运用价值工程高效开发海洋石油的创新

中国海洋石油总公司在渤海海域的开发井钻井方面， 应用价值工程原理进行技术创新， 并配套结合优化钻井技术及项目目标管理， 实现了重大技术突破。建井周期大为缩短； 同时， 也使价值工程在钻井技术和管理等应用方面向深层次推进了一大步。

渤海埕北油田、绥中36—1油田注水井堵塞机理研究

介绍了埕北油田和绥中36—1油田的油藏物性和完井方式，通过测定岩心阳离子交换容量、体积流过量试验、动态结垢试验与理论预测、温度变化对水相渗透率的影响试验和敏感性试验结果及现场注水资料对两油田注水井水敏性堵塞、酸敏性堵塞、固体颗粒侵入堵塞、微粒运移堵塞、地层结垢堵塞、污油堵塞和地层出砂堵塞的机理进行了研究，得出造成埕北油田注水井堵塞的主要原因是水敏性堵塞、污油堵塞、固体颗粒侵入堵塞和地层出砂堵塞；绥中36－1油田造成注水井堵塞的主要原因是污油堵塞、固体颗粒侵入堵塞、地层出砂堵塞和地层结垢堵塞。为解堵方法的选择、解堵剂的研制、防垢剂的选择和解堵施工打下了基础，对两油田的注水工作具有指导意义。

大位移井钻井技术在渤海QK17-2油田开发中的应用

总结了国家 86 3- 82 0 - 0 9- 0 1课题 ,海底大位移先导实验井渤海 QK17- 2地区 4口大位移井钻井作业的经验 ,该项目在西区平台往东区钻 4口大位移井 ,平均井深 45 5 1m ,平均垂深 2 0 0 8m ,平均水平位移 36 6 8m ,平均井斜 86°,平均水垂比 1.83(最大为 1.94)。该项目在渤海首次采用大位移井开发周边油田、大位移水平井技术批量钻开发井、水平井裸眼砾石充填完井、大斜度井水平井注水泥固井、松软地层大井斜及大井眼造斜及井眼轨迹控制、水基钻井液井壁稳定及井眼净化套管漂浮下入、水平井及大斜度套管磨损保护、MWD/ L WD测量、扭矩摩阻计算及预测等 10大技术 ,在此基础上 ,指出存在的问题及今后努力的方向 ,这对于渤海今后应用大位移钻井技术开发油田具有更加广泛的指导和借鉴意义。

大位移钻井技术在渤海QHD32-6油田的应用

总结了国家 ８６３－８２０－０９—０１海洋大位移钻井技术专题，继 ＱＫ１７—２油田钻成 ４ 口大位移水平井以后，在ＱＨＤ３２－６油田又成功地钻成２口水平井，其中，Ａ２６Ｈ井水平位移２９９７ｍ，Ａ２５Ｈ井水平位移１９４２ｍ。该项目成功地应用了国家 ８６３课题所研究的 ６项关键技术，即扭矩摩阻软件的设计和预测技术、水基钻井液钻井技术、可变径稳定器钻井技术、环空压力检测技术、井壁稳定及井眼净化预测技术。同时，还应用了国外先进的大位移井技术：ＭＷＤ随钻测量技术、ＬＷＤ随钻测井技术、ＧＳＴ地质导向钻井技术及漂浮接箍下套管技术。在水平井钻井技术经验基础上，指出了今后使用大位移井技术开发油田需要注意的问题，并对今后的技术改进和发展提出了意见和看法。

单筒双井钻井技术在渤海油田的应用

总结了渤海油田首次在渤西油田开发中 ,应用了国外的钻井新技术单筒双井技术 ,成功地在一个井筒里钻成了 2口单独的定向井。特点是 :首次实现了在 762 mm导管里下入了 2口井的 2 4 4 .8mm表层套管 ;首次在 660 mm井眼中 ,成功地进行了 2根 2 4 4 .8mm套管的固井作业 ;首次在同一井眼里 ,实现 2井眼的分别准确定向作业 ,首次成功地使用了单筒双井的井口头进行 1 77.8mm的固井作业。使用了陀螺定向防磁干扰 MWD随钻跟踪准确钻达 2口井的 4个靶区 ,成功地实现了近井距 ,单筒双井 4靶点的井眼轨迹精确控制 ,为海上丛式井技术又增加了一门新实用技术 ,并为今后进一步降低开发成本提高井口平台使用效率 ,摸索出了成功的经验。

渤海埕北油田生产污水处理

1987年底埕北油田排海生产污水含油严重超标，为解决这一问题，采取了一系列措施，如：调整改进聚结器、浮选器，砂滤器添加滤网，清洁水缓冲罐增设污油回收装置。之后，进行了加药实验，实验表明：选择适用子处理埕北油田生产污水的化学药剂和其合适的加药浓度，使排海生产污水含油达到了规定的标准。从根本上解决了排海污水超标问题。

短半径分支井关键技术在渤海西部油田的应用

总结了渤海使用美国Ｂａｋｅｒ－ＨｕｇｈｅｓＩｎｔｅｇ公司的大曲率短半径导向钻井技术，首次在花岗岩地层中、最大井斜７５°的情况下，应用大曲率短半径钻井技术钻径向分支井获得成功的４项关键的技术。这４项技术是：①花岗岩中侧钻技术；②大曲率短半径导向马达的钻井技术；③大曲率短半径小井眼的打捞及复杂情况处理技术；④大曲率短半径小井眼的ＭＷＤ测量技术。通过该井的关键技术的掌握以及成功技术的应用，为今后在海上开发小井眼、大曲率、短半径水平井及水平径向分支井技术积累了宝贵的经验。

在渤海花岗岩中钻中曲率大斜度井的实践

渤海石油公司为了开发花岗岩油气藏,在海上钻成了一口高难度中曲率大斜度定向井,该井在2617m造斜,最大狗腿度21.2°/30m,最大井斜75°,贯穿花岗岩地层73m,水平位移271.21m,完全达到了地质设计要求。该井使用了MWD测量技术、顶部驱动钻井技术、同向双弯马达在硬地层造斜技术以及花岗岩地层中的井眼轨迹控制技术、MMH泥浆技术等5项关键技术,使得整个作业过程安全、顺利。文中总结了该井在钻具结构、机械钻速、钻头的使用以及泥浆工艺等方面的实践经验,为今后在花岗岩地层中钻大斜度和水平井,积累了宝贵的经验。

海上石油钻井平台作业人员能量消耗与营养调查

本文为海上石油勘探开发之需,于1990年11月(冬)和1991年6月(夏)分别对渤海石油公司所属7号钻井平台作业人员进行了两次营养调查,并对海上石油工人7个主要工种,9种特殊动作进行了能量消耗率的研究。在此基础上提出海上石油钻井平台作业人员每人每日膳食中营养素和食物供给量的推荐值。以调整目前海上石油钻井平台作业人员膳食中高脂肪、低维生素的结构。保障海上石油钻井平台作业人员的健康,增强海上石油工人对特殊环境的适应能力。

渤海北域早白垩世地层及介形虫化石组合

石臼坨组是渤海北部地区白垩系新建的地层单位,系一套以泥岩为主的沉积,含介形虫化石7属11种(包括4个新种),文中分析了这些化石的地质、地理分布,据此指出,石臼坨组的时代应归于早白垩世,并很可能为早白垩世中期,同松辽盆地姚家组,北京地区丰台组,河北临城组的地质时代大致相当。

一种钻头选型新方法研究

钻头评价新方法研究为钻头选型开辟了一条新途径。通过对大量钻头使用资料分析，建立了钻头效益指数模型。它是根据钻头进尺、机械钻速、钻头成本三个因素的综合指标评价钻头的使用效果，指出这种方法与钻头每米成本评价方法总体是一致的。但该方法充分体现了钻头带来的近期效益和远期的潜在效益。利用该模型对渤海油田平原组、明化镇组和馆陶组地层所使用的钻头进行评价，并进一步优选出该地层的钻头类型16种，经现场初步应用，取得了较好的效益。

高温高压井中温度和压力对钻井液密度的影响

文中研究了地温梯度、地表温度、入口钻井液温度、循环钻井液温度梯度和钻井液类型等因素对当量静态钻井液密度（ ＥＳＤ）的影响；建立了高温高压井中预测ＥＳＤ 的积分模型。结果表明：温度梯度对ＥＳＤ 影响很大。随温度梯度增加，ＥＳＤ 减小，且井口与井底ＥＳＤ 差值增大。随地表温度或钻井液入口温度增加，ＥＳＤ 减小，但不同初始温度条件下井口与井底ＥＳＤ 差值基本相同。不同钻井液体系的高温高压钻井液性能不同。静止时，随井深增加，ＥＳＤ减小；钻井液充分循环后，随井深增加，ＥＳＤ 增加。

腐蚀管线剩余强度评估的研究进展

美国评估腐蚀管线的B31G准则偏于保守,后来对B31G准则作了必要的修正。一些学者针对B31G准则的进一步研究中,考虑了轴向载荷、弯矩、腐蚀宽度以及腐蚀缺陷螺旋角对管线的影响,提出了几种不同的腐蚀管线评估方法,即有限元分析方法、基于弹塑性理论极限的分析方法和基于可靠性理论的可靠性评估方法。指出我国今后的研究应考虑更复杂的腐蚀形状、载荷情况、环境条件及介质的影响,重点研究影响可靠性的各随机变量的概率分布及统计特性,把各种评估方法综合起来,建立腐蚀管线剩余强度的评估体系。

常规高压封隔器密封胶筒力学分析

介绍了封隔器的类型和密封原理，建立了常规高压封隔器密封胶筒的有限元分析模型，分析计算了不同轴向压力（50-100kN）下胶筒的变形和应力变化情况。分析计算结果表明，最上面的胶筒承受的力最大，与实际情况完全吻合，为实际操作提供了理论依据。

NMR技术评价油田高温堵剂调剖效果

开采稠油的主要方式是注蒸汽,其中包括蒸汽驱和蒸汽吞吐。随着蒸汽吞吐的次数增加,稠油的采出量依次递减。由于油层的非均质性严重,蒸汽首先进入高渗层,高渗透地层的稠油首先被采出,低渗透率地层油采出很少。之后的蒸汽都进入高渗低层,即产生汽窜,所谓的低效蒸汽。蒸汽冷凝后形成热水,受到重力作用进入底部油层,降低了蒸汽的利用率;同时,由于蒸汽的重力超覆和沿高渗透地层窜流,使蒸汽在地层中的波及系数降低。为了克服蒸汽驱中的问题,国内外学者进行了大量的研究。通过注入一种流体-调剖剂,由于它的高粘度特点进入高渗透层后,将减少高渗通道的蒸汽的渗透率,消除“汽窜”,封堵高渗透地层,提高中低渗透油层的动用程度,提高原油产量和采收率。本文利用核磁共振成像(NMR)无损检测技术,对蒸汽驱SAD-型高温调剖剂进行岩心动态评价实验,考察该调剖剂的热稳定性以及堵剂的封堵效果。

黄河下游与黄河三角洲现代非地震变形层理的研究

变形层理是软沉积变形构造(SSDS)研究中的重要内容,而SSDS的研究又是沉积学、工程地质、地震学及构造地质学等近期的研究热点。但是,目前人们对地震SSDS和非地震SSDS的精确辨识还存在一定的困难,所以建立起地震与非地震SSDS的辨识标准是非常重要的,变形层理又是SSDS研究中的重中之重,因此,对变形层理的研究具有重要意义。研究表明,黄河下游现代沉积中发育了大量的变形层理,确凿的证据证明这些变形层理与地震毫无关系,因此详细地研究这些变形层理对于建立识别地震SSDS和非地震SSDS标准具有较重要意义。黄河下游(包括黄河三角洲分流河道)发育的变形层理类型及成因多样,既有典型的包卷层理,也有极不规则的一般变形层理;从成因上,既有密度或重力倒置形成的、也有波浪作用引起的滑动滑塌形成的、还有水牵引和滑动沉积物牵引形成的、甚至还有冰块拖移或压刻形成的变形层理。不同成因的变形层理具有其独特的几何学特征,可以作为其成因的可靠标志,同样也可以作为区别于地震成因的可靠标志。黄河下游发育的变形层理与黄河下游复杂的水动力条件和气候条件及沉积物粒度极细有密切关系。

JZ9—3W沉箱集中快钻密集丛式井表层技术

在辽东湾ＪＺ９—３油田，对于井口密集的西区钻井沉箱上，首次采用集中快速钻表层工艺，取得三项新技术，即事先钻“目”字型布置井口的对角线上的井；使用ＰＤＣ钻头钻表层；用低温速凝早强水泥浆固井。使每口井表层作业时间由原来的３４５ｈ缩短到６７９ｈ，节约钻井作业时间３４６天，节约费有８７０万元，为开发高密集丛式井组沉箱表层钻井工艺技术，摸索出了一套成功经验。

辽东湾集中快速钻丛式井表层技术

总结渤海辽东湾地区采用国外先进钻井技术经验,利用丛式井组集中钻固表层的技术,使每口井表层作业时间由原来的34.5h缩短到7.2h。仅此就节约钻井综合费用370万元。为海上油田的开发和建设,提供了一条成功的经验。

现代综合配套优质快速钻井技术在辽东湾J区丛式井的应用

从技术和管理两个方面介绍了渤海SZ36－1－J区15口丛式开在钻井中全面推广和应用九项先进钻井技术以及适合J区特点和要求的五项创新技术。15口丛式井平均井深1878m，平均建井周期3．71d。其中最快的J7井井深1795m，钻井周期2．60d；J16井井深2058m，钻井周期3．72d；J11井井深1730m，平均日进尺640m；J10井井深1660m，平均机械钻速132．83m／h，其钻井速度和钻井周期均达到了目前海总同类井的最高水平，为开发边际油田、节约钻井费用、减少开发投资提供了保证。

辽东湾 JZ20－2－S4 异常高压气井漏喷及其井控的处理

针对渤海辽东湾ＪＺ２０－２－Ｓ４井在钻探过程中打开高压气层后钻遇断层裂缝带，而发生井漏、井涌的复杂情况，并结合该井的特点，在最大立压１６．２ＭＰａ，套压８．１２ＭＰａ的情况下，采用常规堵漏剂加重晶石沉淀与注水泥堵漏措施相结合的方法，共耗费重晶石１２１９ｔ，泥浆１１１９ｍ３，水泥浆２０．３７ｍ３，经过２０ｄ的工作，取得了压井堵漏的成功。