摘要：随着渤海油田勘探开发的不断深入,新发现油田中边际油田占比越来越多,其储量规模小、动用难度大,同时渤海海域受生态保护、航道和锚地等因素影响较大,经济有效开发受限。基于此,从降本增效的角度出发,对常规井眼进行瘦身优化,并对其进行了经济和技术可行性分析,证明常规井眼瘦身后,具有显著的经济可行性与技术可操作性;另外,针对非标准井眼开展相应配套工具的研发,研制新型四刀翼钻头和一趟多层压裂充填防砂管柱,为瘦身井的顺利实施提供了技术保障。该研究对渤海油田非标准井眼的设计提供了技术借鉴,为边际油田的高效开发提供了理论参考。

摘要：渤海湾盆地古近系东营组三段是渤海海域特有的烃源层系,属于中等-好的湖相生油岩。为研究东三段烃源岩的生烃、排烃特征,选取渤中凹陷东三段有机质丰度高、未成熟的Ⅱ_(1)型暗色泥岩,结合东三段的热史和埋藏史,设计并实施了半开放体系生排烃热压模拟实验。结果表明,渤中凹陷东营组具备较大烃源岩规模和较高的有机质成熟度,源内液态烃流动性好、地层压力充足、排烃效率高;东三段湖相泥岩具备低-中成熟阶段“生油、滞留”,中-高成熟度阶段“产气、排油”的特点;成熟演化作用对东三段泥岩的生烃、排烃和滞留烃特征均有显著影响,是东营组能否有效供烃的关键因素;提出了东三段湖相泥岩等效成熟区间0.51%~1.89%的生烃、排烃和滞留油演化模式,为渤中凹陷超深层、高演化的东三段烃源岩有效供烃量、源内滞留烃存量以及油气转换关系的研究提供了实验参考,也为渤海海域东营组湖相泥岩的资源潜力评价奠定了基础。

摘要：对于物性较好的中高含水期油田,采用常规凝胶体系调剖主要对近井附近高渗通道进行封堵,无法对油藏中深部进行封堵。泡沫体系流动性虽强,但封堵能力较弱,且采用地面注气易受平台作业空间及设备承重等问题而难以实施。而采用层内自生泡调剖可以有效解决平台空间及设备重量受限等难题。从层内自生泡出发,提出一种地下生泡复合凝胶组合调剖设计思路,利用凝胶封堵地下高渗孔道,再利用地下生泡封堵次级高渗孔道,降压增注及间接提高洗油效率,协同发挥各自的作用而达到提高采收率的目的。室内实验及矿场应用结果表明,地下生泡复合凝胶组合调剖后,增油效果显著,对中高含水期油田稳油控水具有很好的参考作用。

摘要：将生产水在采取可靠措施的前提下有计划地回注到现有油田、废弃油气藏或地质构造封闭层,已成为国内外油气行业广泛采用的一种处理方法。某海上油田注水井M将由采油井改造为回注井,由于井身结构及施工设计的限制,目的层采用双层套管固井,为了能够将生产水回注到目的层,需要将双层套管以及地层同时射开,这要求射孔工艺必须进行相应调整。然而目前海上双层套管射孔无相应案例。为此,本文参考国内外相关研究,开展了双层套管射孔作业在海上油田地层回注水井中的技术攻关,通过模拟地层参数制做水泥靶进行打靶实验,并根据实验数据调整射孔工艺参数,最终在海上成功完成了双层套管射孔作业,效果良好,同时也为后续同类型生产井作业提供了宝贵经验。

摘要：现今地应力方向和大小影响着煤层水力压裂缝的延伸,是煤层气井网部署、压裂设计的重要地质参数。合理评价煤层现今地应力方向和大小,对煤层气勘探开发具有重要意义。以鄂尔多斯盆地东北缘神府区块南部8+9号煤层现今地应力方向和大小为研究内容,基于阵列声波测井、微地震监测和成像测井,评价煤层及顶底板现今最大水平主应力方向;在注入—压降实测地应力参数约束下,确定煤层组合弹簧模型参数,并计算煤层现今地应力大小。结果显示,研究区东部8+9号煤层及顶底板现今最大水平主应力方向整体近NNE向,西部最大水平主应力方向可能受大量的压裂改造和不活动断层周围应力场扰动,发生不同方向偏转;20口井地应力测井计算结果显示,垂深1902~2181 m的8+9号煤层垂向主应力范围47~54 MPa,最小水平主应力范围35~44 MPa;最大水平主应力范围42~50 MPa,侧压系数小于1,表现为正断层地应力状态。研究区东部NNE向最大水平主应力方向是经历中新生代印支期SN向挤压、燕山期NNW向挤压和喜马拉雅期NNE向挤压的继承。考虑东部裂缝预测区叠加不同构造阶段平均NNW走向的天然裂缝的分布和NNE最大水平主应力方向正断层地应力状态下NNE向竖直压裂缝的延伸模式,以提高水平井大规模极限体积压裂产量为目标,建议在垂直现今NNE向最大水平主应力方向和垂直NNW向平均天然裂缝走向的水平井方位区间内,综合利用天然裂缝产能和人工压裂缝产能进行水平丛式井布井,并进一步对地应力方向和天然裂缝参数进行精细化表征,以指导施工压裂设计,提高煤层气产量。

摘要：为满足海上老井槽再利用需求,处理原井套管,提高带水泥套管回收过程中的相关力学分析,保证海上钻机设备提升能力满足要求。因此需要切割深度及拔桩力计算模块的开发,帮助现场工程师了解信息,辅助决策。文章从总体架构进行分析,根据功能需求设计相关数据库,接着从软件前端进行设计并测试,最终部署方案。

摘要：MRC技术是基于水平井、定向井发展而来的一项新技术,该技术能很好的增加油层的接触面积,增大泄油面积,提高油田采收率。本文分析了该技术在南海东部油田的应用面临的挑战,介绍了该技术在井位优化设计、随钻导向工具优选、井眼轨迹控制调整等方面的革新,该技术在南海东部油田应用效果良好。

摘要：深水油气田开发向着水更深、离岸更远、环境更复杂的方向发展,要求人工举升工艺不仅要将地层液举升至井口,还需保证液体从井口输送到集输平台或远端地面处理。需要注入高压气,且气体进入油管到达井口后仍有一定的压力可以保证井液远输。常规气举阀充氮压力有限,导致开启压力较低,举升能力受限。针对此种问题,文章设计研制一种高开启压力的气举阀,通过室内试验证明:可在低充气压力下,大幅提升气举阀开启压力,为深井、深水气举提供稳定的流动保障。

摘要：天然气水合物作为清洁高效的替代能源,其商业化开采已提上日程。日本与中国相继对海域天然气水合物进行了试采,试采的主要技术均为降压法和化学药剂注入法。论文基于流动安全保障技术,结合我国南海神狐海域开采的资料,对井下降压加热与气液分离,双泵降压两种试采技术方案进行深入分析,为后续海域天然气水合物商业化开采的设计与生产提供参考和借鉴,对增强可持续发展能力、推进绿色清洁能源发展具有重要意义。

摘要：智能完井技术作为一项先进的钻完井和油井实时生产管理技术,具有实时监测,远程控制等优势,因其数字化、智能化的特点,在提高生产效率、提高采收率及降低油气井生产管理维修费用等方面优势显著。论文从油田目前开发的现状及实际需求出发,通过模块化的设计思想,提出一种集成直接液力驱动和数字解码驱动两种模式的地面控制系统方案,可根据现场油气井开采实际需要,对井下多层位目标滑套开度进行智能调节,实现最优开采。系统采用先导控制模式,由低压控制高压,降低现场操作的风险,可实现远程和就地分别控制调节液控滑套开度的功能。地面控制系统作为智能完井技术的控制中心,通过上位机实时显示井下温度、压力及流量等参数,监测产层生产动态,调整优化油气井开采、开发实施方案,不断优化生产效率,实现对油井全生命周期管理,最终提高油气采收率。