(1)通过地层岩性分析,精准的地层压力预测研究、邻井工程复杂情况对比分析、以及三段制井眼轨迹优化研究,优化了井身结构,由原来的四开变为三开,减少一层技术套管的下入,实钻无复杂事故;研究优选了适应性强的硅基钻井液及抗高温水泥浆体系,形成了适用于类似（滨海一区）区块开发的钻井液和油层保护配套技术。应用的10口井井径扩大率均在8.2%以内,表皮系数达到了0.08,钻井液对地层无伤害,保护油层效果良好。 （2）开展了滨海一区采油方式优化研究,满足了试验区块评价要求。举升工艺管柱及配套工具先后现场实施了5口井。通过现场应用,选用的举升工艺达到了开发方案的要求,实现最大泵深3500m,最大压差23MPa的油井生产需要,满足了试验井组评价目的。 （3）完成恒流定量分注配套工具的室内研究和评价,形成适用于岐北斜坡分注工艺配套技术。

　　1.应用领域：该项目属于致密砂岩气藏钻采工艺技术领域。2. 主要研究内容：(1)调研分析苏里格气田丛式井组钻井难点，针对不同位移定向井，优化研究适合定向钻井的井身剖面；(2)利用涡动方程研究PDC钻头在井底的涡动规律，通过钻头的冠部形状、切屑结构、抗涡动布齿、水力结构以及导向能力等设计，形成苏里格气田定向钻井的PDC钻头；(3)应用纵横弯曲连续梁法，建立钻具稳斜稳方位机理的分析模型，优化PDC钻头配合单弯双稳的钻具组合；(4)从有利于提高钻井速度出发，分析水力参数，优选各层段的钻井参数，提高比水功率；(5)大斜度定向井卡瓦式井下节流器研究、节流器性能攻关，制定投放、打捞工艺措施，满足苏里格定向井开发要求。3.技术经济指标(1)技术指标：平均单井井深3550m的定向井，钻井周期由2008年初的36天缩短到2010年的22天，钻井周期缩短38.9﹪；定向井节流器投放累计891口井，成功率98﹪。(2)经济指标：钻井提速三年来累计节约钻井费用4.9亿元，丛式井节流器推广两年累计节约费用1.6亿元。4. 促进行业科技进步作用及应用推广情况(1)促进行业科技进步作用：苏里格气田所在沙漠脆弱环境，随着苏里格气田的规模开发，生产跨越式发展，为有效保护沙漠生态环境、节约土地使用，推广丛式井组开发技术是推动苏里格气田经济有效开发的技术途径，该技术已成为苏里格气田的主要开发方式。(2)推广应用情况：2008年5月1日-2010年12月31日，累计完钻丛式井组297个，丛式井组比例占到70﹪左右，累计节约土地416公顷，有效的保护了沙漠环境。

　　针对歧口探区钻井难点问题，通过相关工艺技术的攻关，形成了适用于岐口凹陷中深探井优快钻井工艺技术；根据2010年产能区块的部署情况，优选了港东一区和板南等5个重点产能区块，编制完成了以上5个重点产能区块的概念设计；针对含硫气藏改建地下储气库钻采工艺存在的难题，形成了钻井、注采、措施改造各工艺一体化设计，最终建成了国内第一座含硫气藏的储气库。该项目已全面完成开题设计报告中规定的研究内容及考核指标。

　　新疆砾岩油藏侧钻水平井钻采配套技术由油藏工程研究、钻井技术、完井技术、采油工艺技术四部分组成。侧钻水平井油藏工程研究：针对砾岩油藏注水开发后期油水分布复杂的特点，采用多种方法对试验区剩余油进行定量描述。应用油藏数值模拟技术研究典型井网条件下采用侧钻水平井开发的效果，比较了同一井网条件下不同含水阶段侧钻水平井调整的效果，建立了井位优选原则和钻井轨迹设计方法。侧钻水平井钻井技术：通过对轨迹起始段的影响因素分析及关键技术的研究及试验，总结了窗口确定的基本原则、开窗方式选择等一系列工艺技术；在井眼轨迹控制工艺技术方面，对侧钻水平井钻柱摩阻、稳定性、强度、相容性、钻具造斜能力等进行了分析研究，建立了理论模型、编制了软件并用于指导施工作业，充分发挥了各种配套工具在钻井工艺中的作用；分析研究了储层矿物组份破碎带成因、井壁稳定、润滑、携岩、防喷防漏及完井油层保护技术；侧钻水平井工具仪器均实现了国产化，大幅度降低了钻井成本。侧钻水平井完井技术，研制出了环空封隔悬挂装置及其坐挂(封)丢手工具、回接工具等10种以上的筛管完井工具及附件，引进使用了注水泥充填套管外封隔器，并形成了与带注水泥充填套管外封隔器筛管完井等四种筛管完井方式相应的四种配套工具与附件系列，在7口井上现场应用；研制出了侧钻水平井完井施工的实时数据采集系统；自行研制的φ88.9mm套管铰活络接头取得国家实用新型专利，并在现场应用。侧钻水平井分段酸化、冲砂等采油工艺配套技术，研制出了跨隔式分段酸化管柱及主要配套工具，建立了一套暂堵分段布酸酸化工艺的设计方法及原则，探讨了砂浆在侧钻水平井中的运移规律及影响携砂效果的因素，设计研制了冲砂解堵管柱和配套工具，研制出了适应于2(7/8)in套管完井的侧钻水平井找、堵、隔水管柱技术及配套工艺、工具；累计增油2220t，少产水5200t，取得了很好的增油降水效果。已投产的8口侧钻水平井，除百54井高含水外，其它几口井均正常生产，初期日产油是原直井的2～50倍，是邻近直井的1.6-2.8倍，是所钻区块同期平均日产油的2.4-3.9倍，经济效益显著。通过3年的攻关研究及现场试验，新疆石油局已形成了一套在注采开发砾岩油藏进行套管内侧钻水平井所需的油藏地质、钻井、完井、采油等工艺配套技术，成果整体水平达到国际先进。

　　属大型工业实验楼。建筑面积５５４０ｍ〈’２〉，总高２５．８ｍ，内设３台１０吨吊车、５台５吨吊车，并设有机械采油等６个大型实验室和几十个中小型实验室，主体结构设计采用先进的ＰＥＳＣＥＤＶ４．０软件。

　　该成果属于储能技术领域。成果开展枯竭气藏和盐穴两类地下储气库的关键配套建库技术和装备研究，解决了天然气地下储气库建库及运行中的技术难题，研制了1套设备、3套试验装置，开发了1套储库软件。主要创新点有：1.研制出DRID-M型界面检测仪，突破了国外对储气库建库核心装备的垄断，增强了储气库工程技术服务能力。2.研制出枯竭气藏储气库注采模拟试验装置、盐岩溶腔模型制备装置、盐岩造腔物理模拟装置，完成了国内首个储气库钻采工程实验室的组建，为地下储气库室内实验和技术创新提供了手段。3.开发出地下储库工程设计及模拟分析软件，搭建了储气库数据库管理平台，提高了储气库工程设计能力。4.创新了盐穴储气库建腔思路，提出大井眼和双井造腔的盐穴储气库建库综合配套技术。该成果发表论文16篇，其中EI收录6篇，SCI收录1篇；已获授权发明专利2项，实用新型专利9项，登记软件著作权1项。成果已应用于中国盐穴、枯竭气藏等10个储气库、112口井工程建设。

　　该项目首先针对目前小井眼定义繁多，可操作性不强的问题，通过广泛的调研和咨询，提出了小井眼的定义。小井眼应用范围很广，通过对不同井眼直径的直井、水平井、气井的产能评价及其它敏感性参数分析，得到了井眼尺寸以及地质参数对油气井产能的影响规律，创造性的提出了适合小井眼开采的油气藏筛选标准，并对中石化系统内适合小井眼开采的油藏进行了筛选。对目前国内外小井眼钻采设备进行了调研分析，优选了适合中石化系统的钻采设备，并提出了改进和引进方案；对小井眼钻采工艺现状进行了调研，形成可行的钻采工艺方案，提出进一步深化研究方案；形成了一套对小井眼钻采全过程进行动态评价的经济评价方法。并对鄂尔多斯大牛地气田进行了钻采方案研究及经济评价。项目研究成果达到了国内领先水平。

　　超低渗透油藏由于储层条件差、单井产量低、提高单井产量难度大，采用常规的低渗透钻采技术将面临投入产出比大大降低、工艺的有效性和针对性不强等问题，国内外尚无成熟技术可以借鉴，为了攻克超低渗透油藏开发技术难关，进一步减少投资成本，提高油田开发效益，通过不断研究、试验、技术改进与完善，形成了超低渗透油藏低成本钻采工艺配套技术系列。取得的主要认识和成果如下：1、开展了超低渗透油藏开发大井组钻井技术研究，形成了以大井组钻井技术和PDC钻头提高钻速技术为主的两项关键技术。采用大井组布井技术百万吨产建减少井场229个，节约土地约3435亩，利用PDC钻头提高钻速技术机械钻速提高6.2m/h，钻井周期减少4.1天，年节约成本4065万元。2、针对厚油层纵向充分有效改造的技术难题，开展了井网与裂缝适配性研究、裂缝纵向扩展规律研究、压裂液体系优化研究、储层分类及压裂工艺优化等研究工作，建立了华庆地区长6厚油层压裂改造技术模式。创新了多级加砂压裂工艺、前置酸加砂压裂工艺，在成功试验的基础上，进行推广应用，投产井平均单井日增油0.3t以上，取得了较好增产效果：研发了可回收新型压裂液体系和配套回收设备，有效缓解了陇东备水相对困难的问题，社会效益显著。3、提出了小套管完井的技术思路，研究了“四小”配套工艺技术政策，形成了小套管分层压裂、小套管抽油杆柱优化设计与扶正防磨工艺、低成本小套管防腐技术三项配套技术，陇东地区累计应用520口井，取得了显著效益。通过以上技术的应用，甘肃陇东地区2008-2009年累计钻井2768口，完成井组297口，累计节约土地1782亩，节约征地费用7128万元，大井组快速钻井技术，合计节省钻井及其它费用35500万元；φ114.3mm套管完井单井总节约费用12.72万元。按陇东小套管井数520口井计算，总投资费用将节约6614万元；通过储层改造新工艺新技术的应用，总计增效24412万元；累计节约投资费用约6.7亿元。

　　提高自主创新能力,转变发展方式是当前国家一项重要战略。本项目以技术转化为生产力出发,通过自主创新、联合攻关,进行水平井完井技术、油气水井改造、封堵技术,不压井作业及油层保护技术等攻关和产业化配套,打造出一支专业化人才队伍,形成了具有大港特色的油气田关键技术产业化升级并实现规模化应用。成果在大港及国内外10余油田应用1629井次,实现产值3.8亿元,增油22.8万吨,增注334万方,增油创效10.8亿元。在取得了巨大的经济效益同时提高油田技术产业化程度,满足油田勘探开发和市场服务需要,为国民经济发展能源保障做出贡献。取得如下几个方面成果： 1.研究完善了5项特色工艺技术系列：配套研发出低成本高密度压井液、地下聚合有机封堵剂、低成本压裂液等5种油田化学剂配方,拓宽了油层保护、油水井封堵、储层改造技术应用范围。配套研发了滑块皮碗式内堵塞器、静液柱压裂开关等7种配套工具,形成不压井作业、水平井分段压裂完井等12种工艺技术。 2.完成了相关技术产业化所需的软、硬件配套：完成9套带压作业设备配套,新增了油井带压作业能力;完成3个配液站建设、改造,入井液服务能力提高1倍;标准化改进2个加工车间,工具加工水平显著提高;完成了压裂、油层保护等3套专业软件升级,新增了水平井分段压裂及油层保护设计及数据管理。 3.培养出149名技术骨干为主的产业化人才队伍和各级专家15人,形成了大港油田工艺技术”216”技术创新体系。申报知识产权41项,其中申报了高强度自降解封隔材料、带压挤灰式油管堵塞器等发明专利8项;获得技术秘密3项;制定行业标准2项,企业标准21项。技术规范3项,管理规范1项。 4.探索形成了具有大港油田特色的技术产业化模式。以油层保护为核心,多专业高度融合,联合攻关的一体化服务模式,发展了国际石油公司服务模式,使服务文化和服务业绩齐头并进,提升了油田在外部市场的品牌影响力。

　　中国低阶煤煤层气资源丰富，资源量约14万亿方，占中国煤层气资源总量的40％以上，具有良好的开发前景。国内低阶煤地区煤层气开发主要借鉴国外经验或中高阶煤煤层气勘探经验，制约着低阶煤地区煤层气勘探进程。该项目自2010年开始，聚焦制约低阶煤地区煤层气富集影响因素和钻完井关键技术问题，在陕西省煤田地质集团有限公司/国土资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室及陕西省煤层气开发利用有限公司经费的支持下，联合西安科技大学等单位，组成产学研相结合的研究团队，共同开展了一系列有关低阶煤地区煤层气赋存规律及高效开发的研究课题，主要包括：(1)自2010年开始，陕西龙门天地油气技术有限公司与陕西新泰能源有限公司合作，在黄陇侏罗纪煤田中部彬长矿区大佛寺煤矿进行了煤层气地面开发试验工作，包括矿井煤层气开发可行性研究、参数井+生产试验井的部署和实施等，获得了工业性气流。为整体开发大佛寺煤矿煤层气资源，进行清洁能源开采，随后部署了大佛寺煤矿日产30万方煤层气开采利用项目。为进一步促进彬长矿区低阶煤煤层气的地面开发利用，在陕西省煤田地质集团有限公司和陕西省煤层气开发利用有限公司共同支持下，依托国土资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室开展了《低阶煤煤层气地面抽采关键技术与工程应用》(ZKF2013-12)项目研究。(2)为保障煤矿安全生产，促进陕西省煤炭工业科学、安全、可持续发展，积极响应国家规划加强科技创新工作的方针，陕西省煤田地质集团有限公司/国土资源部煤炭资源勘査与综合利用重点实验室设立了《陕西省黄陇侏罗纪煤田东部矿井煤层瓦斯赋存规律及抽采利用技术研究》(KFZD2012-2)科研专项，对黄陇侏罗纪煤田东部三大矿区煤储层特征、煤层气赋存规律及抽采利用技术进行了研究，为东部矿井煤炭安全开采提供技术保障，也为煤层气地面开发利用提供基础。(3)为深化认识黄陇侏罗纪煤田东部焦坪矿区转角地区煤储层特征，明确煤层气勘米博体育平台探开发方案，为黄陇侏罗纪煤田低阶煤地区煤层气勘探开发部署与规划提供技术支持，陕西省煤田地质集团有限公司/国土资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室设立了《转角低阶煤储层特征与煤层气勘探开发对策研究》(ZZ2015-2)项目。(4)为明确黄陇侏罗纪煤田永陇矿区麟北区煤层气地质特征、煤储层孔隙特征、煤层气储集成藏条件等方面研究，进一步分析煤层气可采性，优选煤层气开采有利区，提出煤层气抽采建议方案，为该矿区井下瓦斯抽放和地面煤层气抽采提供参考，陕西省煤田地质集团有限公司/国土资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室设立了《永陇矿区麟北区煤储层孔隙特征与煤层气可采性研究》(ZP2013-3)项目。通过多个子项目的研究，持续七年多的研发，两年多的技术应用积累，从地质评价和钻完井关键技术等方面获得突破，提高了低阶煤地区煤层气钻井成功率和抽采效率，为保证煤矿安全生产和煤层气资源利用提供技术支撑。在多个方面取得重要进展和创新性成果：(1)基于大量煤岩煤质、压汞、液氮吸附、二氧化碳吸附及等温吸附等测试手段，研究了黄陇侏罗纪煤田主采煤层储层特征，设计研发了一种岩石含气量测定收集装置。(2)揭示了多层段叠置煤煤层气赋存分布规律，利用关键因素叠合法圈定了彬长矿区大佛寺、胡家河等煤层(成)气开发有利区，得到了钻探施工验证。(3)首次提出了适宜于黄陇侏罗纪煤田煤层气开发条件的井网部署理论与方法，确定了井型选择的优先原则，对西北地区侏罗纪煤田煤层气开发具有指导意义。(4)设计研发了一套适合黄陇侏罗纪煤田地面煤层气开发的钻完井关键技术和储层保护技术，突破了低阶煤地区煤层气地面抽采水平井技术，成功地为低含气量低阶煤煤层气高效开发提供了先导性技术示范。使用该项目技术成果，在黄陇侏罗纪煤田累计施工煤层气井三十多口，完成钻探进尺62000多米，设计的多种井型、钻探施工工艺、固井技术参数等取得了成功应用，验证了煤层气有利目标区，结合后期产气，明确了黄陇侏罗纪煤田尤其是彬长矿区煤层气的开采以多分支水平井为最优，同时，使用了该项目研发的煤储层保护筛管技术，通过后期的排水采气作业，取得了直井最高日产气量超过4000msup3/sup、水平井最高日产气量超过30000msup3/sup的成绩，成为西北地区第一口煤层气高产井，也是西北侏罗纪煤田日产气量最高的煤层气井，也验证了煤层气水平井更加适合黄陇侏罗纪煤田煤层气的开发。

　　(1)通过地层岩性分析,精准的地层压力预测研究、邻井工程复杂情况对比分析、以及三段制井眼轨迹优化研究,优化了井身结构,由原来的四开变为三开,减少一层技术套管的下入,实钻无复杂事故;研究优选了适应性强的硅基钻井液及抗高温水泥浆体系,形成了适用于类似（滨海一区）区块开发的钻井液和油层保护配套技术。应用的10口井井径扩大率均在8.2%以内,表皮系数达到了0.08,钻井液对地层无伤害,保护油层效果良好。 （2）开展了滨海一区采油方式优化研究,满足了试验区块评价要求。举升工艺管柱及配套工具先后现场实施了5口井。通过现场应用,选用的举升工艺达到了开发方案的要求,实现最大泵深3500m,最大压差23MPa的油井生产需要,满足了试验井组评价目的。 （3）完成恒流定量分注配套工具的室内研究和评价,形成适用于岐北斜坡分注工艺配套技术。

　　1.应用领域：该项目属于致密砂岩气藏钻采工艺技术领域。2. 主要研究内容：(1)调研分析苏里格气田丛式井组钻井难点，针对不同位移定向井，优化研究适合定向钻井的井身剖面；(2)利用涡动方程研究PDC钻头在井底的涡动规律，通过钻头的冠部形状、切屑结构、抗涡动布齿、水力结构以及导向能力等设计，形成苏里格气田定向钻井的PDC钻头；(3)应用纵横弯曲连续梁法，建立钻具稳斜稳方位机理的分析模型，优化PDC钻头配合单弯双稳的钻具组合；(4)从有利于提高钻井速度出发，分析水力参数，优选各层段的钻井参数，提高比水功率；(5)大斜度定向井卡瓦式井下节流器研究、节流器性能攻关，制定投放、打捞工艺措施，满足苏里格定向井开发要求。3.技术经济指标(1)技术指标：平均单井井深3550m的定向井，钻井周期由2008年初的36天缩短到2010年的22天，钻井周期缩短38.9﹪；定向井节流器投放累计891口井，成功率98﹪。(2)经济指标：钻井提速三年来累计节约钻井费用4.9亿元，丛式井节流器推广两年累计节约费用1.6亿元。4. 促进行业科技进步作用及应用推广情况(1)促进行业科技进步作用：苏里格气田所在沙漠脆弱环境，随着苏里格气田的规模开发，生产跨越式发展，为有效保护沙漠生态环境、节约土地使用，推广丛式井组开发技术是推动苏里格气田经济有效开发的技术途径，该技术已成为苏里格气田的主要开发方式。(2)推广应用情况：2008年5月1日-2010年12月31日，累计完钻丛式井组297个，丛式井组比例占到70﹪左右，累计节约土地416公顷，有效的保护了沙漠环境。

　　针对歧口探区钻井难点问题，通过相关工艺技术的攻关，形成了适用于岐口凹陷中深探井优快钻井工艺技术；根据2010年产能区块的部署情况，优选了港东一区和板南等5个重点产能区块，编制完成了以上5个重点产能区块的概念设计；针对含硫气藏改建地下储气库钻采工艺存在的难题，形成了钻井、注采、措施改造各工艺一体化设计，最终建成了国内第一座含硫气藏的储气库。该项目已全面完成开题设计报告中规定的研究内容及考核指标。

　　新疆砾岩油藏侧钻水平井钻采配套技术由油藏工程研究、钻井技术、完井技术、采油工艺技术四部分组成。侧钻水平井油藏工程研究：针对砾岩油藏注水开发后期油水分布复杂的特点，采用多种方法对试验区剩余油进行定量描述。应用油藏数值模拟技术研究典型井网条件下采用侧钻水平井开发的效果，比较了同一井网条件下不同含水阶段侧钻水平井调整的效果，建立了井位优选原则和钻井轨迹设计方法。侧钻水平井钻井技术：通过对轨迹起始段的影响因素分析及关键技术的研究及试验，总结了窗口确定的基本原则、开窗方式选择等一系列工艺技术；在井眼轨迹控制工艺技术方面，对侧钻水平井钻柱摩阻、稳定性、强度、相容性、钻具造斜能力等进行了分析研究，建立了理论模型、编制了软件并用于指导施工作业，充分发挥了各种配套工具在钻井工艺中的作用；分析研究了储层矿物组份破碎带成因、井壁稳定、润滑、携岩、防喷防漏及完井油层保护技术；侧钻水平井工具仪器均实现了国产化，大幅度降低了钻井成本。侧钻水平井完井技术，研制出了环空封隔悬挂装置及其坐挂(封)丢手工具、回接工具等10种以上的筛管完井工具及附件，引进使用了注水泥充填套管外封隔器，并形成了与带注水泥充填套管外封隔器筛管完井等四种筛管完井方式相应的四种配套工具与附件系列，在7口井上现场应用；研制出了侧钻水平井完井施工的实时数据采集系统；自行研制的φ88.9mm套管铰活络接头取得国家实用新型专利，并在现场应用。侧钻水平井分段酸化、冲砂等采油工艺配套技术，研制出了跨隔式分段酸化管柱及主要配套工具，建立了一套暂堵分段布酸酸化工艺的设计方法及原则，探讨了砂浆在侧钻水平井中的运移规律及影响携砂效果的因素，设计研制了冲砂解堵管柱和配套工具，研制出了适应于2(7/8)in套管完井的侧钻水平井找、堵、隔水管柱技术及配套工艺、工具；累计增油2220t，少产水5200t，取得了很好的增油降水效果。已投产的8口侧钻水平井，除百54井高含水外，其它几口井均正常生产，初期日产油是原直井的2～50倍，是邻近直井的1.6-2.8倍，是所钻区块同期平均日产油的2.4-3.9倍，经济效益显著。通过3年的攻关研究及现场试验，新疆石油局已形成了一套在注采开发砾岩油藏进行套管内侧钻水平井所需的油藏地质、钻井、完井、采油等工艺配套技术，成果整体水平达到国际先进。

　　属大型工业实验楼。建筑面积５５４０ｍ〈’２〉，总高２５．８ｍ，内设３台１０吨吊车、５台５吨吊车，并设有机械采油等６个大型实验室和几十个中小型实验室，主体结构设计采用先进的ＰＥＳＣＥＤＶ４．０软件。

　　该成果属于储能技术领域。成果开展枯竭气藏和盐穴两类地下储气库的关键配套建库技术和装备研究，解决了天然气地下储气库建库及运行中的技术难题，研制了1套设备、3套试验装置，开发了1套储库软件。主要创新点有：1.研制出DRID-M型界面检测仪，突破了国外对储气库建库核心装备的垄断，增强了储气库工程技术服务能力。2.研制出枯竭气藏储气库注采模拟试验装置、盐岩溶腔模型制备装置、盐岩造腔物理模拟装置，完成了国内首个储气库钻采工程实验室的组建，为地下储气库室内实验和技术创新提供了手段。3.开发出地下储库工程设计及模拟分析软件，搭建了储气库数据库管理平台，提高了储气库工程设计能力。4.创新了盐穴储气库建腔思路，提出大井眼和双井造腔的盐穴储气库建库综合配套技术。该成果发表论文16篇，其中EI收录6篇，SCI收录1篇；已获授权发明专利2项，实用新型专利9项，登记软件著作权1项。成果已应用于中国盐穴、枯竭气藏等10个储气库、112口井工程建设。

　　该项目首先针对目前小井眼定义繁多，可操作性不强的问题，通过广泛的调研和咨询，提出了小井眼的定义。小井眼应用范围很广，通过对不同井眼直径的直井、水平井、气井的产能评价及其它敏感性参数分析，得到了井眼尺寸以及地质参数对油气井产能的影响规律，创造性的提出了适合小井眼开采的油气藏筛选标准，并对中石化系统内适合小井眼开采的油藏进行了筛选。对目前国内外小井眼钻采设备进行了调研分析，优选了适合中石化系统的钻采设备，并提出了改进和引进方案；对小井眼钻采工艺现状进行了调研，形成可行的钻采工艺方案，提出进一步深化研究方案；形成了一套对小井眼钻采全过程进行动态评价的经济评价方法。并对鄂尔多斯大牛地气田进行了钻采方案研究及经济评价。项目研究成果达到了国内领先水平。

　　超低渗透油藏由于储层条件差、单井产量低、提高单井产量难度大，采用常规的低渗透钻采技术将面临投入产出比大大降低、工艺的有效性和针对性不强等问题，国内外尚无成熟技术可以借鉴，为了攻克超低渗透油藏开发技术难关，进一步减少投资成本，提高油田开发效益，通过不断研究、试验、技术改进与完善，形成了超低渗透油藏低成本钻采工艺配套技术系列。取得的主要认识和成果如下：1、开展了超低渗透油藏开发大井组钻井技术研究，形成了以大井组钻井技术和PDC钻头提高钻速技术为主的两项关键技术。采用大井组布井技术百万吨产建减少井场229个，节约土地约3435亩，利用PDC钻头提高钻速技术机械钻速提高6.2m/h，钻井周期减少4.1天，年节约成本4065万元。2、针对厚油层纵向充分有效改造的技术难题，开展了井网与裂缝适配性研究、裂缝纵向扩展规律研究、压裂液体系优化研究、储层分类及压裂工艺优化等研究工作，建立了华庆地区长6厚油层压裂改造技术模式。创新了多级加砂压裂工艺、前置酸加砂压裂工艺，在成功试验的基础上，进行推广应用，投产井平均单井日增油0.3t以上，取得了较好增产效果：研发了可回收新型压裂液体系和配套回收设备，有效缓解了陇东备水相对困难的问题，社会效益显著。3、提出了小套管完井的技术思路，研究了“四小”配套工艺技术政策，形成了小套管分层压裂、小套管抽油杆柱优化设计与扶正防磨工艺、低成本小套管防腐技术三项配套技术，陇东地区累计应用520口井，取得了显著效益。通过以上技术的应用，甘肃陇东地区2008-2009年累计钻井2768口，完成井组297口，累计节约土地1782亩，节约征地费用7128万元，大井组快速钻井技术，合计节省钻井及其它费用35500万元；φ114.3mm套管完井单井总节约费用12.72万元。按陇东小套管井数520口井计算，总投资费用将节约6614万元；通过储层改造新工艺新技术的应用，总计增效24412万元；累计节约投资费用约6.7亿元。

　　提高自主创新能力,转变发展方式是当前国家一项重要战略。本项目以技术转化为生产力出发,通过自主创新、联合攻关,进行水平井完井技术、油气水井改造、封堵技术,不压井作业及油层保护技术等攻关和产业化配套,打造出一支专业化人才队伍,形成了具有大港特色的油气田关键技术产业化升级并实现规模化应用。成果在大港及国内外10余油田应用1629井次,实现产值3.8亿元,增油22.8万吨,增注334万方,增油创效10.8亿元。在取得了巨大的经济效益同时提高油田技术产业化程度,满足油田勘探开发和市场服务需要,为国民经济发展能源保障做出贡献。取得如下几个方面成果： 1.研究完善了5项特色工艺技术系列：配套研发出低成本高密度压井液、地下聚合有机封堵剂、低成本压裂液等5种油田化学剂配方,拓宽了油层保护、油水井封堵、储层改造技术应用范围。配套研发了滑块皮碗式内堵塞器、静液柱压裂开关等7种配套工具,形成不压井作业、水平井分段压裂完井等12种工艺技术。 2.完成了相关技术产业化所需的软、硬件配套：完成9套带压作业设备配套,新增了油井带压作业能力;完成3个配液站建设、改造,入井液服务能力提高1倍;标准化改进2个加工车间,工具加工水平显著提高;完成了压裂、油层保护等3套专业软件升级,新增了水平井分段压裂及油层保护设计及数据管理。 3.培养出149名技术骨干为主的产业化人才队伍和各级专家15人,形成了大港油田工艺技术”216”技术创新体系。申报知识产权41项,其中申报了高强度自降解封隔材料、带压挤灰式油管堵塞器等发明专利8项;获得技术秘密3项;制定行业标准2项,企业标准21项。技术规范3项,管理规范1项。 4.探索形成了具有大港油田特色的技术产业化模式。以油层保护为核心,多专业高度融合,联合攻关的一体化服务模式,发展了国际石油公司服务模式,使服务文化和服务业绩齐头并进,提升了油田在外部市场的品牌影响力。

　　中国低阶煤煤层气资源丰富，资源量约14万亿方，占中国煤层气资源总量的40％以上，具有良好的开发前景。国内低阶煤地区煤层气开发主要借鉴国外经验或中高阶煤煤层气勘探经验，制约着低阶煤地区煤层气勘探进程。该项目自2010年开始，聚焦制约低阶煤地区煤层气富集影响因素和钻完井关键技术问题，在陕西省煤田地质集团有限公司/国土资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室及陕西省煤层气开发利用有限公司经费的支持下，联合西安科技大学等单位，组成产学研相结合的研究团队，共同开展了一系列有关低阶煤地区煤层气赋存规律及高效开发的研究课题，主要包括：(1)自2010年开始，陕西龙门天地油气技术有限公司与陕西新泰能源有限公司合作，在黄陇侏罗纪煤田中部彬长矿区大佛寺煤矿进行了煤层气地面开发试验工作，包括矿井煤层气开发可行性研究、参数井+生产试验井的部署和实施等，获得了工业性气流。为整体开发大佛寺煤矿煤层气资源，进行清洁能源开采，随后部署了大佛寺煤矿日产30万方煤层气开采利用项目。为进一步促进彬长矿区低阶煤煤层气的地面开发利用，在陕西省煤田地质集团有限公司和陕西省煤层气开发利用有限公司共同支持下，依托国土资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室开展了《低阶煤煤层气地面抽采关键技术与工程应用》(ZKF2013-12)项目研究。(2)为保障煤矿安全生产，促进陕西省煤炭工业科学、安全、可持续发展，积极响应国家规划加强科技创新工作的方针，陕西省煤田地质集团有限公司/国土资源部煤炭资源勘査与综合利用重点实验室设立了《陕西省黄陇侏罗纪煤田东部矿井煤层瓦斯赋存规律及抽采利用技术研究》(KFZD2012-2)科研专项，对黄陇侏罗纪煤田东部三大矿区煤储层特征、煤层气赋存规律及抽采利用技术进行了研究，为东部矿井煤炭安全开采提供技术保障，也为煤层气地面开发利用提供基础。(3)为深化认识黄陇侏罗纪煤田东部焦坪矿区转角地区煤储层特征，明确煤层气勘探开发方案，为黄陇侏罗纪煤田低阶煤地区煤层气勘探开发部署与规划提供技术支持，陕西省煤田地质集团有限公司/国土资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室设立了《转角低阶煤储层特征与煤层气勘探开发对策研究》(ZZ2015-2)项目。(4)为明确黄陇侏罗纪煤田永陇矿区麟北区煤层气地质特征、煤储层孔隙特征、煤层气储集成藏条件等方面研究，进一步分析煤层气可采性，优选煤层气开采有利区，提出煤层气抽采建议方案，为该矿区井下瓦斯抽放和地面煤层气抽采提供参考，陕西省煤田地质集团有限公司/国土资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室设立了《永陇矿区麟北区煤储层孔隙特征与煤层气可采性研究》(ZP2013-3)项目。通过多个子项目的研究，持续七年多的研发，两年多的技术应用积累，从地质评价和钻完井关键技术等方面获得突破，提高了低阶煤地区煤层气钻井成功率和抽采效率，为保证煤矿安全生产和煤层气资源利用提供技术支撑。在多个方面取得重要进展和创新性成果：(1)基于大量煤岩煤质、压汞、液氮吸附、二氧化碳吸附及等温吸附等测试手段，研究了黄陇侏罗纪煤田主采煤层储层特征，设计研发了一种岩石含气量测定收集装置。(2)揭示了多层段叠置煤煤层气赋存分布规律，利用关键因素叠合法圈定了彬长矿区大佛寺、胡家河等煤层(成)气开发有利区，得到了钻探施工验证。(3)首次提出了适宜于黄陇侏罗纪煤田煤层气开发条件的井网部署理论与方法，确定了井型选择的优先原则，对西北地区侏罗纪煤田煤层气开发具有指导意义。(4)设计研发了一套适合黄陇侏罗纪煤田地面煤层气开发的钻完井关键技术和储层保护技术，突破了低阶煤地区煤层气地面抽采水平井技术，成功地为低含气量低阶煤煤层气高效开发提供了先导性技术示范。使用该项目技术成果，在黄陇侏罗纪煤田累计施工煤层气井三十多口，完成钻探进尺62000多米，设计的多种井型、钻探施工工艺、固井技术参数等取得了成功应用，验证了煤层气有利目标区，结合后期产气，明确了黄陇侏罗纪煤田尤其是彬长矿区煤层气的开采以多分支水平井为最优，同时，使用了该项目研发的煤储层保护筛管技术，通过后期的排水采气作业，取得了直井最高日产气量超过4000msup3/sup、水平井最高日产气量超过30000msup3/sup的成绩，成为西北地区第一口煤层气高产井，也是西北侏罗纪煤田日产气量最高的煤层气井，也验证了煤层气水平井更加适合黄陇侏罗纪煤田煤层气的开发。

　　(1)通过地层岩性分析,精准的地层压力预测研究、邻井工程复杂情况对比分析、以及三段制井眼轨迹优化研究,优化了井身结构,由原来的四开变为三开,减少一层技术套管的下入,实钻无复杂事故;研究优选了适应性强的硅基钻井液及抗高温水泥浆体系,形成了适用于类似（滨海一区）区块开发的钻井液和油层保护配套技术。应用的10口井井径扩大率均在8.2%以内,表皮系数达到了0.08,钻井液对地层无伤害,保护油层效果良好。 （2）开展了滨海一区采油方式优化研究,满足了试验区块评价要求。举升工艺管柱及配套工具先后现场实施了5口井。通过现场应用,选用的举升工艺达到了开发方案的要求,实现最大泵深3500m,最大压差23MPa的油井生产需要,满足了试验井组评价目的。 （3）完成恒流定量分注配套工具的室内研究和评价,形成适用于岐北斜坡分注工艺配套技术。

　　1.应用领域：该项目属于致密砂岩气藏钻采工艺技术领域。2. 主要研究内容：(1)调研分析苏里格气田丛式井组钻井难点，针对不同位移定向井，优化研究适合定向钻井的井身剖面；(2)利用涡动方程研究PDC钻头在井底的涡动规律，通过钻头的冠部形状、切屑结构、抗涡动布齿、水力结构以及导向能力等设计，形成苏里格气田定向钻井的PDC钻头；(3)应用纵横弯曲连续梁法，建立钻具稳斜稳方位机理的分析模型，优化PDC钻头配合单弯双稳的钻具组合；(4)从有利于提高钻井速度出发，分析水力参数，优选各层段的钻井参数，提高比水功率；(5)大斜度定向井卡瓦式井下节流器研究、节流器性能攻关，制定投放、打捞工艺措施，满足苏里格定向井开发要求。3.技术经济指标(1)技术指标：平均单井井深3550m的定向井，钻井周期由2008年初的36天缩短到2010年的22天，钻井周期缩短38.9﹪；定向井节流器投放累计891口井，成功率98﹪。(2)经济指标：钻井提速三年来累计节约钻井费用4.9亿元，丛式井节流器推广两年累计节约费用1.6亿元。4. 促进行业科技进步作用及应用推广情况(1)促进行业科技进步作用：苏里格气田所在沙漠脆弱环境，随着苏里格气田的规模开发，生产跨越式发展，为有效保护沙漠生态环境、节约土地使用，推广丛式井组开发技术是推动苏里格气田经济有效开发的技术途径，该技术已成为苏里格气田的主要开发方式。(2)推广应用情况：2008年5月1日-2010年12月31日，累计完钻丛式井组297个，丛式井组比例占到70﹪左右，累计节约土地416公顷，有效的保护了沙漠环境。

　　针对歧口探区钻井难点问题，通过相关工艺技术的攻关，形成了适用于岐口凹陷中深探井优快钻井工艺技术；根据2010年产能区块的部署情况，优选了港东一区和板南等5个重点产能区块，编制完成了以上5个重点产能区块的概念设计；针对含硫气藏改建地下储气库钻采工艺存在的难题，形成了钻井、注采、措施改造各工艺一体化设计，最终建成了国内第一座含硫气藏的储气库。该项目已全面完成开题设计报告中规定的研究内容及考核指标。

　　新疆砾岩油藏侧钻水平井钻采配套技术由油藏工程研究、钻井技术、完井技术、采油工艺技术四部分组成。侧钻水平井油藏工程研究：针对砾岩油藏注水开发后期油水分布复杂的特点，采用多种方法对试验区剩余油进行定量描述。应用油藏数值模拟技术研究典型井网条件下采用侧钻水平井开发的效果，比较了同一井网条件下不同含水阶段侧钻水平井调整的效果，建立了井位优选原则和钻井轨迹设计方法。侧钻水平井钻井技术：通过对轨迹起始段的影响因素分析及关键技术的研究及试验，总结了窗口确定的基本原则、开窗方式选择等一系列工艺技术；在井眼轨迹控制工艺技术方面，对侧钻水平井钻柱摩阻、稳定性、强度、相容性、钻具造斜能力等进行了分析研究，建立了理论模型、编制了软件并用于指导施工作业，充分发挥了各种配套工具在钻井工艺中的作用；分析研究了储层矿物组份破碎带成因、井壁稳定、润滑、携岩、防喷防漏及完井油层保护技术；侧钻水平井工具仪器均实现了国产化，大幅度降低了钻井成本。侧钻水平井完井技术，研制出了环空封隔悬挂装置及其坐挂(封)丢手工具、回接工具等10种以上的筛管完井工具及附件，引进使用了注水泥充填套管外封隔器，并形成了与带注水泥充填套管外封隔器筛管完井等四种筛管完井方式相应的四种配套工具与附件系列，在7口井上现场应用；研制出了侧钻水平井完井施工的实时数据采集系统；自行研制的φ88.9mm套管铰活络接头取得国家实用新型专利，并在现场应用。侧钻水平井分段酸化、冲砂等采油工艺配套技术，研制出了跨隔式分段酸化管柱及主要配套工具，建立了一套暂堵分段布酸酸化工艺的设计方法及原则，探讨了砂浆在侧钻水平井中的运移规律及影响携砂效果的因素，设计研制了冲砂解堵管柱和配套工具，研制出了适应于2(7/8)in套管完井的侧钻水平井找、堵、隔水管柱技术及配套工艺、工具；累计增油2220t，少产水5200t，取得了很好的增油降水效果。已投产的8口侧钻水平井，除百54井高含水外，其它几口井均正常生产，初期日产油是原直井的2～50倍，是邻近直井的1.6-2.8倍，是所钻区块同期平均日产油的2.4-3.9倍，经济效益显著。通过3年的攻关研究及现场试验，新疆石油局已形成了一套在注采开发砾岩油藏进行套管内侧钻水平井所需的油藏地质、钻井、完井、采油等工艺配套技术，成果整体水平达到国际先进。

　　属大型工业实验楼。建筑面积５５４０ｍ〈’２〉，总高２５．８ｍ，内设３台１０吨吊车、５台５吨吊车，并设有机械采油等６个大型实验室和几十个中小型实验室，主体结构设计采用先进的ＰＥＳＣＥＤＶ４．０软件。

　　该成果属于储能技术领域。成果开展枯竭气藏和盐穴两类地下储气库的关键配套建库技术和装备研究，解决了天然气地下储气库建库及运行中的技术难题，研制了1套设备、3套试验装置，开发了1套储库软件。主要创新点有：1.研制出DRID-M型界面检测仪，突破了国外对储气库建库核心装备的垄断，增强了储气库工程技术服务能力。2.研制出枯竭气藏储气库注采模拟试验装置、盐岩溶腔模型制备装置、盐岩造腔物理模拟装置，完成了国内首个储气库钻采工程实验室的组建，为地下储气库室内实验和技术创新提供了手段。3.开发出地下储库工程设计及模拟分析软件，搭建了储气库数据库管理平台，提高了储气库工程设计能力。4.创新了盐穴储气库建腔思路，提出大井眼和双井造腔的盐穴储气库建库综合配套技术。该成果发表论文16篇，其中EI收录6篇，SCI收录1篇；已获授权发明专利2项，实用新型专利9项，登记软件著作权1项。成果已应用于中国盐穴、枯竭气藏等10个储气库、112口井工程建设。

　　该项目首先针对目前小井眼定义繁多，可操作性不强的问题，通过广泛的调研和咨询，提出了小井眼的定义。小井眼应用范围很广，通过对不同井眼直径的直井、水平井、气井的产能评价及其它敏感性参数分析，得到了井眼尺寸以及地质参数对油气井产能的影响规律，创造性的提出了适合小井眼开采的油气藏筛选标准，并对中石化系统内适合小井眼开采的油藏进行了筛选。对目前国内外小井眼钻采设备进行了调研分析，优选了适合中石化系统的钻采设备，并提出了改进和引进方案；对小井眼钻采工艺现状进行了调研，形成可行的钻采工艺方案，提出进一步深化研究方案；形成了一套对小井眼钻采全过程进行动态评价的经济评价方法。并对鄂尔多斯大牛地气田进行了钻采方案研究及经济评价。项目研究成果达到了国内领先水平。

　　超低渗透油藏由于储层条件差、单井产量低、提高单井产量难度大，采用常规的低渗透钻采技术将面临投入产出比大大降低、工艺的有效性和针对性不强等问题，国内外尚无成熟技术可以借鉴，为了攻克超低渗透油藏开发技术难关，进一步减少投资成本，提高油田开发效益，通过不断研究、试验、技术改进与完善，形成了超低渗透油藏低成本钻采工艺配套技术系列。取得的主要认识和成果如下：1、开展了超低渗透油藏开发大井组钻井技术研究，形成了以大井组钻井技术和PDC钻头提高钻速技术为主的两项关键技术。采用大井组布井技术百万吨产建减少井场229个，节约土地约3435亩，利用PDC钻头提高钻速技术机械钻速提高6.2m/h，钻井周期减少4.1天，年节约成本4065万元。2、针对厚油层纵向充分有效改造的技术难题，开展了井网与裂缝适配性研究、裂缝纵向扩展规律研究、压裂液体系优化研究、储层分类及压裂工艺优化等研究工作，建立了华庆地区长6厚油层压裂改造技术模式。创新了多级加砂压裂工艺、前置酸加砂压裂工艺，在成功试验的基础上，进行推广应用，投产井平均单井日增油0.3t以上，取得了较好增产效果：研发了可回收新型压裂液体系和配套回收设备，有效缓解了陇东备水相对困难的问题，社会效益显著。3、提出了小套管完井的技术思路，研究了“四小”配套工艺技术政策，形成了小套管分层压裂、小套管抽油杆柱优化设计与扶正防磨工艺、低成本小套管防腐技术三项配套技术，陇东地区累计应用520口井，取得了显著效益。通过以上技术的应用，甘肃陇东地区2008-2009年累计钻井2768口，完成井组297口，累计节约土地1782亩，节约征地费用7128万元，大井组快速钻井技术，合计节省钻井及其它费用35500万元；φ114.3mm套管完井单井总节约费用12.72万元。按陇东小套管井数520口井计算，总投资费用将节约6614万元；通过储层改造新工艺新技术的应用，总计增效24412万元；累计节约投资费用约6.7亿元。

　　提高自主创新能力,转变发展方式是当前国家一项重要战略。本项目以技术转化为生产力出发,通过自主创新、联合攻关,进行水平井完井技术、油气水井改造、封堵技术,不压井作业及油层保护技术等攻关和产业化配套,打造出一支专业化人才队伍,形成了具有大港特色的油气田关键技术产业化升级并实现规模化应用。成果在大港及国内外10余油田应用1629井次,实现产值3.8亿元,增油22.8万吨,增注334万方,增油创效10.8亿元。在取得了巨大的经济效益同时提高油田技术产业化程度,满足油田勘探开发和市场服务需要,为国民经济发展能源保障做出贡献。取得如下几个方面成果： 1.研究完善了5项特色工艺技术系列：配套研发出低成本高密度压井液、地下聚合有机封堵剂、低成本压裂液等5种油田化学剂配方,拓宽了油层保护、油水井封堵、储层改造技术应用范围。配套研发了滑块皮碗式内堵塞器、静液柱压裂开关等7种配套工具,形成不压井作业、水平井分段压裂完井等12种工艺技术。 2.完成了相关技术产业化所需的软、硬件配套：完成9套带压作业设备配套,新增了油井带压作业能力;完成3个配液站建设、改造,入井液服务能力提高1倍;标准化改进2个加工车间,工具加工水平显著提高;完成了压裂、油层保护等3套专业软件升级,新增了水平井分段压裂及油层保护设计及数据管理。 3.培养出149名技术骨干为主的产业化人才队伍和各级专家15人,形成了大港油田工艺技术”216”技术创新体系。申报知识产权41项,其中申报了高强度自降解封隔材料、带压挤灰式油管堵塞器等发明专利8项;获得技术秘密3项;制定行业标准2项,企业标准21项。技术规范3项,管理规范1项。 4.探索形成了具有大港油田特色的技术产业化模式。以油层保护为核心,多专业高度融合,联合攻关的一体化服务模式,发展了国际石油公司服务模式,使服务文化和服务业绩齐头并进,提升了油田在外部市场的品牌影响力。

　　中国低阶煤煤层气资源丰富，资源量约14万亿方，占中国煤层气资源总量的40％以上，具有良好的开发前景。国内低阶煤地区煤层气开发主要借鉴国外经验或中高阶煤煤层气勘探经验，制约着低阶煤地区煤层气勘探进程。该项目自2010年开始，聚焦制约低阶煤地区煤层气富集影响因素和钻完井关键技术问题，在陕西省煤田地质集团有限公司/国土资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室及陕西省煤层气开发利用有限公司经费的支持下，联合西安科技大学等单位，组成产学研相结合的研究团队，共同开展了一系列有关低阶煤地区煤层气赋存规律及高效开发的研究课题，主要包括：(1)自2010年开始，陕西龙门天地油气技术有限公司与陕西新泰能源有限公司合作，在黄陇侏罗纪煤田中部彬长矿区大佛寺煤矿进行了煤层气地面开发试验工作，包括矿井煤层气开发可行性研究、参数井+生产试验井的部署和实施等，获得了工业性气流。为整体开发大佛寺煤矿煤层气资源，进行清洁能源开采，随后部署了大佛寺煤矿日产30万方煤层气开采利用项目。为进一步促进彬长矿区低阶煤煤层气的地面开发利用，在陕西省煤田地质集团有限公司和陕西省煤层气开发利用有限公司共同支持下，依托国土资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室开展了《低阶煤煤层气地面抽采关键技术与工程应用》(ZKF2013-12)项目研究。(2)为保障煤矿安全生产，促进陕西省煤炭工业科学、安全、可持续发展，积极响应国家规划加强科技创新工作的方针，陕西省煤田地质集团有限公司/国土资源部煤炭资源勘査与综合利用重点实验室设立了《陕西省黄陇侏罗纪煤田东部矿井煤层瓦斯赋存规律及抽采利用技术研究》(KFZD2012-2)科研专项，对黄陇侏罗纪煤田东部三大矿区煤储层特征、煤层气赋存规律及抽采利用技术进行了研究，为东部矿井煤炭安全开采提供技术保障，也为煤层气地面开发利用提供基础。(3)为深化认识黄陇侏罗纪煤田东部焦坪矿区转角地区煤储层特征，明确煤层气勘探开发方案，为黄陇侏罗纪煤田低阶煤地区煤层气勘探开发部署与规划提供技术支持，陕西省煤田地质集团有限公司/国土资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室设立了《转角低阶煤储层特征与煤层气勘探开发对策研究》(ZZ2015-2)项目。(4)为明确黄陇侏罗纪煤田永陇矿区麟北区煤层气地质特征、煤储层孔隙特征、煤层气储集成藏条件等方面研究，进一步分析煤层气可采性，优选煤层气开采米博体育平台有利区，提出煤层气抽采建议方案，为该矿区井下瓦斯抽放和地面煤层气抽采提供参考，陕西省煤田地质集团有限公司/国土资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室设立了《永陇矿区麟北区煤储层孔隙特征与煤层气可采性研究》(ZP2013-3)项目。通过多个子项目的研究，持续七年多的研发，两年多的技术应用积累，从地质评价和钻完井关键技术等方面获得突破，提高了低阶煤地区煤层气钻井成功率和抽采效率，为保证煤矿安全生产和煤层气资源利用提供技术支撑。在多个方面取得重要进展和创新性成果：(1)基于大量煤岩煤质、压汞、液氮吸附、二氧化碳吸附及等温吸附等测试手段，研究了黄陇侏罗纪煤田主采煤层储层特征，设计研发了一种岩石含气量测定收集装置。(2)揭示了多层段叠置煤煤层气赋存分布规律，利用关键因素叠合法圈定了彬长矿区大佛寺、胡家河等煤层(成)气开发有利区，得到了钻探施工验证。(3)首次提出了适宜于黄陇侏罗纪煤田煤层气开发条件的井网部署理论与方法，确定了井型选择的优先原则，对西北地区侏罗纪煤田煤层气开发具有指导意义。(4)设计研发了一套适合黄陇侏罗纪煤田地面煤层气开发的钻完井关键技术和储层保护技术，突破了低阶煤地区煤层气地面抽采水平井技术，成功地为低含气量低阶煤煤层气高效开发提供了先导性技术示范。使用该项目技术成果，在黄陇侏罗纪煤田累计施工煤层气井三十多口，完成钻探进尺62000多米，设计的多种井型、钻探施工工艺、固井技术参数等取得了成功应用，验证了煤层气有利目标区，结合后期产气，明确了黄陇侏罗纪煤田尤其是彬长矿区煤层气的开采以多分支水平井为最优，同时，使用了该项目研发的煤储层保护筛管技术，通过后期的排水采气作业，取得了直井最高日产气量超过4000msup3/sup、水平井最高日产气量超过30000msup3/sup的成绩，成为西北地区第一口煤层气高产井，也是西北侏罗纪煤田日产气量最高的煤层气井，也验证了煤层气水平井更加适合黄陇侏罗纪煤田煤层气的开发。

　　(1)通过地层岩性分析,精准的地层压力预测研究、邻井工程复杂情况对比分析、以及三段制井眼轨迹优化研究,优化了井身结构,由原来的四开变为三开,减少一层技术套管的下入,实钻无复杂事故;研究优选了适应性强的硅基钻井液及抗高温水泥浆体系,形成了适用于类似（滨海一区）区块开发的钻井液和油层保护配套技术。应用的10口井井径扩大率均在8.2%以内,表皮系数达到了0.08,钻井液对地层无伤害,保护油层效果良好。 （2）开展了滨海一区采油方式优化研究,满足了试验区块评价要求。举升工艺管柱及配套工具先后现场实施了5口井。通过现场应用,选用的举升工艺达到了开发方案的要求,实现最大泵深3500m,最大压差23MPa的油井生产需要,满足了试验井组评价目的。 （3）完成恒流定量分注配套工具的室内研究和评价,形成适用于岐北斜坡分注工艺配套技术。

　　1.应用领域：该项目属于致密砂岩气藏钻采工艺技术领域。2. 主要研究内容：(1)调研分析苏里格气田丛式井组钻井难点，针对不同位移定向井，优化研究适合定向钻井的井身剖面；(2)利用涡动方程研究PDC钻头在井底的涡动规律，通过钻头的冠部形状、切屑结构、抗涡动布齿、水力结构以及导向能力等设计，形成苏里格气田定向钻井的PDC钻头；(3)应用纵横弯曲连续梁法，建立钻具稳斜稳方位机理的分析模型，优化PDC钻头配合单弯双稳的钻具组合；(4)从有利于提高钻井速度出发，分析水力参数，优选各层段的钻井参数，提高比水功率；(5)大斜度定向井卡瓦式井下节流器研究、节流器性能攻关，制定投放、打捞工艺措施，满足苏里格定向井开发要求。3.技术经济指标(1)技术指标：平均单井井深3550m的定向井，钻井周期由2008年初的36天缩短到2010年的22天，钻井周期缩短38.9﹪；定向井节流器投放累计891口井，成功率98﹪。(2)经济指标：钻井提速三年来累计节约钻井费用4.9亿元，丛式井节流器推广两年累计节约费用1.6亿元。4. 促进行业科技进步作用及应用推广情况(1)促进行业科技进步作用：苏里格气田所在沙漠脆弱环境，随着苏里格气田的规模开发，生产跨越式发展，为有效保护沙漠生态环境、节约土地使用，推广丛式井组开发技术是推动苏里格气田经济有效开发的技术途径，该技术已成为苏里格气田的主要开发方式。(2)推广应用情况：2008年5月1日-2010年12月31日，累计完钻丛式井组297个，丛式井组比例占到70﹪左右，累计节约土地416公顷，有效的保护了沙漠环境。

　　针对歧口探区钻井难点问题，通过相关工艺技术的攻关，形成了适用于岐口凹陷中深探井优快钻井工艺技术；根据2010年产能区块的部署情况，优选了港东一区和板南等5个重点产能区块，编制完成了以上5个重点产能区块的概念设计；针对含硫气藏改建地下储气库钻采工艺存在的难题，形成了钻井、注采、措施改造各工艺一体化设计，最终建成了国内第一座含硫气藏的储气库。该项目已全面完成开题设计报告中规定的研究内容及考核指标。

　　新疆砾岩油藏侧钻水平井钻采配套技术由油藏工程研究、钻井技术、完井技术、采油工艺技术四部分组成。侧钻水平井油藏工程研究：针对砾岩油藏注水开发后期油水分布复杂的米博体育官网特点，采用多种方法对试验区剩余油进行定量描述。应用油藏数值模拟技术研究典型井网条件下采用侧钻水平井开发的效果，比较了同一井网条件下不同含水阶段侧钻水平井调整的效果，建立了井位优选原则和钻井轨迹设计方法。侧钻水平井钻井技术：通过对轨迹起始段的影响因素分析及关键技术的研究及试验，总结了窗口确定的基本原则、开窗方式选择等一系列工艺技术；在井眼轨迹控制工艺技术方面，对侧钻水平井钻柱摩阻、稳定性、强度、相容性、钻具造斜能力等进行了分析研究，建立了理论模型、编制了软件并用于指导施工作业，充分发挥了各种配套工具在钻井工艺中的作用；分析研究了储层矿物组份破碎带成因、井壁稳定、润滑、携岩、防喷防漏及完井油层保护技术；侧钻水平井工具仪器均实现了国产化，大幅度降低了钻井成本。侧钻水平井完井技术，研制出了环空封隔悬挂装置及其坐挂(封)丢手工具、回接工具等10种以上的筛管完井工具及附件，引进使用了注水泥充填套管外封隔器，并形成了与带注水泥充填套管外封隔器筛管完井等四种筛管完井方式相应的四种配套工具与附件系列，在7口井上现场应用；研制出了侧钻水平井完井施工的实时数据采集系统；自行研制的φ88.9mm套管铰活络接头取得国家实用新型专利，并在现场应用。侧钻水平井分段酸化、冲砂等采油工艺配套技术，研制出了跨隔式分段酸化管柱及主要配套工具，建立了一套暂堵分段布酸酸化工艺的设计方法及原则，探讨了砂浆在侧钻水平井中的运移规律及影响携砂效果的因素，设计研制了冲砂解堵管柱和配套工具，研制出了适应于2(7/8)in套管完井的侧钻水平井找、堵、隔水管柱技术及配套工艺、工具；累计增油2220t，少产水5200t，取得了很好的增油降水效果。已投产的8口侧钻水平井，除百54井高含水外，其它几口井均正常生产，初期日产油是原直井的2～50倍，是邻近直井的1.6-2.8倍，是所钻区块同期平均日产油的2.4-3.9倍，经济效益显著。通过3年的攻关研究及现场试验，新疆石油局已形成了一套在注采开发砾岩油藏进行套管内侧钻水平井所需的油藏地质、钻井、完井、采油等工艺配套技术，成果整体水平达到国际先进。

　　属大型工业实验楼。建筑面积５５４０ｍ〈’２〉，总高２５．８ｍ，内设３台１０吨吊车、５台５吨吊车，并设有机械采油等６个大型实验室和几十个中小型实验室，主体结构设计采用先进的ＰＥＳＣＥＤＶ４．０软件。

　　该成果属于储能技术领域。成果开展枯竭气藏和盐穴两类地下储气库的关键配套建库技术和装备研究，解决了天然气地下储气库建库及运行中的技术难题，研制了1套设备、3套试验装置，开发了1套储库软件。主要创新点有：1.研制出DRID-M型界面检测仪，突破了国外对储气库建库核心装备的垄断，增强了储气库工程技术服务能力。2.研制出枯竭气藏储气库注采模拟试验装置、盐岩溶腔模型制备装置、盐岩造腔物理模拟装置，完成了国内首个储气库钻采工程实验室的组建，为地下储气库室内实验和技术创新提供了手段。3.开发出地下储库工程设计及模拟分析软件，搭建了储气库数据库管理平台，提高了储气库工程设计能力。4.创新了盐穴储气库建腔思路，提出大井眼和双井造腔的盐穴储气库建库综合配套技术。该成果发表论文16篇，其中EI收录6篇，SCI收录1篇；已获授权发明专利2项，实用新型专利9项，登记软件著作权1项。成果已应用于中国盐穴、枯竭气藏等10个储气库、112口井工程建设。

　　该项目首先针对目前小井眼定义繁多，可操作性不强的问题，通过广泛的调研和咨询，提出了小井眼的定义。小井眼应用范围很广，通过对不同井眼直径的直井、水平井、气井的产能评价及其它敏感性参数分析，得到了井眼尺寸以及地质参数对油气井产能的影响规律，创造性的提出了适合小井眼开采的油气藏筛选标准，并对中石化系统内适合小井眼开采的油藏进行了筛选。对目前国内外小井眼钻采设备进行了调研分析，优选了适合中石化系统的钻采设备，并提出了改进和引进方案；对小井眼钻采工艺现状进行了调研，形成可行的钻采工艺方案，提出进一步深化研究方案；形成了一套对小井眼钻采全过程进行动态评价的经济评价方法。并对鄂尔多斯大牛地气田进行了钻采方案研究及经济评价。项目研究成果达到了国内领先水平。

　　超低渗透油藏由于储层条件差、单井产量低、提高单井产量难度大，采用常规的低渗透钻采技术将面临投入产出比大大降低、工艺的有效性和针对性不强等问题，国内外尚无成熟技术可以借鉴，为了攻克超低渗透油藏开发技术难关，进一步减少投资成本，提高油田开发效益，通过不断研究、试验、技术改进与完善，形成了超低渗透油藏低成本钻采工艺配套技术系列。取得的主要认识和成果如下：1、开展了超低渗透油藏开发大井组钻井技术研究，形成了以大井组钻井技术和PDC钻头提高钻速技术为主的两项关键技术。采用大井组布井技术百万吨产建减少井场229个，节约土地约3435亩，利用PDC钻头提高钻速技术机械钻速提高6.2m/h，钻井周期减少4.1天，年节约成本4065万元。2、针对厚油层纵向充分有效改造的技术难题，开展了井网与裂缝适配性研究、裂缝纵向扩展规律研究、压裂液体系优化研究、储层分类及压裂工艺优化等研究工作，建立了华庆地区长6厚油层压裂改造技术模式。创新了多级加砂压裂工艺、前置酸加砂压裂工艺，在成功试验的基础上，进行推广应用，投产井平均单井日增油0.3t以上，取得了较好增产效果：研发了可回收新型压裂液体系和配套回收设备，有效缓解了陇东备水相对困难的问题，社会效益显著。3、提出了小套管完井的技术思路，研究了“四小”配套工艺技术政策，形成了小套管分层压裂、小套管抽油杆柱优化设计与扶正防磨工艺、低成本小套管防腐技术三项配套技术，陇东地区累计应用520口井，取得了显著效益。通过以上技术的应用，甘肃陇东地区2008-2009年累计钻井2768口，完成井组297口，累计节约土地1782亩，节约征地费用7128万元，大井组快速钻井技术，合计节省钻井及其它费用35500万元；φ114.3mm套管完井单井总节约费用12.72万元。按陇东小套管井数520口井计算，总投资费用将节约6614万元；通过储层改造新工艺新技术的应用，总计增效24412万元；累计节约投资费用约6.7亿元。

　　提高自主创新能力,转变发展方式是当前国家一项重要战略。本项目以技术转化为生产力出发,通过自主创新、联合攻关,进行水平井完井技术、油气水井改造、封堵技术,不压井作业及油层保护技术等攻关和产业化配套,打造出一支专业化人才队伍,形成了具有大港特色的油气田关键技术产业化升级并实现规模化应用。成果在大港及国内外10余油田应用1629井次,实现产值3.8亿元,增油22.8万吨,增注334万方,增油创效10.8亿元。在取得了巨大的经济效益同时提高油田技术产业化程度,满足油田勘探开发和市场服务需要,为国民经济发展能源保障做出贡献。取得如下几个方面成果： 1.研究完善了5项特色工艺技术系列：配套研发出低成本高密度压井液、地下聚合有机封堵剂、低成本压裂液等5种油田化学剂配方,拓宽了油层保护、油水井封堵、储层改造技术应用范围。配套研发了滑块皮碗式内堵塞器、静液柱压裂开关等7种配套工具,形成不压井作业、水平井分段压裂完井等12种工艺技术。 2.完成了相关技术产业化所需的软、硬件配套：完成9套带压作业设备配套,新增了油井带压作业能力;完成3个配液站建设、改造,入井液服务能力提高1倍;标准化改进2个加工车间,工具加工水平显著提高;完成了压裂、油层保护等3套专业软件升级,新增了水平井分段压裂及油层保护设计及数据管理。 3.培养出149名技术骨干为主的产业化人才队伍和各级专家15人,形成了大港油田工艺技术”216”技术创新体系。申报知识产权41项,其中申报了高强度自降解封隔材料、带压挤灰式油管堵塞器等发明专利8项;获得技术秘密3项;制定行业标准2项,企业标准21项。技术规范3项,管理规范1项。 4.探索形成了具有大港油田特色的技术产业化模式。以油层保护为核心,多专业高度融合,联合攻关的一体化服务模式,发展了国际石油公司服务模式,使服务文化和服务业绩齐头并进,提升了油田在外部市场的品牌影响力。

　　中国低阶煤煤层气资源丰富，资源量约14万亿方，占中国煤层气资源总量的40％以上，具有良好的开发前景。国内低阶煤地区煤层气开发主要借鉴国外经验或中高阶煤煤层气勘探经验，制约着低阶煤地区煤层气勘探进程。该项目自2010年开始，聚焦制约低阶煤地区煤层气富集影响因素和钻完井关键技术问题，在陕西省煤田地质集团有限公司/国土资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室及陕西省煤层气开发利用有限公司经费的支持下，联合西安科技大学等单位，组成产学研相结合的研究团队，共同开展了一系列有关低阶煤地区煤层气赋存规律及高效开发的研究课题，主要包括：(1)自2010年开始，陕西龙门天地油气技术有限公司与陕西新泰能源有限公司合作，在黄陇侏罗纪煤田中部彬长矿区大佛寺煤矿进行了煤层气地面开发试验工作，包括矿井煤层气开发可行性研究、参数井+生产试验井的部署和实施等，获得了工业性气流。为整体开发大佛寺煤矿煤层气资源，进行清洁能源开采，随后部署了大佛寺煤矿日产30万方煤层气开采利用项目。为进一步促进彬长矿区低阶煤煤层气的地面开发利用，在陕西省煤田地质集团有限公司和陕西省煤层气开发利用有限公司共同支持下，依托国土资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室开展了《低阶煤煤层气地面抽采关键技术与工程应用》(ZKF2013-12)项目研究。(2)为保障煤矿安全生产，促进陕西省煤炭工业科学、安全、可持续发展，积极响应国家规划加强科技创新工作的方针，陕西省煤田地质集团有限公司/国土资源部煤炭资源勘査与综合利用重点实验室设立了《陕西省黄陇侏罗纪煤田东部矿井煤层瓦斯赋存规律及抽采利用技术研究》(KFZD2012-2)科研专项，对黄陇侏罗纪煤田东部三大矿区煤储层特征、煤层气赋存规律及抽采利用技术进行了研究，为东部矿井煤炭安全开采提供技术保障，也为煤层气地面开发利用提供基础。(3)为深化认识黄陇侏罗纪煤田东部焦坪矿区转角地区煤储层特征，明确煤层气勘探开发方案，为黄陇侏罗纪煤田低阶煤地区煤层气勘探开发部署与规划提供技术支持，陕西省煤田地质集团有限公司/国土资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室设立了《转角低阶煤储层特征与煤层气勘探开发对策研究》(ZZ2015-2)项目。(4)为明确黄陇侏罗纪煤田永陇矿区麟北区煤层气地质特征、煤储层孔隙特征、煤层气储集成藏条件等方面研究，进一步分析煤层气可采性，优选煤层气开采有利区，提出煤层气抽采建议方案，为该矿区井下瓦斯抽放和地面煤层气抽采提供参考，陕西省煤田地质集团有限公司/国土资源部煤炭资源勘查与综合利用重点实验室设立了《永陇矿区麟北区煤储层孔隙特征与煤层气可采性研究》(ZP2013-3)项目。通过多个子项目的研究，持续七年多的研发，两年多的技术应用积累，从地质评价和钻完井关键技术等方面获得突破，提高了低阶煤地区煤层气钻井成功率和抽采效率，为保证煤矿安全生产和煤层气资源利用提供技术支撑。在多个方面取得重要进展和创新性成果：(1)基于大量煤岩煤质、压汞、液氮吸附、二氧化碳吸附及等温吸附等测试手段，研究了黄陇侏罗纪煤田主采煤层储层特征，设计研发了一种岩石含气量测定收集装置。(2)揭示了多层段叠置煤煤层气赋存分布规律，利用关键因素叠合法圈定了彬长矿区大佛寺、胡家河等煤层(成)气开发有利区，得到了钻探施工验证。(3)首次提出了适宜于黄陇侏罗纪煤田煤层气开发条件的井网部署理论与方法，确定了井型选择的优先原则，对西北地区侏罗纪煤田煤层气开发具有指导意义。(4)设计研发了一套适合黄陇侏罗纪煤田地面煤层气开发的钻完井关键技术和储层保护技术，突破了低阶煤地区煤层气地面抽采水平井技术，成功地为低含气量低阶煤煤层气高效开发提供了先导性技术示范。使用该项目技术成果，在黄陇侏罗纪煤田累计施工煤层气井三十多口，完成钻探进尺62000多米，设计的多种井型、钻探施工工艺、固井技术参数等取得了成功应用，验证了煤层气有利目标区，结合后期产气，明确了黄陇侏罗纪煤田尤其是彬长矿区煤层气的开采以多分支水平井为最优，同时，使用了该项目研发的煤储层保护筛管技术，通过后期的排水采气作业，取得了直井最高日产气量超过4000msup3/sup、水平井最高日产气量超过30000msup3/sup的成绩，成为西北地区第一口煤层气高产井，也是西北侏罗纪煤田日产气量最高的煤层气井，也验证了煤层气水平井更加适合黄陇侏罗纪煤田煤层气的开发。

　　(1)通过地层岩性分析,精准的地层压力预测研究、邻井工程复杂情况对比分析、以及三段制井眼轨迹优化研究,优化了井身结构,由原来的四开变为三开,减少一层技术套管的下入,实钻无复杂事故;研究优选了适应性强的硅基钻井液及抗高温水泥浆体系,形成了适用于类似（滨海一区）区块开发的钻井液和油层保护配套技术。应用的10口井井径扩大率均在8.2%以内,表皮系数达到了0.08,钻井液对地层无伤害,保护油层效果良好。 （2）开展了滨海一区采油方式优化研究,满足了试验区块评价要求。举升工艺管柱及配套工具先后现场实施了5口井。通过现场应用,选用的举升工艺达到了开发方案的要求,实现最大泵深3500m,最大压差23MPa的油井生产需要,满足了试验井组评价目的。 （3）完成恒流定量分注配套工具的室内研究和评价,形成适用于岐北斜坡分注工艺配套技术。

　　1.应用领域：该项目属于致密砂岩气藏钻采工艺技术领域。2. 主要研究内容：(1)调研分析苏里格气田丛式井组钻井难点，针对不同位移定向井，优化研究适合定向钻井的井身剖面；(2)利用涡动方程研究PDC钻头在井底的涡动规律，通过钻头的冠部形状、切屑结构、抗涡动布齿、水力结构以及导向能力等设计，形成苏里格气田定向钻井的PDC钻头；(3)应用纵横弯曲连续梁法，建立钻具稳斜稳方位机理的分析模型，优化PDC钻头配合单弯双稳的钻具组合；(4)从有利于提高钻井速度出发，分析水力参数，优选各层段的钻井参数，提高比水功率；(5)大斜度定向井卡瓦式井下节流器研究、节流器性能攻关，制定投放、打捞工艺措施，满足苏里格定向井开发要求。3.技术经济指标(1)技术指标：平均单井井深3550m的定向井，钻井周期由2008年初的36天缩短到2010年的22天，钻井周期缩短38.9﹪；定向井节流器投放累计891口井，成功率98﹪。(2)经济指标：钻井提速三年来累计节约钻井费用4.9亿元，丛式井节流器推广两年累计节约费用1.6亿元。4. 促进行业科技进步作用及应用推广情况(1)促进行业科技进步作用：苏里格气田所在沙漠脆弱环境，随着苏里格气田的规模开发，生产跨越式发展，为有效保护沙漠生态环境、节约土地使用，推广丛式井组开发技术是推动苏里格气田经济有效开发的技术途径，该技术已成为苏里格气田的主要开发方式。(2)推广应用情况：2008年5月1日-2010年12月31日，累计完钻丛式井组297个，丛式井组比例占到70﹪左右，累计节约土地416公顷，有效的保护了沙漠环境。

　　针对歧口探区钻井难点问题，通过相关工艺技术的攻关，形成了适用于岐口凹陷中深探井优快钻井工艺技术；根据2010年产能区块的部署情况，优选了港东一区和板南等5个重点产能区块，编制完成了以上5个重点产能区块的概念设计；针对含硫气藏改建地下储气库钻采工艺存在的难题，形成了钻井、注采、措施改造各工艺一体化设计，最终建成了国内第一座含硫气藏的储气库。该项目已全面完成开题设计报告中规定的研究内容及考核指标。

　　新疆砾岩油藏侧钻水平井钻采配套技术由油藏工程研究、钻井技术、完井技术、采油工艺技术四部分组成。侧钻水平井油藏工程研究：针对砾岩油藏注水开发后期油水分布复杂的特点，采用多种方法对试验区剩余油进行定量描述。应用油藏数值模拟技术研究典型井网条件下采用侧钻水平井开发的效果，比较了同一井网条件下不同含水阶段侧钻水平井调整的效果，建立了井位优选原则和钻井轨迹设计方法。侧钻水平井钻井技术：通过对轨迹起始段的影响因素分析及关键技术的研究及试验，总结了窗口确定的基本原则、开窗方式选择等一系列工艺技术；在井眼轨迹控制工艺技术方面，对侧钻水平井钻柱摩阻、稳定性、强度、相容性、钻具造斜能力等进行了分析研究，建立了理论模型、编制了软件并用于指导施工作业，充分发挥了各种配套工具在钻井工艺中的作用；分析研究了储层矿物组份破碎带成因、井壁稳定、润滑、携岩、防喷防漏及完井油层保护技术；侧钻水平井工具仪器均实现了国产化，大幅度降低了钻井成本。侧钻水平井完井技术，研制出了环空封隔悬挂装置及其坐挂(封)丢手工具、回接工具等10种以上的筛管完井工具及附件，引进使用了注水泥充填套管外封隔器，并形成了与带注水泥充填套管外封隔器筛管完井等四种筛管完井方式相应的四种配套工具与附件系列，在7口井上现场应用；研制出了侧钻水平井完井施工的实时数据采集系统；自行研制的φ88.9mm套管铰活络接头取得国家实用新型专利，并在现场应用。侧钻水平井分段酸化、冲砂等采油工艺配套技术，研制出了跨隔式分段酸化管柱及主要配套工具，建立了一套暂堵分段布酸酸化工艺的设计方法及原则，探讨了砂浆在侧钻水平井中的运移规律及影响携砂效果的因素，设计研制了冲砂解堵管柱和配套工具，研制出了适应于2(7/8)in套管完井的侧钻水平井找、堵、隔水管柱技术及配套工艺、工具；累计增油2220t，少产水5200t，取得了很好的增油降水效果。已投产的8口侧钻水平井，除百54井高含水外，其它几口井均正常生产，初期日产油是原直井的2～50倍，是邻近直井的1.6-2.8倍，是所钻区块同期平均日产油的2.4-3.9倍，经济效益显著。通过3年的攻关研究及现场试验，新疆石油局已形成了一套在注采开发砾岩油藏进行套管内侧钻水平井所需的油藏地质、钻井、完井、采油等工艺配套技术，成果整体水平达到国际先进。

　　属大型工业实验楼。建筑面积５５４０ｍ〈’２〉，总高２５．８ｍ，内设３台１０吨吊车、５台５吨吊车，并设有机械采油等６个大型实验室和几十个中小型实验室，主体结构设计采用先进的ＰＥＳＣＥＤＶ４．０软件。

　　该成果属于储能技术领域。成果开展枯竭气藏和盐穴两类地下储气库的关键配套建库技术和装备研究，解决了天然气地下储气库建库及运行中的技术难题，研制了1套设备、3套试验装置，开发了1套储库软件。主要创新点有：1.研制出DRID-M型界面检测仪，突破了国外对储气库建库核心装备的垄断，增强了储气库工程技术服务能力。2.研制出枯竭气藏储气库注采模拟试验装置、盐岩溶腔模型制备装置、盐岩造腔物理模拟装置，完成了国内首个储气库钻采工程实验室的组建，为地下储气库室内实验和技术创新提供了手段。3.开发出地下储库工程设计及模拟分析软件，搭建了储气库数据库管理平台，提高了储气库工程设计能力。4.创新了盐穴储气库建腔思路，提出大井眼和双井造腔的盐穴储气库建库综合配套技术。该成果发表论文16篇，其中EI收录6篇，SCI收录1篇；已获授权发明专利2项，实用新型专利9项，登记软件著作权1项。成果已应用于中国盐穴、枯竭气藏等10个储气库、112口井工程建设。

　　该项目首先针对目前小井眼定义繁多，可操作性不强的问题，通过广泛的调研和咨询，提出了小井眼的定义。小井眼应用范围很广，通过对不同井眼直径的直井、水平井、气井的产能评价及其它敏感性参数分析，得到了井眼尺寸以及地质参数对油气井产能的影响规律，创造性的提出了适合小井眼开采的油气藏筛选标准，并对中石化系统内适合小井眼开采的油藏进行了筛选。对目前国内外小井眼钻采设备进行了调研分析，优选了适合中石化系统的钻采设备，并提出了改进和引进方案；对小井眼钻采工艺现状进行了调研，形成可行的钻采工艺方案，提出进一步深化研究方案；形成了一套对小井眼钻采全过程进行动态评价的经济评价方法。并对鄂尔多斯大牛地气田进行了钻采方案研究及经济评价。项目研究成果达到了国内领先水平。

　　超低渗透油藏由于储层条件差、单井产量低、提高单井产量难度大，采用常规的低渗透钻采技术将面临投入产出比大大降低、工艺的有效性和针对性不强等问题，国内外尚无成熟技术可以借鉴，为了攻克超低渗透油藏开发技术难关，进一步减少投资成本，提高油田开发效益，通过不断研究、试验、技术改进与完善，形成了超低渗透油藏低成本钻采工艺配套技术系列。取得的主要认识和成果如下：1、开展了超低渗透油藏开发大井组钻井技术研究，形成了以大井组钻井技术和PDC钻头提高钻速技术为主的两项关键技术。采用大井组布井技术百万吨产建减少井场229个，节约土地约3435亩，利用PDC钻头提高钻速技术机械钻速提高6.2m/h，钻井周期减少4.1天，年节约成本4065万元。2、针对厚油层纵向充分有效改造的技术难题，开展了井网与裂缝适配性研究、裂缝纵向扩展规律研究、压裂液体系优化研究、储层分类及压裂工艺优化等研究工作，建立了华庆地区长6厚油层压裂改造技术模式。创新了多级加砂压裂工艺、前置酸加砂压裂工艺，在成功试验的基础上，进行推广应用，投产井平均单井日增油0.3t以上，取得了较好增产效果：研发了可回收新型压裂液体系和配套回收设备，有效缓解了陇东备水相对困难的问题，社会效益显著。3、提出了小套管完井的技术思路，研究了“四小”配套工艺技术政策，形成了小套管分层压裂、小套管抽油杆柱优化设计与扶正防磨工艺、低成本小套管防腐技术三项配套技术，陇东地区累计应用520口井，取得了显著效益。通过以上技术的应用，甘肃陇东地区2008-2009年累计钻井2768口，完成井组297口，累计节约土地1782亩，节约征地费用7128万元，大井组快速钻井技。