求长庆油田有识之士。详细一点？
《寻找石油的哲学》是世界石油史上的一篇著名论文。美国石油地质学家华莱士？普拉特在这篇论文中指出:“归根结底，发现石油的第一个地方是在人们的头脑中。华莱士认为，要不断在新领域发现石油，首先要解放思想。
无论是开发超低渗透油藏，还是开发常规油藏，首先要有储量。2008年3月，长庆油田启动超低渗透油藏开发。短时间内，油田公司几千人参与了超低渗透油藏的开发。再加上市场化的钻井、试油、地面工程队伍，围堵特低渗透油藏的人数达到了3万多人。此时长庆油田已探明的超低渗透油藏储量只有2000万吨。即使按照常规油藏的生产建设规模与探明储量的比例关系，2000万吨的探明储量也只够建设20万吨至30万吨的产能。这个时候，如果探明储量2000万吨是一只鸡，长庆油田显然是拿着一把屠刀——不知道的人肯定会这么想。
但正如华莱士所说，储量巨大的超低渗透油藏已经在长庆油田决策者的头脑中找到了。现今的鄂尔多斯盆地是由鄂尔多斯古陆形成的。36亿年以来，鄂尔多斯古陆没有发生断裂、造山、地震等重大地质变化。换句话说，黄土和沙漠仍然埋在一整块岩石里。这块面积达37万平方公里的岩石向西倾斜，呈单斜状，就像一块斜插在地下的大石板。在过去的36亿年中，基岩和沉积岩层相互叠加，形成了鄂尔多斯盆地独特的河流三角洲沉积体系。长庆油田早侏罗世油藏属于构造油藏，就像埋在沙滩里的土豆。特低渗特低渗三叠系油藏属于岩性地层油藏，就像埋藏在地下的一片沙滩。在沙滩上找土豆很难！在河里找到海滩要容易得多。所以，当有人说长庆油田用牛刀杀鸡的时候，长庆油田的勘探专家理直气壮地说，超低渗透油藏的预计探明储量是654.38+0.7亿吨。
同时，提交探明储量需要大量投资。当时普遍认为超低渗透油藏没有开发价值，为什么还要投资呢？因此，在勘探评价中，一旦遇到这类储层，就不再深入研究。结果是，已知特低渗透油藏储量大，分布广，多层系重叠，但谁也说不清到底有多少储量。
勇于攻坚的长庆人从未放弃开发超低渗透油藏的梦想。2005年，该油田启动了一项重大科研项目，名为“0.3毫达西油藏开发技术攻关”，简称“0.3mD”。在总结超低渗透油藏成功开发经验的基础上，取得了一些积极成果，超低渗透油藏有效开发的梦想一步步逼近，但高投入低产出的矛盾并没有得到根本解决。
超低渗透储层的有效开发不是也不可能是一个纯粹的技术问题，就像苏里格气田的开发一样。2000年8月26日，苏6井获得高产气流，无阻流量654.38+0.2万立方米，宣告了苏里格气田的诞生。随后几年，苏里格低渗透、低压、低丰度气田进行了一系列开发评价和技术试验。虽然取得了一些进展，但高投入低产出的矛盾依然尖锐，气田开发陷入停滞。
2005年，根据集团公司总经理蒋洁敏的指示，长庆油田采用5+1合作模式，引入市场竞争机制。通过一系列技术和管理创新，沉寂数年的苏里格气田终于重获生机，实现了大规模有效开发。2010年，苏里格气田产量突破10亿立方米。
特低渗透油藏的开发与长庆“西部建大庆，实现5000万吨”中的苏里格开发同等重要，同样面临着高投入低产出的矛盾。特低渗透油藏的开发和苏里格气田的开发一样，需要解放思想。
“如何认识超低渗透储层？既要看到其储层较密、丰度较低、压力较低、单井产量较低等缺点，又要看到其资源规模大、多层系叠加、稳产能力强、适合水驱开发、原油品质好等优点。看到消极的一面是实事求是，看到积极的一面需要解放思想。特低渗透油藏的开发是一个实事求是的过程，也是一个始终解放思想的过程。”长庆油田超低渗透油藏开发部主任沈告诉记者。
特低渗透油藏开发第三项目部是2008年8月由长庆石油勘探局第三采油技术服务部整体转制而成的采油单位。特低渗透油藏三项目部改造前没有自己的区块，没有探明储量1吨。2008年8月28日，662平方公里的堡子湾南由采油五厂移交给本项目部。“原本开发了30多年的侏罗系油藏已经干涸。在这个特低渗透油藏里，几个出油口的日产油量加起来一辆油罐车，就被拿走了。当时站在刘裕元身上，乍一看，说不忧郁是假的。”特低渗透油藏第三项目部副总工程师杨雪峰说，“但只要有采油点，就有希望。从2009年开始，我们项目部就从这些采油点入手，评估和生产建设同步进行。目前，长X、长Y、长Z三套水库实现复合连片，6543.8亿吨以上的储量规模得到控制。今年6月5438+10月，该区块原油日产量达到1200吨。”
特低渗透油藏第三项目部如此，特低渗透油藏第一、二、四项目部如此，各采油厂特低渗透项目组也是如此。他们接手超低渗透区块的时候，大部分连1吨的探明储量都没有。但两年多后的今天，这些单位的三级储量已经达到6543.8+0亿吨，年产量达到430万吨。
被数字拉直
2008年6月前，环江油田罗228井区无发现。2009年初，罗73井钻井，发现了一个长Z油层，厚度为18m，但渗透率仅为0.3达西，孔隙度仅为0.9%。这样的油藏能实现有效开发吗？
特低渗透油藏开发启动后，四个特低渗透油藏项目部和各采油厂特低渗透油藏项目组面临着难以涉足正常生产建设，多年无人问津的区块。当他们接手这些区块时，同样的问题困扰着他们:这样的油藏能有效开发吗？
“信心来自实践，来自技术创新。”采油七厂超低渗透项目组组长吴晓明说:“罗73井通过有效的储层改造，实现了日产纯油14吨，一举突破罗228井。随后，勘探和开发一体化，评价井和骨架井放在一起。半年后，30万吨生产建设区块实施。自2010以来，该区块单井测试日产大面积提高到18吨，单井日产稳定在2.7吨。心里挥之不去的问号，变成了信心和勇气。”
技术创新体现在特低渗透油藏开发的每一个区块、每一个环节，技术创新的背景是发展理念的创新。关于注水，除了“适度”，还有“提前”。特低渗透油藏压力低，丰度低，无自然产能，不压裂不注水，油井投产后产能下降很快。所以，超前注水是提高单井产量的有效手段，但一切都要控制得当。通过超前注水，堡子湾南区多口开发井实际达到了自注的效果。这本来是一件好事，但油田主要领导敏锐地意识到了潜在的问题:一方面单井产量确实有所提高，但另一方面也说明注水强度太大，可能会造成水系列和水淹，最终影响稳产和提高采收率，于是提出“对于超低渗透油藏，不能以单井产量论英雄”。因此，先进注水技术政策得到进一步优化，为实现稳产和提高采收率创造了条件。
特低渗透油藏开发形成了具有15项特色技术的五大技术系列，每一项技术都是创新的结果，也是创新的起点。压裂是特低渗透油藏储层改造技术的关键。长庆油田是在低渗透中成长起来的。但是，不同区块、不同井、不同油藏的压裂是一个再创新的过程。负责华庆油田开发的特低渗透油藏二项目部，最初只有单井1.5吨。通过实施全陶粒多级压裂，特别是水力喷射压裂，单井产量提高了20% ~ 25%。
过去人们认为特低渗透油藏不适合水平井开发。这是真的吗？长庆油田公司总经理冉新权提出“这个低渗透不是那个低渗透”的观点，说明对低渗透油气藏的认识是一个持续深入的过程，既要敢于探索和挑战，又要积极认识和克服低渗透。在此背景下，特低渗透油藏水平井开发试验再次启动。2010年，华庆油田实施水平井15口，钻井、压裂较之前有较大提高。6月5438+10月，记者采访时，已经投产3个月的5口井产量全部稳定在8吨左右，是同地区直井产量的近4倍。
“当然，仅凭这5口井并不能说明超低渗透油藏水平井开发技术已经成功，但它让我们看到了曙光。技术创新的过程是一个艰难的探索过程。每一个小小的进步，都让我们更加有信心和决心把华庆油田建设成为百万吨油田。”超低渗透油藏第二项目部党委书记裴润友告诉记者。
不断的技术创新不仅会提高单井产量，还会降低开发成本。三相分离器、加热炉、增压泵撬装，替代原有的三种设备，减少了占地。单井开采，伴生气没有回收价值，全部放空燃烧。而由9口至15口生产井组成的大井组丛式井，伴生气量大且稳定，用于发电。产生的电力驱动抽油机，节约了开发成本，减少了资源浪费。原来的抽油机功率是15千瓦到20千瓦，逐步提高，现在降到了7.5千瓦。数字化是长庆超低渗透油气藏开发中最大的技术创新。通过数字化，单井综合就业从2.61降低到0.86。百万吨产量从业人员由1.600人减少到1.000人。
数字是枯燥的，但背后是生动而火热的技术创新。在特低渗透油藏开发中，长庆人面临的是低渗透，但他们的思路是高渗透的，创新的灵感从开发理念渗透到每一个细节。