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大庆探区低孔低渗储层

试油（气）配套技术研究与应用

目录

TOC\o1-2\h\u24130前言 2

10071一、低渗透油层试油工艺技术 3

32432（一）、射孔完井技术 3

23307（二）、地层测试工艺技术 9

28728（三）、储层改造工艺技术 11

32163（四）、压裂后排液求产工艺技术 20

19323（五）、试采工艺技术 22

10456二、火山岩复杂岩性储层试气压裂工艺技术 26

126（一）、高温高压射孔—测试联座工艺技术 26

7430（二）、压裂增产工艺技术 27

17650（三）、压裂后排液求产工艺技术 29

23761（四）、压裂后压井工艺技术 30

3514三、试井评价技术 31

233231、研制开发了试油测试综合评价系统WTES3.0 32

137172、建立了常规试油资料解释方法，拓宽了试井解释领域 35

300853、低速非达西储层试井分析及产能评价技术 36

169124、间歇试采评价技术 37

2059四、存在问题及下步攻关方向 39

312（一）存在问题 40

2691（二）下步攻关方向 42

前言

大庆探区自上世纪八十年代中期，进入低渗透油气藏勘探已二十多年，针对低渗透油气藏孔渗物性差、自然产能低的特点，开展测试工艺技术攻关，解决了测取地层压力难、真实求产难、流体性质判别难的“三大难题”，促进了试油工艺技术发展；通过以压裂工艺为主的技术攻关，使低产井获得了工业及商业产能，提交了地质储量并建成开发产能。

经过20多年的勘探生产实践和技术攻关，形成了适应大庆探区低渗透油气藏的深穿透射孔完井技术、地层测试技术、压后排液求产技术、低产井试采技术、试井评价技术、低伤害分层压裂技术、火山岩复杂岩性储层压裂技术等综合配套工艺技术。这些技术的形成，为创建“百年油田”和油田的持续发展，提供了强有力的技术支撑。

大庆探区地质简况：

大庆探区低渗透储层类型大体分为三类：

第一类为松辽盆地北部中浅层，是以白垩系三角洲沉积体系为主的砂泥岩储层薄互层，主要目的层为扶杨、高台子、葡萄花油层。油层埋深一般在1500～2300m，孔隙度9～15%，岩心渗透率0.1～2.0×10-3μm2，地层压力系数1.0～1.2MPa/100m，地层温度70～100℃。扶杨油层为一套低孔隙、特低渗透储层，为顶生下储成因，原油物性相对较差（密度0.86-0.87、凝固点33-35℃）。高台子、葡萄花油层是长垣西部齐家-古龙凹陷主要勘探目的层，为三角洲前缘相砂体。储层具有高含泥量、高含钙量和薄互层的特点，原油性质好、压力系数高，是一套孔隙型低渗透储层。

第二类为海拉尔盆地复杂岩性储层，大磨拐组、南屯组为低成熟的岩屑砂岩，中孔低渗特征；铜钵庙、布达特群为火山碎屑岩和变质岩裂缝性储层；兴安岭群为凝灰岩储层。油层埋深一般在1200～2800m，孔隙度11～18%，岩心渗透率0.1～10.0×10-3μm2，地层压力系数0.9～1.0MPa/100m，地层温度42～85℃，是一套孔隙型低渗透储层和熔孔加裂缝型储层。

第三类松辽盆地深部火山岩储层，白垩系底部登娄库储层和营城组、砂河组储层。登娄库储层岩性为致密砂泥岩、砂砾岩。埋深一般在2800～3300m，孔隙度2～6%，岩心渗透率0.01～0.0510-3μm2，地层压力系数0.9～1.0MPa/100m，地层温度128～135℃。自然产能仅有几十至几百立方米天然气，是一套致密岩性储层。营城组、砂河组储层分为火山喷发相的凝灰岩、流纹岩、砂砾岩以及安山岩的变质岩和基岩风化壳，埋深一般在3000～4500m，孔隙度为6.3～10.8%，岩心渗透率为0.55～122.0×10-3μm2，地层压力系数1.03～1.53MPa/100m，地层温度130～180℃，是一套裂缝加孔隙的复杂岩性储层。

一、低渗透油层试油工艺技术

（一）射孔完井技术

射孔完井工艺技术大体上经历了三个阶段：第一阶段（1967年-1981年），以SQ691跟踪射孔仪、泥浆压井、WD67-1型射孔器射孔为标志的准确打开油气层射孔工艺技术阶段；第二阶段（1982年-1995年），以清水压井过油管射孔、负压射孔、射孔液应用为标志的保护油气层射孔工艺技术阶段；第三阶段（1996年-目前），以深穿透射孔、复合射孔、数字化射孔仪为标志的解放油气层射孔工艺技术阶段。近年来，通过深化射孔理论研究，完善配套工艺，缩短了射孔完井技术与世界先进水平的差距，总体水平已接近国际先进水平。

1、射孔优化设计软件

射孔机理认识及优化设计方法研究是指导射孔技术发展方向以及提高射孔整体效