2這四個(gè)區(qū)塊45口井的固井施工現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)，結(jié)合固井聲幅圖，基于統(tǒng)計(jì)原理結(jié)合最小二乘法，精確計(jì)算優(yōu)選的45口井的不同密度水泥漿的環(huán)空流動(dòng)摩阻，并對(duì)該理論結(jié)果進(jìn)行驗(yàn)證。該計(jì)算結(jié)果與固井施工實(shí)際數(shù)據(jù)偏差較小，對(duì)固井施工設(shè)計(jì)具有重要的指導(dǎo)意義。1 環(huán)空水泥漿流動(dòng)摩阻計(jì)算思路1.1 選擇固井施工數(shù)據(jù)選取N口井固井施工數(shù)據(jù)作為計(jì)算基礎(chǔ)，N越大越好。根據(jù)固井施工中注入不同密度水泥漿總量、返出量、漏失量，結(jié)合固井聲幅圖水泥漿返高，確定這N口井的環(huán)容。1.2 確定不同水泥漿體

共300 口，每口井功率平衡率在50%～100%間均勻分布11 個(gè)測(cè)試點(diǎn)，分別測(cè)試抽油機(jī)有功功率值，3 種型號(hào)抽油機(jī)不同平衡率下有功功率數(shù)據(jù)見(jiàn)表1。當(dāng)功率平衡率在80%～100%區(qū)間內(nèi)時(shí)，3 種型號(hào)抽油機(jī)的有功功率值不隨平衡率升高而降低，判斷該區(qū)間為耗能最低功率平衡率區(qū)間。表1 3 種型號(hào)抽油機(jī)不同平衡率下有功功率數(shù)據(jù) kW綜合以上分析，當(dāng)抽油機(jī)井功率平衡率小于80%時(shí)可判定抽油機(jī)平衡不滿足能耗最低的標(biāo)準(zhǔn)，需對(duì)抽油機(jī)進(jìn)行平衡調(diào)整。3 功率法平衡調(diào)整技術(shù)的應(yīng)

常規(guī)壓裂1272口井、大型壓裂292口井、修井517口井，施工總量與去年同期相比增長(zhǎng)394口井。今年以來(lái)，大慶油田井下作業(yè)分公司全力抓好“三件大事”，聚焦增儲(chǔ)上產(chǎn)、“治病救井”、效益動(dòng)用“三大戰(zhàn)場(chǎng)”，科學(xué)匹配生產(chǎn)要素，精細(xì)運(yùn)行計(jì)劃安排，合理調(diào)配保障資源，全力實(shí)現(xiàn)井下施工提速提效。增儲(chǔ)上產(chǎn)，開(kāi)攻！為油“開(kāi)路”，他們是“專(zhuān)業(yè)”的。大慶油田井下作業(yè)分公司持續(xù)提升隊(duì)伍專(zhuān)業(yè)化水平，作業(yè)二大隊(duì)連續(xù)油管設(shè)備承擔(dān)致密油水平井一體化施工，特種工藝作業(yè)二大隊(duì)帶壓設(shè)備承擔(dān)壓驅(qū)、

到目前共計(jì)應(yīng)用6口井，至2021年7月1日，時(shí)間最長(zhǎng)的1口井已連續(xù)加藥272天，最短的1口井已實(shí)現(xiàn)連續(xù)加藥124天，均實(shí)現(xiàn)加藥后免熱洗。結(jié)合集中加藥效果，預(yù)計(jì)6口井均可實(shí)現(xiàn)一個(gè)檢泵周期內(nèi)免熱洗。2.1 系統(tǒng)效率上升、噸液百米耗電下降統(tǒng)計(jì)6口井試驗(yàn)前后的動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，進(jìn)行了能耗對(duì)比測(cè)試，計(jì)算了試驗(yàn)前后的系統(tǒng)效率及噸液百米耗電[6]，試驗(yàn)前后系統(tǒng)效率對(duì)比見(jiàn)表2。試驗(yàn)前后產(chǎn)液量穩(wěn)定并略有上升，平均系統(tǒng)效率上升2.12%，百米耗電下降0.05kWh。表2 試驗(yàn)前后系統(tǒng)

吞吐，階段實(shí)施6口井，注入超臨界蒸汽13613t，吞吐投產(chǎn)的2口井階段產(chǎn)油6510.3t，另4口井階段增油2372.6t，提高了C13塊的開(kāi)發(fā)效果。關(guān)鍵詞：蒸汽吞吐;超臨界;C13斷塊屬于厚層塊狀油藏，區(qū)塊儲(chǔ)層物性差，油品性質(zhì)差，原油粘度為652mPa·s（50℃），油水粘度比較大，含油幅度低（含油幅度50m），油層埋深較深（1650-1800m），受原油物性影響，油井投產(chǎn)后，產(chǎn)量逐漸下降，且隨著開(kāi)發(fā)年限的延長(zhǎng)，重質(zhì)成分含量增加，油井近井地帶易堵塞。為了提

署的8個(gè)平臺(tái)54口井全部開(kāi)鉆，已完鉆46口，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層鉆遇率達(dá)95%以上，集氣總站和3個(gè)平臺(tái)12口井已投產(chǎn)，日輸氣量為105×104m3；二期項(xiàng)目建設(shè)全面鋪開(kāi)，計(jì)劃建設(shè)年產(chǎn)能20×108m3，實(shí)施14個(gè)平臺(tái)110口開(kāi)發(fā)井，9口井已開(kāi)鉆，10余口井正開(kāi)展油氣測(cè)試，集氣管線、供電線路等工程正加緊施工。

，共有油井305口井，其中螺桿泵井105口，抽油機(jī)井200口。大部分油井位于壓覆區(qū)（城區(qū)、村屯），開(kāi)采時(shí)間較長(zhǎng)，存在著油井桿管磨損嚴(yán)重，油井砂面高，油層脫氣，吐砂較為嚴(yán)重，城區(qū)注水井停注，地下虧空，井筒結(jié)垢較為嚴(yán)重等諸多問(wèn)題。2、目前油井大量使用修舊油管，使井下管柱新度系數(shù)很低，油井工作狀況變差;油井出砂、出泥漿、結(jié)垢現(xiàn)象逐年增多，管桿偏磨、管漏、桿斷脫現(xiàn)象也日趨增多，這些因素增加了油井維護(hù)性作業(yè)工作量。3、2019年計(jì)劃維護(hù)性費(fèi)用264.41萬(wàn)元，全年計(jì)

，一次熱洗只洗1口井，每熱洗1口井需占用1天的時(shí)間。某采油廠機(jī)采井平均熱洗周期為120天，平均每口井年熱洗3次。隨著機(jī)采井?dāng)?shù)的增多，機(jī)采井熱洗工作量逐年加大。2015年初，該采油廠抽油機(jī)井、螺桿泵井總數(shù)達(dá)到了11 200口，年正常熱洗達(dá)到33 600井次，加上管線沖洗和泵況核實(shí)熱洗，年熱洗達(dá)到48 000井次，平均每天熱洗132口井，全廠共計(jì)72個(gè)采油隊(duì)，平均每個(gè)采油隊(duì)日熱洗1.86口井才能保證熱洗計(jì)劃完成。如果采取原有的熱洗方法，想要完成熱洗工作量，顯然

個(gè)直井筒就動(dòng)用2口井地下資源的目標(biāo)，是提高單井產(chǎn)量、單井最終累計(jì)采出氣量和提升經(jīng)濟(jì)效益的重要手段。但因其攜帶巖屑困難、鉆具受力復(fù)雜、井壁垮塌風(fēng)險(xiǎn)高等諸多技術(shù)難題，在山地頁(yè)巖氣鉆井中較難實(shí)現(xiàn)。寧209H71-3井位于四川宜賓，是中國(guó)石油西南油氣田公司部署在川南頁(yè)巖氣田的一口直改平開(kāi)發(fā)井。前期，該公司已完成了長(zhǎng)度2 500 m以上水平段井12口，其中2 820 m、3 000 m水平段井各1口。針對(duì)寧209H71-3井鄰井資料少、水垂比大等不利因素，該公司認(rèn)真

的首批開(kāi)發(fā)井，兩口井油壓都超過(guò)104 MPa，日產(chǎn)氣量均超過(guò)50×104m3。截至目前，克深13氣田已完鉆的7口井全部獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流，正在鉆探的5口井也鉆遇優(yōu)質(zhì)天然氣儲(chǔ)層?？松?3氣田所在的中國(guó)石油塔里木油田公司克拉—克深大氣區(qū)是塔里木盆地探明的首個(gè)萬(wàn)億立方米大氣區(qū)。該氣田產(chǎn)能建設(shè)的全面展開(kāi)，標(biāo)志著上述氣區(qū)埋深7 000～8 000 m超深領(lǐng)域的氣藏全部探明并投入開(kāi)發(fā)。（天工 摘編自中國(guó)新聞網(wǎng)）

往往是多個(gè)區(qū)塊多口井構(gòu)成井網(wǎng)同時(shí)排采，因此排采中多口井相互貫通干擾，如果繼續(xù)排采，同一區(qū)塊位置相鄰的井，它們之間壓力會(huì)不斷延伸以致重疊，這樣導(dǎo)致壓降漏斗也會(huì)最終交匯[9]。在單井壓降漏斗的基礎(chǔ)上壓降漏斗疊加，計(jì)算公式可表示為：式中：p（x，y，t）為 t時(shí)刻距井筒（x，y）處的儲(chǔ)層壓力；N 為生產(chǎn)井?dāng)?shù)量；k為 1，2,3，…，N。綜上，得到關(guān)于單井與群井排采過(guò)程中壓降漏斗模型及相關(guān)的輔助模型：2 儲(chǔ)層壓降傳播規(guī)律數(shù)值模擬分析根據(jù)柿莊南10口排采井?dāng)?shù)據(jù)，利用

臺(tái)井，目標(biāo)一共9口井，中間是1口直井，周?chē)植?口水平井，方位設(shè)計(jì)為順時(shí)針螺旋分布，垂深落差設(shè)計(jì)為20米，該項(xiàng)目已經(jīng)準(zhǔn)備如下：關(guān)鍵詞：：地?zé)峋_(kāi)發(fā);對(duì)穿井軌跡設(shè)計(jì);平臺(tái)井設(shè)計(jì)一、設(shè)計(jì)依據(jù)1.1 ?地理及環(huán)境資料已規(guī)劃居民區(qū)未建居民房的空曠地或附近地下地?zé)豳Y源好的地方（空間足夠，克服地面建筑限制），在安全環(huán)保且不擾民的前提條件下實(shí)現(xiàn)有效的鉆井施工。1.2 ?鉆井工程概況整個(gè)設(shè)計(jì)平臺(tái)先后共鉆成9口井，先鉆直井，通過(guò)儀器檢測(cè)優(yōu)選采熱井段，然后根據(jù)直井采取地層溫度

塊調(diào)堵結(jié)合試驗(yàn)6口井的方案設(shè)計(jì)后，正式進(jìn)入現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)階段。這種新的低成本、強(qiáng)有效調(diào)堵體系的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，標(biāo)志著改善水驅(qū)的壓裂式調(diào)剖堵水工藝關(guān)鍵技術(shù)已經(jīng)形成。針對(duì)老區(qū)無(wú)效水循環(huán)嚴(yán)重、單體措施改善水驅(qū)效果有限的問(wèn)題，吉林油田將現(xiàn)有的調(diào)剖、堵水技術(shù)進(jìn)行有機(jī)結(jié)合，初步形成新木147典型區(qū)塊調(diào)堵綜合治理方案新思路，將常規(guī)低排量調(diào)堵與壓裂式高排量調(diào)堵結(jié)合，將以往的成熟調(diào)堵劑進(jìn)行多段塞組合，編制完成6口井調(diào)堵方案，助力老油田改善水驅(qū)。吉林油田老區(qū)已進(jìn)入開(kāi)發(fā)后期，為了治理無(wú)效水

4.64d，有4口井鉆井周期縮短20d，其中XH271井鉆井周期比鄰井縮短50.12d。同時(shí)由表1可知，氣體鉆井周期縮短20d以上的4口井，進(jìn)尺均在700m以上，處理復(fù)雜時(shí)間平均7.275h，其中XH271井縮短鉆井周期50.12d，進(jìn)尺達(dá)到了1100m，處理復(fù)雜時(shí)間為零，所以要想提高氣體鉆井效率，縮短鉆井周期，需要通過(guò)完善氣體鉆井技術(shù)來(lái)提高氣體鉆井進(jìn)尺，減小井下復(fù)雜幾率和減少處理井下復(fù)雜時(shí)間。1.1 應(yīng)用井段較短通過(guò)統(tǒng)計(jì)所鉆的11口氣體鉆井井段、層位及進(jìn)

進(jìn)行施工，仍有3口井在鉆井過(guò)程中發(fā)生井涌、油氣浸等復(fù)雜情況，12口井使用密度1.85～1.95g/cm3的水泥漿固井，11口井使用套管外封隔器，并配合使用鎖水抗竄劑，仍有5口井固井質(zhì)量不合格，出現(xiàn)管外冒的情況，說(shuō)明西5-107井區(qū)S1、S2組存在異常高壓力。1 西5-107井區(qū)異常高壓層電性特征及形成原因1.1 異常高壓層的電性特征對(duì)西區(qū)完井電測(cè)曲線進(jìn)行比較，高1129-21井和西6-P9井具有異常高壓層，西52-7井油層壓力正常，總結(jié)后發(fā)現(xiàn)異常高壓層具有

6.78d，有5口井鉆井周期縮短25d，氣體鉆井介質(zhì)由單一的空氣鉆井發(fā)展到空氣/霧化/泡沫、氮?dú)?、氮?dú)?霧化/泡沫鉆井的復(fù)合氣體鉆井，并形成了氣體鉆井設(shè)計(jì)、控斜打快、井壁保護(hù)、高溫霧化/泡沫鉆井液和氣體鉆井組分監(jiān)測(cè)技術(shù)，初步解決了大慶探井氣體鉆井施工中的難題。氣體鉆井極低的循環(huán)介質(zhì)當(dāng)量密度使該項(xiàng)技術(shù)在提高機(jī)械鉆速、發(fā)現(xiàn)與保護(hù)儲(chǔ)層和提高油氣井具有十分突出的作用，從而使該項(xiàng)技術(shù)得到了應(yīng)用發(fā)展。但應(yīng)用氣體鉆井技術(shù)隨之帶來(lái)的是對(duì)地層流體壓力和井眼穩(wěn)定性控制能力較低

項(xiàng)目計(jì)劃建設(shè)10口井，年總儲(chǔ)氣量將達(dá)4.6×108m3，工作氣量近2.6×108m3，最大供氣能力為500×104m3／d。2023-2026年為項(xiàng)目二期建設(shè)期，計(jì)劃建設(shè)12口井，屆時(shí)，港華金壇儲(chǔ)氣庫(kù)將擁有22口井，總儲(chǔ)量將達(dá)10×108m3，工作氣量近6×108m3。目前，港華金壇儲(chǔ)氣庫(kù)已建成3口井，儲(chǔ)氣量近1.5×108m3，工作氣量逾8 800×104m3。港華金壇儲(chǔ)氣庫(kù)由香港中華煤氣、中鹽金壇鹽化有限責(zé)任公司合作建設(shè)，是我國(guó)首個(gè)由城市燃?xì)馄髽I(yè)籌建、

用了4個(gè)廠家11口井；通過(guò)歸類(lèi)，在原理上有兩種，一種是直流力矩電機(jī)系統(tǒng)，10口井；一種是交流力矩電機(jī)系統(tǒng)，1口井；現(xiàn)在分別介紹：2.1 直流電機(jī)直驅(qū)地面系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)直流直驅(qū)螺桿泵地面系統(tǒng)由智能控制器和直流永磁力矩?zé)o刷電機(jī)組成；其中智能控制器由整流濾波、功率單元、智能控制和鍵盤(pán)顯示四個(gè)部分組成。2.2 直流電機(jī)直驅(qū)地面系統(tǒng)的原理將交流電源變成平滑穩(wěn)定的直流電源，提供給直流電機(jī)，直流電機(jī)緩慢轉(zhuǎn)動(dòng)到設(shè)定的轉(zhuǎn)速，帶動(dòng)井下泵舉升油液。2.3 交流電機(jī)地面系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)交流

，經(jīng)過(guò)優(yōu)化，63口井泵效由22%上升到24.3%，提高4.3%，系統(tǒng)效率由22.5%上升到23.1%，泵效的提高是因泵的充滿系數(shù)得到改善，泵工作時(shí)工況趨于合理，工況越好，深井泵的使用壽命越長(zhǎng)，參數(shù)優(yōu)化起到了一定的作用。1.2 設(shè)備優(yōu)化1.2.1 重新評(píng)估抽油桿和加重桿,以防止抽油桿發(fā)生彎曲五里灣一區(qū)油井391口，直井12口，定向井379口，由于定向井存在一定的斜井段，在斜井段抽油桿下行阻力增加，如果抽油桿沒(méi)有加重措施，抽油桿就會(huì)彎曲，在頻繁的上下運(yùn)動(dòng)中抽油

出17-17等9口井進(jìn)行CO2吞吐采油技術(shù)。(2)措施前油井主要存在問(wèn)題。措施前9口井主要存在以下問(wèn)題：①采出程度低、回采水率低。17-17等9口井累計(jì)產(chǎn)油18982噸，產(chǎn)水37682噸，平均單井累計(jì)產(chǎn)油僅2109噸，回采水率0.45。由容積法 N=100Ahφ(1-Sωi)ρo/Boi計(jì)算9 口井可控制儲(chǔ)量12.6×104噸，剩余10.7×104噸，17-17等9口井僅采出可控制儲(chǔ)量的15%。②末周期油汽比低、吞吐效益差。末周期平均單井油汽比僅為0.23

來(lái)自寧夏中寧縣寬口井希望學(xué)校學(xué)生的一封信。信件的主要內(nèi)容為：“我們是中寧縣寬口井希望小學(xué)的學(xué)生，是一群來(lái)自大山里的孩子，請(qǐng)你把小小的夢(mèng)想帶到太空吧，我們夢(mèng)想有一天，讓每一個(gè)地球人，都能通過(guò)太空郵局聽(tīng)到我們的歌聲。”附：信件原文致楊利偉伯伯的一封信敬愛(ài)的楊利偉伯伯：您好！我們是一群來(lái)自大山里的孩子，我們的家鄉(xiāng)在海原縣曹洼鄉(xiāng)，那里有高高的大山、長(zhǎng)長(zhǎng)的梯田和凈凈的藍(lán)天。我們喜歡對(duì)著大山唱歌兒，我們喜歡對(duì)著羊群唱歌兒，雖然，我們的家鄉(xiāng)很窮。4年前，我們從山區(qū)搬了出

市某農(nóng)村地區(qū)27口井，分別于2015年不同水期各采一次（枯水期為3-4月、豐水期為7-8月），每次采集水樣4個(gè)。共采集井水樣本216份送檢。方法水質(zhì)檢驗(yàn)結(jié)果依據(jù)《生活飲用水衛(wèi)生標(biāo)準(zhǔn)》（GB 5749-2006）進(jìn)行判斷，水樣中如有一項(xiàng)或一項(xiàng)以上不合格，即判定為不合格樣品。統(tǒng)計(jì)學(xué)分析用Excel表格進(jìn)行數(shù)據(jù)錄入，采用SPSS17.0統(tǒng)計(jì)學(xué)軟件進(jìn)行統(tǒng)計(jì)描述。水樣合格率的比較采用卡方檢驗(yàn)，顯著性檢驗(yàn)水準(zhǔn)為α=0.05,以P＜0.05為差異有統(tǒng)計(jì)學(xué)意義。結(jié)果現(xiàn)況調(diào)

設(shè)計(jì)，正反向各2口井，水平段長(zhǎng)1 500 m，靶前距800 m，水平段間距600 m，偏移距300 m，均為三維井眼軌道水平井，鉆井難度相同；圖1(b)為6井平臺(tái)正反向?qū)ΨQ(chēng)式井眼軌道，正反向各3口井，中間2口井設(shè)計(jì)為二維井眼軌道，其余4口井設(shè)計(jì)為三維井眼軌道，偏移距600 m，鉆井難度相同。圖1 正反向?qū)ΨQ(chēng)式井眼軌道設(shè)計(jì)示意Fig.1 The schematic diagram of reverse symmetrical well trajectory涪

場(chǎng)隨機(jī)測(cè)試138口井平衡狀況，其中電流平衡127口井，電流平衡率92%；功率平衡87口井，功率平衡率63%。造成電流平衡率與功率平衡率之間差值為29%的主要原因是由于電流法存在以下幾方面的問(wèn)題：1）虛假平衡。鉗形電流表測(cè)試出的電流值不分正負(fù)，無(wú)法判斷是電動(dòng)機(jī)發(fā)電電流還是輸電電流。如A1井上沖程電流峰值23 A，下沖程電流峰值20.4 A，電流平衡度為88.7%，判定抽油機(jī)處于平衡運(yùn)行狀態(tài)。但是，功率法測(cè)試結(jié)果顯示下沖程過(guò)程中存在負(fù)功，因而判定抽油機(jī)處于嚴(yán)重

說(shuō)才女，首推王于口井，這個(gè)女孩子寫(xiě)過(guò)兩部大戲……”“對(duì)，就是王于口井！”沒(méi)等朱克靖介紹完，葉飛就搶著說(shuō)。陳毅問(wèn)：“你認(rèn)識(shí)王于口井？”葉飛說(shuō)：“不認(rèn)識(shí)，我看過(guò)服務(wù)團(tuán)出的墻報(bào)，王于口井寫(xiě)的文章，不但文字流暢，而且很有思想和獨(dú)到見(jiàn)解?！标愐憷事曇恍Γ骸霸瓉?lái)你早注意上她了！張茜也極力推薦王于口井！”陳毅轉(zhuǎn)身對(duì)鐘期光交代：“老鐘，回去把王于肼調(diào)過(guò)來(lái)?！苯又謱?duì)葉飛說(shuō)：“我們把人調(diào)過(guò)來(lái)，成不成就在你了。我主張，抗戰(zhàn)持久戰(zhàn)，戀愛(ài)速?zèng)Q戰(zhàn)?！辩娖诠庥H自找王于口井談話，并修書(shū)

礦中一隊(duì)安裝了2口井，應(yīng)用改進(jìn)的抽油機(jī)電機(jī)底座，每口井每年平均創(chuàng)效1.729萬(wàn)元。3.1 投入費(fèi)用:制作一套抽油機(jī)井電機(jī)底座需要資金0.2萬(wàn)元，共計(jì)2套，所需資金為0.4萬(wàn)元。3.2 產(chǎn)出效益3.2.1 節(jié)約時(shí)間，多產(chǎn)原油，增加產(chǎn)值:1)原來(lái)?yè)Q1組皮帶，每次2人需要30分鐘，現(xiàn)在應(yīng)用抽油機(jī)電機(jī)底座，換皮帶僅需要一個(gè)人8分鐘，以前是一年換10次皮帶；現(xiàn)在一年換2次皮帶；2)緊皮帶時(shí)原來(lái)每次需要2人30分鐘，現(xiàn)在緊皮帶僅需要一人1分鐘且不停機(jī)，每年緊30次皮帶

.0軟件計(jì)算16口井4行4列矩形排列，選用雙U32時(shí)30年內(nèi)各年各月的地下?lián)Q熱器進(jìn)出水平均溫度，如表2所示。表2 峰值負(fù)荷各年各月月末進(jìn)出水平均溫度表從表2可以看到本項(xiàng)目冬季地下?lián)Q熱器水溫較高，遠(yuǎn)優(yōu)于規(guī)范的要求，夏季峰值負(fù)荷下的水溫在前10年是合格的，到第30年高達(dá)36.45℃，超標(biāo)較嚴(yán)重。通過(guò)EHPD1.3程序，也可以得到一組類(lèi)似的數(shù)據(jù)，表3為采用16口井4行4列排列選用單U32管時(shí)兩軟件的結(jié)果：表3 單U32各年計(jì)算結(jié)果從表3可以看出，兩軟件的計(jì)算結(jié)果

均老井補(bǔ)壓在30口井左右。自2010年3月份大規(guī)模開(kāi)發(fā)以來(lái)至今，在老井補(bǔ)壓中共出現(xiàn)壓后卡管柱8口井，其中強(qiáng)拔解卡4口井，大修處理4口井（80萬(wàn)/口），直接造成經(jīng)濟(jì)損失300多萬(wàn)。由于受此問(wèn)題的影響嚴(yán)重制約著油田的開(kāi)發(fā)動(dòng)用。2.壓后卡管柱單井實(shí)例：伊××井2.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)斜井，最大井斜15.77，對(duì)應(yīng)井段1200米，鉆井完井日期2009年11月6日，人工井底2668.93米，聯(lián)入4.8米；油層套管P110*139.7/121.36mm。該井于2010年2月8

44井組進(jìn)行了3口井的清潔壓裂液試驗(yàn)，并與同一井組常規(guī)瓜膠壓裂的化344-1、化344-2、化344-3進(jìn)行了壓后產(chǎn)量對(duì)比?；?44-4、化344-5、化344-6等3口試驗(yàn)井采用清潔壓裂液作為施工液體。在現(xiàn)場(chǎng)施工過(guò)程中，清潔壓裂液性能穩(wěn)定，保證了加砂過(guò)程的順利進(jìn)行，均按設(shè)計(jì)要求加入相應(yīng)數(shù)量的支撐劑，平均加砂。由于清潔壓裂液無(wú)殘?jiān)?，?duì)儲(chǔ)層無(wú)傷害，因此壓后可以不排液直接投產(chǎn)。3口試驗(yàn)井在投產(chǎn)后，生產(chǎn)能力較鄰井有明顯提高。截止7月7日，3口井試驗(yàn)井單井較鄰井平

田天東93井等4口井井身結(jié)構(gòu)見(jiàn)表1。表1 氣井井身結(jié)構(gòu)這4口井的井下堵塞物有機(jī)組分中含有大量酰胺類(lèi)化合物[3-4]，分析后得出該化合物應(yīng)是隨外界加注的入井液帶入井下。這4口井在投產(chǎn)后曾加注過(guò)大量緩蝕劑，分析緩蝕劑組分可知，井下堵塞物中的酰胺類(lèi)化合物正是來(lái)源于緩蝕劑。有機(jī)解堵試驗(yàn)井緩蝕劑加注情況見(jiàn)表2，緩蝕劑主要組分見(jiàn)表3。表2 有機(jī)解堵試驗(yàn)井緩蝕劑加注情況表3 緩蝕劑主要組分這4口井使用的酰胺類(lèi)緩蝕劑水溶性差，緩蝕劑溶劑的煤油或柴油在井下高溫條件下逐漸蒸發(fā)

注井上開(kāi)展了34口井的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。長(zhǎng)慶油田采出水回注井管柱腐蝕嚴(yán)重，使用壽命一般為2年至3年。頻繁更換注水管柱，既不利于油田穩(wěn)產(chǎn)，又不利于油田高效開(kāi)發(fā)。為此，長(zhǎng)慶油田油氣工藝研究院通過(guò)大量調(diào)研分析，認(rèn)為目前廣泛應(yīng)用于油田地面集輸系統(tǒng)的柔性復(fù)合管防腐性能良好，用于采出水回注井具有可行性。為驗(yàn)證室內(nèi)研究結(jié)果，長(zhǎng)慶油田油氣工藝研究院對(duì)8口井進(jìn)行試驗(yàn)，并定期取樣。分析證明，柔性復(fù)合油管性能受溫度影響較大，初步評(píng)價(jià)認(rèn)為柔性復(fù)合油管適合井深小于2 000米的采出水回注井

%，對(duì)其中的57口井進(jìn)行能耗測(cè)試，平均系統(tǒng)效率為12.14%。表1 第七采油廠2006年12月平衡現(xiàn)狀調(diào)查表一、平衡原理抽油機(jī)運(yùn)轉(zhuǎn)不平衡，是因?yàn)樯?、下沖程中懸點(diǎn)載荷不同，造成電動(dòng)機(jī)在上、下沖程中所做的功不相等。要使抽油機(jī)在平衡條件下運(yùn)轉(zhuǎn)，就應(yīng)使電動(dòng)機(jī)在上、下沖程中都作正功，即下沖程時(shí)把能量存儲(chǔ)起來(lái)，上沖程時(shí)利用存儲(chǔ)的能量來(lái)幫助電動(dòng)機(jī)做功。二、平衡判定方法工作時(shí)，始終處于平衡狀態(tài)的抽油機(jī)是沒(méi)有的，因?yàn)樯a(chǎn)過(guò)程中油層情況、油井情況及油井工作制度的改變都會(huì)破壞抽

42－4HF等4口井的4個(gè)水平段分成75段，開(kāi)展兩套機(jī)組同步交叉壓裂。經(jīng)過(guò)各方通力配合、緊張有序施工，8月30日，焦頁(yè)42號(hào)平臺(tái)4口井“井工廠”同步交叉壓裂施工取得圓滿成功，創(chuàng)造了國(guó)內(nèi)頁(yè)巖氣單平臺(tái)壓裂連續(xù)壓裂施工段數(shù)最多（75段）、總加砂量最多（4 321m3）、總加液量最多（133 283m3）、平均單井壓裂周期最短（4.25d）以及單日壓裂施工段數(shù)最多（8段）、單日加液量最多（12 965m3）、單日加砂量最多（339m3）等7項(xiàng)施工紀(jì)錄，提高施工效率

壓裂累計(jì)完成77口井：其中體積壓裂38口井（須加河組砂巖24口井、龍馬溪組頁(yè)巖氣14口井），占比49.35%；常規(guī)壓裂39口井，占比50.65%。在此期間，2010年加砂壓裂11口井：其中體積壓裂1口井，占比9.09%，常規(guī)壓裂10口井，占比90.91%；2011年加砂壓裂17口井：其中體積壓裂5口井，占比29.41%，常規(guī)壓裂12口井，占比70.59%；2012年加砂壓裂28口井：其中體積壓裂16口井，占比57.14%，常規(guī)壓裂12口井，占比42.86%

形小斷塊油藏打2口井時(shí)選擇一注一采的方式，即注水井布置在較小角一端，采油井布置在對(duì)邊的中線處；打3口井時(shí)選擇一注兩采的方式，即注水井布置在較小角一端，采油井布置在另外2個(gè)角處；打4口井時(shí)選擇一注三采的方式，即中部注水，各頂角采油，注水井布在較大邊中點(diǎn)。采取上述注采井網(wǎng)形式能夠取得較好的開(kāi)發(fā)效果。小斷塊油藏；合理井網(wǎng)；注采關(guān)系鈍角三角形小斷塊油藏，由于斷塊面積小及幾何形態(tài)限制，難以用常規(guī)面積井網(wǎng)形成完善注采關(guān)系，導(dǎo)致油藏能量下降快、水驅(qū)采收率低，嚴(yán)重制約了該

氣示范區(qū)完鉆16口井，完成壓裂試氣12口井，直井日產(chǎn)量0.2萬(wàn)立方米至3.3萬(wàn)立方米，水平井日產(chǎn)量1萬(wàn)立方米至16萬(wàn)立方米。云南昭通國(guó)家級(jí)頁(yè)巖氣示范區(qū)完鉆7口井，完成壓裂試氣2口井，直井日產(chǎn)0.25萬(wàn)立方米，水平井日產(chǎn)1.5萬(wàn)立方米至3.6萬(wàn)立方米，展示了較好的勘探開(kāi)發(fā)前景。

正常開(kāi)井的510口井，平均注水壓力15.9MPa。壓力小于16MPa的井有280口，占開(kāi)井?dāng)?shù)的54.9%，平均注水壓力位12.2MPa；壓力在16～20MPa的井有212口，占開(kāi)井?dāng)?shù)的41.6%，平均注水壓力位17.7MPa；壓力大于20MPa的井有18口，占開(kāi)井?dāng)?shù)的3.5%，平均注水壓力位20.5MPa。統(tǒng)計(jì)關(guān)井的406口井，方案關(guān)井393口，占總井?dāng)?shù)的85.5%，方案關(guān)井中間注或周期注水關(guān)井315口，鉆井關(guān)井或掃線關(guān)井78口，其他關(guān)井13口。間注及周期

氣示范區(qū)完鉆16口井，完成壓裂試氣12口井，直井日產(chǎn)氣量0.2×104～3.3×104m3，水平井日產(chǎn)氣量1×104～16×104m3。云南昭通國(guó)家級(jí)頁(yè)巖氣示范區(qū)完鉆7口井，完成壓裂試氣2口井，直井日產(chǎn)氣量0.25×104m3，水平井日產(chǎn)氣量1.5×104～3.6×104m3，展示了較好的勘探開(kāi)發(fā)前景。

站提供，可帶動(dòng)5口井 （以5口井為例）工作，各井均有自己的井下泵執(zhí)行機(jī)構(gòu)，完成采水及排水 （見(jiàn)圖1）。地面液壓站系統(tǒng)作用是驅(qū)動(dòng)井下液力抽油泵液動(dòng)機(jī)構(gòu)運(yùn)動(dòng)，實(shí)現(xiàn)抽油過(guò)程，主要由增壓泵、換向閥、電磁閥、水箱、齒輪泵、液壓油箱、減壓閥等部分組成。當(dāng)電磁閥開(kāi)時(shí)，換向閥在液壓油的推動(dòng)作用下處于開(kāi)狀態(tài)，水箱中的水就經(jīng)過(guò)增壓泵進(jìn)入到井下泵中的動(dòng)力管線，驅(qū)動(dòng)動(dòng)力缸上行，帶動(dòng)抽油泵柱塞上行，抽油泵排出產(chǎn)液；電磁閥斷時(shí)，換向閥也隨之關(guān)閉，在配重桿的作用下，動(dòng)力缸下行，動(dòng)力液經(jīng)

30100）當(dāng)一口井開(kāi)井生產(chǎn)時(shí)，在井底形成壓降漏斗，隨著開(kāi)井時(shí)間的延長(zhǎng)逐漸向外擴(kuò)展。實(shí)際上，一個(gè)氣藏中有大批氣井同時(shí)生產(chǎn)，此時(shí)地層中各點(diǎn)的壓力降應(yīng)是各井單獨(dú)工作時(shí)在該點(diǎn)造成的壓降的疊加和。氣井生產(chǎn)早期，由于開(kāi)采時(shí)間短，所在儲(chǔ)層滲透率低，壓力變化的波及范圍很小，地層中各點(diǎn)的壓降則可以忽略認(rèn)為是各井單獨(dú)工作造成的；但是隨著氣井的不斷生產(chǎn)，影響范圍越來(lái)越大，產(chǎn)生了井間干擾，則地層中各點(diǎn)的壓降應(yīng)為各井單獨(dú)工作時(shí)在該點(diǎn)造成的壓降的疊加和。由常規(guī)試井解釋或井下壓力計(jì)測(cè)

以下條件，選取3口井進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。1）沉沒(méi)度低于50 m。2）砂巖厚度和有效厚度較小，與注水井連通狀況較差，同時(shí)周?chē)⑺⑺芰Σ?，有些井甚至注不進(jìn)水，地層能量得不到有效補(bǔ)充的嚴(yán)重供液不足井。3）在現(xiàn)有設(shè)備條件下，參數(shù)無(wú)法進(jìn)一步縮小出現(xiàn)供、采不協(xié)調(diào)的嚴(yán)重供液不足井。表1為選定的3口試驗(yàn)井的基本情況。表1 試驗(yàn)井基本情況統(tǒng)計(jì)對(duì)選定的3口井，量油同時(shí)測(cè)功圖液面，確定實(shí)際的動(dòng)液面深度和日產(chǎn)液量，然后關(guān)井。關(guān)井后每天測(cè)一次動(dòng)液面；開(kāi)井生產(chǎn)后，每天測(cè)功圖液面。3口

量。方案調(diào)整28口井28個(gè)層，日配注由730m3降到8 5 m3，減少645 m3；日實(shí)注由748m3降到8 6m3，減少662m3。統(tǒng)計(jì)周?chē)B通的35口未措施井，日降液103t，日降油9.5t，含水上升0.14個(gè)百分點(diǎn)，流壓下降0.43M Pa。一是實(shí)施高壓層減水，減少低效注入。通過(guò)對(duì)注采關(guān)系進(jìn)行綜合分析，有針對(duì)性治理高壓井層。高壓層減水8口井8個(gè)層，日配注減少220m3，日實(shí)注減少225 m3。其中，有注無(wú)采型2口井2個(gè)層，注多采少型6口井6個(gè)層。統(tǒng)計(jì)

150 m的有7口井，高于400 m的有13口井，平均系統(tǒng)效率為13.16%。表2 沉沒(méi)度不合理井相關(guān)數(shù)據(jù)異常井?dāng)?shù)17口，平均系統(tǒng)效率為10.99%，見(jiàn)表3。3口井平衡塊已調(diào)整到頭，需加塊調(diào)整，未能及時(shí)解決，平均系統(tǒng)效率為15.44%，見(jiàn)表4。2.2 設(shè)備因素有8口井設(shè)備匹配不合理，其中有6口井機(jī)型偏大；1口井電動(dòng)機(jī)偏大，但是運(yùn)行電流高于標(biāo)配電動(dòng)機(jī)額定電流，不能換小電動(dòng)機(jī)生產(chǎn)；1口井為淘汰電動(dòng)機(jī)，平均系統(tǒng)效率為11.1%，見(jiàn)表5。建議對(duì)6口機(jī)型偏大井進(jìn)行機(jī)

集油環(huán)管轄3～5口井。隨著區(qū)塊產(chǎn)量遞減，報(bào)廢井、轉(zhuǎn)注井、提撈井、關(guān)井的數(shù)量不斷增多，集油環(huán)內(nèi)油井?dāng)?shù)不斷減少。管轄2口井以下且走向不合理集油環(huán)307個(gè)，占總環(huán)數(shù)的37.6%。年多耗氣量達(dá)614×104m3。由于集油環(huán)管道走向并未做改動(dòng)，為了維護(hù)集油環(huán)正常運(yùn)行，從集油環(huán)中分離出去的油井井口產(chǎn)液要由摻水來(lái)補(bǔ)充，致使這部分集油環(huán)摻水增多；同時(shí)集油環(huán)走向不合理，摻水路線增加，使得集油管道熱損增大，能耗增高。m——管道內(nèi)介質(zhì)的質(zhì)量流量；Ti——管道內(nèi)進(jìn)口端的溫度；T—

進(jìn)行參數(shù)調(diào)整25口井，可對(duì)比22口井（調(diào)大參數(shù)5口井，調(diào)小參數(shù)17口井，其中調(diào)小沖程4口井，調(diào)小沖速13口井），平均單井日產(chǎn)液由8.8 t增加至9.1 t，日產(chǎn)油由3.0 t穩(wěn)定在3.0 t，日耗電由183 kW·h下降至160 kW·h，下降了23 kW·h，平均單井系統(tǒng)效率從調(diào)前的16.4%上升到18.7%，上升了2.3個(gè)百分點(diǎn)；其中調(diào)大參數(shù)5口井，平均單井日產(chǎn)液由14.3 t增加至15.5 t，日產(chǎn)油4.3 t穩(wěn)定在4.4 t,日耗電由178 kW·

口,其中的147口井進(jìn)行了壓裂增產(chǎn)改造,改造類(lèi)型包括活性水加砂壓裂、氮?dú)馀菽瓑毫?、清?氮?dú)鈮毫选⑶逅畨毫选?6口井采用活性水?dāng)y砂壓裂技術(shù);2口井(PH1和PH1-006井)采用氮?dú)馀菽瓑毫鸭夹g(shù),4口井采用清水+氮?dú)鈮毫鸭夹g(shù), 107口井采用清水加砂壓裂技術(shù)。其中PH1-002和PH1-009的3#、15#煤層分別采用了不同的壓裂技術(shù)。配液用水需精細(xì)過(guò)濾,配完的壓裂液要進(jìn)行充分的攪拌,混合均勻,保證固體KCl完全溶解。所有盛液、備液設(shè)備必需清洗干凈,最大限

自動(dòng)加藥泵， 2口井乳化較為嚴(yán)重，回壓較高，回壓最高達(dá)到分別達(dá)到1.3MPa、1.2 MPa，安裝自動(dòng)加藥泵后，實(shí)施自動(dòng)破乳，2口井回壓均下降至0.25MPa，能夠保證油井正常生產(chǎn)，我們對(duì)2口井安裝自動(dòng)加藥泵前后的數(shù)據(jù)進(jìn)行了對(duì)比，具體情況見(jiàn)表1和表2。表1 雷239安裝自動(dòng)加藥泵油井?dāng)?shù)據(jù)對(duì)比表表2 雷248側(cè)安裝自動(dòng)加藥泵油井?dāng)?shù)據(jù)對(duì)比表從表1和表2中我們可以看出，安裝自動(dòng)加藥泵后，2口井回壓有了明顯的下降，平均油井回壓下降0.26MPa，產(chǎn)液量、產(chǎn)油量有了

維護(hù)作業(yè)的548口井進(jìn)行統(tǒng)計(jì)分析，將其按作業(yè)性質(zhì)分類(lèi)，以油田公司價(jià)格定額中心作業(yè)單價(jià)為指導(dǎo)，繪制了“2009年敖南油田維護(hù)作業(yè)費(fèi)用分類(lèi)統(tǒng)計(jì)表”（見(jiàn)表3）。其中：檢泵費(fèi)用主要是指起、下管柱施工費(fèi)用；清蠟費(fèi)用主要是熱泡沫藥劑費(fèi)用和車(chē)輛費(fèi)用。從表3可以看出，敖南油田2009年僅檢泵作業(yè)一項(xiàng)費(fèi)用就高達(dá)399萬(wàn)元，占維護(hù)作業(yè)總費(fèi)用的74.6%，因此檢泵作業(yè)費(fèi)用高成為影響敖南油田作業(yè)成本的癥結(jié)問(wèn)題。減少檢泵作業(yè)井井?dāng)?shù)成為小組成員減少作業(yè)費(fèi)用的主攻方向。分析一：時(shí)時(shí)跟蹤

份公司處理的20口井有18口井見(jiàn)效,成功率為90%。這些井在2003年5個(gè)月的作業(yè)中增油量為17 071 t,可見(jiàn)單井平均增油量為3.6 t/d。單井平均注 п р о п п а н т試劑為 12 t。108 t/d,單井累積采油量為85“К А Т К О н е ф т ь”有限公司在 79 口井進(jìn)行深穿透水力壓裂中效果最好。79口井中全部見(jiàn)效,也就是說(shuō)成功率為100%。這些井在2003年5個(gè)月的作業(yè)中增油86 486 t,可見(jiàn)單井平均增產(chǎn)為16.

上獲得突破的第一口井。這口井獲得成功，使塔北碳酸鹽巖含油面積向西擴(kuò)展456km2。新墾6井是塔北隆起輪南低凸起上的一口預(yù)探井，設(shè)計(jì)井深6 870m，后加深至6 920m完鉆。今年2月17日，新墾6井開(kāi)鉆，5月30日完鉆，并于6月9日轉(zhuǎn)入試油。按照十年油氣發(fā)展規(guī)劃，塔里木油田的塔北碳酸鹽巖要實(shí)現(xiàn)300萬(wàn)t產(chǎn)能。目前，已有一半左右產(chǎn)能在英買(mǎi)力、輪南等區(qū)塊得到基本落實(shí)。哈拉哈塘地區(qū)是塔里木油田現(xiàn)今碳酸鹽巖黑油勘探重點(diǎn)領(lǐng)域，目前包括熱瓦甫、新墾、哈6、齊滿4個(gè)區(qū)塊