优先发表栏目展示本刊经同行评议确定正式录用的文章,这些文章目前处在编校过程,尚未确定卷期及页码,但可以根据DOI进行引用。
显示方式:
双稳定器预弯曲钻具组合防斜特性动力学评价方法
刘科柔, 张辉, 王新锐, 付豪, 刘俞万, 路宗羽, 石建刚
当前状态:  doi: 10.13639/j.odpt.2021.03.003
摘要(0)
摘要:
直井的防斜打快一直以来都是钻井领域的难题。预弯曲底部钻具组合防斜打直技术利用预弯曲结构引导钻具组合变形产生较大的动态降斜力,可实现动力学防斜打快目的。然而预弯曲钻具组合防斜特性的动力学定量评价仍是难题。针对双稳定器预弯曲底部钻具组合,笔者在Jansen建立的动力学模型的基础上建立钻头处动态侧向力模型,将仿真得出的A截面处的涡动轨迹数据应用到动态侧向力计算中,最终通过涡动轨迹图、动态侧向力分布时程图和平均动态侧向力对此类钻具的防斜特性进行快速且直观的评价。最后通过编制的计算机程序对不同井斜角和转速条件下的防斜特性进行了仿真计算,仿真结果表明:(1)随井斜角增大,降斜力增大;(2)随转速提升,钻具防斜特性可分为稳定降斜、不稳定降斜及丧失降斜能力3个阶段;(3)在不同井斜角下,第一、第二临界转速随井斜角增大而增大。
页岩油气藏水平井井间干扰研究现状和讨论
郭旭洋, 金衍, 黄雷, 訾敬玉
当前状态:
摘要(0) HTML全文(34) PDF 1458KB(31)
摘要:
低渗页岩储层难以自然形成工业油气流,常采用水平井和水力压裂建立人工缝网以保证商业化开采。然而,随着大规模加密布井和压裂,水平井间距缩小、储层改造体积增加,井间出现人工裂缝导致的干扰,影响邻井的井口压力和产量,甚至诱发井控、套损和支撑剂侵入等问题,严重时导致水平井报废,极大地影响生产效率。此外,老井亏空会导致储层地应力在原位地应力的基础上发生动态演化,形成复杂地应力状态,继而影响加密水平井和重复压裂井的储层改造效果,限制井平台产能表现。我国准噶尔盆地、四川盆地、鄂尔多斯盆地等地的页岩油气资源开发已进入小井距和加密布井阶段,井间干扰已对正常生产产生明显影响,急需开展针对性研究。本文对国内外页岩油气藏的井间干扰现象、机理以及诊断方法进行全面、详细的介绍,并提出干预对策。研究认为:准确表征与预测压裂水平井井间干扰需要在地质工程一体化的框架下展开;对天然裂缝、断层、原位地应力和储层岩石力学特征的准确认识是评价井间干扰的前提;地层亏空诱发的动态地应力和复杂人工缝网的建模与表征是定量评价井间复杂缝网交互与连通的关键手段,也是定量预测井间干扰对于井平台最终可采储量(EUR)影响的有效方法;关井、老井注液、重复压裂、优化井距和压裂优化都是干预或减小井间干扰的手段。
不同供液状况的有杆抽油泵举升过程参数模拟计算方法
杨耀忠, 邴绍强, 宋清新, 段鸿杰, 景瑞林, 马承杰, 孙召龙
当前状态:
摘要(0) HTML全文(14) PDF 1408KB(13)
摘要:
有杆抽油泵举升过程中,根据供液能力的差别,分别确定了泵吸入口压力和活塞受力的计算方法;在静态模型建立的基础上,以抽油杆受力波动方程为指导,对井筒举升过程抽油杆运动阻尼系数计算方法进行了修正,建立了有杆抽油泵举升动态模型。以地面实测示功图为约束,计算不同供液工况下井筒纵向空间的压力、抽油杆柱受力等数值分布,对泵吸入口压力、动液面、地层流压等参数进行模拟计算,建立了不同供液状况下有杆抽油泵举升过程参数连续模拟计算方法。研究结果表明,该方法能够满足供液不足工况下油井动液面计算的精度要求,为井筒举升分析、工作制度优化调整提供了理论依据。
黄河口凹陷缓坡带东营组溢流相分布特征研究及钻井工程应用意义
邓津辉, 谭忠健, 张向前, 曹军
当前状态:
摘要(0) HTML全文(11) PDF 3173KB(12)
摘要:
黄河口凹陷缓坡带东营组广泛发育以溢流相玄武岩和凝灰岩为主的火成岩,此类岩石较为坚硬,钻进时易出现钻速低、井漏、井塌等问题,对钻井工程影响较大。综合利用录井、测井资料对东营组一段和二段火山喷发旋回和期次进行识别和划分,并结合地震资料对BZ34-9火山溢流相进行精细刻画。研究表明:研究区火成岩主要分布于BZ34-9和KL4-2构造区的共轭走滑断裂带,以裂隙式火山喷发为主;东营组一段和二段可识别和划分6个喷发旋回16个喷发期次;东二下段早期和东一段早、晚期喷发旋回规模较小,东二下段晚期和东二上段早、晚期喷发旋回规模较大,反映了火山活动由弱增强再逐步减弱的发育过程。进一步,在复杂断层、地层模型构建的基础上,结合构造应力场模拟,预测地层力学薄弱带或裂缝发育特征,为开发井轨迹优化以及钻具、钻井参数、钻井液优选提供可靠依据。
渤海稠油油田高含水期低产低效井综合治理技术
张俊廷, 王公昌, 王立垒, 邓景夫, 陈存良, 张国浩
当前状态:
摘要(0)
摘要:
S油田是渤海典型的水驱开发稠油油田,目前油田已经进入高采出程度、高含水率的“双高”阶段,随着油田含水上升,油田低产低效井逐年增多,严重影响油田开发效果。针对S油田地质特征和开发特征,对低产低效井成因进行分析,从剩余油、砂体发育、储层非均质性、注采关系、钻完井污染及井筒完整性等方面开展研究,并对低产低效井进行分类,针对不同类型低产低效井开展治理对策研究,制定了“平面分区、纵向分层、分类研究、治理与挖潜调整同步”的治理策略,最大限度发挥油田潜力和提高经济效益。近3年通过对S油田低产低效井治理技术的研究和应用,形成了高含水砂体挖潜、薄层挖潜、高含水期水平井产能评价、注采井网调控、潜力储量评价等技术,成功指导了渤海S油田51口低产低效井的治理研究,新增探明储量300×104 m3。2017—2019年已治理33口低产低效井,2019年7月实现日增油近1200 m3,预测到开发期末累增油近240×104 m3,提高采收率近1%,低产低效井治理效果显著。该低产低效井综合治理技术的研究和应用,对海上稠油油田高含水期低产低效井治理具有一定的指导和借鉴意义。
基于熵权法的大位移井井眼轨迹设计方案优选
韦龙贵, 王赞, 陈立强, 李磊, 张昌超
当前状态:
摘要(0) HTML全文(33) PDF 1147KB(17)
摘要:
井眼轨迹设计对大位移井安全高效钻井作业的实现极为重要。大位移井钻井存在长裸眼段井壁稳定性差、摩阻扭矩高、管柱屈曲严重、井眼清洁难度大等问题,井眼轨迹设计需要对其进行综合分析与评价。基于熵权法构建了大位移井轨迹设计方案评价模型,充分依据评价指标的数据本身波动情况计算权重与方案得分,实现了大位移井井眼轨迹设计方案的定量评价,并在某油田大位移井钻井作业中得到了成功应用。该研究不仅为大位移井轨迹设计方案优选提供了新的思路与指导方法,也为后续开展大位移井钻井技术优化与风险评估提供了技术参考。
伴注烟道气改善蒸汽辅助重力泄油开发效果的实验研究
赵庆辉
当前状态:
摘要(0) HTML全文(12) PDF 1173KB(10)
摘要:
蒸汽辅助重力泄油(即SAGD)是开发厚层超稠油油藏的有效技术,但在开发中后期存在注入蒸汽超覆严重、热损失大、油汽比低等问题,影响了开发效果。为此,在室内利用高压物性分析仪、比例物理模拟系统等装置,开展了烟道气对地层原油性质的影响,以及伴注烟道气后蒸汽向上覆地层热损失、蒸汽腔变化规律和生产特征等实验研究。结果表明,注入的烟道气可以有效降低地层原油黏度,提高原油渗流能力,增大体积系数,增加弹性能量;与常规SAGD方式相比,烟道气辅助SAGD方式蒸汽腔横向扩展速度加快,纵向扩展速度减缓,蒸汽超覆现象得到有效抑制;伴注的烟道气在蒸汽腔上方聚集,形成隔热层,减少了蒸汽向上覆盖层的热损失,提高了热量利用效率;在常规SAGD过程中伴注烟道气,可以一定程度减少蒸汽注入量,提高油汽比,改善开发效果。综合分析认为,伴注烟道气方式是改善SAGD开发中后期开发效果的可行途径。
泡沫排水采气井井下节流压降规律实验及模型修正
王志彬, 白慧芳, 孙天礼, 朱国, 石红艳
当前状态:
摘要(0) HTML全文(12) PDF 1402KB(11)
摘要:
气井井下节流是气田低成本开发的一项关键技术,“井下节流+泡沫排水采气”工艺在适宜条件下可提高气井带液能力。采用传统气液两相嘴流压降模型开展泡排井井下节流气嘴尺寸设计不能满足气井配产要求,通过节流压降规律测试并建立或者完善数学模型有助于提高泡排井井下节流设计水平。设计并搭建了泡沫排水采气井井下节流物理模拟实验装置,利用泡排剂UT-11开展了在不同泡排剂质量分数情况下的节流压降规律测试,利用实验数据对4个常用气液两相嘴流机理模型(Sachdeva模型、Perkins模型、Ashford模型、滑脱数值模型)进行了嘴流流态过渡预测能力评价、质量流速及嘴前压力的预测能力评价。基于实验数据构建了泡沫流滑脱因子计算关系式,提高滑脱数值模型的准确性,质量流速的绝对百分误差从13.7%降至7.69%,嘴前压力的绝对百分误差从16.5%降至8.01%。该研究为泡沫排水采气井井下节流嘴径设计和嘴前压力预测提供了重要理论依据。
超深井上部大尺寸井眼稳定器接头母扣失效机制
李少安, 王居贺, 秦垦, 王文昌, 陈锋, 狄勤丰
当前状态:
摘要(0)
摘要:
顺北区块超深井171/2"(Ø444.5 mm)大尺寸井眼井段长达5 000 m,不但需要面对提速、控斜难题,而且存在稳定器母扣频繁失效问题。为此,从钟摆钻具组合(BHA)动力学分析着手,探讨了大尺寸井段稳定器母扣失效机制。基于钻柱动力学有限元方程,研究了大尺寸井眼中BHA稳定器处的复杂动力学特征,确定了稳定器母扣附近的动态弯矩和涡动特征;建立了稳定器母扣端螺纹接头三维有限元模型,利用显式动力学有限元方法分析了复杂载荷作用下稳定器母扣端螺纹接头的应力分布特征;以顺北XX井稳定器母扣断裂失效为例,分析了BHA稳定器母扣端变截面位置附近的动态应力。结果表明,稳定器母扣端轴向振动和扭转振动水平较低,但出现了较强的高频涡动,较大的变截面特征造成稳定器母扣端附近出现很大的高频附加动态弯矩(0~453.0 kN·m)。这一动态弯矩作用产生的母扣螺纹牙应力最高达799.1 MPa,虽然小于与其啮合的钻铤公扣螺纹牙应力(973.1 MPa),但其变化幅度很大(465.0 MPa),而且变化频率很高。这种高频动态变化应力是促使母扣端螺纹接头发生失效的关键原因之一。建议在设计大尺寸井眼BHA时一方面要控制钻柱涡动,另一方面要尽可能减少稳定器附近的动态弯曲效应。
临兴地区深部煤系天然气井试采过程绒囊流体控水效果室内评价
孟尚志
当前状态:
摘要(0)
摘要:
临兴地区深部煤系天然气井LX-Y井试采时实际产水82.97 m3/d,使用绒囊流体堵水作业4 d、试采8 d后,产气量达不到预期中止。堵水后,单位生产压差产水量降幅75.8%,日产气量由300 m3/d增至394 m3/d,增幅31.3%,现场评价绒囊流体堵水效果出现了分歧。为了解决这一争议,室内分别以临兴盒2储层基质岩心和含人工裂缝岩心模拟层间水和人工裂缝及边底水窜产水通道,以地层水和氮气为两相流动介质,利用渗透率仪测定绒囊流体封堵后气、水两相的突破压力,模拟分析绒囊的堵水效果和稳气控水能力。绒囊流体封堵岩心基质后,水相和气相的突破压力梯度分别为0.200~0.210 MPa/cm和0.015~0.025 MPa/cm;封堵人造缝岩心后,水相和气相的突破压力梯度分别为0.035~0.040 MPa/cm和0.015~0.020 MPa/cm。结果表明,绒囊流体增加了水和气的流动阻力,但水的阻力增加更大,能够实现控水。堵水后气井产量不理想可能是地层产气能力不足、绒囊流体用量不合理等原因造成。因此,应合理调整绒囊流体体系性能和堵剂用量,增加地层水的突破压力,实现稳气控水。
鄂尔多斯下古碳酸盐岩气井绒囊修井液稳气控水技术
刘锋, 张晓飞, 胡维首, 王思凡, 任晓宇, 蔡楠
当前状态:
摘要(0) HTML全文(26) PDF 1008KB(14)
摘要:
鄂尔多斯盆地下古碳酸盐岩气井投产后地层压力系数降低,修井时地层气体上窜与井筒流体漏失多发,需封堵地层实现安全作业;部分地层产水损害产气能力,同时具有控水需求。利用封堵性绒囊修井液携带可增大气、水流动阻力差的表面活性剂进入低压气层,将传统伤害控制转换为地层稳气控水。实验压制直径38 mm、长30~100 cm的填砂管模拟下古碳酸盐岩地层,测定注入绒囊修井液至出口返出时驱压4.59~16.18 MPa,重复注入清水驱压增幅7.04~18.22 MPa,与绒囊修井液充填半径成正比。4种长度填砂管中注入破胶剂加速返排后,相同驱压注入氮气180 min后渗透率恢复率较地层水高2.02%~6.07%,且恢复率差值与充填半径成正比。现场4口气井地层中绒囊修井液充填半径2.12 m升至8.97 m,地层承压强度从17 MPa升至21 MPa,作业前后90 d内日产水降幅与日产气降幅的差值由18.68%升至62.90%。结果表明,下古碳酸盐岩气层中绒囊修井液暂堵强度与控水效果均与流体充填半径成正比,可实现修井暂堵与稳气控水再利用。
分子膜/混合有机酸复合解堵技术在姬塬油田欠注井的应用
王国丞, 张道法, 张进科, 靳纪军, 苟利鹏, 巨江涛
当前状态:
摘要(0)
摘要:
针对姬塬油田欠注井现象日益严重、堵塞物类型复杂造成常规酸化无法同时解除多种堵塞等问题,从堵塞物分析和解堵机理入手,研究了一种适用性较广的分子膜/混合有机酸复合解堵体系,主要由混合有机酸、新型分子膜、解聚剂和助剂组成。实验结果表明,该复合解堵体系具有优良的解堵性能,对现场垢样的溶垢率普遍能达到80%以上,对聚合物的降黏率可达到90%以上,适用于深部解堵,且能够有效避免二次沉淀的产生。现场应用效果表明,分子膜/混合有机酸复合解堵技术能够有效降低注水压力,提高日注水量,适用于大部分欠注井的地层改造。
考虑岩屑影响的大位移井机械延伸极限研究
郭骁, 李思洋, 周蒙恩, 孟庆威, 张菲菲
当前状态:
摘要(0) HTML全文(23) PDF 1580KB(13)
摘要:
大位移井钻井技术作业难度大,对井眼清洁作业要求较高,岩屑堆积对摩阻扭矩的影响不容忽视。通过改进摩阻扭矩计算中常用的软杆模型,建立井眼清洁与摩阻扭矩耦合模型;考虑钻机、钻柱和钻头约束,建立大位移井机械延伸极限的预测模型。针对一口水垂比大于5的实钻大位移井,考虑岩屑对摩阻扭矩的影响,计算不同工况下的摩阻扭矩,预测大位移井水平段机械延伸极限,分析不同岩屑床高度对大位移井机械延伸极限的影响。研究结果表明,通过耦合模型预测的大位移井机械延伸极限相对于普通软杆模型的计算结果更为真实有效;随着岩屑床的堆积,岩屑对大位移井机械延伸极限的影响愈加显著。研究结果可为大位移井的风险预测与设计施工提供科学依据。
红河油田直通型裂缝高强度封堵剂调剖技术
王宏申, 王天慧, 黄永章
当前状态:  doi: 10.13639/j.odpt.2021.03.
摘要(0)
摘要:
为了解决天然裂缝发育类油藏注水开发过程中水线推进速度快、易出现水窜、水驱效果差等问题,红河油田先后开展了冻胶封堵、“冻胶+颗粒”封堵调剖技术研究及现场试验,但由于冻胶体系自身材料力学性能的影响,整体效果不理想。优选了一套单体聚合类高强度封堵剂体系,该体系具有黏度大、成胶时间短、强度高、触变性能好的特点,65 ℃条件下成胶时间为15 h,在长度为0.5 m、直径为3 mm的管线中突破压力梯度达7.0 MPa/m。红河油田进行先导试验4井5轮次,有效封堵率100%,能够在裂缝中形成高强度封堵,有效提高了直通型裂缝缝内堵剂的封堵强度; 调剖后平均油压提升6.7 MPa,累计注水5 643 m3,累计增油2 723.1 t,有效解决了该地区天然裂缝发育类油藏注水开发过程中水窜过快的问题。
深水钻井导管水下打桩关键技术
韦红术, 邓玉明, 同武军, 孙子刚, 赵苏文, 赵维青
当前状态:  doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.007
摘要(0)
摘要:
近年来,针对深水开发钻井导管的安装,业内国外公司提出了采用水下打桩来实现导管批量安装的新技术,并通过实践证明了该技术的可行性。通过对该项技术的调研,分析了该项技术的特点、基本原理及作业流程,并对该技术的关键点导管设计与加工、导管可打入性、导管自由站立稳定性、深水打桩锤选型、低压井口头的设计与选型等进行了深入分析。该技术具有降低作业风险、提高入泥精度可控性等优点,但当前装备技术水平限制了其应用。立足国内深水钻井导管安装技术现状,给出了该技术在国内深水开发应用的相关建议,为该技术在我国开展探索应用所面临的难点及其攻克研究方向提供参考。
当前状态:
摘要(0)
摘要:
平顶山盐矿老腔改建储气库可行性评价
周冬林, 王文权, 王立东, 赵明千, 王璐, 许彬
当前状态:
摘要(0)
摘要:
利用盐矿老腔改建储气库能够有效加快盐穴储气库投产速度并降低投资成本,将盐矿老腔改建为储气库已经成为储气库发展的新趋势。平顶山地下盐矿老腔空间资源丰富,经过较长时间的开采,地下已经形成巨大的空腔体积,评价该地区盐矿老腔的可用性对于平顶山盐矿盐穴储气库建设具有重要意义。通过分析盐矿老腔区域地质资料、生产资料和声呐检测资料,从老腔形态、盖层密封性、安全矿柱宽度、腔体稳定性、有效体积和改造经济性等方面,评价了盐矿老腔改造的可行性。结果表明,平顶山地区老腔埋深适宜,盖层密封性好,腔体有效体积大部分都在10×104 m3以上,与钻新井造腔相比具有较好的改造经济性。数值模拟表明,在0.007~0.015 MPa/m的运行压力梯度下老腔的稳定性较好,符合腔体安全运行要求,但部分腔体间存在井距较小的问题,为保障矿柱宽度,应选择井距大于160 m的老腔改造利用。研究认为该地区老腔利用条件整体较好,具有良好的改造利用前景,应进一步开展后续详细评价工作,以期尽快实现改造利用。
深水气井生产过程中的井筒结垢实验规律
刘文远, 胡瑾秋, 姚天福, 欧阳铁兵, 李相方
当前状态:  doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.021
摘要(1) HTML全文(121) PDF 1629KB(346)
摘要:
海上气井具有深度大、除垢操作复杂、作业成本高等特点,深水气井井筒内结垢的预测与防治具有实际意义。 采用室内实验和理论计算相结合的方法, 对南海气田的4口深水气井生产过程中的井筒结垢风险进行了评价,预测了生产过程中的井筒结垢速率及气井井筒内的结垢位置,并分析了结垢特点及规律。 研究结果表明,地层水组成决定了气井的结垢类型,结垢速率主要取决于表面附着期过后较稳定的垢物附着速率;深水气井生产过程中不同井深处的结垢差异性主要取决于井筒沿程的温度分布,井筒中下部和高产气量及高水气比是防垢重点;相比陆上气井,深水气井受井筒结垢的影响更大,采取及时的防垢手段避免垢物生成或将垢物沉积量控制在容许范围内对维持深水气井的高效安全生产意义重大。
显示方式:
封面
2021-02期封面
2021, 43(2).  
摘要(0) PDF 40920KB(93)
摘要:
目录
2021 年 2 期目录
2021, (2): 1-4.  
摘要(0) HTML全文(87) PDF 1448KB(77)
摘要:
钻井完井
地质工程一体化研究与应用现状
赵福豪, 黄维安, 雍锐, 范宇, 黄浩勇, 江琳, 李国真
2021, 43(2): 131-138.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.001
摘要(1) HTML全文(186) PDF 1095KB(177)
摘要:
越来越多的油气田勘探开发实践表明,“地质工程一体化是实现复杂油气藏效益勘探开发的必由之路”。总结了地质工程一体化技术的研究和应用现状,剖析了其发展过程、实现思路,列举了国内外典型应用实例,梳理了地质工程一体化攻关方向。分析发现,北美地区以及国内西南油气田、浙江油气田、塔里木油气田、新疆油气田、长庆油田、大港油田、吉林油田等油田区块已开展了地质工程一体化应用实践;BHGE、斯伦贝谢、哈里伯顿等公司也积极与油田合作,提供地质工程一体化服务及软件平台。长宁页岩气示范区通过实施地质工程一体化,日产气量提高127%、钻遇率提高1.8倍、钻井周期缩短53.3%,开发井各生产指标都超过了设计指标。我国地质工程一体化急需攻关方向包括:①形成统一的地质工程一体化思想;②建立健全地质工程一体化运行机制;③强化地质工程一体化考核;④加快页岩气地质工程一体化开发技术突破;⑤加强地质力学在地质工程一体化中的应用;⑥培养地质工程一体化复合型人才。
深水深层井钻井关键技术发展与展望
刘书杰, 吴怡, 谢仁军, 焦金刚
2021, 43(2): 139-145.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.002
摘要(0) HTML全文(102) PDF 1036KB(88)
摘要:
随着海洋油气勘探开发的不断深入,深水深层井(简称双深井)已成为全球勘探开发热点。双深井比常规深水井面临更加复杂的井下地质环境、海洋环境,作业的风险更大。近年来,随着深水钻井作业的不断进步,当前已初步形成了一套双深井钻井关键技术,包括井身结构、控压钻井、钻井液体系、固井工艺、井控、水下井口、井筒完整性等7个方面。双深井钻井关键技术为加速海洋油气勘探开发提供了技术基础,成果已应用到南海X区块,取得了良好的效果。实践证明,当前双深井钻井关键技术已初步适应深水深层井的钻井作业需要,未来还需推进自动化、规模化、信息化、智能化钻井设备和工艺的研发,以保障双深井安全高效的作业。
井眼轨迹单根控制的新计算方法
鲁港, 钟晓明, 李胜中, 来建强
2021, 43(2): 146-150, 159.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.003
摘要(0) HTML全文(82) PDF 1029KB(85)
摘要:
井眼轨迹控制是定向井工程师的基本工作任务,以前常常凭经验估算控制参数。针对单根的“复合+滑动”钻进过程,使用恒工具面角曲线建立了数学模型;使用最优化思想给出了求解这个数学模型的两个算法,给出了施工参数设计的最优方案。使用理论模型数据对算法进行了大量验证,结果表明,该算法可以以非常高的数值精度(10−9)反算出理论模型参数;对于实际钻井数据,算法精度为10−2,满足工程精度要求。该方法可以应用于现场定向井工程师日常的控制参数设计工作中,结合MWD数据实时采集,在电控系统的钻井反馈实时控制中也有广泛的应用前景。
ZH凹陷硬脆性裂缝油页岩地层坍塌压力研究
张锐, 陈飞宇, 牛洪波, 高东亮, 刘晓兰, 杨春旭
2021, 43(2): 151-159.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.004
摘要(0) HTML全文(45) PDF 1602KB(26)
摘要:
硬脆性裂缝油页岩地层钻进易发生井壁坍塌,严重制约页岩油气有效开发。考虑化学势差、水力压差和裂缝渗流对近井带地层压力的影响,建立页岩井周应力分布模型,基于页岩地层裂缝面产状,构建了任一裂缝面产状下剪应力与正应力计算模型,并以裂缝面上剪应力大于摩擦力为含裂缝面页岩地层的破坏准则,形成了含裂缝面页岩地层的流-固-化-热井壁稳定多场耦合模型。ZH凹陷硬脆性裂缝油页岩地层井壁稳定性分析结果表明,该区块沿最小水平地应力方位钻进,地层坍塌压力最低值为1.173 g/cm3,地层裂缝存在使得该方位坍塌压力最低值升高0.05 g/cm3;水平井眼10 d时间坍塌压力升至1.38 g/cm3;渗流作用使得地层坍塌压力升高0.04 g/cm3,其中低温低活度钻井液可以有效降低井壁坍塌压力,利于ZH凹陷油页岩地层井壁稳定。
基于冲蚀-动网格耦合的绕丝筛管冲蚀过程数值模拟
孙岩, 楼一珊, 曹砚峰, 文敏, 翟晓鹏, 赵轩康
2021, 43(2): 160-169, 238.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.005
摘要(0) HTML全文(55) PDF 2360KB(26)
摘要:
砂砾对绕丝筛管的反复冲刷并造成筛管的筛网孔径变形等局部破坏,是最终造成绕丝筛管防砂失效的主要原因。对绕丝筛管冲蚀破坏的理论研究既要考虑筛管的质量损失,也要考虑筛网变形对绕丝筛管的防砂影响。基于冲蚀-动网格耦合理论,建立了CFD有限元模型,通过Mclaury磨损预测模型与Realizable k-\begin{document}$\varepsilon $\end{document}湍流模型建立了绕丝筛管液-固两相流模型,分析防砂过程中砂砾对绕丝筛管的冲蚀进化影响。同时分析了流速、砂粒直径、含砂质量分数对筛管冲蚀磨损的影响规律。通过数值模拟结果和曲线拟合方法,建立了未堵塞工况下的冲蚀预测模型。研究发现:绕丝筛管冲蚀变形区域主要集中在绕丝下游一侧、绕丝正上方与基管孔周围,并随时间延长向外扩散,直观表示出绕丝筛管冲蚀破坏开始于何处;绕丝在冲蚀进化过程中,冲蚀变形量最高且随时间延长,与比冲蚀率呈负相关,与试验结果平均误差小于2%。在不考虑砂粒堵塞工况(粒径小于123 μm)下,绕丝筛管冲蚀率随流体流速增加呈指数增大,随含砂质量分数及砂粒直径的增加呈线性增大。拟合出的计算公式与数值模拟数据基本一致。因此,基于冲蚀-动网格耦合的冲蚀数值计算结果对绕丝筛管的寿命预测具有参考意义。
套管坐标截面法推算磁干扰轨迹的研究与应用
车卫勤, 谭勇志, 叶伟娟, 杜晶, 罗忠保, 许雅潇
2021, 43(2): 170-176.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.006
摘要(0) HTML全文(27) PDF 1224KB(31)
摘要:
针对密集丛式井施工中,套管磁干扰情况复杂、防碰施工困难和井间关系难以定位等问题,提出了采用套管坐标截面法对出现套管磁干扰的丛式井直井段进行井眼轨迹定位的方法。通过合理简化套管附近空间磁化模型,建立了套管横截面磁场的数学模型。同时,通过套管磁干扰的模拟实验,获取了套管横截面磁场的分布规律,在此基础上提出了套管坐标截面法,并利用此方法反演测点所处的套管空间位置,绘制正钻井的磁干扰井段井眼轨迹,实现在磁干扰井段准确判断测点与邻井套管的相对空间关系。通过华北油田10口丛式井的现场施工试验,验证了套管坐标截面法的正确性和准确性,实现了丛式井防碰关系的精准定位,解决了密集丛式井施工中的防碰问题。
渤中凹陷西南环深层探井钻井难点与技术对策
许杰, 窦蓬, 林海, 祝国伟
2021, 43(2): 177-183.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.007
摘要(0) HTML全文(0) PDF 1060KB(43)
摘要:
渤海油田渤中凹陷西南环深层含油气构造储量丰富,开发潜力巨大。但该区块存在地质条件复杂、目的层高温高压、压力系统复杂、深部地层可钻性差等难点,给钻探作业带来诸多挑战。针对渤中凹陷西南环深层探井作业的技术难点,创新采用“非标井眼+随钻扩眼+非标套管”的井身结构设计方法,保证封隔各层位的必封点,可以满足地层评价要求;针对不同井段优化钻具组合,形成了一套全井段提速技术体系,破岩效率显著增加;研发出一套抗温无固相储层保护钻井液体系,抗温极限由170 ℃提升至200 ℃以上,满足了潜山地层储层保护的性能要求;针对潜山地层构建精细压力技术,提高机械钻速,有效降低了潜山井漏及压差卡钻风险。研究成果对确保渤中区域深层探井钻井安全、提高钻速、降低成本具有借鉴作用。
基于井壁稳定及储层保护的钻井液技术
陈彬, 张伟国, 姚磊, 严德
2021, 43(2): 184-188.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.008
摘要(0) HTML全文(56) PDF 867KB(73)
摘要:
南海东部惠州区域上部古近系地层煤层易掉块,硬脆性泥页岩水化膨胀后存在井壁垮塌风险,而下部前古近系火成岩地层温度高、岩石致密、孔渗低,这些地层特点要求钻井液体系具有良好的抑制性能、封堵性能、抗高温性能和储层保护性能,而常规钻井液体系无法同时满足要求。结合邻井资料、地层岩性特点及地质要求,在上部古近系地层使用强封堵聚合物钻井液体系,该体系具有良好的泥页岩抑制性能,且在复合堵漏剂加量仅4%时就具有良好封堵性能;下部前古近系地层使用抗高温无固相钻井液体系,该体系可满足井底150 ℃高温要求,且岩心渗透率恢复率达85%,储层保护性能好。现场应用表明,在上、下地层分别使用两种钻井液体系,解决了古近系煤层掉块、硬脆性泥页岩垮塌问题,满足了前古近系地层高温和储层保护要求,不仅确保了井下作业安全,也为测试作业顺利进行提供了保障,该研究为同类地层钻井钻井液体系优选提供了借鉴。
储层性质对压回法气井压井效果影响评价
周云健, 刘书杰, 李清平, 李相方
2021, 43(2): 189-196.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.009
摘要(0) HTML全文(47) PDF 1278KB(56)
摘要:
压回法压井作为非常规井控的有效技术之一,可以减少和避免溢流井喷等事故中地面及平台的危险。目前对于压回过程的计算中,只针对井筒内流动进行研究,而没有考虑储层性质的影响, 因此不完全符合现场实际情况需求。为了研究储层性质对压回过程的影响,首先建立了井筒气液两相流动模型,然后综合考虑泥饼、储层污染带、储层渗透率、孔隙度和饱和度因素影响下的压井液在压回储层后的流动规律,并分析了压回过程井筒的压力变化规律,最后定量出不同因素对压回储层效率的影响。研究结果表明,储层含气饱和度与泥饼渗透率对压井影响较小,而储层厚度、孔隙度影响较大,综合考虑不同储层性质影响的压回法压井能对气井安全钻井提供了技术保障。
基于线性节流阀的MPD井筒压力调控方法
王果
2021, 43(2): 197-202.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.010
摘要(0) HTML全文(26) PDF 1347KB(25)
摘要:
针对MPD钻井影响压力调控精度的关键问题,从底层调控硬件到顶层测算模型及调控方法等进行了原创性研究。首先针对现有节流阀难以满足回压精细控制的难题,提出了过流面积轴向动态优化的压降线性调控新理念,并设计出在25%~85%的开度范围内压降随开度线性变化的节流阀;然后针对井筒压力难以准确测算、控制模型复杂等问题,建立了一种实时模型系数预测方法,实现了井底压力实时准确测算;最后结合回压快速调控实现了井筒压力串级控制,解决了井筒压力精细调控难题。开发了井筒压力调控模块,通过实验及应用验证了控制方法的效果,井底压力控制精度达到0.2 MPa。研究结果为井筒压力精细调控提供理论与技术支撑。
油气开采
国内外地热回灌发展现状及启示
曹倩, 方朝合, 李云, 王汉雄, 方群, 史向阳
2021, 43(2): 203-211.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.011
摘要(0) HTML全文(34) PDF 1034KB(23)
摘要:
地热尾水回灌是维持地热资源可持续开采和预防地面沉降等地质环境问题的有效措施,对于各类正在开采的地热储层都具有重要意义,是决定地热能开发成败的关键因素。但地热回灌过程中可能引起生产井采出液温度降低、回灌井结垢和腐蚀、砂岩热储回灌井井筒和周围热储堵塞等问题,使得回灌效率降低,影响热储生产能力。为更好地解决地热尾水回灌问题,以国内外地热尾水回灌现状为出发点,调研了常见的回灌技术,分析了尾水回灌面临的主要问题和影响因素,并提出4点建议:(1)加强对地热储层研究,提高开发方式和热储的匹配度;(2)合理进行回灌设计,确保回灌系统的长时间平稳运行;(3)设置动态监测系统,作为后期开发的参考;(4)对回灌技术进行创新研发,提高尾水回灌量,实现经济上的最大化。这对降低地热尾水回灌难度,提高地热能的利用率,促进地热资源可持续开发具有重要意义。
基于流固耦合的油井极限产液量预测新方法
常涛, 刘春艳, 李振鹏, 曲炳昌, 孙藏军
2021, 43(2): 212-216.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.012
摘要(0) HTML全文(42) PDF 1055KB(473)
摘要:
油井提液是油田进入高含水期后的一项重要稳产措施,常规极限产液水平研究的关键点仅局限于能量供给水平、极限生产压差的判断,对极限提液水平主要以达西线性方法预测,其中均假定油藏中流体流过的多孔介质是刚性的,储层渗透率恒定不变。渤海湾的海上油田广泛分布高孔隙度、高渗透率、胶结程度差的疏松砂岩油藏,储层的特点和提液方式造成了流体流过的多孔介质会发生弹性与塑性变化、骨架变形与出砂,导致渗流条件发生根本性转变,使用常规极限产液水平预测方法误差大。以剖析常规极限产液水平研究为出发点,理论分析多孔介质变化影响因素、规律,与油田生产实践资料结合,将其变化规律融入渗流理论中,进而推导了考虑流固耦合下产液水平预测方法。将此预测方法应用于渤海C油田,与油田实际数据对比,误差率仅为5%,比常规方法提高40%~50%,具有一定推广意义。
基于人工神经网络的电潜泵电流卡片快速模式识别
隋先富, 王彪, 范白涛, 于继飞, 刘兆年, 吕彦平
2021, 43(2): 217-225.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.013
摘要(0) HTML全文(64) PDF 1662KB(33)
摘要:
电流卡片诊断是一种典型的电潜泵工况诊断手段,传统的电流卡片模式识别需要人工完成,存在技术壁垒,会引入主观误差。人工神经网络作为一种机器学习算法,能够弥补人工识别的误差。为实现快速、准确而且客观的模式识别。通过对收集到的电流卡片经过数据预处理后得到的电流数据特征值与实际工况的对应关系,建立人工神经网络模型。利用建立的人工神经网络模型进行工况诊断,具有传统电流卡片人工识别不可比拟的优点。通过采用上述方法搭建人工神经网络模型并进行模式识别,通过提取未参与训练的井的电流卡片数据对工况诊断模型进行验证,达到了较高的准确率,证明了使用人工神经网络对电流卡片进行快速模式识别、实现工况诊断的可行性和可靠性。
哈法亚油田孔隙性石灰岩储层酸压先导性试验
曾庆辉, 何东博, 朱大伟, 崔明月, 陈彦东, 张鹏
2021, 43(2): 226-232.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.014
摘要(0) HTML全文(32) PDF 1123KB(18)
摘要:
中东地区哈法亚油田的Mishrif油藏为强非均质性整装背斜油藏,在构造边部进行酸压先导性改造试验过程中,受边底水影响,改造规模有限;储层岩石岩性纯不利于酸压过程中酸液的非均匀刻蚀;杨氏模量低,应力隔层遮挡能力较差,不利于缝长的延伸和缝高的控制;酸岩反应后原油乳化问题严重不利于返排。数值模拟和实验结果表明:针对储层特点,采用多级交替注入酸压工艺,优化注入工艺参数,能够增加酸岩反应作用距离,实现非均匀刻蚀;采用纤维暂堵降滤、互溶剂破乳助排配套技术,解决了压裂过程中酸液滤失大和压后返排困难的难题,最后阶段的闭合酸化增加了井筒附近的导流能力。优选了“交联压裂液+胶凝酸”的液体体系有效延缓了酸压反应速率,在现场MF3井取得了很好的应用效果,有效酸蚀缝长达到80 m,单井测试日产油达到317 t/d,储层改造效果显著。该研究为中东地区此类储层动用提供了有效的工程技术手段。
塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂排量优化
贺甲元, 程洪, 向红, 翟晓鹏, 耿宇迪, 王海波
2021, 43(2): 233-238.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.015
摘要(0) HTML全文(48) PDF 1154KB(389)
摘要:
塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂成功,但施工过程中排量参数尚未有计算数据支撑,不利于暂堵转向重复酸压技术推广应用。以裂缝几何形状模型为基础,利用数值迭代方法建立了暂堵转向压裂排量优化设计模型,确定了碳酸盐岩暂堵阶段和压裂阶段最优化排量,形成了“低排量注入暂堵液封堵尖端,高排量注入压裂液实现转向”的暂堵转向施工方法。分析发现:排量要同时满足转向压力需求和裂缝长度需求;随着时间延长,排量开启裂缝扩展长度逐渐无法满足暂堵剂所需裂缝长度,暂堵剂起不到转向作用。利用优化设计模型对现场条件进行排量优化表明,暂堵阶段排量控制在3.0 m3/min以下、压裂液压裂阶段施工排量控制在6.0 m3/min以上,最适合转向压裂。研究为现场应用提供了理论支撑。
库车山前深层高温高压气井多封隔器分层压裂工艺
王克林, 张波, 李超, 刘洪涛, 何新兴, 秦世勇, 黄锟
2021, 43(2): 239-243.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.016
摘要(0) HTML全文(74) PDF 1947KB(72)
摘要:
库车山前区域深层高温高压低孔低渗气藏多封隔器分层压裂作业易发生封隔器失效、钢球堵塞管柱及射孔段下部替液不干净等问题,成为影响储层改造作业成功的关键问题。为解决上述问题,在完井管柱上加装了伸缩短节并延伸管柱至射孔段底界;研发了一种高强度铝合金可溶球,以三聚氰胺为过渡层的复合有机硅树脂涂层为其特殊保护膜,其承压强度在69 MPa以上且溶解速度先慢后快;研发了一种全通径压裂阀,采用棘爪式结构和投球打压方式,滑套打开侧孔时扩径通过球,使球移动至管柱底部,其通径可与下部封隔器保持一致,形成了适用于深层高温高压气井的多封隔器分层压裂工艺。现场累计应用14井次,未出现封隔器压裂时失效、管柱堵塞和替液不净等问题。分析表明:伸缩短节能够缓解温度效应和管内外压差产生的轴向力;可溶球满足压裂施工需求的同时,避免了滞留堵塞现象的出现;延伸管柱配合全通径压裂阀为射孔段替液和压裂液有效注入提供了通道,解决了射孔段钻井液沉淀堵塞和支撑剂沉积在井底的问题。多封隔器分层压裂工艺能够为深层高温高压气井储层压裂改造提供可靠技术支撑。
克拉玛依陆相油砂注水过程中的剪胀诱导渗透率模型
高彦芳, 王晓阳, 任战利, 陈勉, 姜海龙
2021, 43(2): 244-249.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.017
摘要(0) HTML全文(28) PDF 1065KB(17)
摘要:
特超稠油油藏普遍采用蒸汽辅助重力泄油(SAGD)方式开发,在前期注水改造阶段储层剪胀扩容导致剪切带产生剪切裂缝,孔隙度和含水/油饱和度发生变化。为了研究注水过程中水的有效渗透率的动态演化规律,考虑孔隙度和含水饱和度随扩容体积应变的变化,通过Kozeny-Poiseuille方程和Touhidi-Baghini方程关联绝对渗透率和孔隙度的关系,通过油、水两相相渗曲线方程关联水的有效渗透率和含水饱和度的关系,建立了3个剪胀诱导渗透率演化数学模型,并根据实验数据对各个模型的预测效果进行了评价分析。研究结果表明,传统的Kozeny-Carman方程只适用于孔隙性颗粒介质,不适用于克拉玛依陆相油砂这种由沥青基底式胶结形成的复合材料骨架,也不适用描述剪切扩容带内剪切裂缝引起的渗透率演化。基于Touhidi-Baghini方程建立的剪胀诱导渗透率模型,可以准确预测注水过程中水的有效渗透率演化规律,为渗透率的相关研究提供参考。
海上大排量分注井无缆智能配水器水嘴压力损失数值模拟
刘义刚, 孟祥海, 陈征, 张乐, 蓝飞, 张志熊
2021, 43(2): 250-253.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.018
摘要(0) HTML全文(23) PDF 939KB(18)
摘要:
与传统钢丝投捞分层调配相比,无缆智能配水器在海上大排量注水井分层配注中的时效有很大提升。但由于行业内还没有形成对海上大排量无缆智能配水器水嘴开度选择的相关标准,现场调配时只能根据现有经验尝试性选择水嘴开度,所以现有分层测调的时效仍有待提升。针对此问题,应用FLUENT软件对无缆智能配水器15级开度及不同流量(0~500 m3/d)所产生的水嘴压力损失大小进行了模拟,共形成137组水嘴开度、流量、压力损失数据,并将该模拟数据应用于渤海油田3口注水井共11个注水层段的调配作业中。现场调配结果表明,在11个注水层段水嘴开度的选配均一次性完成的情况下配注合格率达到90%以上,单层测调时效较经验法提升1/2~2/3,可用于指导海上大排量注水井测调工作。
基于生产井监测温度的SAGD蒸汽腔定量描述解析模型
王青, 张洪, 罗池辉, 刘传义, 许海鹏
2021, 43(2): 254-258.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.019
摘要(0) HTML全文(17) PDF 1058KB(14)
摘要:
针对风城超稠油油藏SAGD开发过程中水平段动用程度低、蒸汽腔扩展不均匀的问题,利用传热学理论及公式推导,得出水平生产井温度系数T*的半对数曲线斜率,即温降系数m与蒸汽腔体积存在的指数关系。通过风城A井区a1井组的数值模型拟合,计算了各测温点温降系数m,并回归出温降系数m与对应蒸汽腔体积的指数关系式,最后用邻井实测数据验证了关系式的适用性。研究结果表明,邻井实测数据计算结果与数模结果基本一致,证明该关系式具有较强的实用性,实践中可直接利用此关系式描述蒸汽腔形态,为SAGD蒸汽腔的快速、定量描述提供指导。
春光油田低温稀油油藏泡沫+树脂固砂技术
邢德钢, 程红晓, 赵长喜, 李洲, 毛为成
2021, 43(2): 259-264.   doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.020
摘要(0) HTML全文(43) PDF 1237KB(628)
摘要:
针对春光油田低温稀油油藏采油井细粉砂出砂严重的问题,研制了泡沫+树脂固砂体系。实验以改性三聚氰胺甲醛树脂为主剂,以抗压强度和渗透率为指标确定了固化剂、起泡剂、稳泡剂等组分质量分数,考察了气液体积比、扩孔方式等对固结性能的影响,形成了泡沫+树脂固砂体系。通过反向冲刷实验,确定了固砂深度。实验结果表明,以N2为气相、SDS为发泡剂、CMC为稳泡剂、酸式盐和有机酸混合物为固化剂的泡沫+树脂固砂体系具有低密度、高强度和高渗透的特点,25 ℃时固结体密度为0.54~0.62 g/cm3,抗压强度达到6.12 MPa,渗透率达到1.76 μm2。截至2020年12月,在春光油田开展泡沫+树脂固砂技术现场试验27井次,平均检泵周期由35 d延长至112 d,取得了良好的防砂效果。