海拉尔盆地贝尔凹陷高渗井层的试井分析

B3-1井是海拉尔盆地贝尔凹陷上的一口开发井，该井测试后试井解释渗透率比以往区域解释数据高得多。为了准确评价试油层特性，对该井进行了深入的试井分析，采用FAST软件对试井解释结果进行了验证，并将该井与临井试井成果进一步对照分析，证明该井储层特性与区域情况相符，解释结果是可信的。同时对B3-1井进行了产能预测，从而为今后海拉尔地区的深入勘探、开发储备了可靠的基础数据。     

南堡3-81 井高温尾管固井技术

南堡3-81 井位于黄骅坳陷南堡凹陷南堡3 号构造南堡3-81 断背斜高部位，该井斜深为5 939 m，井底静止温度达202 ℃。在四开钻井过程中发生溢流、井漏等复杂情况，下完尾管后环空间隙小，环空液柱流动阻力大。为了保证固井质量，对该井的难点进行分析，并针对固井难点，优选了抗高温恒低密度水泥浆体系、抗高温常规密度水泥浆体系。通过对现场井浆的优化，配制出了与水泥浆、钻井液相容性好的冲洗隔离液，完善该井的固井配套技术措施。并在南堡3-81 井现场应用，固井施工顺利，固井质量为优质。该固井技术为油田深井固井提供了技术支撑。      

利用潜油电泵提高注水井压力见到了明显效果

大庆油田采油一厂一矿的高109-24、26两口注水井于1985年6月经全井酸化处理后投注。初期，高109-24井注水压力11.2MPa，注水量5m~3/d。高109-26井注水压力11MPa，注不进水。不到一个月的时间，高109-24井也因不吸水而关井。     

朝阳沟油田调整井管外冒原因分析及治理措施

朝阳沟油田钻调整井时，由于油层高压等原因，很多井固井后短期内发生管外冒油、水，固井质量难以保证，同时影响油层开发和污染油田周边环境。本文以薄荷台长30-31等区块大量钻井、测井和取心井岩石资料为基础，经过分析，朝阳沟油田固井后管外冒与油田内部的调整井管外冒有着明显的不同，带有显著的外围特点。同时提出了固井后管外冒的机理，以此制订相应技术对策，通过现场实践，固井后管外冒井数大幅度降低，管外冒情况得到缓解，提高了钻井成功率和固井质量，节约钻井成本和后期治理费用。     

长庆榆林气田多井加热炉自控系统的改造与应用

长庆气田集气站均采用多井加热炉，各单井来气经多井加热炉加热后，再经节流阀节流膨胀制冷，以获得低温分离运行温度。为确保单井节流后温度0～-18℃、各单井节流后混合气温度-8 - -5 ℃，主要是通过气路控制系统束实现水浴温度的自动调节，以控制单井天然气加热后温度的。为了更充分利用集气站现有的SCADA系统控制功能。现场通过对多井加热炉自控系统进行了改造，增加了电路控制系统，实现了电路控制系统和气路控制系统相互切换．可直接在计算机上选定所要控制的温度范围，不仅方便了员工操作、减少了员工实际的工作量，而且提高了多井加热炉自控控制水平。     

应用欠平衡水平井技术开发多层超薄特低渗油藏

分析了多层超薄低渗油藏的开发难点，指出采用欠平衡水平井技术是开发该类型油藏的有效方法。以纯70-平平1井为例。详细介绍了大平衡水平井钻井技术的应用情况，该井投产后。产能是邻井的6-8倍。增产效果非常明显。该井的成功为以后同类型井的设计施工积累了经验。     

测试-射孔联作管柱优化

以跃1-22井测试-射孔联作为例，分析了测试-射孔联作过程中测试管柱漏失的各种情况，针对性的提出了解决方案。在马海马107井进行MFE测试-射孔联作时应用调整后的管柱组合，取得了预期效果。     

通刮一体化工具现场试验取得成功

11月10-11日，由江苏油田石油工程技术研究院钻采工具室自主研发的新型工具——通井刮削一体化工具在黄88-22井成功运用。该并作业时，工具室设计人员在井场指导工具的使用。管柱下入后，通井至预定的位置。热洗井后，上提管柱至刮管井段上方。随后进行了试压，投球后升压至11 MPa，稳压10min。再次升压至13MPa，憋短销钉，刮刀张开，进行刮管作业，刮管过程顺利。在完成反洗井后，管柱顺利提出。工具出井后，设计人员对工具进行了检查，刮刀处于完全伸出状态，表明刮削彻底充分；刮刀没有破损和磨痕，表明工具的强度和耐磨性高。     

高承压堵漏技术在海上储气库南堡1-29气库平1井中的应用

冀东油田海上储气库先导试验井南堡1-29气库平1井三开完钻后，为了避免固井施工中发生漏失，先后采用常规复合法、合金粒子法多次堵漏无效，施工周期达21天，造成大量材料与人力损失。该文从地质特征分析井漏原因、前期堵漏技术的优缺点，决定采用高承压堵漏技术，并在现场实施了高承压堵漏浆配置、泵替、挤注、验漏全过程，仅施工一次就实现承压目标，并在固井过程中未发生漏失，生产套管固井质量合格，超过了储气库固井质量要求。该文详细介绍了高承压堵漏技术在水平井南堡1-29气库平1井的现场应用情况，该井一次堵漏成功率100%，一次性达到固井设计承压要求，具有较好推广应用前景。     

三塘湖油田又添三口自喷井

继2005年牛103井、牛13-7井压裂改造实现自喷稳产后，2006年“五一”长假期间，整体压裂改造技术在三塘湖油田三战三捷，牛12-8井、牛13—6井、牛14—5井压裂后均自喷生产，3口井日产油量分别达到12t,9．9t和5t。三塘湖油田3口井实现自喷标志着股份公司重大科研攻关课题“吐哈牛圈湖西山窑油藏整体水平井开发试验”项目取得重要进展，为三塘湖油田牛圈湖盆地的规模开发奠定了坚实的技术基础。     

YC气藏开发技术政策研究

根据储层物性、储量规模及市场需求等因素，综合确定合理采气速度，综合运用试井、试采等研究成果，进行“气井产能-采气指数-试井地层参数”等气井动静态参数分析，进行合理配产，并根据数值模拟法进行优化，同时应用多种方法对气藏合理井距进行了研究，使其更符合气藏实际。在确定气藏开发关键参数后，对气藏的产气规模进行预测。     

治理安全隐患，综合利用低效小气井天然气

Q/SH0003.1-2004《天然气井工程安全技术规范》标准规定：无工业开采价值的废弃井，必须采取封堵措施。废弃井中的低效小气井天然气产量低、井口压力高，既无经济开采价值，又是一个安全隐患;同时由于这些低效小气井采用带压固井封堵，投资较高,因而既造成了经济损失,又浪费了宝贵的资源。为此,根据低效井天然气气质组分，针对性地选择脱硫-脱水-深度脱水-增压-运输-用户的工艺方案，合理开发利用小气井天然气后再封井。这样做一是可以将已征用的井场土地还耕还林；二是变长期闲置的低效小气井天然气为有用资源；三是治理了安全隐患，保障了小气井附近居民的安全；四是摸清了这些含气构造储层情况，为进一步勘探开发打下基础。     

铝胺高性能水基钻井液的研究与应用

铝胺高性能水基钻井液是近年来国内外钻井液新技术的热点。通过三次回收率和岩心浸泡实验，评价了胺基聚醇（有机胺类）AP-1和铝聚合物DLP-1的防塌能力，并优选出了铝胺高性能水基钻井液配方。营72-平2井三开后因严重井塌无法施工，被迫填井倒钻，倒钻至井深2920m时，井塌现象已非常严重，转换为铝胺高性能水基钻井液后顺利完钻。辛176-斜12井三开后钻遇大段泥页岩。地层微裂缝发育，同时泥岩中蒙皂石含量高、水敏性强，钻进中发生较严重的井壁垮塌掉块，换用铝胺高性能水基钻井液后顺利完钻。以上2口井的现场试验应用证明，铝胺高性能水基钻井液对解决因水化不均匀或微裂缝发育导致的井壁不稳定具有良好的效果。     

C02气井稳定试井的应用

针对CO2气体的特性，在吉林油田孤7-1-1井和乾＋18-22井两口井共计6层进行了CO2气井稳定试井的有益探索。结合相关资料，得出了一种CO2气井稳定试井方法。该技术的应用，解决了吉林油田CO2气井试井难的问题，为今后的试井工作提供了科学依据。     

四川石油管理局测井公司模块枪锚定射孔工艺获得成功

四川石油管理局测井公司在去年底拿到塔里木油田克拉2气田射孔作业任务后，集中力量，全力以赴搞好施工专用仪器、专用工具、专用配件等的准备和施工人员的技术培训工作。终于在克拉2-7井应用模块枪锚定射孔新工艺获得成功，经放喷测试，该井日产天然气230万立方米，井1：2压力下降；放喷日产460万立方米，井1：2压力仅降6兆帕，取得非常满意的效果。     

页岩油储集层压后焖井时间优化方法

建立了考虑毛管压力、渗透压、膜效应以及弹性能的压裂-焖井-生产多过程多相流模型，提出了以产能最大化为目标的页岩油水平井分段多簇压裂后焖井时间优化方法，采用现场生产数据和商业软件验证了该模型的准确性。基于该模型和方法，根据现场压裂压力数据反演裂缝参数，建立物理模型，模拟了压裂、焖井以及生产阶段储集层孔隙压力、含油饱和度的变化动态，并研究了7种因素对最优焖井时间的影响规律，通过开展正交实验明确了最优焖井时间的主控因素。研究表明，随着焖井时间增加，累计产量增量先快速增加后趋于某一稳定值，变化拐点对应的焖井时间为最优焖井时间。最优焖井时间与基质渗透率、孔隙度、毛管压力倍数及裂缝长度呈非线性负相关，与膜效率、注入液体总量呈非线性正相关，与排量呈近线性正相关。对最优焖井时间的影响程度从大到小依次为注入液体总量、毛管压力倍数、基质渗透率、孔隙度、膜效率、压裂液矿化度和排量。     

水平井固井质量对套管变形影响分析

针对某井区深井X-1h井中出现的套管变形损坏问题，对比分析了压裂段固井质量与套损位置关系，基于现场数据，建立了套管-水泥环-地层力学耦合模型，分析了套管-水泥环界面胶结失效后形成微间隙的大小、水泥环破坏后的缺失角度以及水泥环缺失方位对套管应力和变形失效的影响。研究结果显示：固井质量不佳对套管的应力及变形失效有显著影响；套管-水泥环界面过大的微间隙会由于套管在内压作用下的鼓胀效应而放大内压的作用；当水泥环缺失角度在45°～60°区间时，套管Mises应力最大，超过套管材料最小屈服强度；当水泥环缺失方位与井周最小主应力方向一致时，套管应力集中最明显，略大于套管材料的最小屈服强度，套管局部发生塑性变形失效。研究结果可为现场固井作业施工提供一定的指导。     

射孔参数对射孔-砾石充填井表皮系数的影响分析

射孔过程对油、气井的产能影响有利有害，它既能为油气流提供通道，又可对产层造成相当的伤害。如果工艺和射孔参数选择得当，就可以使射孔对产层的伤害最小，否则将适得其反。文章在通过建立射孔-砾石充填井表皮系数计算模型的基础上，分析了射孔-砾石充填井的孔深、孔径、孔密等射孔参数对表皮系数的影响及其程度。应用此模型计算官10井的表皮系数高达13.89，对该井优化了射孔方案，经过实施深部酸化增产作业后，成功地使官10井的产量由原来的709 m3/d增加到平均6.0×10⁴m³/d。相对于压力恢复试井解释表皮系数，文中提出的射孔-砾石充填井的表皮系数计算方法具有速度快，精度较好的特点，能有效地模拟出孔深、孔径、孔密等射孔参数对其的影响。     

SL-Y341-115高压封隔器在中原油田采油六厂取得较好应用效果

中原油田采油六厂开发区块因油层非均质性较为严重，渗流能力较差，采用ZY-Y341-114（原753－3）封隔器进行注水已无法满足分注的要求。而SL－Y341-115高压封隔器井下工作压差达到25MPa，比原来的ZY－Y341－114封隔原高5MPa。在结构设计上采用了悬挂锚定结构和液压应封方式，各级封隔器可以同时应封，并采用了下放管柱的方式解封，便于安全起出管柱，操作简单方便。鉴于以上情况，采油六厂先后在桥29-36井、马10-5井、马11-116井、马11-106井、马12-22井、徐14-20井等6口井上采用了sL－Y341-115高压封隔器进行了换封分注，成功率100％…     

华北油田采油二厂岔15-335井补孔后喜获高产

华北油田采油二厂二次加密井岔15-335井于1月20日补孔后喜获高产,初期日产油22 t。岔15-335井位于岔15断块中部岔15-141井区,是沿断棱布钻的大角度斜井。该井于2009年8月2