摘要：中国石油天然气集团公司(以下简称中石油)从2006年启动水平井改造专项攻关以来,水平井压裂技术实现了从无到有再到无限级段分段的跨越,2015年实现了最高分段数26段。10年间,中石油在非常规储层水平井压裂改造技术领域取得了突出进展:(1)自主研发了水平井双封单卡、封隔器滑套、水力喷砂和裸眼封隔器4套水平井压裂主体工艺技术;(2)自主研发了复合桥塞、套管固井滑套2项水平井大排量体积改造主体工艺技术,配套体积改造优化设计理论、压裂液体系、裂缝监测等技术,初步形成体积改造技术体系和水平井工厂化作业模式;(3)自主研发的压裂工具、液体体系等关键技术,不动管柱多级滑套水力喷砂分段压裂技术、液体胶塞分段技术等,达到了国际先进水平或同期国际领先水平。据统计,2014年中石油水平井分别占油井和气井总数的3.2%和13.1%,其对油田和气田产量的贡献率分别达到9.9%和39.7%。最后,指出了新区高密度完井压裂工程试验、老区老井体积重复压裂试验等中石油新一轮水平井改造技术的攻关重点方向。

摘要：针对准噶尔盆地南缘煤层倾角大、地应力复杂的煤层气井钻探难题,基于弱面理论研究了煤层倾角、地应力、造(降)斜对井壁安全的影响,建立起多目标约束的沿煤层钻井轨迹优化模型。研究表明:(1)昌吉地区煤层倾角为10°~25°,局部达到25°~40°,属于高陡倾斜煤层,具有渗透率各向异性强、地应力各向异性强、岩体力学性质各向异性强的特点。(2)钻水平井时,根据倾角对井壁稳定影响分为作用区、过渡区和反转区,倾角在5°~25°时为作用区,沿倾向钻井最安全,沿走向钻井最危险;倾角大于65°后进入反转区,沿倾向、走向都成为安全钻井方位。地应力各向异性越大,坍塌压力越高、安全钻井方位的范围越小。(3)沿煤层倾向钻井时,倾角小于35°时建议沿煤层上倾方向钻井;倾角大于65°时建议沿煤层下倾方向钻井;倾角在35°~65°范围内井壁安全性最低,建议沿煤层走向钻井;井斜角在45°~65°时是最危险造(降)斜段,应尽量避免在此井斜范围对煤层造(降)斜。(4)为降低煤层着陆点到首靶点的坍塌压力,提出S型、J型两种沿煤层钻井轨迹类型,从对比结果看出本文方法比常规方法设计的井眼进尺更短、摩阻扭矩更小。

摘要：随着大庆油田油气开发的不断深入，油田含水率逐年升高，目前已进入高含水开发期，水驱开发的主要对象已由水淹程度较高的中高渗透层转变为剩余油富集的薄差储层．以大庆油田杏六中区三次加密井网为例，从含水率、采出程度、经济效益三方面研究薄差油层油井压裂措施技术界限，为油田的增产措施设计提供选井参考依据和理论支撑．结果表明：研究区块存在压裂措施控水潜力，压裂油井选井含水率控制在90％以下，采出程度控制在70％以下可以取得较好的压裂措施效果，并给出了不同油价条件下的压裂措施增油量下限．

摘要：储气库下限压力与工作气量、注采井数、补充垫气量等参数密切相关,将直接影响项目的经济性。现有方法以地质气藏认识为基础,采用定性半定量方法设计,其结果难以定量精确确定。在充分考虑储气库地质条件、水侵规律、气井产能、外输条件以及实现库容最大化的基础上,通过分析不同下限压力的有效库容形成与项目建设投资的内在关系,以项目经济性最优为目标函数,提出地质—经济一体化预测模型,建立气藏改建储气库下限压力设计新方法。在国内某储气库方案设计中的应用实践表明,该方法统筹了技术经济性,设计基础更加牢靠,结果更加科学。

摘要：凝析气藏型储气库在注入干气后与原地气不断置换,组分和相态发生变化,对其深入研究是储气库注采优化控制、实现高效运行的关键。以新疆H储气库为研究对象,通过建立重力控制下的组分梯度分布模型,定量分析了多周期注入气在储层中的扩散特征、采出气组分变化及凝析油含量变化规律。结果表明:先期高部位注气及强注弱采有利于原地气被驱离近井地带;其后高部位采注比高,原地气置换彻底,低部位采注比低,重组分富集在低部位及气库西侧;单井凝析油含量变化特征受构造部位、注采策略、投产方式等因素综合影响;单井吞吐使原地气置换能力降低,凝析油采出能力随之降低;循环注气方式、以采投注、短期较高采注比均有利于含重组分的原地气加速置换。研究成果可为同类贫凝析气藏改建储气库的设计、注采运行制度的制定及现场调控等提供一定的理论指导。