E-mail Alert2010年 32卷 第6期
2010, 32(6): 1-6.
摘要:
五段制双靶点三维井眼轨道设计问题需要求解多元非线性方程组，通常使用的数值迭代算法具有初值依赖性强、收敛速度慢、迭代过程可能发散等缺陷，所得到的是近似解。通过复杂的消元技巧，将多元非线性方程组化简为两个4次特征多项式，进而得到了轨道设计问题的解析解。提出了基于特征多项式实数根的解析求解算法。轨道设计问题是否有解取决于特征多项式是否有小于1的正实数根，在有解的情况下，用特征多项式的正实数根和已知设计参数的解析计算公式可以直接求出解。计算速度快于数值迭代算法，计算结果精确。消元技巧对推导其他类型轨道设计问题的解析计算公式具有指导意义。
五段制双靶点三维井眼轨道设计问题需要求解多元非线性方程组，通常使用的数值迭代算法具有初值依赖性强、收敛速度慢、迭代过程可能发散等缺陷，所得到的是近似解。通过复杂的消元技巧，将多元非线性方程组化简为两个4次特征多项式，进而得到了轨道设计问题的解析解。提出了基于特征多项式实数根的解析求解算法。轨道设计问题是否有解取决于特征多项式是否有小于1的正实数根，在有解的情况下，用特征多项式的正实数根和已知设计参数的解析计算公式可以直接求出解。计算速度快于数值迭代算法，计算结果精确。消元技巧对推导其他类型轨道设计问题的解析计算公式具有指导意义。
2010, 32(6): 7-10.
摘要:
悬链线轨道可以降低钻柱摩阻，利用钻头的自然漂移规律钻井，可以解放钻压、提高机械钻速。有机地融合了悬链线轨道和利用方位漂移规律钻井的优点，系统地研究了三维悬链线剖面的设计问题。建立了三维悬链线轨道的数学模型，分析了井斜单元和方位单元之间的耦合关系，提出了三维悬链线剖面设计的约束方程，形成了系统的三维悬链线剖面设计方法。最后，通过设计实例验证了理论模型的正确性。
悬链线轨道可以降低钻柱摩阻，利用钻头的自然漂移规律钻井，可以解放钻压、提高机械钻速。有机地融合了悬链线轨道和利用方位漂移规律钻井的优点，系统地研究了三维悬链线剖面的设计问题。建立了三维悬链线轨道的数学模型，分析了井斜单元和方位单元之间的耦合关系，提出了三维悬链线剖面设计的约束方程，形成了系统的三维悬链线剖面设计方法。最后，通过设计实例验证了理论模型的正确性。
2010, 32(6): 11-15.
摘要:
针对套管磨损问题，以White和Dawson提出的理论模型为基础，结合Casing Wear ANSYS有限元软件及自编程序，建立了套管磨损厚度及剩余强度计算模型，给出了套管磨损预测的计算流程。利用该理论模型对南海某超大位移井进行了实例计算。结果表明，采用该方法所得的计算结果与现场发生的情况比较吻合。该研究结果对于进一步完善钻井工程设计中有关套管柱强度设计与磨损评价工作具有一定的参考意义。
针对套管磨损问题，以White和Dawson提出的理论模型为基础，结合Casing Wear ANSYS有限元软件及自编程序，建立了套管磨损厚度及剩余强度计算模型，给出了套管磨损预测的计算流程。利用该理论模型对南海某超大位移井进行了实例计算。结果表明，采用该方法所得的计算结果与现场发生的情况比较吻合。该研究结果对于进一步完善钻井工程设计中有关套管柱强度设计与磨损评价工作具有一定的参考意义。
2010, 32(6): 16-18.
摘要:
定向钻进成功的关键在于按设计要求，较好地控制预定井段的井斜角和方位角。而目前使用的计算方法不能快速准确地预测井底轨迹参数。通过对井斜角、方位角、造斜率、井段长与造斜工具角的数据分析，采用最小二乘法原理，拟合出快速计算井底井斜角和方位角计算公式。结合实例，与通用定向井计算公式相比，井斜角最大误差为-0.036°，方位角最大误差为+0.02°。该计算式只涉及到初始角、井段长、钻具造斜率及定向工具角，且计算精度高，现场应用较为方便，提高了井底轨迹预测速度和防止定向钻进失误率，可指导定向钻井现场快速准确地预测井底参数。
定向钻进成功的关键在于按设计要求，较好地控制预定井段的井斜角和方位角。而目前使用的计算方法不能快速准确地预测井底轨迹参数。通过对井斜角、方位角、造斜率、井段长与造斜工具角的数据分析，采用最小二乘法原理，拟合出快速计算井底井斜角和方位角计算公式。结合实例，与通用定向井计算公式相比，井斜角最大误差为-0.036°，方位角最大误差为+0.02°。该计算式只涉及到初始角、井段长、钻具造斜率及定向工具角，且计算精度高，现场应用较为方便，提高了井底轨迹预测速度和防止定向钻进失误率，可指导定向钻井现场快速准确地预测井底参数。
2010, 32(6): 19-22.
摘要:
钻柱在井下工作环境恶劣，疲劳破坏是钻柱失效的主要形式。随着对钻柱工作环境的不断认识，理论和实践都证实疲劳破坏是一个累积的过程，疲劳寿命与钻柱在弯曲和扭转组合作用下的交变应力有关。建立了在涡动情况下钻柱的交变力学模型，分析了交变弯曲应力，应用形状改变对构件屈服区进行了渐进分析，扩展了线弹性断裂力学的应用范围，并用Forman模型预测了钻柱的疲劳寿命，使计算结果更加准确，引入疲劳损伤观点为钻柱使用安全性的判断增添了一种新方法，具有较好的应用前景。
钻柱在井下工作环境恶劣，疲劳破坏是钻柱失效的主要形式。随着对钻柱工作环境的不断认识，理论和实践都证实疲劳破坏是一个累积的过程，疲劳寿命与钻柱在弯曲和扭转组合作用下的交变应力有关。建立了在涡动情况下钻柱的交变力学模型，分析了交变弯曲应力，应用形状改变对构件屈服区进行了渐进分析，扩展了线弹性断裂力学的应用范围，并用Forman模型预测了钻柱的疲劳寿命，使计算结果更加准确，引入疲劳损伤观点为钻柱使用安全性的判断增添了一种新方法，具有较好的应用前景。
2010, 32(6): 23-27.
摘要:
水泥浆固化过程是固井工程的重要环节。水泥浆固化好坏直接影响固井质量，继而影响整个钻井工程质量。在水泥浆固化过程中，浆柱压力降低会增加上部套管的拉力，这是导致油、气、水窜及套管早期损坏的主要原因。设计了水泥浆固化过程中套管载荷测试的实验装置，模拟井下不同工况，研究了水泥浆密度、水泥环长度、添加剂以及地层环境等因素对套管顶部应力的影响，得出套管轴向拉力随水泥浆凝固时间增长先增加后降低、最后稳定的规律，为水泥浆体系配方优选、改进注水泥施工工艺等提供了参考。
水泥浆固化过程是固井工程的重要环节。水泥浆固化好坏直接影响固井质量，继而影响整个钻井工程质量。在水泥浆固化过程中，浆柱压力降低会增加上部套管的拉力，这是导致油、气、水窜及套管早期损坏的主要原因。设计了水泥浆固化过程中套管载荷测试的实验装置，模拟井下不同工况，研究了水泥浆密度、水泥环长度、添加剂以及地层环境等因素对套管顶部应力的影响，得出套管轴向拉力随水泥浆凝固时间增长先增加后降低、最后稳定的规律，为水泥浆体系配方优选、改进注水泥施工工艺等提供了参考。
2010, 32(6): 28-30.
摘要:
针对苏北盆地华港浅层疏松砂岩油藏埋深浅，单层薄，岩石胶结松散的地质特征，系统分析了水平井施工的主要技术难点；同时结合该工区第1口浅层疏松砂岩油藏水平井——华港104平1井的成功实践经验，详细介绍了井眼轨道和井身结构优化设计、无渗透聚合物混油钻井液、精密滤砂管裸眼防砂和套管相结合的分段完井工艺、双凝—膨胀—早强水泥浆体系等关键技术以及施工过程中轨迹控制、钻进、固井等重点工艺措施。实践表明，这一系列关键技术和工艺措施能够有效保障疏松砂岩油藏水平井的顺利实施，并取得了较好的应用效果，为今后该油藏的高效开发起到了借鉴作用。
针对苏北盆地华港浅层疏松砂岩油藏埋深浅，单层薄，岩石胶结松散的地质特征，系统分析了水平井施工的主要技术难点；同时结合该工区第1口浅层疏松砂岩油藏水平井——华港104平1井的成功实践经验，详细介绍了井眼轨道和井身结构优化设计、无渗透聚合物混油钻井液、精密滤砂管裸眼防砂和套管相结合的分段完井工艺、双凝—膨胀—早强水泥浆体系等关键技术以及施工过程中轨迹控制、钻进、固井等重点工艺措施。实践表明，这一系列关键技术和工艺措施能够有效保障疏松砂岩油藏水平井的顺利实施，并取得了较好的应用效果，为今后该油藏的高效开发起到了借鉴作用。
2010, 32(6): 31-34.
摘要:
为了提高胜利油田施工大位移水平井的能力，也为下一步实现海油陆采奠定基础，在济阳凹陷高青区域部署了一口重点探井高平1井。通过优化井身结构、合理配置钻井液和钻进参数等措施，克服了水平段长后期加压难、岩屑不易上返、起下钻摩阻大、水平段套管下入难以及井身轨迹难控制等一系列难题。该井完钻井深4535 m，水平段长3462.07 m，陆上油田水平位移3814.32 m，?244.5 mm技术套管水平段长723 m，陆上油田位垂比最大4.02。详细论述了该井的施工工艺和钻井液技术，对同类井的施工具有重要的指导意义。
为了提高胜利油田施工大位移水平井的能力，也为下一步实现海油陆采奠定基础，在济阳凹陷高青区域部署了一口重点探井高平1井。通过优化井身结构、合理配置钻井液和钻进参数等措施，克服了水平段长后期加压难、岩屑不易上返、起下钻摩阻大、水平段套管下入难以及井身轨迹难控制等一系列难题。该井完钻井深4535 m，水平段长3462.07 m，陆上油田水平位移3814.32 m，?244.5 mm技术套管水平段长723 m，陆上油田位垂比最大4.02。详细论述了该井的施工工艺和钻井液技术，对同类井的施工具有重要的指导意义。
2010, 32(6): 35-37.
摘要:
为增加泄油面积、提高单井产量和采收率，渤海油田旅大A3h井在井斜90°左右实施水平分支井。该井原设计为一口东营组水平井，在?311 mm井眼水平段着陆后，由于油藏变浅，着陆点靠近油层下部，后续钻完井作业难度很大。针对这一情况，结合油藏特点，创新钻完井工艺，将原设计的水平井优化为水平分支井，优化钻具组合，改变完井方案，创下了渤海水平分支井井斜最大的记录；同时也刷新了GP工具在井斜95°以上钻出分支井眼的世界记录。最终实现了油藏开发效益最大化，取得了较好的经济效益。
为增加泄油面积、提高单井产量和采收率，渤海油田旅大A3h井在井斜90°左右实施水平分支井。该井原设计为一口东营组水平井，在?311 mm井眼水平段着陆后，由于油藏变浅，着陆点靠近油层下部，后续钻完井作业难度很大。针对这一情况，结合油藏特点，创新钻完井工艺，将原设计的水平井优化为水平分支井，优化钻具组合，改变完井方案，创下了渤海水平分支井井斜最大的记录；同时也刷新了GP工具在井斜95°以上钻出分支井眼的世界记录。最终实现了油藏开发效益最大化，取得了较好的经济效益。
2010, 32(6): 38-41.
摘要:
复杂小断块储量小，利用常规技术开发，采收率低，经济效益差，需要进行立体开发。胜利油田Y3-1断块区，含油面积1.5 km2，地质储量719.5×104 t。断块小、油层多、非均质强、油水关系复杂，将跨断层水平井、绕锥水平井、跨断块多靶点复杂结构井与完井固井方式及开采技术相结合，立体优化，提高采收率。在完井固井方面采取了一些综合措施，提高了一、二界面的水泥胶结质量，满足了立体开发的要求。
复杂小断块储量小，利用常规技术开发，采收率低，经济效益差，需要进行立体开发。胜利油田Y3-1断块区，含油面积1.5 km2，地质储量719.5×104 t。断块小、油层多、非均质强、油水关系复杂，将跨断层水平井、绕锥水平井、跨断块多靶点复杂结构井与完井固井方式及开采技术相结合，立体优化，提高采收率。在完井固井方面采取了一些综合措施，提高了一、二界面的水泥胶结质量，满足了立体开发的要求。
2010, 32(6): 42-44.
摘要:
流花4-1油田所处海域的水深较深，为了提高表层套管作业效率，保证深水表层套管井口的稳定性，需要采用喷射法技术下表层套管。喷射法下表层套管的关键技术是确定表层套管的下入深度和选择钻进过程中钻压和排量参数。从流花4-1油田海底土资料分析入手，建立了表层套管承载力剖面，根据表层套管尺寸和载荷分布情况确定了流花4-1油田表层套管合理入泥深度。在综合分析深水喷射法下表层套管工艺特点和施工管柱组合特性基础上，对表层套管施工过程中的钻压和排量参数进行了优化，给出了喷射法下表层套管现场施工的具体措施。表层套管下入深度计算方法能够为国内深水表层套管喷射下入施工提供很好的技术参考和指导。
流花4-1油田所处海域的水深较深，为了提高表层套管作业效率，保证深水表层套管井口的稳定性，需要采用喷射法技术下表层套管。喷射法下表层套管的关键技术是确定表层套管的下入深度和选择钻进过程中钻压和排量参数。从流花4-1油田海底土资料分析入手，建立了表层套管承载力剖面，根据表层套管尺寸和载荷分布情况确定了流花4-1油田表层套管合理入泥深度。在综合分析深水喷射法下表层套管工艺特点和施工管柱组合特性基础上，对表层套管施工过程中的钻压和排量参数进行了优化，给出了喷射法下表层套管现场施工的具体措施。表层套管下入深度计算方法能够为国内深水表层套管喷射下入施工提供很好的技术参考和指导。
2010, 32(6): 45-47.
摘要:
针对胜利油田低渗油藏的地质特征，在地层环境相对清楚，能够保证安全钻井井控的前提下开展了表层套管优化设计研究，用273.1 mm套管替代339.7 mm套管、开眼用346.1 mm钻头替代444.5 mm钻头，使得套管尺寸缩小了19.61%，井眼尺寸缩小了22.14%。研究分析表明，相同条件下，273.1 mm套管柱比339.7 mm套管柱强度更高，抗拉安全系数提高了10.58%~10.81%，抗挤安全系数提高了39.81%~39.67%，抗内压安全系数提高了14.29%。现场应用结果表明，采用273.1 mm套管作为表套的井身结构优化设计方案可行，既能保证钻井井控安全，又能满足后期采油作业的要求，同时降低了钻井综合成本，达到了低渗油田高效开发的目的，具有重要的应用价值。
针对胜利油田低渗油藏的地质特征，在地层环境相对清楚，能够保证安全钻井井控的前提下开展了表层套管优化设计研究，用273.1 mm套管替代339.7 mm套管、开眼用346.1 mm钻头替代444.5 mm钻头，使得套管尺寸缩小了19.61%，井眼尺寸缩小了22.14%。研究分析表明，相同条件下，273.1 mm套管柱比339.7 mm套管柱强度更高，抗拉安全系数提高了10.58%~10.81%，抗挤安全系数提高了39.81%~39.67%，抗内压安全系数提高了14.29%。现场应用结果表明，采用273.1 mm套管作为表套的井身结构优化设计方案可行，既能保证钻井井控安全，又能满足后期采油作业的要求，同时降低了钻井综合成本，达到了低渗油田高效开发的目的，具有重要的应用价值。
2010, 32(6): 48-52.
摘要:
以丙烯酸（AA）、丙烯酰胺（AM）、丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（AETMAC）作为原料单体，过硫酸铵为引发剂，采用水溶液聚合合成了一种水溶性AA/AM/AETMAC共聚物，研究了温度、无机盐浓度对聚合物溶液比浓黏度的影响，对聚合物钻井液的耐温抗盐性能进行了测试，采用扫描电镜（SEM）表征了聚合物钻井液滤饼的微细结构。结果表明，AETMAC含量过高、过低均会增大聚合物钻井液的滤失量，当AETMAC含量为20%时，聚合物钻井液的滤失量达到最小值。随着盐浓度和温度的升高，聚合物钻井液的滤失量小幅增加，SEM表明聚合物滤饼表面具有大量不规则、致密、微米级的孔洞。
以丙烯酸（AA）、丙烯酰胺（AM）、丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（AETMAC）作为原料单体，过硫酸铵为引发剂，采用水溶液聚合合成了一种水溶性AA/AM/AETMAC共聚物，研究了温度、无机盐浓度对聚合物溶液比浓黏度的影响，对聚合物钻井液的耐温抗盐性能进行了测试，采用扫描电镜（SEM）表征了聚合物钻井液滤饼的微细结构。结果表明，AETMAC含量过高、过低均会增大聚合物钻井液的滤失量，当AETMAC含量为20%时，聚合物钻井液的滤失量达到最小值。随着盐浓度和温度的升高，聚合物钻井液的滤失量小幅增加，SEM表明聚合物滤饼表面具有大量不规则、致密、微米级的孔洞。
2010, 32(6): 53-56.
摘要:
大邑构造位于四川盆地龙门山冲断推覆构造带，主力气藏为须家河组二段，是一个低孔、低渗、常压、非均质极强、裂缝发育的致密砂岩储集层，并含有泥页岩夹层，储层保护工作难度大。针对常规钻井液固相多、抑制性差等特点，室内通过配方优化，研制出一套满足须二储层钻井施工及储层保护的甲酸盐无固相钻井液体系。经过性能评价，该体系具有优良的固相容纳能力和润滑能力，抗温达130 ℃，降解恢复率达94.49%。在DY6井、DY5井进行了现场应用，结果表明，可降解甲酸盐钻井液具有较好的气层保护性能，解决了井壁稳定问题，适合小井眼钻井，是适合大邑构造须家河组二段储层保护的一项新技术。
大邑构造位于四川盆地龙门山冲断推覆构造带，主力气藏为须家河组二段，是一个低孔、低渗、常压、非均质极强、裂缝发育的致密砂岩储集层，并含有泥页岩夹层，储层保护工作难度大。针对常规钻井液固相多、抑制性差等特点，室内通过配方优化，研制出一套满足须二储层钻井施工及储层保护的甲酸盐无固相钻井液体系。经过性能评价，该体系具有优良的固相容纳能力和润滑能力，抗温达130 ℃，降解恢复率达94.49%。在DY6井、DY5井进行了现场应用，结果表明，可降解甲酸盐钻井液具有较好的气层保护性能，解决了井壁稳定问题，适合小井眼钻井，是适合大邑构造须家河组二段储层保护的一项新技术。
2010, 32(6): 57-62.
摘要:
天然气偏差系数是气藏储量计算和气藏动态分析中必不可少的基本参数。针对目前工程上利用的计算天然气偏差系数单个计算模型适用的压力范围很小、需要迭代才能计算、精度偏低情况，建立了一种高精度、全压力、全温度范围天然气偏差系数解析计算模型——LXF-RMP模型。该模型适合压力范围0~140 MPa，较其他计算模型计算方便，利于手工或计算机编程计算。相对误差大多在1%以下，由此分析得出，LXF-RMP模型在全压力、全温度范围的精度很高。
天然气偏差系数是气藏储量计算和气藏动态分析中必不可少的基本参数。针对目前工程上利用的计算天然气偏差系数单个计算模型适用的压力范围很小、需要迭代才能计算、精度偏低情况，建立了一种高精度、全压力、全温度范围天然气偏差系数解析计算模型——LXF-RMP模型。该模型适合压力范围0~140 MPa，较其他计算模型计算方便，利于手工或计算机编程计算。相对误差大多在1%以下，由此分析得出，LXF-RMP模型在全压力、全温度范围的精度很高。
2010, 32(6): 63-66.
摘要:
井下泵工况的诊断是油田抽油杆系统的重要研究内容，根据基于实际井眼轨迹的抽油杆柱三维动力学振动方程，通过有限差分法进行时间和空间上的离散，并以实测近地面示功图为井下动态参数诊断的边界条件，迭代计算抽油杆柱任意截面一个周期内的载荷位移变化关系，实现对有杆抽油系统快速、准确的诊断，并利用井下实测功图数据来验证诊断结果的正确性。结果表明，利用本文方法诊断的泵示功图具有很好的精度，误差小于5%。
井下泵工况的诊断是油田抽油杆系统的重要研究内容，根据基于实际井眼轨迹的抽油杆柱三维动力学振动方程，通过有限差分法进行时间和空间上的离散，并以实测近地面示功图为井下动态参数诊断的边界条件，迭代计算抽油杆柱任意截面一个周期内的载荷位移变化关系，实现对有杆抽油系统快速、准确的诊断，并利用井下实测功图数据来验证诊断结果的正确性。结果表明，利用本文方法诊断的泵示功图具有很好的精度，误差小于5%。
2010, 32(6): 67-71.
摘要:
裂缝性储层压裂井生产能力主要受主裂缝沟通的天然裂缝系统控制区域的大小影响。裂缝性储层压裂改造后，短期产量来自高导流能力的主裂缝，长期产量则主要来自天然裂缝网络。常规压裂以抑制天然裂缝扩展形成主裂缝为主，其控制的渗流区域较为有限,这与压裂增产形成矛盾。因此，要提高压裂井改造效果，需要保证压裂形成的裂缝形态为网络裂缝，沟通更大的渗流区域和更远的裂缝作用距离，充分发挥主裂缝和天然裂缝网络的增产优势。在研究水力压裂裂缝网络形成条件的基础上，对缝网压裂的关键参数进行了分析研究。现场应用结果表明，缝网压裂的增产效果远远高于常规压裂。
裂缝性储层压裂井生产能力主要受主裂缝沟通的天然裂缝系统控制区域的大小影响。裂缝性储层压裂改造后，短期产量来自高导流能力的主裂缝，长期产量则主要来自天然裂缝网络。常规压裂以抑制天然裂缝扩展形成主裂缝为主，其控制的渗流区域较为有限,这与压裂增产形成矛盾。因此，要提高压裂井改造效果，需要保证压裂形成的裂缝形态为网络裂缝，沟通更大的渗流区域和更远的裂缝作用距离，充分发挥主裂缝和天然裂缝网络的增产优势。在研究水力压裂裂缝网络形成条件的基础上，对缝网压裂的关键参数进行了分析研究。现场应用结果表明，缝网压裂的增产效果远远高于常规压裂。
2010, 32(6): 72-76.
摘要:
苏里格气田具有低渗、低压、低丰度、低产特性，压裂改造成为苏75区块建产必要手段。对苏里格气田苏75区块第1口水平井——苏75-70-6H井提出了裸眼封隔器分段压裂工艺的整体方案，并首次应用低伤害羧甲基压裂液成功进行了10段压裂施工作业，累计加砂406 m3。目前该井放喷返排顺畅，测试无阻流量高达316.51×104 m3/d，压裂效果显著，标志着华北油田在水平井开发技术上的成功突破，并为各项新技术的进一步推广应用积累了宝贵的经验。
苏里格气田具有低渗、低压、低丰度、低产特性，压裂改造成为苏75区块建产必要手段。对苏里格气田苏75区块第1口水平井——苏75-70-6H井提出了裸眼封隔器分段压裂工艺的整体方案，并首次应用低伤害羧甲基压裂液成功进行了10段压裂施工作业，累计加砂406 m3。目前该井放喷返排顺畅，测试无阻流量高达316.51×104 m3/d，压裂效果显著，标志着华北油田在水平井开发技术上的成功突破，并为各项新技术的进一步推广应用积累了宝贵的经验。
2010, 32(6): 77-79.
摘要:
苏里格低渗透致密砂岩气藏具有储层多、含气井段长、物性差等特点，为提高气井产量，采用封隔器分层压裂是苏里格地区广泛应用的技术措施。然而以往的分压工艺管柱压裂后由于封堵球滞留在油管内，阻塞油管畅通，不利于压后测试产气剖面和井底作业，同时存在管柱锚瓦多、后期上提管柱困难等诸多问题。针对此问题，详细介绍了两层分压合采无阻生产压裂管柱及配套工具，能实现一次压裂分压两层，压后油管内无阻塞生产，为压后井筒下入测试工具，分层认识储层提供了方便。
苏里格低渗透致密砂岩气藏具有储层多、含气井段长、物性差等特点，为提高气井产量，采用封隔器分层压裂是苏里格地区广泛应用的技术措施。然而以往的分压工艺管柱压裂后由于封堵球滞留在油管内，阻塞油管畅通，不利于压后测试产气剖面和井底作业，同时存在管柱锚瓦多、后期上提管柱困难等诸多问题。针对此问题，详细介绍了两层分压合采无阻生产压裂管柱及配套工具，能实现一次压裂分压两层，压后油管内无阻塞生产，为压后井筒下入测试工具，分层认识储层提供了方便。
2010, 32(6): 80-83.
摘要:
为了解决油田开发中、后期疏松砂岩油层出砂程度加剧、治砂难度大，以及因技术参数匹配合理性差、油层稳定及保护措施欠缺、施工质量的控制能力低等导致的防砂有效期短、产能损失大的生产难题，开展了油水井后期长效防砂技术优化研究及应用，主要包括主体工艺优选、油层保护、技术参数匹配和施工过程的实时监测等措施。研究结果很好地实现了防砂有效期的延长和出砂井产能的稳定，为大港油田出砂油藏的高效开发提供了较好理论和技术支持。
为了解决油田开发中、后期疏松砂岩油层出砂程度加剧、治砂难度大，以及因技术参数匹配合理性差、油层稳定及保护措施欠缺、施工质量的控制能力低等导致的防砂有效期短、产能损失大的生产难题，开展了油水井后期长效防砂技术优化研究及应用，主要包括主体工艺优选、油层保护、技术参数匹配和施工过程的实时监测等措施。研究结果很好地实现了防砂有效期的延长和出砂井产能的稳定，为大港油田出砂油藏的高效开发提供了较好理论和技术支持。
2010, 32(6): 84-88.
摘要:
采用非均质微观仿真模型，针对非均质条件下不同特征水驱残余油，研究聚合物/表面活性剂（SP）二元体系微观驱油机理及其驱油效率。为了更好地研究SP二元体系，利用相同的方法对聚合物、表面活性剂的驱油机理和驱油效率进行了研究。结果表明，SP二元体系兼具聚合物和表面活性剂的特性，不仅能够启动连片状、柱状、膜状和孤岛状残余油，还能依靠自身较高的黏弹性和一定的乳化性能启动盲端残余油。在非均质条件下，SP二元体系既能有效地改善流度比，扩大波及体积，一定程度上启动低渗层；又能利用活性剂的洗油能力提高驱油效率，大幅度提高采收率。该研究对深入探讨非均质条件下的复合体系驱油机理及现场应用具有指导意义。
采用非均质微观仿真模型，针对非均质条件下不同特征水驱残余油，研究聚合物/表面活性剂（SP）二元体系微观驱油机理及其驱油效率。为了更好地研究SP二元体系，利用相同的方法对聚合物、表面活性剂的驱油机理和驱油效率进行了研究。结果表明，SP二元体系兼具聚合物和表面活性剂的特性，不仅能够启动连片状、柱状、膜状和孤岛状残余油，还能依靠自身较高的黏弹性和一定的乳化性能启动盲端残余油。在非均质条件下，SP二元体系既能有效地改善流度比，扩大波及体积，一定程度上启动低渗层；又能利用活性剂的洗油能力提高驱油效率，大幅度提高采收率。该研究对深入探讨非均质条件下的复合体系驱油机理及现场应用具有指导意义。
2010, 32(6): 89-92.
摘要:
针对影响缔合聚合物溶液黏度稳定性的主要因素,从消除或降低其对聚合物溶液影响的角度,研制开发出能提高缔合聚合物溶液初始黏度、视黏度保持相对稳定的稳黏药剂Z1和Z2。Z1具有良好的螯合Ca2+、Mg2+、Fe2+离子的能力，Z2具有良好的自由基控制能力。在Z1用量400 mg/L、Z2用量为200 mg/L时，缔合聚合物溶液剪切后90 d黏度保留率达到64.2％。渤海绥中36-1油田矿场试验结果表明，加入稳黏剂后，井口缔合聚合物溶液黏度由24.74 mPa·s增加到40.27 mPa·s。
针对影响缔合聚合物溶液黏度稳定性的主要因素,从消除或降低其对聚合物溶液影响的角度,研制开发出能提高缔合聚合物溶液初始黏度、视黏度保持相对稳定的稳黏药剂Z1和Z2。Z1具有良好的螯合Ca2+、Mg2+、Fe2+离子的能力，Z2具有良好的自由基控制能力。在Z1用量400 mg/L、Z2用量为200 mg/L时，缔合聚合物溶液剪切后90 d黏度保留率达到64.2％。渤海绥中36-1油田矿场试验结果表明，加入稳黏剂后，井口缔合聚合物溶液黏度由24.74 mPa·s增加到40.27 mPa·s。
2010, 32(6): 93-96.
摘要:
为满足无机颗粒堵剂注入不同径向深度地层的封堵需要，必须对无机颗粒堵剂与地层孔喉的匹配关系进行研究。考察了堵剂颗粒直径d50与地层孔隙喉道直径Dc的比值b以及堵剂固相含量C与地层孔喉的匹配关系。确定了粒径中值d50为25.1 μm的超细水泥作为堵剂颗粒，选择了3种不同粒径范围的油层出砂充填填砂管，换算出相应的孔喉直径Dc和b值。利用平流泵以稳定排量q将无机颗粒堵剂注入填砂管，模拟无机颗粒堵剂注入疏松砂岩地层的过程。通过测量不同（b，C）组合与相应平流泵注入压力pz的关系来表征超细水泥浆体系注入不同径向深度地层孔喉的匹配关系。应用该研究成果已实现了对近井壁疏松砂岩地层的封堵，并用于指导大港油田大孔道地层深部封堵试验。
为满足无机颗粒堵剂注入不同径向深度地层的封堵需要，必须对无机颗粒堵剂与地层孔喉的匹配关系进行研究。考察了堵剂颗粒直径d50与地层孔隙喉道直径Dc的比值b以及堵剂固相含量C与地层孔喉的匹配关系。确定了粒径中值d50为25.1 μm的超细水泥作为堵剂颗粒，选择了3种不同粒径范围的油层出砂充填填砂管，换算出相应的孔喉直径Dc和b值。利用平流泵以稳定排量q将无机颗粒堵剂注入填砂管，模拟无机颗粒堵剂注入疏松砂岩地层的过程。通过测量不同（b，C）组合与相应平流泵注入压力pz的关系来表征超细水泥浆体系注入不同径向深度地层孔喉的匹配关系。应用该研究成果已实现了对近井壁疏松砂岩地层的封堵，并用于指导大港油田大孔道地层深部封堵试验。
2010, 32(6): 97-100.
摘要:
准确预测掺稀降黏工艺过程中井筒内流体的温度分布，能优化工艺、节约资源、提高生产效率。从掺稀降黏工艺流程出发将井筒温度场分为相互衔接的两部分，并建立了与之对应的温度场计算模型。温度计算准确的关键取决于总传热系数的精确计算，将传热过程分为稳态传热和瞬态传热两部分进行总传热系数计算；针对稠油流动特性，考虑了强迫对流换热的影响，并根据相应公式计算判断对流流型后加入对应的强迫对流热阻项，推导出总传热系数计算公式。应用该模型对塔河油田A井井筒温度进行计算，计算结果与实测结果吻合较好，证明了所建模型的准确性。该研究对掺稀降黏工艺现场施工有指导意义。
准确预测掺稀降黏工艺过程中井筒内流体的温度分布，能优化工艺、节约资源、提高生产效率。从掺稀降黏工艺流程出发将井筒温度场分为相互衔接的两部分，并建立了与之对应的温度场计算模型。温度计算准确的关键取决于总传热系数的精确计算，将传热过程分为稳态传热和瞬态传热两部分进行总传热系数计算；针对稠油流动特性，考虑了强迫对流换热的影响，并根据相应公式计算判断对流流型后加入对应的强迫对流热阻项，推导出总传热系数计算公式。应用该模型对塔河油田A井井筒温度进行计算，计算结果与实测结果吻合较好，证明了所建模型的准确性。该研究对掺稀降黏工艺现场施工有指导意义。
2010, 32(6): 101-105.
摘要:
为满足稠油开采生产需要提出新型闭式热载体循环工艺，该工艺利用空心抽油杆和隔热内管建立热载体循环通道，通过热载体循环达到对产出液加热降黏的目的。对隔热内管导热系数及其管径、管杆组合等参数进行研究并优化推荐使用合理的工艺参数和组合，选择软化水作为热载体。研究表明：隔热内管导热系数以不高于0.3 W/（m·K）为宜；采用?42 mm空心杆、直径22 mm隔热内管、3 mm壁厚，在相同条件下可减小循环水压降，提高最大过油量，改善加热降黏效果。该技术节能效果显著、运行成本低、不影响油井产液量计量，建议进一步研究该技术在超稠油降黏工艺中的应用，扩大应用规模。
为满足稠油开采生产需要提出新型闭式热载体循环工艺，该工艺利用空心抽油杆和隔热内管建立热载体循环通道，通过热载体循环达到对产出液加热降黏的目的。对隔热内管导热系数及其管径、管杆组合等参数进行研究并优化推荐使用合理的工艺参数和组合，选择软化水作为热载体。研究表明：隔热内管导热系数以不高于0.3 W/（m·K）为宜；采用?42 mm空心杆、直径22 mm隔热内管、3 mm壁厚，在相同条件下可减小循环水压降，提高最大过油量，改善加热降黏效果。该技术节能效果显著、运行成本低、不影响油井产液量计量，建议进一步研究该技术在超稠油降黏工艺中的应用，扩大应用规模。
2010, 32(6): 106-108.
摘要:
华北油田间218x井原油黏度高，动液面低，油井停抽后启抽困难，应用常规开采方式不能满足开发需要等问题，以室内原油黏温测试、乳化稠油黏温测试和原油降黏剂筛选试验为基础，根据间218x井储层特征及开发现状，提出了地层预处理化学降黏与同轴双空心抽油杆内循环加热井筒降黏相结合的开采方式。该技术现场实施后，增产效果良好，值得类似油井借鉴。
华北油田间218x井原油黏度高，动液面低，油井停抽后启抽困难，应用常规开采方式不能满足开发需要等问题，以室内原油黏温测试、乳化稠油黏温测试和原油降黏剂筛选试验为基础，根据间218x井储层特征及开发现状，提出了地层预处理化学降黏与同轴双空心抽油杆内循环加热井筒降黏相结合的开采方式。该技术现场实施后，增产效果良好，值得类似油井借鉴。
2010, 32(6): 110-111.
摘要:
针对现场无法有效逐级验证封堵水管柱各级封隔器特别是下级封隔器密封性问题，开展了逐级验封技术研究。把验封器连接在要验封封隔器下边，验封时先坐封封隔器后，增压打开验封器验封通道并坐封验封器，停泵稳压验证封隔器是否密封。该技术已在现场试验5口井，工艺成功率和措施有效率均为100%。
针对现场无法有效逐级验证封堵水管柱各级封隔器特别是下级封隔器密封性问题，开展了逐级验封技术研究。把验封器连接在要验封封隔器下边，验封时先坐封封隔器后，增压打开验封器验封通道并坐封验封器，停泵稳压验证封隔器是否密封。该技术已在现场试验5口井，工艺成功率和措施有效率均为100%。
2010, 32(6): 112-114.
摘要:
水平井导眼填井侧钻是导眼实施的通常做法，但是在兴古7块，水平井导眼位置较深，导眼钻井周期长、钻井成本高，且导眼有一定产能或可另作他用。通过深层高钢级、厚壁套管开窗技术完善与精细施工控制、分支水平井井眼轨迹优化控制和分支井眼上固下裸眼内插管固井工艺的实施，在兴古7-H208井中的深层潜山油藏段内的?244.48 mm技术套管上开窗侧钻水平分支井眼，成功实现了深层导眼的保留。现场施工发现现有磨铣类工具对硬度8级以上地层的套管开窗适应性较差，最后通过取换造斜器、多次磨铣、钻头辅助破岩等方式得以完成。兴古7-H208井目的层埋深4000 m、导眼井段长875 m、钻井周期43 d，利用分支井保留水平井导眼技术节约了大量钻井费用，具有推广应用价值。
水平井导眼填井侧钻是导眼实施的通常做法，但是在兴古7块，水平井导眼位置较深，导眼钻井周期长、钻井成本高，且导眼有一定产能或可另作他用。通过深层高钢级、厚壁套管开窗技术完善与精细施工控制、分支水平井井眼轨迹优化控制和分支井眼上固下裸眼内插管固井工艺的实施，在兴古7-H208井中的深层潜山油藏段内的?244.48 mm技术套管上开窗侧钻水平分支井眼，成功实现了深层导眼的保留。现场施工发现现有磨铣类工具对硬度8级以上地层的套管开窗适应性较差，最后通过取换造斜器、多次磨铣、钻头辅助破岩等方式得以完成。兴古7-H208井目的层埋深4000 m、导眼井段长875 m、钻井周期43 d，利用分支井保留水平井导眼技术节约了大量钻井费用，具有推广应用价值。
2010, 32(6): 115-117.
摘要:
为了将流花11-1-24C3ST02 大位移延伸井的?177.8 mm尾管下到预定深度，采取了5项主要技术措施：（1）?215.9 mm井段中采用了随钻扩眼技术；（2）?215.9 mm井段中采用了旋转导向钻井技术；（3）首次应用了?177.8 mm尾管漂浮技术；（4）首次应用了钻柱旋转头；（5）在?177.8 mm尾管送入钻柱中使用了32柱加重钻杆。通过以上技术措施的实施，成功地实现了作业目标，为流花油田今后更高难度的大位移延伸井?177.8 mm尾管下入作业积累了宝贵的经验。
为了将流花11-1-24C3ST02 大位移延伸井的?177.8 mm尾管下到预定深度，采取了5项主要技术措施：（1）?215.9 mm井段中采用了随钻扩眼技术；（2）?215.9 mm井段中采用了旋转导向钻井技术；（3）首次应用了?177.8 mm尾管漂浮技术；（4）首次应用了钻柱旋转头；（5）在?177.8 mm尾管送入钻柱中使用了32柱加重钻杆。通过以上技术措施的实施，成功地实现了作业目标，为流花油田今后更高难度的大位移延伸井?177.8 mm尾管下入作业积累了宝贵的经验。
2010, 32(6): 118-120.
摘要:
哈萨克斯坦肯基亚克盐下油田石膏层和盐岩层同时出现在一个裸眼井段，开发使得石炭系压力系数逐渐降低至1.5，而二叠系压力系数仍为1.79，造成在施工过程中经常发生漏失和溢流、坍塌，使用波纹管可以解决该问题。通过研究地层岩性和压力，确定了波纹管下入深度；结合井身结构确定了波纹管的外径、压力等级。膨胀的波纹管内径和同井段所钻的井眼内径相同，且能够承受井内液柱压力或地层挤压，为钻井作业的顺利施工提供了保证。采用该技术解决了由于地层岩性不同和压力不同造成的复杂情况，不仅为安全钻进提供了技术保证，而且保护了储层，对今后推广波纹管技术有一定的借鉴意义。
哈萨克斯坦肯基亚克盐下油田石膏层和盐岩层同时出现在一个裸眼井段，开发使得石炭系压力系数逐渐降低至1.5，而二叠系压力系数仍为1.79，造成在施工过程中经常发生漏失和溢流、坍塌，使用波纹管可以解决该问题。通过研究地层岩性和压力，确定了波纹管下入深度；结合井身结构确定了波纹管的外径、压力等级。膨胀的波纹管内径和同井段所钻的井眼内径相同，且能够承受井内液柱压力或地层挤压，为钻井作业的顺利施工提供了保证。采用该技术解决了由于地层岩性不同和压力不同造成的复杂情况，不仅为安全钻进提供了技术保证，而且保护了储层，对今后推广波纹管技术有一定的借鉴意义。
2010, 32(6): 121-124.
摘要:
随钻震击器是一种重要的井下解卡工具，由于其工作环境恶劣、受力状态复杂，震击器接头容易发生断裂。为提高产品质量，延长接头的使用寿命，减少断裂事故的发生，需要对接头断裂原因进行分析并实施相应的改进。针对一起随钻震击器上接头的断裂事故，采用试验与理论相结合的方法进行断裂原因分析。对接头进行了宏观分析、尺寸测量、无损检测、材质理化性能检验（包括化学成分、力学性能和金相组织）。对钻具组合进行了重点分析，并对随钻震击器上接头和转换接头的弯曲强度比进行详细计算。结果表明随钻震击器上接头发生断裂的原因是由于钻具组合不合理以及随钻震击器上接头和转换接头的匹配不当导致的疲劳断裂，材料冲击韧性低进一步缩短了疲劳寿命，最后提出了改进措施并取得了较好的效果。
随钻震击器是一种重要的井下解卡工具，由于其工作环境恶劣、受力状态复杂，震击器接头容易发生断裂。为提高产品质量，延长接头的使用寿命，减少断裂事故的发生，需要对接头断裂原因进行分析并实施相应的改进。针对一起随钻震击器上接头的断裂事故，采用试验与理论相结合的方法进行断裂原因分析。对接头进行了宏观分析、尺寸测量、无损检测、材质理化性能检验（包括化学成分、力学性能和金相组织）。对钻具组合进行了重点分析，并对随钻震击器上接头和转换接头的弯曲强度比进行详细计算。结果表明随钻震击器上接头发生断裂的原因是由于钻具组合不合理以及随钻震击器上接头和转换接头的匹配不当导致的疲劳断裂，材料冲击韧性低进一步缩短了疲劳寿命，最后提出了改进措施并取得了较好的效果。
2010, 32(6): 125-127.
摘要:
顺6井是部署在塔里木盆地的一口超深井，因施工需要对四开6230~6366 m井段进行扩眼作业。介绍了该井使用的液压扩眼器的结构、原理和技术特点，同时对该井高温、高压和地层岩性较硬等施工难点进行了分析，通过采取小钻压、低排量循环和采用抗高温的密封元件等相关措施降低了施工风险。试验表明，该井扩眼施工顺利，效果良好，扩眼后井径平均扩大25 mm，为保障该井固井质量创造了有利条件，为液压扩眼器在其他区块超深井的应用提供了一定的借鉴。
顺6井是部署在塔里木盆地的一口超深井，因施工需要对四开6230~6366 m井段进行扩眼作业。介绍了该井使用的液压扩眼器的结构、原理和技术特点，同时对该井高温、高压和地层岩性较硬等施工难点进行了分析，通过采取小钻压、低排量循环和采用抗高温的密封元件等相关措施降低了施工风险。试验表明，该井扩眼施工顺利，效果良好，扩眼后井径平均扩大25 mm，为保障该井固井质量创造了有利条件，为液压扩眼器在其他区块超深井的应用提供了一定的借鉴。
2010, 32(6): 128-131.
摘要:
为了有效解决腰英台、乾安、长岭地区嫩江组、姚家组、青山口组等地层的井壁稳定问题，通过分析3个地区地层特点、施工情况，优选了有机硅腐钾聚合物防塌钻井液体系、优选钻具组合和钻井液流变参数，利用有机硅腐钾聚合物钻井液体系较强的封堵能力和抑制性能有效解决了腰英台、乾安、长岭地区井壁易失稳的问题，并达到了提高钻速，缩短钻井周期，降低钻井成本的目的。
为了有效解决腰英台、乾安、长岭地区嫩江组、姚家组、青山口组等地层的井壁稳定问题，通过分析3个地区地层特点、施工情况，优选了有机硅腐钾聚合物防塌钻井液体系、优选钻具组合和钻井液流变参数，利用有机硅腐钾聚合物钻井液体系较强的封堵能力和抑制性能有效解决了腰英台、乾安、长岭地区井壁易失稳的问题，并达到了提高钻速，缩短钻井周期，降低钻井成本的目的。
2010, 32(6): 132-135.
摘要:
渤海海上油田一批双管生产井管柱结构复杂,井口设备及井下工具年久失修，使得后续修井作业非常困难。经过技术攻关，解决了这类井修井难题，实现了起出双管生产管柱后下入结构简单、可靠实用的单管管柱进行生产的目的。结合渤中34-2/4老油田大修作业成功实践，重点介绍了将双管生产管柱改为单管管柱的主要配套修井工艺，为后续同类井的修井治理提供经验借鉴。
渤海海上油田一批双管生产井管柱结构复杂,井口设备及井下工具年久失修，使得后续修井作业非常困难。经过技术攻关，解决了这类井修井难题，实现了起出双管生产管柱后下入结构简单、可靠实用的单管管柱进行生产的目的。结合渤中34-2/4老油田大修作业成功实践，重点介绍了将双管生产管柱改为单管管柱的主要配套修井工艺，为后续同类井的修井治理提供经验借鉴。
2010, 32(6): 136-138.
摘要:
多氢酸具有缓速、深穿透、防垢、极强的吸附能力和水湿的性质，能催化HF与石英的反应，是适合砂岩油藏的解堵技术。通过对低渗油藏伤害原因的分析，详细阐述了多氢酸酸化解堵技术的机理、特点、处理液的作用，对现场应用情况进行实例分析，结果表明多氢酸酸化解堵技术在低渗透油藏应用效果显著。
多氢酸具有缓速、深穿透、防垢、极强的吸附能力和水湿的性质，能催化HF与石英的反应，是适合砂岩油藏的解堵技术。通过对低渗油藏伤害原因的分析，详细阐述了多氢酸酸化解堵技术的机理、特点、处理液的作用，对现场应用情况进行实例分析，结果表明多氢酸酸化解堵技术在低渗透油藏应用效果显著。
