摘要：为了实现页岩气在多尺度介质中的流动模拟,考虑页岩气在基质—天然微裂缝和人工大尺度压裂缝中的流动特征,建立页岩气多段压裂水平井不稳定渗流数学模型,针对模拟区域采用非结构四面体网格进行网格剖分,基于有限体积方法离散建立页岩气三维渗流数值模型,然后通过顺序求解的方法进行求解,进而模拟页岩气多段压裂水平井的生产动态和储层压力分布变化,并对模拟结果进行分析。研究结果表明:(1)采用所建立的数值模拟计算方法与商业数值模拟软件Eclipse计算的多段压裂水平井产气量基本一致,证实该模型正确、可行;(2)分别采用顺序求解方法和全隐式求解方法计算得到的页岩气水平井产气量虽然在生产初期存在着差异,但随着计算的推进,二者迅速趋于一致,进一步验证了该模型的正确性;(3)尽管解吸气对地层压力具有补充作用,但作用有限,对产气量的影响不大,随着生产时间的延长,解吸气量在产气量中所占比例逐渐上升;(4)确定合理的压裂段数且获得较长的压裂缝长,是页岩气水平井增产改造的核心。结论认为,该研究成果有助于页岩气储层体积压裂的设计以及多段压裂水平井生产动态的预测。

摘要：由于苏里格气田苏10区块单井产量低,井口压力为0.5∽1.0 MPa,积液井占总井数的62%,导致地面管网普遍存在积液问题。为更加有效地携出集输管网积液,同时降低井口压力,提高单井采收率,需对目前集输模式进行优化设计。针对苏10区块集输模式存在的问题,针对性地开展了流量控制、降低压差工艺试验;同时根据目前集输模式的特点,提出阀室移动增压橇集输模式设计。计算结果表明,优化后的集输模式可以进一步降低井口压力（0.1∽0.5 MPa）,从而有助于单井井筒携液,提高单井采收率;同时可以有效地对管网进行携液,降低管网压差,提高输气效率,最终达到延长气井寿命,为气田稳产提供支撑的目的。

摘要：针对气藏开采中、后期,气井中气体不能有效携带出液体而使液体在井筒中积聚形成"气井积液"的问题,利用地层自身能量作为动力液,将射流器和涡流装置进行有机结合,设计了射流涡流排水采气装置。利用有限元方法建立了射流涡流排水采气装置瞬态模型,分析了流体区域的压力分布、不同工况参数及结构参数的射流涡流排水采气装置携液情况。分析结果表明:随着射流涡流装置入口流体速度的增加,压降呈升高趋势;随着含液率的增加,压降呈升高趋势;螺旋角为70°时,压降较小,排液效果最佳;螺旋槽深4 mm时,排液效果最佳,在5 mm时次之;螺旋槽宽的取值范围为4~6 mm,其中5 mm时排液效果最佳。研究结果可为射流涡流排水采气装置的现场应用提供参考。

摘要：苏里格气田东二区属于典型的致密砂岩气藏,必须进行压裂改造才能投产。本区块常用的为低浓度胍胶压裂液,由于孔喉细小、黏土含量高、水锁严重,储层对压裂液较为敏感,压后返排周期长,产量气较低。新型压裂液选取改性植物纤维素作为稠化剂,破胶后没有任何残渣,采用酸性交联,不用添加杀菌剂,与地层配伍性较强,储层伤害大大降低,携砂能力与该地区常用的低浓度胍胶压裂液相当,可以满足施工的要求。目前,该压裂液体系在本区块已应用5口直井,施工成功率100%,测试无阻流量达到8.34×104m3/d,与具有相同改造层位、使用低浓度胍胶压裂液改造的邻井相比,压后返排时间缩短50%以上,无阻流量提高117%,经济效益非常明显。

摘要：天然气压缩机是储气库注气生产的核心设备,压缩机在选型时一般按照规定的工艺条件进行设计配置,主要考虑满足峰值流量。然而在实际生产运行中,需要在不同的负荷下进行工作,这就需要对压缩机的排气量进行调节,以满足工艺流程的需求。同时,大型往复活塞压缩机能耗巨大,是节能减排的重要研究对象。流量调节技术的改进是压缩机节能运行和节能减排的有效途径。本文基于苏东A储气库压缩机运行工况的需求现状,通过对电动可变余隙调节的智能化、自动化改造,开发出一种既能调节气量又能调节压缩比的气量调节设备,通过余隙的自动调节,解决气量调节及能耗高的问题。

摘要：苏里格气田东区二叠系石盒子组盒8段储层属于典型的致密砂岩气藏。为了提高单井产量，开展了水平井开发试验．形成了致密砂岩储层水平井部署、设计与地质导向等技术系列。水平井的井位部署技术是在辫状河储层特征认识基础上，结合不同储层发育区对井控程度的要求，以有效砂体预测为核心，优化部署水平井。水平井设计技术是采用”六图一表”刻画目的砂层的空间展布特征，为水平井顺利实施奠定基础。水平井地质导向技术是结合测井、录井与工程资料，做好沉积微相、储层构造与有效单砂体等分析，制定相应的调整预案，确保有效储层的钻遇率。通过该技术的应用．致密砂岩气藏水平井开发效果明显提高。2011年完钻水平井20口，平均水平段的长度是919m，平均有效储层钻遏率是58．4％，平均无阻流量是26．9×10^4mTd，较2010年提高了22．5×10^4m3／d，取得较好的开发效果。

摘要：长庆苏里格气田气藏储量巨大,但长期以来一直存在难以有效动用的问题,因为该三低气田的储层保护问题难以解决。针对长庆苏里格气田气藏储层特点,通过科学的实验设计,在室内实验的基础上,研究出了一套保护储层的无固相钻井液技术,重点解决无固相钻井液滤失量大、抑制性难提高的问题,优选出了一套性能优良的无固相钻井液配方。该钻井液对储层的伤害小,有效地减小了固相损害、水敏、水锁和贾敏效应,滤失量小于6 mL,流变性好,密度调节范围宽,抗污染能力强,符合钻井完井液技术要求,在苏里格东部气田具有较好的应用前景。

摘要：通过对以往冬季的生产运行总结发现,苏里格低产低效气井普遍存在单井产液量大,气井携液能力差,部分管线设计时穿越地面水层等问题,导致单井管线容易发生冻堵,影响了气井的正常生产,通过井口预注醇的方式,易冻堵井的冻堵频次得到了有效的控制,但此方法加大了员工的工作强度,文章详细介绍了滴定罐注醇工艺技术的原理和使用,该工艺不仅降低了员工的劳动强度,同时有效减少了冬季易冻堵井的冻堵频次。

摘要：气田地面集输工艺在油气资源开采中占据重要地位,其技术水平直接影响油气开采效率,我国当下对油气资源需求度逐渐增加,也对地面集输工艺技术提出了更高的要求,因此必须要重视气田地面技术工艺的研究,并针对其存在问题,进行合理讨论。通过对油气技术系统的工作内容进行分析,讨论了气田地面技术存在的诸多问题,提出了气田地面集输工艺的优化方案。

摘要：多段压裂水平井能有效地提高致密油藏单井产量,双水平井的使用则会增大增产效果,但其压后产量影响因素并不是很明确。基于渗流力学理论,分析压裂双水平井流体流动机理,建立了考虑启动压力影响的油藏—裂缝系统分段压裂双水平井数值模型,采用网格加密方法和控制变量法,计算分析了地质因素和工程因素对双水平井压后产量的影响,并使用正交试验方法把不同的裂缝参数和特征对水平井产量的影响进行了主次排序。结果表明:地质因素中的基质孔隙度和渗透率对压后单井产量影响最大;工程因素中的水平井筒长度和裂缝导流能力对水平井产量影响较大,并且相关因素的影响力排序为:水平井筒长度>裂缝导流能力>裂缝长度>水平井筒间距>裂缝条数。研究结果对致密油藏双水平井压裂理论及优化设计具有现实的实践指导意义。