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文献检索:
  • 中国石化油气田开发工程技术面临的挑战与发展方向 免费阅读 下载全文
  • 油气田开发工程技术的进步,为原油生产的稳定增长和天然气的快速发展提供了重要的支撑,但是开发对象日趋复杂化以及持续的低油价,需要开发工程技术创新发展,形成适应性更强的、成本更低的配套开发技术。总结了中国石化油气开发的趋势及工程技术面临的挑战,分析了高含水老油田、深层油气、非常规油气、深水油气对开发工程技术的需求,提出了开发工程技术的发展方向,并从工程技术创新、技术经济适应性、研发试验平台建设等方面提出加快工程技术发展的建议。这对推动油气开发工程技术发展,实现我国油气资源的高效开发、保障国家能源供应具有重要意义。
  • 中国石化北部湾海域探井获得突破 免费阅读 下载全文
  • 涠4井是中国石化部署在南海北部湾海域的一口探井,位于北部湾盆地涠西南凹陷西部,距广西北海市西南110km,处于盆地西部边缘。该井设计井深3 783.00m,钻遇含油层系近百米。2016年初,对该井的两个含油层进行了测试,第一层获日产自喷高品质原油1 458m3(约1 264t)、天然气7.18×104 m3,
  • 深层页岩气分段压裂技术现状及发展建议 免费阅读 下载全文
  • 中国深层页岩气资源潜力巨大,近年来少数探井产气量取得了突破,但大多数探井页岩储层压后产气量低且递减快,达不到经济开发要求,总体上还未形成深层页岩气商业开发的格局。在总结分析Haynesville区块和Cana Woodford区块深层页岩地质特征、压裂工艺技术特点、压裂材料及工程成本的基础上,分析了国内外深层页岩可压性的差异,指出国外深层页岩气地层的孔隙度、含气量、脆性指数和地应力差等参数要远优于目前国内深层页岩气地层,认为良好的储层地质与工程条件、量身定制的压裂工艺技术以及较低的单井综合成本是实现深层页岩气经济开发的关键,提出了开展深层页岩网络裂缝形成机制研究,高应力条件下大规模、高导流、体积压裂技术研究以及耐高温、低摩阻压裂流体体系研究等技术攻关的建议,以尽快形成适合中国深层页岩气开发要求的配套压裂技术,促进中国各个深层页岩气区块实现商业化开发。
  • 临盘油田PDC钻头防斜打快钻具组合优化及应用 免费阅读 下载全文
  • 临盘油田地层软硬交错频繁,直井井斜问题突出、钻井效率低。为了充分发挥PDC钻头在软到中硬地层中钻速和进尺方面的优势,在提高钻速的同时确保直井防斜打直,应用钻头与地层相互作用模型,以钻进方向角作为钻进趋势判别指标,模拟分析了稳定器位置和钻压对钻进趋势的影响规律,优化设计出了适用于临盘油田直井的PDC钻头防斜打快钻具组合,并对钻压及钻头转速进行了优选,钻压优选为50~70kN,钻头转速优选为100r/min以上。PDC钻头防斜打快钻具组合在临盘油田7口井进行了现场应用,结果表明,该钻具组合防斜打直效果好、钻进速度快、起下钻次数少、钻井成本低,能够满足临盘油田直井或定向井直井段防斜打快的要求。
  • 华北石油工程有限公司研制出井下发电装置 免费阅读 下载全文
  • 目前,随钻测斜仪器大多采用锂电池供电,成本高,连续工作时间有限,且存在环境污染和高温爆炸等隐患。为此,中石化华北石油工程有限公司五普钻井公司与相关公司合作研制了井下发电装置。该井下发电装置由井内循环的钻井液驱动叶片旋转,将动能转化为电能,实现给井下随钻测斜仪供电。该井下发电装置彻底取代了锂电池,增加了随钻测斜仪的稳定性,从而延长了其使用寿命,环保、安全、节能,
  • 印尼KSO Benacat区块低密度微泡沫钻井液技术 免费阅读 下载全文
  • 印尼KSO Benacat区块属于低压低渗地层,前期采用常规钻井液钻进发生多次井漏,并引起卡钻,造成很大的经济损失。为解决现场存在的此类问题,使该区块后续钻井施工能顺利进行,以表面活性剂JM为发泡剂,生物聚合物PF-XC为稳泡剂,配制了低密度微泡沫钻井液。由室内试验可知,微泡沫钻井液的稳泡时间可达96h,岩屑滚动回收率可达94.0%,渗透率恢复率可达92.4%。2口井的现场试验表明,该钻井液可以有效减少井下故障、显著提高机械钻速,还有利于保护储层,可大大降低由钻井液侵入对油气层的损害。研究表明,研制的低密度微泡沫钻井液能够满足印尼KSO Benacat区块的现场钻井要求,并对同类地层的安全快速钻进具有借鉴意义。
  • 小型油基钻井液微成像仪 免费阅读 下载全文
  • 威德福国际有限公司研发出了一种小型油基钻井液微成像仪。该成像仪的直径为104.1mm,适用于小眼井、水平井和大位移井,能够在使用油基钻井液、水基钻井液钻进的井眼中传递全通径高清图片。小型油基钻井液微成像仪可以与威德福公司的地层评价测量仪器连接,两者连接后具有8个衬垫,72个测量电极,可以提供最优的覆盖整个井眼的图像。
  • 阿根廷圣豪尔赫湾油田复杂地层防塌钻井液技术 免费阅读 下载全文
  • 阿根廷圣豪尔赫湾油田二开钻遇地层以泥岩和凝灰岩为主,地层破碎且微裂缝发育,岩石中蒙脱石和石英含量高,水敏性强,在应用BIOCAT钻井液钻进二开井段时井塌频繁,井径扩大率超过100%,每年有2~4口井因井塌而报废。为此,优选防塌抑制性能强的SRIPE-inhibitor系列抑制剂代替BIOCAT抑制剂,并添加非渗透剂SMT3、弹性石墨和碳酸钙等封堵材料,形成了非渗透强抑制防塌钻井液。室内抑制性能评价结果表明,非渗透强抑制防塌钻井液比BIOCAT钻井液具有更强的防塌抑制性能,膨胀率降低10百分点以上,回收率提高60~70百分点,坍塌周期延长1倍。阿根廷圣豪尔赫湾油田24口井应用了非渗透强抑制防塌钻井液,与应用BIOCAT钻井液的邻井相比,井塌明显减少,二开井段井径扩大率由100%降至10%,钻井周期缩短15%,钻井成本降低10%。这表明,非渗透强抑制防塌钻井液可解决阿根廷圣豪尔赫湾油田二开井段井壁失稳的问题。
  • 燃烧热能-机械能复合破岩先导性试验研究 免费阅读 下载全文
  • 为了证实燃烧热能-机械能复合破岩方法的可行性,通过理论分析和室内试验对该破岩方法进行了研究。采用瞬态传热方式对岩石有限元模型进行了热分析,评价了燃烧热能对破岩的作用;并利用自制的钻头和试验台架开展了模拟钻进试验和对比试验,验证了燃烧热能-机械复合破岩的可行性和破岩提速能力。理论分析可知,在不考虑岩石受热而发生热应力裂解的情况下,燃烧热能获得的钻速达18.0m/h。模拟试验得到,该方法在花岗岩中的平均钻进速度为24.5m/h,同时钻进中高温改变了井眼周围岩石成分的团聚状态,可形成1.8mm厚的陶瓷层;在相同试验条件下,该破岩方法获得的钻进速度是常规机械破岩方法的8.3倍。研究结果表明,对于导热系数较小、抗拉强度和剪切强度较低的岩石,燃烧热能形成的热冲击力能引起岩石脆性破坏,降低岩石抗压强度,与机械能复合破岩能明显提高钻进效率。
  • 准噶尔盆地南缘H101井高密度油基钻井液技术 免费阅读 下载全文
  • 准噶尔盆地南缘H101井三开井段安集海河组地层以泥岩为主,在钻井过程中因泥岩水化膨胀、分散造浆而造成高密度钻井液维护处理困难、井壁垮塌、卡钻等井下故障,为此设计应用了高密度油基钻井液。根据安集海河组地层的特点、油基钻井液的实践及钻井要求,确定了高密度油基钻井液配方,并对其流变性、稳定性及抗污染性能进行了评价,结果表明,流变性、稳定性及抗污染性能达到设计要求。H101井三开井段钻进安集海河组地层过程中,高密度油基钻井液的密度最高达2.46kg/L,除出现几次阻卡现象外,未发生其他井下故障。与邻井相比,三开井段平均机械钻速提高6倍以上,钻井周期缩短100d以上。这表明,使用高密度油基钻井液可以解决安集海河组地层钻井过程中存在的卡钻、井漏等井下故障,并能提高机械钻速,降低钻井成本。
  • 本刊入编多种全文数据库系统致作者 免费阅读 下载全文
  • 本刊已入编《中国学术期刊(光盘版)》全文数据库系统、《ChniaInfo网络信息资源系统电子期刊》、万方全文数据库、维普全文数据库及《中国石油文摘》全文数据库等数据库。作者稿件一经录用,将同时被上述文献信息系统全文收录,如作者不同意收录,请在向本刊投稿时提出声明,否则视为同意收录。本刊按国家规定计付稿酬,所付稿酬包含刊物内容入盘上网服务报酬(不再另付)。
  • 页岩地层取心技术研究及现场应用 免费阅读 下载全文
  • 针对页岩地层取心钻进时存在的机械钻速慢,岩心易破碎,易堵心、卡心,取心收获率偏低,出心作业时岩心容易从层理处破裂而影响后期分析等问题,采用高强度低摩阻铝合金内筒代替钢制内筒,配套岩心吊装转移装置进行地面转移,研发了新型耐磨抗冲击取心钻头,建立了取心工具稳定性分析模型,根据理论计算结果优选了取心钻具组合和施工工艺参数,初步形成了页岩地层取心配套技术。该取心技术已现场应用12井次,机械钻速提高1倍以上,单筒进尺提高50%,出心时间缩短为20~30min,典型区块的取心收获率达到95%以上。现场应用表明,该取心技术可以满足页岩地层取心要求,能显著提高取心效率及取心收获率。
  • 连续管可控偏心垫块BHA滑动钻进导向性能分析 免费阅读 下载全文
  • 针对小井眼连续管水平钻井过程中导向控制的要求,提出采用可控偏心垫块控制井眼轨迹的方法。在下部钻具组合(BHA)中按照一定的分布规律安装可独立控制的偏心垫块,通过控制偏心垫块的伸出与缩回,使BHA产生相对于井眼轴线的偏心位移,从而改变钻具组合的力学特性;对该钻具组合形式采用纵横弯曲连续梁法,建立了连续管可控偏心垫块BHA滑动钻进导向性能的力学模型与控制方程,并针对具体算例采用控制方程进行了求解。计算结果表明,在不同钻压条件下,钻头井斜力、钻头方位力、井斜平面内钻头转角和方位平面内钻头转角均随偏心稳定器在井斜平面与方位平面内的偏心位移呈线性变化;钻铤内径增大,钻头井斜力、方位力均表现为先缓慢减小后快速降低,钻头转角的变化很小。研究表明,控制钻具组合偏心垫块的伸出与缩回可以改变BHA的力学性能,使BHA产生相对于井眼轴线的偏心位移,达到控制井眼轨迹的目的。
  • 承压封堵裂缝止裂条件影响因素分析 免费阅读 下载全文
  • 对于裂缝性地层中发生的井漏问题,通常采用堵漏材料承压封堵阻止裂缝扩大,但到目前为止对裂缝止裂条件的影响因素缺乏深入分析,为此,通过分析承压封堵后缝内的压力变化,应用叠加原理推导了缝内压力引起的缝尖应力强度因子分量公式,并在此基础上分析了其随不同影响因素的变化规律。分析表明,随着封堵长度增长、钻井液黏度增大或封堵渗透率降低,应力强度因子分量减小,裂缝逐渐满足止裂条件;裂缝长度越长或井内压力越高,应力强度因子分量越大,裂缝越不容易止裂;封堵位置越靠近缝尖处,应力强度因子分量越大,越不利于裂缝止裂。缝内压力引起的缝尖应力强度因子分量与封堵长度、封堵位置均近似满足三次函数关系,与钻井液黏度、井内压力均满足线性函数关系,与封堵渗透率近似满足对数函数关系,与裂缝长度满足幂函数关系。研究认为,承压堵漏过程中,在裂缝长度和井内压力不变或无法控制时,通过优化调整堵漏液配方和钻井液性能可实现裂缝止裂。
  • 水平井连续油管钻磨桥塞工艺研究与应用 免费阅读 下载全文
  • 针对连续油管钻磨桥塞过程中经常由于工艺参数选择不合理导致施工效率低的问题,通过分析连续油管钻磨工艺特点、钻磨工具的工作特性以及井底磨屑在不同井段的运移规律,结合"上提扫屑和定点循环"的钻除桥塞模式,对施工工艺进行了调整,对工作参数进行了优化,形成了水平井连续油管钻磨桥塞的工艺方案:选用PDC镶齿5刀翼磨鞋,螺杆钻具选择"中扭矩、中转速"工作模式,排量不低于420L/min,钻压控制在14.7~19.6kN。该工艺在数十口井进行了现场应用,与优化调整前相比,单个桥塞的平均钻除时间缩短46.5min,钻磨动力液消耗量减少49.4%,一趟钻具能够连续钻除12个复合桥塞。应用结果表明,连续油管钻磨桥塞工艺在压裂后可以迅速恢复井筒畅通,达到提速增效的目的,具有很好的推广应用价值。
  • 茂加65-82井双分支超短半径水平井钻完井技术 免费阅读 下载全文
  • 为了进一步完善超短半径水平井钻完井技术,提高单井产油量,大庆油田设计施工了茂加65-82双分支超短半径水平井。针对2个分支井眼曲率半径不一致导致井眼轨迹控制难度大、分支井眼与窗口密封难度大等技术难点,根据茂加65-82井原井眼情况,对双分支水平井眼的井身结构、井眼轨道进行了优化设计,并在钻头体与导向管之间设计了倾角,以满足造斜要求,顺利完成了曲率半径分别为5.9和3.2m的上下分支水平井眼,井眼轨迹达到了设计要求。茂加65-82侧钻双分支水平井初期日产油量2.5t,与原井产油量相比提高了8.3倍,目前日产油量1.0t,已累计增油380t。茂加65-82双分支超短半径水平井的顺利钻成为大庆油田剩余油挖潜提供了一种新的技术手段。
  • 底水稠油油藏水平井复合增产技术 免费阅读 下载全文
  • 针对桩西油田强底水稠油油藏水平井单井产液量高、含水率高、开发效果差、剩余油动用难度大的问题,进行了底水稠油油藏复合增产技术研究。利用水平井二氧化碳吞吐可视化试验,分析了底水油藏水平井二氧化碳吞吐提高采收率的机理,同时针对单一二氧化碳驱易指进的问题,优选发泡剂和稳泡剂,研制了增黏型泡沫体系,并配制了乳化沥青堵水剂以封堵高渗透通道,形成了包括二氧化碳吞吐、增黏型泡沫体系和乳化沥青堵水剂的水平井复合增产技术。复合增产技术在桩1块底水稠油油藏应用7井次,平均含水率降低27.5百分点,累计增油量3 205t,取得了明显的降水增油效果。现场应用表明,复合增产技术可以解决底水稠油油藏水平井含水率高、剩余油动用难度大的问题。
  • 基于等级加权法的海上机械采油方式优选方法 免费阅读 下载全文
  • 目前海上油田总体开发方案中,机械采油方式优选方法单一,以定性指标为主,缺乏必要理论支撑与数据支持。为此,综合考虑技术指标、经济指标、工程指标的影响,以机械采油方式优选为目标,采用等级加权法对技术、经济和工程3个指标的影响因素进行赋值以及分配权重,建立了海上机械采油方式优选方法。利用该优选方法对海上X稠油油田的机械采油方式进行了优选,开发初期产液量为40~108m3/d时,推荐采用螺杆泵开采;开发后期产液量达到200m3/d时,考虑X油田为稠油油田,应采取降黏措施,推荐采用电潜泵+掺稀/化学降黏方式开采。优选结果与该油田总体开发方案中的机械采油方式一致,且该油田机械采油方式与优选结果一致的井,都正常生产。这表明基于等级加权法的机械采油方式优选方法可以指导海上油田选用合理、经济、对海洋工程影响较小的机械采油方式,从而提高海上油田的开发效益。
  • KUDU公司推出无杆螺杆泵 免费阅读 下载全文
  • KUDU公司推出将螺杆泵和潜油电机完美结合在一起的无杆螺杆泵(Rodless PCPTM)。无杆螺杆泵的潜油电机采用低速永磁电机,当螺杆泵转速在限定转速50~500r/min范围内变化时,可以提供固定的扭矩。这样就可以根据油井的供液能力灵活调整螺杆泵的转速,不必更换泵。无杆螺杆泵采用井下遥测技术,防止泵抽空,监测井下设备性能,根据油井的供液能力优化螺杆泵的工作参数。
  • 东辛油田稠油举升井筒保温对策研究及现场试验 免费阅读 下载全文
  • 稠油在井筒举升过程中,由于热损失造成温度下降,致使其黏度迅速增大,举升负荷较大。因此,研究稠油举升中的井筒保温对策具有现实意义。基于传热学的基本原理,采用计算稠油井井筒温度场的Hansan模型,以东辛油田Y12X2X3井为例对井筒温度分布进行了计算分析,并对影响稠油井井筒温度的油管类型、油管长度和产液量等3项参数进行了优化,提出了采用长度1 000m的D级隔热油管和普通油管组合、产液量由11m3/d提高到20m3/d的井筒保温措施。现场试验显示,井口温度由调整前的20.5℃升高至41.5℃,井深1 000m以浅井段原油黏度大幅度降低,原油流动性增强,有杆泵充满程度增加,泵效提高了47%。研究结果表明,采用稠油井筒温度场计算模型能准确描述井筒温度的分布情况,并能有针对性地制订稠油井井筒保温措施。
  • 哈拉哈塘油田单井钻遇储集体类型及注水替油效果分析 免费阅读 下载全文
  • 针对哈拉哈塘油田缝洞型油藏单井注水替油效果差异大的问题,在分析哈拉哈塘油田注水替油井动静态特征的基础上,建立了基于地球物理方法、录井响应特征、动态分析系统判别储集体类型的方法,将哈拉哈塘油田单井钻遇储集体划分为孤立洞穴+弱底水型、孤立洞穴+强底水型、裂缝孔洞型、裂缝孔洞+底部洞穴型等4种类型,并通过注水替油机理研究和矿场试验对不同类型缝洞体的注水替油效果进行了分析。该油田60口井注水替油的矿场实践结果表明,孤立洞穴+弱底水型、裂缝孔洞+底部洞穴型储集体宜采用注水替油方式开采,而裂缝孔洞型、孤立洞穴+强底水型储集体不适宜采用注水替油方式开采。研究结果对哈拉哈塘油田缝洞型油藏开发方式优选及改善单井注水开发效果有重要的指导作用。
  • 大通径桥塞压裂用可溶解球研制及性能评价 免费阅读 下载全文
  • 为解决国内可溶解憋压球无法满足大通径桥塞压裂要求的问题,采用网络结构设计了以镁铝合金为基体并添加Zn、Cu等材料而形成的多元材料,以抗压强度、屈服强度、溶解速率为目标优化了材料中Zn、Cu的加量,研制了与大通径桥塞压裂配套用的大直径、高强度、可溶解合金材料及憋压球。经测试合金材料的抗压强度与屈服强度分别超过了430和330 MPa,直径89.027mm憋压球承压超过70 MPa,且喷涂防护膜后球体稳定承压达到6h;93℃条件下在3%KCl溶液中球体溶解90%体积所需时间约为92h;在胍胶压裂液中的溶解速率虽然比在1%KCl溶液慢,但200h也能溶解球体90%的体积。这表明,大直径可溶解憋压球能满足大通径桥塞压裂所需的高强度、快速溶解的性能要求。
  • 储层改造体积预测模型的研究与应用 免费阅读 下载全文
  • 为进一步明确储层改造体积内涵,完善体积改造技术及提高改造体积预测的准确性,采用物理模拟试验分析了声波事件与裂缝形态的关系,并基于物理模拟试验结果建立了储层改造体积预测模型。利用建立的模型计算了不同导流能力、不同压裂液黏度以及不同缝内净压力下的储层改造体积,计算结果表明:储层改造体积与压裂液黏度呈反比关系,与裂缝导流能力和缝内净压力呈线性关系;压裂液黏度对储层改造体积的影响最大,裂缝导流能力次之,缝内净压力最小。利用所建模型对国内某油田7口压裂井的致密储层改造体积进行了预测,并拟合了预测储层改造体积与压裂后试油产量的关系,两者呈线性关系,相关系数为0.840。这表明,所建模型预测的储层改造体积与压裂后试油产量具有较好的相关性,可以利用其指导体积压裂。
  • 带压更换采油树技术 免费阅读 下载全文
  • 为解决传统方法更换生产井和注水井采油树下总闸门时存在的施工周期长、作业成本高、易造成储层污染的问题,进行了带压更换采油树技术研究。从封堵油管、密封井口、下入和起出油管堵塞工具入手,设计了能承压35 MPa的油管堵塞器,抗拉240kN的打捞筒,最大拉力157kN、最大推力227kN的双向液压缸和抗内压70 MPa、密封压力35 MPa的防喷管等关键工具,制定了带压更换采油树工艺流程,形成了带压更换采油树技术。带压更换采油树技术在大港油田ZH4×2井进行了现场试验,与未应用该技术的油井相比,占井周期缩短约20d,提前恢复注水约400m3,节约费用约7.8万元,并且有效避免了储层污染,保持了油藏的注采平衡。这表明,带压更换采油树技术能显著缩短作业周期,降低作业成本,具有广泛的推广应用前景。
  • L油田古近系油藏含水率计算方法及其应用 免费阅读 下载全文
  • 珠江口盆地L油田古近系油藏储层非均质性强、油水关系复杂,常规流体性质识别方法难以满足测井评价需求。利用多相共渗分流量原理定量计算储层的含水率,判断储层的产液性质;在含油饱和度下限研究中引入含水率,并结合油层含水率的上限标准,利用解析法得到含水率、孔隙度与含油饱和度的关系,确定不同类型储层对应的含油饱和度下限。在L油田含水率定量识别储层流体性质的应用中,定量计算结果与测试、生产结果相符;确定了L油田Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储层对应的含油饱和度下限分别为59%,48%和35%;同时,拟合得到含油饱和度下限与孔隙度之间的关系式,Ⅲ类储层对应的含油饱和度下限为35%。应用结果表明,根据含水率能够定量判断储层的产液性质;不同类型储层含油饱和度下限与孔隙度呈指数函数递增关系,可定量确定不同类型储层含油饱和度下限。
  • 《石油钻探技术》征稿启事 免费阅读 下载全文
  • 《石油钻探技术》由中国石化集团石油工程技术研究院主办,是中国科学引文数据库(CSCD)来源期刊、全国中文核心期刊及中国科技论文统计源期刊,被美国《石油文摘》及《化学文摘》《中国石油文摘》等数据库收录。该刊以报道国内石油工程(包括钻井、钻井液、固井、测井、录井、完井、开采等专业)以及钻采机械设备与自动化方面的科技进展和现场经验、促进石油工程技术进步为宗旨,目前设有专家视点、钻井完井、油气开发、测井录井等栏目。《石油钻探技术》为双月刊,逢单月25日出版。热忱欢迎石油科技人员及在校师生为本刊撰稿。
  • [专家视点]
    中国石化油气田开发工程技术面临的挑战与发展方向(李阳;薛兆杰)
    [科技简讯]
    中国石化北部湾海域探井获得突破
    [钻井完井]
    深层页岩气分段压裂技术现状及发展建议(陈作;曾义金)
    临盘油田PDC钻头防斜打快钻具组合优化及应用(罗恒荣)
    [科技简讯]
    华北石油工程有限公司研制出井下发电装置
    [钻井完井]
    印尼KSO Benacat区块低密度微泡沫钻井液技术(苏乐;郭磊;刘兆华)
    [科技简讯]
    小型油基钻井液微成像仪
    [钻井完井]
    阿根廷圣豪尔赫湾油田复杂地层防塌钻井液技术(牛成成;肖超;韩艳浓;冯江鹏;张好林;李贵恩)
    燃烧热能-机械能复合破岩先导性试验研究(胡琼[1,2];车强[1,2];任小玲[1,2])
    准噶尔盆地南缘H101井高密度油基钻井液技术(张雪飞;张伟;徐新纽;王俊文;李君;阮彪)
    [科技简讯]
    本刊入编多种全文数据库系统致作者
    [钻井完井]
    页岩地层取心技术研究及现场应用(梁海明;裴学良;赵波)
    连续管可控偏心垫块BHA滑动钻进导向性能分析(房军;韩晓菲;王宴滨;熊超)
    承压封堵裂缝止裂条件影响因素分析(贾利春;陈勉;谭清明;孙振;吴嗣跃)
    水平井连续油管钻磨桥塞工艺研究与应用(逄仁德;崔莎莎;韩继勇;罗晶晶;刘亚飞;陈军伟)
    茂加65-82井双分支超短半径水平井钻完井技术(杨决算;郑瑞强)
    [油气开发]
    底水稠油油藏水平井复合增产技术(杜勇)
    基于等级加权法的海上机械采油方式优选方法(杨阳;曹砚锋;隋先富;于继飞;欧阳铁兵)
    [科技简讯]
    KUDU公司推出无杆螺杆泵
    [油气开发]
    东辛油田稠油举升井筒保温对策研究及现场试验(崔传智;盛倩;姜亦栋;杨峰;贾培锋)
    哈拉哈塘油田单井钻遇储集体类型及注水替油效果分析(薛江龙;刘应飞;朱文平;李阳)
    大通径桥塞压裂用可溶解球研制及性能评价(魏辽;马兰荣;朱敏涛;吴晋霞;朱玉杰;韩峰)
    储层改造体积预测模型的研究与应用(翁定为[1,2];付海峰;卢拥军;郑力会;马建军)
    带压更换采油树技术(王玉忠;马金良;黄德辉;姚展华)
    [测井录井]
    L油田古近系油藏含水率计算方法及其应用(张伟;冯进;胡文亮;夏瑜)
    《石油钻探技术》征稿启事
    《石油钻探技术》封面
      2010年
    • 01

    主管单位:中国石化集团公司

    主办单位:中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院石油钻井研究所

    主  编:曾义金

    地  址:山东省德州市东风东路35号

    邮政编码:253005

    电  话:0534-2670163 2670121

    电子邮件:[email protected]

    国际标准刊号:issn 1001-0890

    国内统一刊号:cn 11-1763/te

    单  价:12.00

    定  价:72.00


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