一种蒸汽驱井网结构及其蒸汽驱开发方法
【专利摘要】本发明公开了一种蒸汽驱井网结构，所述蒸汽驱井网结构至少包括一个注采井组，所述注采井组包括注汽井和生产井组。所述注采井组至少包括一个注汽井，所述注汽井位于所述生产井组的中心。所述注采井组至少包括一个生产井组，所述生产井组包括：第一井网单元、第二井网单元。所述第一井网单元嵌套在所述第二井网单元的内部，所述蒸汽驱井网整体呈回型结构。本发明还公开了一种在所述回型蒸汽驱井网结构上实施的蒸汽驱开发方法。通过采用内外嵌套的回型蒸汽驱井网结构，并结合所述蒸汽驱开发方法对油藏进行蒸汽驱开发后能够扩大蒸汽波及体积，从而提高蒸汽驱开发方式的油汽比，降低开发成本。
【专利说明】一种蒸汽驱井网结构及其蒸汽驱开发方法【技术领域】
[0001]本发明涉及一种稠油油藏提高采收率的技术，特别涉及一种蒸汽驱井网结构及其蒸汽驱开发方法。
【背景技术】
[0002]在稠油油藏开采的过程中，一般首先通过蒸汽吞吐进行开发，先向油井注入一定量的蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产。但在所述蒸汽吞吐开发过程中，由于地下原油粘度高，注入油层的蒸汽受到高粘度原油的阻力较大，使蒸汽很难进入油层深部加热大范围的油层，因而所述蒸汽吞吐的方式只能采出各个油井井点附近油层中的原油，难以对井间储量有效动用，井间留有大量的死油区，一般原油采收率仅为10%至 20%。
[0003]为在所述热采阶段进一步提高原油采收率，一般在稠油油藏经过蒸汽吞吐开采以后接着采用蒸汽驱开采技术进行开采。采用所述蒸汽驱开采技术时，由注入井连续注入高干度蒸汽，注入油层中的大量热能加热油层，从而大大降低了原油粘度，而且注入的热流体将原油驱动至周围的生产井中采出，将采出更多的原油。所述在蒸汽吞吐开采后进行蒸汽驱开采能使原油采收率增加20%至30%。所述蒸汽驱开采方式在稠油开发中具有广阔的应用前景，是一项非常具有潜力的开发方式。
[0004]目前针对均质油藏来说，即当油藏在平面上各个方向的渗透率差异较小时，所述蒸汽吞吐阶段采用的井网结构通常为井距相等的正方形井网结构。所述蒸汽吞吐时，采用的井网结构包括五点井网。所述五点井网为最基本的正方形井网结构。如图1所示，所述五点井网包括一个注汽井I和四个角井21。所述注汽井I位于四个角井21的中心。由于所述蒸汽驱开采技术是在蒸汽吞吐的基础上进行的，因此所述蒸汽驱开采技术也通常以正方形井网结构为基础。
[0005]所述蒸汽驱开采技术中采用的正方形井网结构具体包括:反七点井网、反九点井网。以我国已规模实施蒸汽驱的齐40块为例，其采用的是反九点井网。所述反九点井网如图2所示，包括:注汽井1，生产井:角井21、边井22。所述注汽井I用于对油层注蒸汽。所述角井21和边井22用于采油。所述注汽井I位于中心，在以所述注汽井I为中心的正方形上，设置四个角井21和四个边井22。
[0006]上述正方形井网结构主要是针对相对均质的油藏设计的，以反九点井网为例，当蒸汽从注汽井I注入后，注入的流体会像一个不断均匀扩大的圆一样向外扩展。在注入流体均匀扩大的情况下，由于注汽井I距离边井22的距离近，因此蒸汽外缘优先到达边井22处，注入的蒸汽从边井22采出。所述蒸汽从边井22采处后，即形成蒸汽突破，注采井间就形成了注采通道。当发生所述蒸汽突破的情况后，若再想调整蒸汽流向，使其流向角井22就非常困难。所述蒸汽波及体积小，未波及至角井22处，这样就造成角井22处采不出石油，作为生产井的角井22产液能力不够，从而造成所述井网结构的蒸汽波及体积小，产出的油与注入的汽的量的比低，即油汽比低。
【发明内容】
[0007]本发明的目的是提供一种蒸汽驱井网结构及其蒸汽驱开发方法，以提高蒸汽驱开发方式油汽比。
[0008]本发明的上述目的可采用下列技术方案来实现:
[0009]一种蒸汽驱井网结构，所述蒸汽驱井网结构至少包括一个注采井组，其中，
[0010]所述注采井组至少包括一个注汽井，所述注汽井位于所述生产井组的中心；
[0011]所述注采井组至少包括一个生产井组，所述生产井组包括:第一井网单元、第二井网单元，所述第一井网单元和第二井网单元整体均呈正方形，且所述第一井网单元嵌套在所述第二井网单元的内部，所述蒸汽驱井网整体呈回型结构；在所述第一井网单元和第二井网的单元所在的正方形边线上设置有生产井。
[0012]在优选的实施方式中，在所述第一井网单元和第二井网单元正方形的角上设置有角井，在所述第一井网单元和/或第二井网单元正方形的边上均匀设置有边井。
[0013]在优选的实施方式中，所述蒸汽驱井网结构包括:反内五点外九点井网、反内五点外十三点井网和反内九点外十七点井网。
[0014]一种蒸汽驱开发方法，包括以下步骤:
[0015]S1:获取油藏的动静态参数；
[0016]S2:根据SI中获取的参数，选定满足蒸汽驱开发条件的油藏，所述开发条件包括:
[0017]油层厚度≥20米，单层厚度≥5米，净总厚度比> 0.4，剩余油饱和度≥0.45，孔隙度> 0.2，渗透率> 200毫达西，地层条件下脱气原油粘度< 20000毫帕.秒，油层深度
<1600 米；
[0018]S3:确定S2中所述满足蒸汽驱开发条件的油藏的井网参数；
[0019]S4:根据S3中确定的井网参数，利用油藏数值模拟方法确定所述油藏的最优蒸汽驱回型井网结构及其注采参数；
[0020]S5:在S4中确定的所述井网结构基础上，利用油藏数值模拟方法确定其蒸汽驱开发过程。
[0021]在优选的实施方式中，S2中所述选定满足蒸汽驱开发条件的油藏时，所述油藏的井距为70米至105米。
[0022]在优选的实施方式中，S3中所述井网参数包括:井距、井网面积、油层厚度。
[0023]在优选的实施方式中，S4中所述的蒸汽驱回型井网结构至少包括一个注采井组，其中，
[0024]所述注采井组至少包括一个注汽井，所述注汽井位于所述生产井组的中心；
[0025]所述注采井组至少包括一个生产井组，所述生产井组包括:第一井网单元、第二井网单元，所述第一井网单元嵌套在所述第二井网单元的内部，所述蒸汽驱井网整体呈回型结构。
[0026]在优选的实施方式中，所述蒸汽驱井网结构包括:反内五点外九点井网、反内五点外十三点井网和反内九点外十七点井网。
[0027]在优选的实施方式中，S4中所述注采参数包括:注汽速率、注汽井井底干度、采注t匕，其中所述注汽速率范围为1.0至1.8吨/天.公顷.米，所述注汽井井底干度范围为0.1至0.8，所述采注比范围为0.9至1.4。
[0028]在优选的实施方式中，S5中所述蒸汽驱开发过程包括恒定注汽速度开采和变化注汽速度开采。
[0029]本发明的特点和优点是:本发明提出一种蒸汽驱井网结构，通过将所述蒸汽驱井网结构由原来的采注井数比较低的正方形井网结构经过合理布置，转变为本发明的一种采注井数比较高的内外嵌套的回型井网结构。且在所述回型井网结构的基础上，结合本发明提出了一种蒸汽驱的开发方法，应用于经蒸汽吞吐的油田中时，能够提高所述蒸汽驱井组采注井数比，扩大蒸汽波及体积，提高油汽比，降低开发成本。
【专利附图】
【附图说明】
[0030]图1是现有技术中五点井网示意图；
[0031]图2是现有技术中反九点井网示意图；
[0032]图3是本发明实施例中反内五点外九点井网示意图；
[0033]图4是本发明实施例中反内五点外十三点井网示意图；
[0034]图5是本发明实施例中反内九点外十七点井网示意图；
[0035]图6是本发明实施例中一种蒸汽驱开发方法的流程图；
[0036]图7是本发明实施例中蒸汽吞吐反内九点井网转换为蒸汽驱反内五点外十三点井网如的不意图；
[0037]图8是本发明实施例中蒸汽吞吐反内九点井网转换为蒸汽驱反内五点外十三点井网中的不意图；
[0038]图9是本发明实施例中蒸汽吞吐反内九点井网转换为蒸汽驱反内五点外十三点井网后的示意图。
【具体实施方式】
[0039]下面将结合附图和具体实施例，对本发明的技术方案作详细说明，应理解这些实施例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围，在阅读了本发明之后，本领域技术人员对本发明的各种等价形式的修改均落入本申请所附权利要求所限定的范围内。
[0040]本发明提出了一种蒸汽驱井网结构，所述蒸汽驱井网结构至少包括一个注采井组。其中，所述注采井组至少包括一个注汽井，所述注汽井位于所述生产井组的中心。所述注采井组至少包括一个生产井组，所述生产井组包括:第一井网单元、第二井网单元。所述第一井网单元和第二井网单元整体均呈正方形，且所述第一井网单元嵌套在所述第二井网单元的内部，所述蒸汽驱井网整体呈回型结构。在所述第一井网单元和第二井网的单元所在的正方形边线上设置有生产井。在所述第一井网单元和第二井网单元正方形的角上设置有角井，在所述第一井网单元和/或第二井网单元正方形的边上均匀设置有边井。
[0041]所述蒸汽驱井网结构包括:反内五点外九点井网、反内五点外十三点井网和反内九点外十七点井网。
[0042]所述反内五点外九点井网结构如图3所示，所述注汽井I位于正方形井网的中心，以所述注汽井I为中心设置第一井网单元A。所述第一井网单元A为正方形，在正方形的四个顶点设置四个角井21。[0043]在所述第一井网单元A的外围，设置有第二井网单元B，所述第二井网单元B也以注汽井I为中心。所述第二井网单元B也为正方形，其在正方形的各个顶点设置四个角井21，在所述正方形四条边线的中点设置四个边井22。
[0044]所述反内五点外十三点井网结构如图4所示，所述注汽井I位于正方形井网的中心，以所述注汽井I为中心设置第一井网单元A。所述第一井网单元A为正方形，在正方形的四个顶点设置四个角井21。
[0045]在所述第一井网单元A的外围，设置有第二井网单元B，所述第二井网单元B也以注汽井I为中心。所述第二井网单元B也为正方形，其在正方形的各个顶点设置四个角井21，在所述正方形每条边线上的均匀设置2个边井22。
[0046]所述反内九点外十七点井网结构如图5所示，所述注汽井I位于正方形井网的中心，以所述注汽井I为中心设置第一井网单元A。所述第一井网单元A为正方形，在正方形的四个顶点设置四个角井21，在所述正方形四条边线的中点设置四个边井22。
[0047]在所述第一井网单元A的外围，设置有第二井网单元B，所述第二井网单元B也以注汽井I为中心。所述第二井网单元B也为正方形，其在正方形的各个顶点设置四个角井21，在所述正方形每条边线上的均匀设置3个边井22。
[0048]如图5所示，以反内九点外十七点井网结构为例，其中dol为注汽井I与位于外层的第二井网单元B的边井22的井距，do2为注汽井I与位于外层的第二井网单元B的角井21的井距。dn为注汽井I与位于内层的第一井网单元A的边井22的井距，di2为注汽井I与位于内层的第一井网单元A的角井21的井距。
[0049]本发明所述的内外嵌套的回型井网结构，不局限于上述反内五点外九点井网、反内五点外十三点井网和反内九点 外十七点井网三种结构，可以根据实际情况进行相应的变形从而得到其他的内外嵌套的回型井网结构。
[0050]本发明针对所述回型井网结构还提出了一种蒸汽驱的开发方法。如图6所示，为本发明实施例中一种蒸汽驱开发方法的流程图。所述蒸汽驱开发方法包括以下步骤:
[0051]S1:获取油藏的动静态参数；
[0052]S2:根据SI中获取的参数，选定满足蒸汽驱开发条件的油藏，所述开发条件包括:
[0053]油层厚度≤20米，单层厚度≤5米，净总厚度比> 0.4，剩余油饱和度≤0.45，孔隙度> 0.2，渗透率> 200毫达西，地层条件下脱气原油粘度< 20000毫帕.秒，油层深度
<1600 米；
[0054]S3:确定S2中所述满足蒸汽驱开发条件的油藏的井网参数；
[0055]S4:根据S3中确定的井网参数，利用油藏数值模拟方法确定所述油藏的最优蒸汽驱回型井网结构及其注采参数；
[0056]S5:在S4中确定的所述井网结构基础上,利用油藏数值模拟方法确定其蒸汽驱开发过程。
[0057]其中，所述SI中获取油藏的动静态参数，一般是获取经过蒸汽吞吐阶段油藏的动静态参数，所述参数包括:油层厚度，单层厚度，净总厚度比，剩余油饱和度，孔隙度，渗透率，地层条件下脱气原油粘度，油层深度及井网结构、井距和采收率。
[0058]S2中所述选定满足蒸汽驱开发条件的油藏时，优先选择采用70米至105米井距正方形井网蒸汽吞吐开采过的油藏，且所述蒸汽吞吐阶段采收率为20%至40%。当待开发的油藏井距大于105米时，可以通过加密的方式，将井距加密到70米至105米井距范围内。
[0059]S3中所述井网参数包括:井距、井网面积、油层厚度。其中所述井网面积定义为位于外层的第二井网单元B所控制的井网单元面积，SP:
[0060]S=4d0l*d0l
[0061]油层厚度定义为每种井网形式所控制的单元面积内统计油层平均厚度。油层厚度是实际测得的参数，为已知量。
[0062]S4中所述的蒸汽驱回型井网结构至少包括一个注采井组，其中，
[0063]所述注采井组至少包括一个注汽井，所述注汽井位于所述生产井组的中心。所述注采井组至少包括一个生产井组，所述生产井组包括:第一井网单元、第二井网单元，所述第一井网单元嵌套在所述第二井网单元的内部，所述蒸汽驱井网整体呈回型结构。
[0064]所述蒸汽驱井网结构包括:反内五点外九点井网、反内五点外十三点井网和反内九点外十七点井网。
[0065]S4中所述注采参数包括:注汽速率、注汽井井底干度、采注比，其中所述注汽速率范围为1.0至1.8吨/天.公顷.米，所述注汽井井底干度范围为0.1至0.8，所述采注比范围为0.9至1.4。
[0066]S5中所述蒸汽驱开发过程包括恒定注汽速度开采和变化注汽速度开采。
[0067]由于本发明所述的蒸汽驱井网结构，为内外嵌套的回型井网结构，其能够提高蒸汽驱开发方式的采注比，扩大蒸汽波及体积，同时降低开发成本。
[0068]下面利用本发明实施例所述蒸汽驱回型井网结构并结合本发明实施例所述一种蒸汽驱井网开发方法说明所述蒸汽驱回型井网的开发过程。
[0069]本发明所述蒸汽驱回型井网结构已应用于辽河油田锦45块蒸汽驱试验。所述油田采用的是注采井网由蒸汽吞吐阶段的反九点井网变换为蒸汽驱阶段的反内五点外十三点井网结构。所述反内五点外十三点井网结构如图4所示，所述注汽井I位于正方形井网的中心，以所述注汽井I为中心设置第一井网单元A。所述第一井网单元A为正方形，在正方形的四个顶点设置四个角井21。
[0070]在所述第一井网单元A的外围，设置有第二井网单元B，所述第二井网单元B也以注汽井I为中心。所述第二井网单元B也为正方形，其在正方形的各个顶点设置四个角井21，在所述正方形每条边线上的均匀设置2个边井22。
[0071]所述由蒸汽吞吐反九点井网转为蒸汽驱反内五点外十三点的井网的过程如图7至图9所示。图7为蒸汽吞吐反内九点井网转换为蒸汽驱反内五点外十三点井网前的示意图。首先从所述反九点井网中找到如图7所示的井网单元；接着在找到的井网单元中心增加一个新的注汽井1，如图8所示；最后将原来为注汽井的改变为生产井，如图9所示。所述将蒸汽吞吐阶段反内九点井网的结构，只需增加一个注汽井，即可转换成所述蒸汽吞吐井的反内五点外十三点的井网结构，大大节省了多钻新井的投资。
[0072]另外利用所述蒸汽驱回型井网进行蒸汽驱开发时，其具体过程如下:
[0073]首先获取油藏的动静态参数。所述动静态资料具体是指经过蒸汽吞吐阶段油藏的动静态参数，所述参数包括:油层厚度，单层厚度，净总厚度比，剩余油饱和度，孔隙度，渗透率，地层条件下脱气原油粘度，油层深度以及井网结构，井距和采收率。
[0074]根据所述获取的参数，选定满足蒸汽驱开发条件的油藏，所述开发条件包括:油层厚度≥20米，单层厚度≥5米，净总厚度比> 0.4，剩余油饱和度≥0.45，孔隙度≥0.2，渗透率> 200毫达西，地层条件下脱气原油粘度< 20000毫帕.秒，油层深度< 1600米。
[0075]采用70米至105米井距正方形井网蒸汽吞吐开采过的油藏，且所述吞吐阶段采收率为20%至40%。
[0076]接着利用油藏数值模拟方法确定所述满足蒸汽驱开发油藏平面上的蒸汽驱井网参数。所述井网参数包括:井距、井网面积、油层厚度。
[0077]进一步地，根据形成的井距、井网面积、油层厚度等井网参数，利用油藏数值模拟方法优选三种内外嵌套的回型井网形式的最佳的注汽速率、注汽井井底干度、采注比等注采参数，确定最优的井网形式，进而对最优井网形式下的蒸汽驱开发过程进行优化。[0078]所述油藏数值模拟方法是一种油田开发常用的方法，通常是基于计算机软件实现给定条件下油藏的开发模拟。所述开发拟合是基于上述内外嵌套的回型井网形式建立油藏数值模拟模型并进行生产历史拟合，优化每种井网形式的最佳注汽速率、注汽井井底干度、采注比等注采参数。其中所述注汽速率优选范围为1.0至1.8吨/天.公顷.米，注汽井井底干度优选范围为0.1至0.8，采注比优选范围为0.9至1.4。所述蒸汽驱开发过程中，以累产油、阶段采出程度、采油速度为技术指标，以油汽比、单位储量累产油、净产油为经济指标，对比每种井网形式最佳的注采参数下的技术及经济指标，得到最优的井网结构。[0079]在确定最优的井网结构后，利用油藏数值模拟方法确定最优平面井网蒸汽驱开发过程。具体操作时，首先根据转入蒸汽驱油藏的压力、井况等状况，确定油井的单井日产液能力；接着根据所述产液能力，按照“以液定汽”的方法，来设计蒸汽驱初期的注汽量；然后根据不同注汽量蒸汽驱方案，油藏数值模拟油藏的温度场、压力场和饱和度场三场变化，以高油汽比为目标，适时调整注汽参数、生产层位、汽窜封堵井的重新配液；当蒸汽驱油汽比低于经济极限油汽比后，方案终止。最后对比不同蒸汽驱过程方案的技术及经济指标，以较高的蒸汽驱阶段采出程度和最高的油汽比的蒸汽驱开发方案为最优方案。
[0080]通过应用本发明所述蒸汽驱回型井网结构，结合使用本发明所述蒸汽驱井网开发方法，能够将蒸汽驱井网的采注井数比从反九点井网的3:1提高到7:1以上，有效的提高了蒸汽驱实施过程中采注井数比低的问题。特别是当所述井网结构中作为第一井网单元A的内线井发生汽窜时，可以通过所述油藏数值模拟的方法，通过场图和井的产量来判断哪口井发生了汽窜，或者哪个方向上有汽窜可能，进而进行相应的调整。所述调整具体是指通过观察场图判定哪个层，哪个方向的井发生了汽窜，进而把发生汽窜的层位进行封层。在进行所述封层操作后，所述被封层的生产井产液降低，此时可以把配给它的产液量，根据场图配到蒸汽波及差的方向的井。通过调整所述生产井的产液层位及产液量，可以控制蒸汽扩展方向，达到增加蒸汽波及体积，提高油汽比的目的。
[0081]通过所述蒸汽驱回型井网结构在所述试验区实施后，所述油田的采注比由1.0上升到1.2，油汽比由0.12提高至0.18，蒸汽波及体积由30%扩大至50%，显著的提高了蒸汽驱开发效果，降低了开采成本。所述蒸汽驱井网结构有效地解决现有蒸汽驱技术中边井突破后难以调整导致的蒸汽波及体积小，最终导致的蒸汽驱开采油汽比低的问题。
[0082]以上所述仅为本发明的几个实施例，虽然本发明所揭露的实施方式如上，但所述内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用于限定本发明。任何本发明所属【技术领域】的技术人员，在不脱离本发明所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施方式的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附权利要求书所界定的范围为准。
【权利要求】
1.一种蒸汽驱井网结构，其特征在于:所述蒸汽驱井网结构至少包括一个注采井组，其中， 所述注采井组至少包括一个注汽井，所述注汽井位于所述生产井组的中心； 所述注采井组至少包括一个生产井组，所述生产井组包括:第一井网单元、第二井网单元，所述第一井网单元和第二井网单元整体均呈正方形，且所述第一井网单元嵌套在所述第二井网单元的内部，所述蒸汽驱井网整体呈回型结构；在所述第一井网单元和第二井网的单元所在的正方形边线上设置有生产井。
2.如权利要求1所述的蒸汽驱井网结构，其特征在于:在所述第一井网单元和第二井网单元正方形的角上设置有角井，在所述第一井网单元和/或第二井网单元正方形的边上均匀设置有边井。
3.如权利要求1所述的蒸汽驱井网结构，其特征在于，所述蒸汽驱井网结构包括:反内五点外九点井网、反内五点外十三点井网和反内九点外十七点井网。
4.一种蒸汽驱开发方法，其特征在于，包括以下步骤: 51:获取油藏的动静态参数； 52:根据SI中获取的参数，选定满足蒸汽驱开发条件的油藏，所述开发条件包括: 油层厚度> 20米，单层厚度> 5米，净总厚度比> 0.4，剩余油饱和度> 0.45，孔隙度^ 0.2，渗透率> 200毫达西，地层条件下脱气原油粘度< 20000毫帕?秒，油层深度< 1600米; 53:确定S2中所述满足蒸汽驱开发条件的油藏的井网参数；` 54:根据S3中确定的井网参数，利用油藏数值模拟方法确定所述油藏的最优蒸汽驱回型井网结构及其注采参数； 55:在S4中确定的所述井网结构基础上，利用油藏数值模拟方法确定其蒸汽驱开发过程。
5.如权利要求4所述的一种蒸汽驱开发方法，其特征在于:S2中所述选定满足蒸汽驱开发条件的油藏时，所述油藏的井距为70米至105米。
6.如权利要求4所述的一种蒸汽驱开发方法，其特征在于，S3中所述井网参数包括:井距、井网面积、油层厚度。
7.如权利要求4所述的一种蒸汽驱开发方法，其特征在于:S4中所述的蒸汽驱回型井网结构至少包括一个注采井组，其中， 所述注采井组至少包括一个注汽井，所述注汽井位于所述生产井组的中心； 所述注采井组至少包括一个生产井组，所述生产井组包括:第一井网单元、第二井网单元，所述第一井网单元嵌套在所述第二井网单元的内部，所述蒸汽驱井网整体呈回型结构。
8.如权利要求7所述的一种蒸汽驱开发方法，其特征在于，所述蒸汽驱井网结构包括:反内五点外九点井网、反内五点外十三点井网和反内九点外十七点井网。
9.如权利要求4所述的一种蒸汽驱开发方法，其特征在于，S4中所述注采参数包括:注汽速率、注汽井井底干度、采注比，其中所述注汽速率范围为1.0至1.8吨/天.公顷.米，所述注汽井井底干度范围为0.1至0.8，所述采注比范围为0.9至1.4。
10.如权利要求4所述的一种蒸汽驱开发方法，其特征在于:S5中所述蒸汽驱开发过程包括恒定注汽速度开采和变化注汽速度开采。
【文档编号】E21B43/30GK103867175SQ201410069207
【公开日】2014年6月18日 申请日期:2014年2月27日 优先权日:2014年2月27日
【发明者】王海生, 龚姚进, 孙洪军, 刘立成, 李军辉, 孙鹤天, 董文明, 孙念, 徐丹, 尚策 申请人:中国石油天然气股份有限公司