及锦州采油厂两级领导和项目管理人员转变开发理念，对上倾方向的油井尾气管理改“堵”为“疏”，对于油套环空出油的井改变原来的工艺做法，直接进入压力较低的收气系统，取得立竿见影的效果，自3月下旬开始，先后有4口上倾方向油井见到增油效果，试验区日产量由年初的7.1吨上升至26.3吨。

经过3年多的潜心摸索，该项目水淹油藏火驱技术日臻成熟，工艺逐渐升级，现场火驱操作调控不断优化。锦91块边水（水淹）油藏火驱现场试验初见成效，区块呈现强劲上产趋势。其中，火驱典型受效单井锦

45-012-21C井日产液从10吨上升到50吨，日产油从0.5吨上升到6.8吨，含水率由98%下降到86%，室内实验分析表明，原油改质情况较好；另一口井锦45-11-201C2井由原来的低产井转为自喷井，日产液上升到40吨，含水率由99%下降到90.3%，井口产液温度为90摄氏度，日产油提高了3.62吨，并且仍保持上升趋势。

锦91块边水（水淹）油藏火驱获得新突破，不仅证实了边水（水淹）油藏火驱开发方式技术应用与火驱油藏工程设计上的可行，也见证了火驱技术的实施领域由多层火驱、厚层火驱拓展至水淹火驱，为边底水稠油油藏吞吐后期转换方式开辟了新的方向。

据了解，辽河油田适合火驱的边底水稠油油藏储量约有1.1亿吨。火驱技术有望成为继蒸汽吞吐技术后，又一提升油田边底水稠油油藏原油采收率的重要利器，为火驱技术拓展新的市场，为油田原油稳产提供有力支撑。

（摘自中国石油报第7391期）浙江油田创国内页岩气

多簇射孔单井最高纪录

7月20日，浙江油田完成首批页岩气水平井多簇射孔压裂新工艺现场试验。在同类实验井中，YS112H5-5井效果最好，运用国产设备，实现单井射孔308簇，创国内页岩气多簇射孔单井最高纪录。

石油化工应用2019年第38卷122

据悉，YS112H5-5井位于紫金坝建产区中部，完钻井深4600米，水平段长为1900米，应用国内自主研发的多级射孔装备，每段压裂从常规的3簇升至11簇，共计29段，注入总液量5.45万立方米、加砂5802吨。专家称，多簇射孔压裂方式有两个好处。一是通过多簇的方式缩短簇间距，增加单井产量，二是通过增加单段长度的方式，减少段数，降低单井投资。“少段多蔟、大排量、高砂比、连续加砂”方法的采用，使这个公司页岩气单井平均加砂强度首次突破3吨/立方米，压裂费用节省10%以上。

（摘自中国石油报第7401期）我国首套全异丁烯进料烷基化

装置通过性能考核

近日，恒力石化（大连）炼化有限公司2000万吨炼化一体化项目30万吨全异丁烯进料烷基化装置，各项性能指标均一次通过性能考核。产品辛烷值高达

RON95，烷基化油收率95%，干点低于205益。

据悉，该装置采用杜邦STRATCO R烷基化技术，于今年4月29日一次开车成功，装置运行平稳。该装置的投产，标志着恒力石化成功打造出我国首套一次开车成功并通过性能考核的全异丁烯烷基化装置，为恒力石化生产出高品质汽油奠定了坚实的基础。该烷基化装置采用了杜邦公司创新开发的XP2专利技术和反应流出物干法处理工艺，显著优化了装置工艺性能和产品质量，确保长周期安全稳定运行，并更大限度降低了环保排放。

使用新一代反应器可以加工不同异丁烯含量（烯烃中占比0~100%）的烷基化原料。对于典型的催化裂化液化气C4原料（异丁烯占烯烃比例20%~40%），杜邦烷基化技术可以直接加工，无需对烷基化油产品进行切重干点就可满足国六汽油标准要求，减少了投资，大大降低了装置的操作成本。

恒力石化公司装置主任表示：“新建烷基化装置的运行完全满足设计要求。杜邦STRATCO R烷基化技术成熟，装置操作弹性高，开车运行操作简单，其原料适应性也非常强，生产出的烷基化产品辛烷值高，无芳烃烯烃，为调合出合格的国六汽油保驾护航。依托于杜邦STRATCO R烷基化技术，我们炼厂的整个汽油池都将从中受益。”

（摘自中国化工信息2019年第14期）

长庆水平井大井组开发创历史之最

鄂尔多斯盆地致密气资源丰富，超过10万亿立方米。但长庆致密气品位低、物性差、储层薄，开采难度大。为推动致密气高效开发，长庆油田专门成立致密气项目组，以“提高致密气单井产量，探索致密气高效开发模式，拓宽致密气有效开发下限”为目标，联合多学科开展协同攻关试验。致密气项目组按照“多层系水平井立体开发、大井组工厂化作业”的思路，积极转变开发方式，创新形成了“地质研究精细化、地质导向多元化、地质工程一体化、质量管理闭环化”的开发新模式，推动致密气高效开发。

在地质研究上，结合三维地震预测结果建立地质模型，采用庖丁解牛的方式，分为10个小层进行储层展布精细描述，明确砂体空间展布特征，为大丛式水平井组部署提供坚实基础。在地质导向上，利用RDMS数字化水平井随钻监控与导向系统，运用三维地震预测实时导向，针对不同的地质风险，制定相应靶点调整对策，确保水平井钻遇效果。截至目前，致密气项目组完钻水平井46口，平均水平段长1420米，平均砂岩钻遇率85.1%。水平井钻井结合区块地层特点，建立最优钻井激进参数，推行标准化钻井，水平井平均钻井周期39.5天，平均机械钻速11.9米/小时，钻井周期和机械钻速提高20%以上。

G3-15井组采用地质三维建模、三维地震等多方法优化水平井井位部署及轨迹设计，提高有效储层钻遇率和储量动用程度。该井组所辖6口水平井，平均水平段长1382米，平均砂岩钻遇率83.5%。在压裂改造上，根据三维地震砂体展布预测与实钻结果相结合筛选储层改造甜点，采用密切割+动态暂堵+适度规模技术思路提升产量，并集中平台优势，开展工厂化拉链式压裂。

高产井的诞生是一个系统工程，每一个环节都必须精益求精。除技术创新大显威力外，质量管理也非常重要。石耀东告诉记者：“致密气项目组以打造精品工程为目标，狠抓质量管理，与川庆井下、中油测井、化工集团、监督公司等单位通力协作，优化施工队伍，强化工序监督，做到材料抽检全覆盖。”

G3-15井组所辖6口水平井经过压裂改造后，平均无阻流量171.41万立方米/日，其中最高一口井无阻流量达到217.41立方米/日，创长庆致密气开发历史之最，显示了长庆致密气良好开发前景。

（摘自中国石油新闻中心2019-08-24）

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