摘要：基于延长油田东部地区地质条件和水平井钻井状况的认知,分析了延长浅层大位移水平井的固井难点。储层温度下水泥浆体系设计困难、垂深浅套管下入摩阻大、后期分段压裂改造对固井质量要求高是其面临的突出难题。研发了低温下强度20 MPa以上的低温微膨胀水泥浆体系,结合双漂浮接箍、优化扶正器组合等降摩减阻下套管技术,井眼准备、隔离液三级冲洗紊流顶替、漂浮顶替等一系列提高顶替效率措施,确保了延长首口浅层大位移水平井七平1井的顺利施工,固井质量良好。为延长油田进一步钻大位移水平井开发浅层难动用资源提供了技术支撑。

摘要：井网密度是油气田开发方案设计中一个非常重要的参数,它影响着油气开采的最终采收率和整体的经济效益。文章在总结前人研究的基础上,通过建立目标方程、设立约束条件,建立起了优化低渗透油藏合理井网密度的模型,然后将模型与油藏数值模拟技术相结合,推算出更合理的井网密度。该方法简便、实用,对油田井网设计具有一定的指导作用,其在油田的实际生产中得到了验证。目前,该方法已在延长油田各采油厂得到了推广和应用,并取得良好的效果。

摘要：高频扭转冲击钻井技术在深部硬地层中的运用效果显著,提高了地层机械钻速,改善了PDC钻头的受力状态。文中通过建立高频扭转冲击PDC切削齿瞬间碰撞破岩模型,运用工程软件,进行了切削齿破岩瞬间碰撞动态模拟研究,得出了冲击频率对切削齿受力环境和破岩效果的影响规律。结果表明:高频扭转冲击钻井存在最优冲击频率,能有效改善切削齿受力环境,减轻切削齿交变应力,即切向力峰值降低,均值增加;切削齿垂向位移、岩石破碎体积和破碎比功在最优冲击频率时能有效提高破岩效率,提高机械钻速。研究结果可为高频扭转冲击钻井设计的参数优化提供依据。

摘要：延长气田集气站建设初期应用高压集气工艺,采用井口不节流,集气站内加热、节流、分离、计量后外输的集气工艺,为防止形成天然气水合物,在集气站内集中向井口注甲醇。2014年投产新井应用中压串联集气工艺,具有井下节流、井口串联、中压集气以及常温分离的特点。针对延长气田集气站放空系统、收球筒设计以及新接入的新井工艺存在的问题进行了讨论,并且提出了相应的解决对策,可为延长气田现今集气站的改造以及未来筹建集气站的建设提供参考。

摘要：加热炉作为加氢装置的重要组成部分,其合理的配管设计直接关系到装置的安全稳定运行。从加热炉及其附属设备的平面布置、进出口管道的设计(选材、管道布置、应力分析等)、燃料气管道以及蒸汽管道的设计等几个方面,系统地简要论述了加氢装置加热炉区的设计要点。

摘要：为了搞清延长气田气井压裂施工作业中造成砂堵的原因,针对延长气田本溪组加砂压裂施工出现的砂堵问题,本文以W区域为例,系统开展了储层物性、砂堵统计及砂堵原因分析,提出具体改建措施与实施方案,并有针对性地开展现场试验。结果表明:①本溪组造成砂堵主要与储层致密、砾岩发育、非均质性强,储层地应力大、措施层段塑性大,压裂液滤失大等因素有关。②改进措施与实施方案为:提高前置液段塞粒径并增加段塞数量,段塞粒径由40~70目增大至30~50目,段塞数量由1个增加至2~3个;携砂液阶段慢提砂比,采用低砂比多阶梯方式加砂,降低平均砂比和最高砂比,平均砂比由19%降低至16%,最高砂比由28%降低至22%;增大压裂液胍胶的浓度,由0.35%提高至0.45%等。③试验井压裂施工顺利,未发生砂堵且压后无阻流量为10.65×104 m3/d,增产效果明显。以上研究对指导延长气田W区域本溪组压裂设计和施工,改进气藏开发和储层改造等具有重要的意义和推广价值。

摘要：根据延长气田969井区上、下古气藏合采集气工艺特点,计算分析集输管网天然气相态变化,水合物生成情况,管网水力情况。计算结果表明下古气藏天然气不存在反凝析区,冬季需预防管线中水合物形成。结合实际对水力计算软件的适用性进行讨论,为解决实际工程问题提供了依据。

摘要：CO_(2)驱油技术在低渗透油田中的研究已经越来越深入,无论室内实验还是现场试验证明都是可行的,不论是在高含水油藏还是低渗、特低渗油藏,注CO_(2)能够降黏膨胀,降低界面张力,改善地层渗透率,从而提高原油采收率。该技术能够有效解决低渗油藏注水开发难的问题。国内在该技术领域的研究也越来越多,研究还发现,工程上常利用水驱特征曲线方法预测CO_(2)驱动态指标,但水驱和CO_(2)驱在驱油机理、开发动态特征等方面存在明显差异,导致预测结果不准确。为了增加低渗透油藏注CO_(2)方案可靠性,根据油藏工程基本原理建立气驱采收率计算公式,并利用采出程度、采油速度和递减率的相互关系提出了气驱增产比概念,建立气驱提高采收率增幅图版,形成了低渗透油藏注CO_(2)驱提高采收率指标预测方法。通过该油藏工程方法预测白豹油区吴26-75井区,注CO_(2)驱油20年可提高采收率8.12%。同时,对目标区块进行三维地质建模及数值模拟研究,通过数值模拟软件计算,预测区块CO_(2)注气速度20、30、40 t/d的情况下,20年可累计增油20.56万、22.48万、24.13万m^(3),可分别提高采收率7.82%、8.55%、9.18%。该油藏工程方法预测结果和数值模拟方法预测结果误差较小,可用于低渗透油藏CO_(2)驱油产量预测和开发方案优化设计。该方法可以简单快捷计算CO_(2)提高驱采收率指标,对区块下一步的开发及评价具有指导意义。

摘要：为有效提高鄂尔多斯盆地南部致密砂岩油藏水平井钻井精确度及成功率,以三维地质建模技术下的构造模型、岩相及属性参数模型、储集层构型模型和自然伽马体模型为基础,进行水平井轨迹设计及随钻跟踪调整,并在盆地南部S区块长8油层组进行了现场试验。结果表明:储集层构型模型、自然伽马体模型等可有效表征目的层砂体的展布规律,定量指导水平井的轨迹设计;钻进过程中通过随钻自然伽马数据的验证分析,及时对水平井轨迹做出调整,确保水平段始终贯穿于最优砂体储集层中;3口现场试验的水平井均顺利完钻,平均砂体钻遇率为98.5%,平均有效储集层钻遇率为90.3%,投产后取得了显著的开发效果。采用三维地质建模技术可有效指导水平井轨迹设计及随钻跟踪调整,为鄂尔多斯盆地致密砂岩油藏水平井钻井及开发提供一定的借鉴。

摘要：为实现特低渗油藏注CO2后形成混相驱,通过渗流力学和油藏工程方法研究特低渗油藏CO2混相驱注采压力系统保压设计方法。首先,利用等值渗流阻力法,考虑特低渗油藏压裂后储层渗透率分布的“四台阶”特性,建立特低渗油藏CO2混相驱渗流阻力数学模型;其次,考虑CO2注入地层后溶解于原油所引起的驱替滞后效应,引入CO2驱迟滞因子,对传统前缘推进方程进行修正。在此基础上,建立特低渗油藏CO2混相驱注采压力系统保压设计方法,并从注采压差、注采井距、水井近井渗透率、油井近井渗透率四个方面进行单因素影响程度分析;最后,绘制M油藏在不同注采压差条件下注入速度与CO2混相驱驱替前缘位置的关系图版。结果表明:注采压差对各项保压设计参数影响最大;纯油相区渗流阻力与混相区渗流阻力的比值仅与注采压差有关,与其他因素和驱替前缘位置无关;注入速度是CO2混相驱保压设计的关键,在合理施工参数范围内,注CO2无法实现全程混相驱,驱替前缘极限位置约在油水井距的3/4位置处。研究结果为特低渗油藏CO2混相驱注采压力系统保压设计提供了理论依据和技术指导。