摘要：为了探索国内致密低渗透气藏集约化提速降本技术,以具有代表性的鄂尔多斯盆地大牛地气田为研究对象,分析了丛式井组和简化井身结构集约化应用的可行性,提出了丛式小井眼集约化钻井技术并进行了应用评价。研究结果表明:①丛式井组节约了土地,缩短了搬迁周期,整拖式“井工厂”作业模式适用于大牛地丛式定向井组的应用;②小井眼钻头切削面积缩小了22.46%~23.53%,套管尺寸缩小了18.18%~20.78%,利于提速降本;③五刀翼PDC钻头中心部位和后排齿设计锥形齿,提高了破岩效率,1.25 g/cm3低密度水泥浆体系降低了固井施工压力5.5 MPa,保障了小井眼一次全返固井;④现场试验19口井,4个井组,固井优良率达100%,平均搬迁时间缩短了54.49%,平均钻井周期缩短了24.54%,机械钻速提高了15.04%,降低了废弃物、水泥浆和套管费用,节约了征地、钻前、搬迁等费用。结论认为,丛式小井眼集约化钻井技术能够推动大牛地气田致密低渗透气藏钻井大幅度提速降本,为国内致密气藏钻井降本增效提供了借鉴。

摘要：大牛地气田已建地面集输系统是针对上古生界气藏特点和气质条件设计的,不能输送含硫天然气。在分析奥陶系风化壳气井含硫特征的基础上,总结出大牛地含硫气井具有数量少、分布分散且含硫量低的特点。适用于大牛地气田含硫天然气集输工艺包括井下节流、掺混、井筒除硫和地面脱硫四种,各工艺的适用范围为:气井的H_2S质量浓度小于或等于154 mg/m^3时,可以采用井下节流或井口除硫工艺使气井正常生产;考虑掺混工艺时,需要有足够的不含硫天然气与含硫气掺混以使气质达标;考虑地面脱硫工艺时,潜硫量小于100 kg/d可采用干法脱硫,潜硫量大于或等于100 kg/d可采用湿法脱硫。

摘要：东胜气田锦58井区纵向发育多套气层,前期采用水平井预制管柱裸眼封隔器压裂工艺建产,导致部分气层未得到动用,且剩余气分布零散。为实现低成本开发剩余气,采用小井眼定向井开发,φ114.30 mm套管固井完井,优化形成小井眼压采一体化工艺技术,即压裂管柱和生产管柱为一体化。通过封隔器及滑套喷砂器优化设计,单趟管柱最高可改造4层。现场应用表明,东胜气田锦58井区采用压采一体化管柱压裂9口井,施工成功率100%,压裂后平均日产气1.98×104 m3,取得了较好的效果。

摘要：杭锦旗区块上古生界储层整体表现为致密低孔、低渗特征。锦66井区主力层位为盒2层,其与盒1层之间的隔层发育不稳定,压裂过程中缝高控制难度大;锦58井区主力层位盒1层内部隔夹层发育,需通过穿层压裂沟通上下含气层。以测井解释数据为基础,通过计算岩石力学参数,模拟不同储隔层条件下裂缝的扩展规律,分别建立了锦66井区和锦58井区裂缝高度判别模板,确立了锦66井区盒2层控缝高压裂设计方法和锦58井区盒1层穿层压裂设计方法,并对水平井压裂参数进行了优化。根据压裂参数优化结果,对锦66井区和锦58井区多口井进行了压裂施工,取得了明显的压裂改造效果。

摘要：东胜气田属于致密低渗气田,单井产量低、压降速度快。在采用低压集输工艺的实践中,针对气田的地层非均质性强、单井产出差异大、液气比高、采用滚动开发模式等特点,对井场、管网、集气站等关键工艺单元进行优化设计,形成了混相计量、多站串接、差异化集输、撬装集成、循环调整等技术系列及特色做法,提高了低压集输工艺的适应性。

摘要：周期注水的实质是在地层中造成不稳定的压力场,使液体在地层中重新分布,从而提高采收率。从周期注水机理入手,采用渗流力学与数值模拟相结合的方法探讨地层的非均质性、润湿性、注水时机对周期注水的影响。红河油田长8油藏物性差,裂缝发育,弹性开发采收率不到2%,先导试验初期采用连续注水,水窜十分严重。通过对红河油田长8油藏试验井组周期注水试验方案的设计,最终确定了注水周期为65天,注水量2 752 m3,压力波动至原来地层压力的110%。现场实施取得较好的效果,试验1年后单井最高累计增油930 t。

摘要：随着大牛地致密砂岩气藏规模开发,可动用储量区的储层逐渐变差,呈现出砂体变薄、物性变差、非均质性变强等特点。为了探索既能满足储层变差后气藏的改造要求,又能大幅提高压裂作用效率的工艺,在大牛地气田致密砂岩水平井中开展了固井滑套多簇体积压裂先导试验。现场试验表明:①先导试验井一天顺利完成8段压裂施工,较可溶桥塞工艺作业效率提高了86.5%;②压裂施工过程中各段投球打开滑套显示明显,固井滑套工具可靠;③在物性及钻遇显示差于邻井,压裂段数少于邻井的情况下,采用固井滑套多簇体积压裂工艺后可获得和邻井相近的产量。综合分析认为,固井滑套多簇体积压裂技术具有转层快、易操作的特点;同时配套一球打开多个滑套的多簇设计,可提高裂缝的复杂程度,增大改造体积,压后效果较好。

摘要：针对大牛地气田部分高产液水淹气井采用常规复产稳产工艺存在注气压损大、举升压力低、气举时间长、稳产周期短等无法实现经济有效排采的问题,在对比研究泡排、套管充压气举、多井联合气举+环空激动降压等工艺的优缺点基础上,设计一种"套管充压+多井联合气举+连续泡排"组合复产稳产新工艺,选取1口高产液水淹气井开展了先导试验并进行了经济评价。现场应用表明:高产液水淹气井采用组合复产稳产工艺后,一次性成功复产、成功率为100%、复产周期可缩短28.5%,稳产周期达230 d,复产稳产效果显著。经济评价显示,1口高产液水淹气井复产稳产后日增产量32754 m^3、累计增产量753.346×10^4m^3,累计创效873.88万元,投入产出比为1:100,具有良好的经济效益。该工艺的成功应用为高产液水淹气井的经济有效排采提供了新思路。

摘要：气井压裂返排情况直接影响着低渗致密气藏气井压后的产能和稳产时间。考虑侵入区渗透率的损失、不同区域相渗曲线的差异,同时考虑返排初期含水饱和度和地层压力的不均匀分布,应用局部网格加密、示踪剂追踪、饱和度分区等方法建立了压裂返排的气水两相黑油模型。以示踪剂产量递减率定义了压裂返排结束的标志,研究了低渗致密气藏压裂液的滞留机理,分析了裂缝导流能力和侵入区渗透率损失对气井稳产时间和初期阶段返排率的影响。研究表明:平面上气体沿井眼处指进突破、侵入区高毛管力形成的渗吸效应、裂缝内部纵向上气椎的形成是造成低渗致密气藏压裂液滞留的主要原因;裂缝导流能力在40 D·cm左右、侵入区渗透率损失系数在小于0.3时,既有利于压裂液的返排,同时又不会降低气井的稳产时间。为制定压裂施工设计和指导压后产能评价工作提供了理论依据。

摘要：低油价时期科技投入不足、对外合作减少,传统科技管理模式对科技成果转化、科研人员积极性、创新能力培养等存在负面影响。研究构建"产学研用"融合的科技体制机制,将"产学研用"作为一个系统统一谋划、整体推进,优化顶层设计,建立完善高效的科技管理体系,多专业协同攻关,减少技术创新的盲目性,降低科技创新风险和成本,缩短科技成果转化周期,培养科研管理复合型人才,创新形成了针对不同类型致密低渗透油气藏的勘探开发理论与技术体系,实现致密油气藏连续高质量建产,有力保障了公司可持续发展。