单井供气多目标灰色物元局热决策方法

为了解决单井供气多目标决策问题，基于物元分析和灰色系统理论，建立了单井供气灰色物元决策模型，并将其应用于单井供气实例中，优选出最优供气方案。结果表明，该方法与其他决策方法所得结论是一致的，符合实际情况。     

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长庆气田属低渗、薄层、地层—岩性圈闭定容气田，气层非均质性严重。针对长庆气田气层特征，从井网方式（包括方向、井距）与气层连通性、相对排气半径、采气速度、单井控制储量、非均衡开采的关系以及经济极限井距等方面研究了气田开发的井网问题；提出了在基础井网上抽稀、分批钻井、逐步调整加密形成最终开发井网的部署方案，该方案适合于长庆气田的地质特征。经测算，气井的经济极限井距为２ｋｍ；高产区采气速度与低产区采气速度之比应在３以下为宜；不同产能井区的相对排气半径差别较大，单井控制的有效排气面积可以相差较大。经过调整、加密的最终井网其井距接近于经济极限井距，可获得较好的单井产能和较高的气藏采收率。     

长庆气井分层压裂合层开采工艺技术研究

长庆气田上下古多套含气层系，为了充分动用多个含气层段、提高单井产量，开展了气井分层压裂合层开采技术攻关。本文综述了长庆气井分层压裂合层开采一体化完井管柱的可行性及必要性，通过各种机械封隔工艺优化分析对比，提出了Y241可洗井封隔器分层改造合层开采一体化完井管柱（可满足三层）。经过100多口井现场应用表明，该技术分层改造可靠、施工简单、作业及排液速度快，对储层伤害低，降低了气田开发成本，对低压低产多层系气田开采具有一定技术借鉴或指导作用。     

柱塞气举排水采气工艺研究及应用

长庆气田部分气井单井产量低，携液能力差，井底易产生积液，严惩影响气井的稳定生产，为了进行气井排气采气，针对长庆气田产水气井的状况、地质因素等，进行了柱塞气举排水采气工艺技术研究，并进行现场试验2口井，工艺成功率100％。为长庆气田排水采气工艺技术的发展探索了新途径。     

靖边气田冬季高峰期供气适应性研究探讨

靖边气田是长庆气区主力区块,随着最近几年长庆气区下游用户不断增多,特别是冬季高峰期用气量快速增加,靖边气田原料气最高产量已超过2 000万m3/d,气田调峰压力大,责任重。为此,根据气田冬季用气高峰期生产计划,从靖边气田集输管网、天然气净化厂、部分调产井、非计划关井等方面进行了适应性分析,有针对性地提出改造措施和调整建议,从而保证气田冬季安全、平稳供气,保证优势区块的产能发挥,满足冬季高峰期用气的迫切需要。     

单井供气多目标灰色物元局势决策方法

为了解决单井供气多目标决策问题,基于物元分析和灰色系统理论,建立了单井供气灰色物元决策模型,并将其应用于单井供气实例中,优选出最优供气方案.结果表明,该方法与其他决策方法所得结论是一致的,符合实际情况.     

苏里格气田经济有效开发前景分析

基于市场供需状况分析了长庆气区天然气价格情况,认为苏里格气田天然气销售价格偏低,具有一定的上涨空间。测算了苏里格气田不同天然气价格单因素与气价、单井产量双因素影响下的税后收益率,认为当气价为0.855元/m3时,苏里格气田开发税后收益率可以达到难采气田基准收益率10%的水平;当气价为0.920元/m3时,其税后收益率可以达到常规气田基准收益率12%的水平。由此可见,苏里格气田实现经济有效开发前景较好。     

长庆油田压裂工艺技术的现状及发展方向

压裂工艺技术是长庆低渗透油层试油、气配套技术的重要组成部分,也是提高单井产量和增加可采储量的关键技术,在长庆低渗、特低渗油、气田开发中具有特殊的地位.经过多年研究及现场试验与改进推广,形成了针对不同储层和油藏条件的一整套完备的增产措施技术模式,为实现低渗透油田高效勘探、经济有效开发提供了重要技术手段.通过对长庆油田压裂工艺的总结,探讨了油田压裂技术发展方向.     

长庆气田套管滑套压裂技术的研究与应用

为提高多层系致密气藏单井产量,2009年开始长庆气田在国内率先开展了TAP分层压裂工艺试验,但受压裂工具及施工作业条件影响,施工成功率低,工艺稳定性较差。为提高该项工艺的稳定性和适应性,提出了有限级套管滑套设计思路,结合有限元数值模拟和大型物理模拟实验优化了滑套阀端口,实现了固井条件下非射孔诱导顺利起裂,同时研发配套了变径自锁复合胶塞和水溶性金属球等工具,形成了有限级套管滑套分层压裂工艺,现场试验24口井,实现了一次连续分压7层的突破,施工成功率90%,其中苏里格致密气试验区苏东X井试气绝对无阻流量8.80×104m3/d,投产32个月时日产气1.94×104m3,与邻井相比增产达到80%以上,为长庆气田致密储层实现体积压裂、提高单井产量提供了新的技术手段。     

流量计量准确性对海上气田生产管理的影响.

DF1-1气田单井产量及天然气组分存在较大差异，而下游用户气量需求变化也较为频繁，且对供气组分稳定性有较为严格的要求。在分析DF1-1气田各节点原有流量计量设备和配产模式存在问题的基础上，对4个平台的单井测试流量计进行了改造，建立了流量计量结果检验模板和气田新的产量分配模式，并用实际生产数据进行了验证。结果表明：新配产模式和新模板显著地提高了单井产量计量与气田单井配产的准确性，可指导海上复杂组分天然气田实现快速、准确的产量调配。     

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储量评价是气田开发设计的基础,储量评价结果直接关系到气田开发规模、各项开发指标预测的可靠性及整体效益,是开发决策的重要依据。长庆碳酸盐岩气藏非均质性强,储量动用的难易程度在平面上和纵向上有明显的差别。我们在对静态资料及初期动态资料综合研究的基础上,建立了长庆气田马五1气藏产层分类标准,依据标准将单井各产层划分为Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ类,在综合考虑孔隙结构,测井解释,试气以及DDL－Ⅲ,PLT分层测试等成果的基础上,视Ⅲ类产层储量为难采储量,Ⅰ Ⅱ类产层储量为可动储量。因此Ⅰ Ⅱ类储量为方案设计的物质基础。但是随着部分探井生产时间的延续和生产压差的增大,动态资料显示部分Ⅲ类产层储量也开始逐步动用。文章通过对长庆气田14口井的Ⅲ类产层的产气量与生产压差的统计研究,结合数值模拟和定容气藏物质平衡方法,对长庆气田Ⅲ类储层难采储量的动用程度进行了有效的评价,从而为长庆气田开发设计提供了科学的依据。     

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鄂尔多斯盆地上古生界地层普遍含气,９５％的探井钻到气层,已经压裂作业试气７０％探井达不到工业标准。造成绝大多数探井低产的原因是伴随钻井和压裂所产生的水锁伤害,故１２０口压裂求产井７０％低产实际上是水锁伤害后的产量。通过对８口老井进行重新求产试验,证明年限３年半以上的老井均能大幅度增产。同时还有２个直接成果：１６７井增产后该区已提交１００×１０８ｍ３天然气探明储量;５年前开钻的召探１井,由当时１．１４×１０４ｍ３低产变成今天日产７．７×１０４ｍ３,相当于将气田边界向北推进５０～６０ｋｍ,意义重大。由此预计１２０口老井７０％能达到工业标准,该项目再用６个月可完成７０口老井重新求产,预计可提交１０００×１０８ｍ３控制储量。上述试验结果也同样反应上古生界储层规律,若能搞分压合采,既保护下古生界气层,又能打开上古生界气层,这样２８０口探井的经济效益则相当可观。在对鄂尔多斯深盆气进行４年研究的基础上,提出长庆气田勘探前景———实现世界级特大气田（探明储量大于２×１０１２ｍ３）的目标是可能的。     

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长庆气田位于鄂尔多斯盆地中部，地跨陕西和内蒙古两省区，属中国经济、交通不发达的西部贫困地区。该地区燃料缺乏，土地沙化严重。因此科学合理地利用边缘气井的天然气，对于改善当地生态环境，提高当地人民的生活质量具有很重大约意义。以位于内蒙古乌审旗境内的陕232气井为例，介绍了长庆气田勘探开发初期天然气边缘井的试采并就近合理利用天然气进行的工程实践，同时介绍了可资借鉴的工艺技术及设备选型等。     

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长庆气田储层非均质性强，气层薄而多，单层产能较低，开采难度大，降低成本是气田经济有效开发的必由之路。文章介绍了长庆气田气井多层分压合采工艺技术，提出了探井、开发评价井及开发井的分压合采工艺。现场应用表明：气井分压合采工艺技术对于开发长庆多层系气藏，提高气田整体开发水平和经济效益具有重要的作用。     

开窗侧钻水平井技术在克拉美丽火山岩气藏的应用

开窗侧钻水平井技术是石油勘探、开发过程中,为提高探井成功率和油气采收率,增加老井产能的重要手段。它是利用低产、停产井和套变井的部分井筒以及完好的地面设备,在原来的井筒上开窗,通过控制井眼延伸,向地下油气层进行钻进,并最终钻达新的目的层的钻井技术。该技术在新疆克拉美丽气田的成功应用,解决了储层动用程度低、单井稳产周期短、底水锥进速度快及普通增产措施效率低等难题。为下一步火山岩气藏拓宽气井增产途径和套管开窗侧钻水平井的推广应用奠定良好的基础,为气藏中后期开发提供技术支撑。     

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铁山气田是四川气田川东地区的一个典型的多产层气田,从上到下共有４个产气田后,从评价工作开始到气田进入正式开发的整个过程中,充分运用经营管理手段,我学科合作开展工作;早期钻少量井就发现各产层;以“稀井广探、少井高产”为目标,从勘探开发的角度,整体规划、统一布置评价井;在试采中,充分利用静、动态资源计算、复核气藏储量,评价气藏;以数值模拟为主要技术手段制整体开发方案。采用“一井两层”分采、利用产能富作     

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针对长庆气田产水状况，文章总结了近几年来长庆气田排水采气工艺技术研究所所取得的成果，介绍了优选管柱排水采气、泡沫排水采气、柱塞气举排水采气等三种技术的工艺原理、工艺要求及各项工艺在长庆气田的试验效果，归纳了目前长庆气田采用的三种行之有效的复产工艺措施，形成了长庆气田低压低产气井排水采气工艺技术体系，这对提高低压低产气井的采收率及高效开发具有指导意义。     

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气藏评价结束之前，开发的早期介入使井网部署论证成为一件比较困难的工作。文章从洛带气田蓬莱镇组气藏的地质特征出发，结合国内外气田开发经验，采用油藏工程的多种方法，从储量丰度、导压能力和单井控制储量等多个方面，论证了该气藏的布井方式、合理井距、增布新井原则与井数等井网部署的优化问题。其结论是：建议布井方式采用不规则正方形基础井网，Jp₁+Jp₂层系的井距选择700~800 m，单井平均控制储量为（0.7084~0.9246）×108m3，Jp₃+Jp₄层系的井距选择500~600 m，单井平均控制储量为（0.973~1.401）×108m3，建议气藏采气规模定为60×104m3/d，新增井数38口，总井数为78口。实施一年多的情况表明，研究成果不但有效兼顾了纵向的4个层系，而且实现了勘探与开发的有机结合与滚动。对类似气藏具有参考作用。     

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针对长庆上古生界低渗低压砂岩储层特点，为降低低压气层的伤害，改善压裂增产效果，自2000年起，长庆油田公司开展了CO₂压裂工艺的系统研究和工程试验，先后在榆林、苏里格、靖边等气田的天然气井上共实施21口井23层，气层深度3000~3500 m，最大单井加砂量47.8 m3，平均砂比达29.5％，CO₂泡沫质量为25%~64％。CO₂压裂在多数井取得了明显的增产效果，且通过研究与试验形成了由酸性交联液体体系、恒定内相和变比例设计方法、施工技术、装备配套等组成的CO₂压裂工艺体系。