E-mail Alert2013年 35卷 第3期
2013, 35(3): 1-4.
摘要:
在复杂结构井钻井过程中常有岩屑成床现象发生，容易造成一系列井下复杂问题，严重影响施工效率。目前一种螺旋式工具已被用于解决井眼清洁问题，应用效果较好。针对这种工具的基本结构，通过研究岩屑颗粒在螺旋式工具叶片上的运动，建立数学模型，得出这种工具螺旋角在不同井斜角条件下对岩屑颗粒通过该工具后的轴向、切向速度影响关系。研究结果表明：该螺旋式工具对岩屑颗粒运移有明显的加速作用，利于清除岩屑床；螺旋角作为清除岩屑床螺旋式工具的可控参数对工具性能产生重要影响；随着螺旋角增大，经过螺旋工具作用的岩屑颗粒切向速度逐渐增大，轴向速度逐渐减小，调整螺旋角可以使岩屑颗粒产生所需的速度以提高工具清屑效率。
在复杂结构井钻井过程中常有岩屑成床现象发生，容易造成一系列井下复杂问题，严重影响施工效率。目前一种螺旋式工具已被用于解决井眼清洁问题，应用效果较好。针对这种工具的基本结构，通过研究岩屑颗粒在螺旋式工具叶片上的运动，建立数学模型，得出这种工具螺旋角在不同井斜角条件下对岩屑颗粒通过该工具后的轴向、切向速度影响关系。研究结果表明：该螺旋式工具对岩屑颗粒运移有明显的加速作用，利于清除岩屑床；螺旋角作为清除岩屑床螺旋式工具的可控参数对工具性能产生重要影响；随着螺旋角增大，经过螺旋工具作用的岩屑颗粒切向速度逐渐增大，轴向速度逐渐减小，调整螺旋角可以使岩屑颗粒产生所需的速度以提高工具清屑效率。
2013, 35(3): 5-8.
摘要:
油气田在开发中后期会发生储层压力衰竭，压力衰竭将导致储层地应力发生变化，进而影响钻井中的井壁稳定性。从压力衰竭对储层地应力的影响入手，结合压力衰竭地层的井周应力分布规律对安全钻井液密度窗口随压力衰竭程度的变化规律进行了研究。结果表明，在压力衰竭储层钻定向井时存在一个中性角，当井斜角小于中性角时，压力衰竭使安全钻井液密度窗口变宽；当井斜角大于中性角时，压力衰竭使安全钻井液密度窗口变窄；中性角的大小与地层压力衰竭程度无关，与钻井方位有关，保持井斜角小于中性角并远离水平最大地应力方向有利于压力衰竭地层的钻井安全。研究结果可以为油气田在不同压力衰竭时期的钻井设计提供参考。
油气田在开发中后期会发生储层压力衰竭，压力衰竭将导致储层地应力发生变化，进而影响钻井中的井壁稳定性。从压力衰竭对储层地应力的影响入手，结合压力衰竭地层的井周应力分布规律对安全钻井液密度窗口随压力衰竭程度的变化规律进行了研究。结果表明，在压力衰竭储层钻定向井时存在一个中性角，当井斜角小于中性角时，压力衰竭使安全钻井液密度窗口变宽；当井斜角大于中性角时，压力衰竭使安全钻井液密度窗口变窄；中性角的大小与地层压力衰竭程度无关，与钻井方位有关，保持井斜角小于中性角并远离水平最大地应力方向有利于压力衰竭地层的钻井安全。研究结果可以为油气田在不同压力衰竭时期的钻井设计提供参考。
2013, 35(3): 9-11.
摘要:
优选钻头类型是提高钻井速度、降低钻井成本最直接、有效的方法之一。通过综合考虑钻压、转速、扭矩、水力参数等因素对钻头破岩效率的影响，根据能量守恒定理，建立了地层虚拟强度指数（VSI）模型，利用模型来计算不同钻头的虚拟强度指数，同时，在考虑钻头进尺和成本的基础上，提出了利用效益指数来定量评价钻头使用效果，消除了以往钻头选型过程中人为因素的影响，为钻头类型优选提供了科学依据。该方法在玉门油田酒东地区进行了应用，根据效益指数的大小，优选出了适合?311 mm和?216 mm井眼的不同钻头类型，现场应用机械钻速分别提高1.94倍和2.77倍，效果较好，为进一步提高酒东地区钻井速度、加快勘探开发进程奠定了基础。
优选钻头类型是提高钻井速度、降低钻井成本最直接、有效的方法之一。通过综合考虑钻压、转速、扭矩、水力参数等因素对钻头破岩效率的影响，根据能量守恒定理，建立了地层虚拟强度指数（VSI）模型，利用模型来计算不同钻头的虚拟强度指数，同时，在考虑钻头进尺和成本的基础上，提出了利用效益指数来定量评价钻头使用效果，消除了以往钻头选型过程中人为因素的影响，为钻头类型优选提供了科学依据。该方法在玉门油田酒东地区进行了应用，根据效益指数的大小，优选出了适合?311 mm和?216 mm井眼的不同钻头类型，现场应用机械钻速分别提高1.94倍和2.77倍，效果较好，为进一步提高酒东地区钻井速度、加快勘探开发进程奠定了基础。
2013, 35(3): 12-15.
摘要:
漏失对油气钻井及固井施工危害极大。针对利用现场常规数据无法用现有模型进行地层漏失信息计算的问题，以追溯漏失过程为出发点，利用非牛顿流体力学、渗流力学原理，研究了渗透性漏失漏层深度及压力计算模型的建立及计算问题。分析了漏失发生时间与钻井液漏失总量及钻头进尺的关系，建立了漏层深度与液体漏失总量的函数关系；依据渗透性漏失机理，建立了漏失压力、漏失流量及漏层厚度间的函数关系；提出了一种新的计算与分析漏层深度与压力的计算模型和方法，并对特定油田区块的漏失问题进行了计算与分析。该方法为准确确定地层漏失信息，合理选择与设计钻井液体系、水泥浆体系、钻井与固井施工参数提供基础。
漏失对油气钻井及固井施工危害极大。针对利用现场常规数据无法用现有模型进行地层漏失信息计算的问题，以追溯漏失过程为出发点，利用非牛顿流体力学、渗流力学原理，研究了渗透性漏失漏层深度及压力计算模型的建立及计算问题。分析了漏失发生时间与钻井液漏失总量及钻头进尺的关系，建立了漏层深度与液体漏失总量的函数关系；依据渗透性漏失机理，建立了漏失压力、漏失流量及漏层厚度间的函数关系；提出了一种新的计算与分析漏层深度与压力的计算模型和方法，并对特定油田区块的漏失问题进行了计算与分析。该方法为准确确定地层漏失信息，合理选择与设计钻井液体系、水泥浆体系、钻井与固井施工参数提供基础。
2013, 35(3): 16-18.
摘要:
目前水平井已成为高效开发油气藏的一项重要技术，由于水平段地层压力剖面的特殊性，在钻井过程中随着井眼的延伸，水平段易发生井漏，直接影响了施工效率与钻井成本。基于水平井钻井过程中水平段的受力特点，结合水平段地层压力剖面特性，提出了一种压漏校核新方法，该方法将环空动态压力计算纳入水平井井身结构设计中进行考虑，逐段进行环空动态压力计算与校核，通过寻找压漏临界点确定套管下深，并根据钻井实践经验优化水平井井身结构，提高了水平井井身结构设计的科学性。该方法应用于水平井井身结构设计中，将有助于保障水平井钻井的安全性，提高施工效率，降低钻井成本。
目前水平井已成为高效开发油气藏的一项重要技术，由于水平段地层压力剖面的特殊性，在钻井过程中随着井眼的延伸，水平段易发生井漏，直接影响了施工效率与钻井成本。基于水平井钻井过程中水平段的受力特点，结合水平段地层压力剖面特性，提出了一种压漏校核新方法，该方法将环空动态压力计算纳入水平井井身结构设计中进行考虑，逐段进行环空动态压力计算与校核，通过寻找压漏临界点确定套管下深，并根据钻井实践经验优化水平井井身结构，提高了水平井井身结构设计的科学性。该方法应用于水平井井身结构设计中，将有助于保障水平井钻井的安全性，提高施工效率，降低钻井成本。
2013, 35(3): 19-21.
摘要:
欠平衡钻井打开储层后，随着打开储层的厚度不断增加，储层进入井筒中的气体不断增加，引起井口含气率剧烈变化，从而造成井底压力的失控。计算了欠平衡钻井期间不同井深含气率的变化，分析了不同进气量和井口回压对井筒含气率的影响；在考虑井口回压对井底压力增加值影响的情况下，得到欠平衡钻井打开储层期间恒进气量时井口回压的计算方法。结果表明：井筒中的气体在井口处急剧膨胀，井口回压对井口段气体含气率影响很大，对500 m以下井段含气率影响很小；在恒定进气量下，打开储层厚度越大，井口回压越大，井筒恒进气量越小，需施加的井口回压越大。
欠平衡钻井打开储层后，随着打开储层的厚度不断增加，储层进入井筒中的气体不断增加，引起井口含气率剧烈变化，从而造成井底压力的失控。计算了欠平衡钻井期间不同井深含气率的变化，分析了不同进气量和井口回压对井筒含气率的影响；在考虑井口回压对井底压力增加值影响的情况下，得到欠平衡钻井打开储层期间恒进气量时井口回压的计算方法。结果表明：井筒中的气体在井口处急剧膨胀，井口回压对井口段气体含气率影响很大，对500 m以下井段含气率影响很小；在恒定进气量下，打开储层厚度越大，井口回压越大，井筒恒进气量越小，需施加的井口回压越大。
2013, 35(3): 22-24.
摘要:
目前桩体施工溜桩深度预测主要集中在大直径超长桩的打桩风险分析中，对海上隔水导管施工溜桩机理和深度预测缺乏研究，存在作业盲目性和风险性。通过对海上隔水导管施工中导管与平台几何关系分析、导管极限承载力计算和溜桩机理分析，提出了海上隔水导管施工溜桩深度预测理论模型。溜桩深度预测理论模型在我国某海域油气田数口井的隔水导管施工作业中得到了成功应用，施工预测深度范围与实际溜桩深度基本一致，为隔水导管施工风险评估提供了理论基础，确保了海上作业的安全性。
目前桩体施工溜桩深度预测主要集中在大直径超长桩的打桩风险分析中，对海上隔水导管施工溜桩机理和深度预测缺乏研究，存在作业盲目性和风险性。通过对海上隔水导管施工中导管与平台几何关系分析、导管极限承载力计算和溜桩机理分析，提出了海上隔水导管施工溜桩深度预测理论模型。溜桩深度预测理论模型在我国某海域油气田数口井的隔水导管施工作业中得到了成功应用，施工预测深度范围与实际溜桩深度基本一致，为隔水导管施工风险评估提供了理论基础，确保了海上作业的安全性。
2013, 35(3): 25-29.
摘要:
现场试验结果表明，利用钻柱的纵向振动可以实现井下钻井液增压以达到超高压射流辅助破岩的目的。井下钻柱减振增压装置能够大幅度提高钻井速度。为进一步提升井下钻柱减振增压装置的工作性能，对其结构进行了优化，并研制了井下钻柱减振增压装置用超高压钻头流道系统。优化后的装置整体结构大大简化，每个零部件的加工、安装、拆卸和维修都比较容易；研制的超高压钻头流道系统无需生产专用钻头，与普通钻头组装后便可配合井下钻柱减振增压装置使用。在胜利油田临盘地区的2口井现场试验评价表明，改进后的井下钻柱减振增压装置配合超高压钻头流道系统结构可靠，工作稳定，工作寿命能够满足现场应用的要求。
现场试验结果表明，利用钻柱的纵向振动可以实现井下钻井液增压以达到超高压射流辅助破岩的目的。井下钻柱减振增压装置能够大幅度提高钻井速度。为进一步提升井下钻柱减振增压装置的工作性能，对其结构进行了优化，并研制了井下钻柱减振增压装置用超高压钻头流道系统。优化后的装置整体结构大大简化，每个零部件的加工、安装、拆卸和维修都比较容易；研制的超高压钻头流道系统无需生产专用钻头，与普通钻头组装后便可配合井下钻柱减振增压装置使用。在胜利油田临盘地区的2口井现场试验评价表明，改进后的井下钻柱减振增压装置配合超高压钻头流道系统结构可靠，工作稳定，工作寿命能够满足现场应用的要求。
2013, 35(3): 30-33.
摘要:
泥页岩地层井壁失稳的主要原因是泥页岩吸水后发生膨胀和掉块。针对这种情况提出了使用纳米二氧化硅封堵泥页岩纳米级孔喉、降低其渗透率从而减缓水分侵蚀的思路。在前期研究基础上，通过透射电镜分析、钻井液常规性能测试和扫描电镜分析等手段，评价了不同温度下纳米二氧化硅对钻井液滤失性的改善效果。结果表明：纳米二氧化硅可以有效地降低淡水基浆和膨润土基浆在升温过程中的失水量：室温下失水量降低率为56.25%，140 ℃时失水量降低率为78%，而对低固相基浆则效果一般；相对于纳米二氧化硅的质量浓度5%，其质量浓度为10%时可以使钻井液形成较为连续而致密的滤饼，封堵能力加强。由此可见，纳米二氧化硅可以有效改善淡水基浆和膨润土基浆的降滤失性能，且在温度升高过程中（室温~160 ℃）表现较好。
泥页岩地层井壁失稳的主要原因是泥页岩吸水后发生膨胀和掉块。针对这种情况提出了使用纳米二氧化硅封堵泥页岩纳米级孔喉、降低其渗透率从而减缓水分侵蚀的思路。在前期研究基础上，通过透射电镜分析、钻井液常规性能测试和扫描电镜分析等手段，评价了不同温度下纳米二氧化硅对钻井液滤失性的改善效果。结果表明：纳米二氧化硅可以有效地降低淡水基浆和膨润土基浆在升温过程中的失水量：室温下失水量降低率为56.25%，140 ℃时失水量降低率为78%，而对低固相基浆则效果一般；相对于纳米二氧化硅的质量浓度5%，其质量浓度为10%时可以使钻井液形成较为连续而致密的滤饼，封堵能力加强。由此可见，纳米二氧化硅可以有效改善淡水基浆和膨润土基浆的降滤失性能，且在温度升高过程中（室温~160 ℃）表现较好。
2013, 35(3): 34-36.
摘要:
为提高老井单井产量，加快治理?146 mm 的套损井，决定利用扩孔工具，扩大完井井眼直径，增大水泥环厚度，延长油井使用寿命。分别从完井方式、完井液及井眼扩孔3 个方面对Z3034 井完井进行了优化设计，详细介绍了该井的扩眼及完井管柱下井的施工过程。该井的顺利完井为热德拜油田后续治理小井眼套损井、实施小井眼侧钻提供了一条切实可行的途径。Z3034 井自侧钻投产以来产量比较稳定，平均5 t/d，是侧钻前产量的5 倍。
为提高老井单井产量，加快治理?146 mm 的套损井，决定利用扩孔工具，扩大完井井眼直径，增大水泥环厚度，延长油井使用寿命。分别从完井方式、完井液及井眼扩孔3 个方面对Z3034 井完井进行了优化设计，详细介绍了该井的扩眼及完井管柱下井的施工过程。该井的顺利完井为热德拜油田后续治理小井眼套损井、实施小井眼侧钻提供了一条切实可行的途径。Z3034 井自侧钻投产以来产量比较稳定，平均5 t/d，是侧钻前产量的5 倍。
2013, 35(3): 37-42.
摘要:
巴麦地区地质条件复杂，普遍存在低压易漏、异常高压、大段盐膏层和高压盐水层等地层。针对该地区固井技术难点，研制了性能优良的堵漏隔离液体系、密度1.20~1.45 g/cm3的低密度水泥浆体系、密度2.60~3.00 g/cm3的高密度抗盐水泥浆体系，并对该地区低压易漏层固井防漏技术、异常高压层高密度固井技术、盐膏层和高压盐水层固井专封技术等进行了完善与优化，形成了一系列效果良好的技术措施。玛北1、PSB1等井的现场应用结果表明，该技术有效地解决了该区块的固井难题，提高了巴麦地区探井的固井质量。
巴麦地区地质条件复杂，普遍存在低压易漏、异常高压、大段盐膏层和高压盐水层等地层。针对该地区固井技术难点，研制了性能优良的堵漏隔离液体系、密度1.20~1.45 g/cm3的低密度水泥浆体系、密度2.60~3.00 g/cm3的高密度抗盐水泥浆体系，并对该地区低压易漏层固井防漏技术、异常高压层高密度固井技术、盐膏层和高压盐水层固井专封技术等进行了完善与优化，形成了一系列效果良好的技术措施。玛北1、PSB1等井的现场应用结果表明，该技术有效地解决了该区块的固井难题，提高了巴麦地区探井的固井质量。
2013, 35(3): 42-44.
摘要:
热迪拜油区地层含有天然裂缝，微裂缝较为发育，承压能力弱，固井水泥封固段垂深较大，虽然在一定程度上调整了水泥浆密度，但采用常规固井方式施工的多口井仍然出现了严重漏失，无法保证固井质量。针对该区块固井遇到的问题，引入筛管顶部双级固井有效地解决了此类漏失问题。从筛管顶部双级固井的配套工具和施工工艺上介绍了该类型固井方式的适用井况、施工流程和相关工艺、工具要求，为同类井施工提供有益的借鉴。
热迪拜油区地层含有天然裂缝，微裂缝较为发育，承压能力弱，固井水泥封固段垂深较大，虽然在一定程度上调整了水泥浆密度，但采用常规固井方式施工的多口井仍然出现了严重漏失，无法保证固井质量。针对该区块固井遇到的问题，引入筛管顶部双级固井有效地解决了此类漏失问题。从筛管顶部双级固井的配套工具和施工工艺上介绍了该类型固井方式的适用井况、施工流程和相关工艺、工具要求，为同类井施工提供有益的借鉴。
2013, 35(3): 45-47.
摘要:
丛式定向井直井段钻进过程中极易发生井眼交碰事故。以桩148-斜6井为例，从直井段井眼交碰事故发生的经过、事故原因分析及采取的技术措施等方面论述了该井井眼交碰事故处理的全过程，并介绍了从事故中得到的有益启示。该井交碰事故的成功处理，不仅挽救了2口近海油气井，也对今后该类事故的解决提供了重要借鉴。事故处理过程中得到的启示为今后该问题的解决指出了研究方向。
丛式定向井直井段钻进过程中极易发生井眼交碰事故。以桩148-斜6井为例，从直井段井眼交碰事故发生的经过、事故原因分析及采取的技术措施等方面论述了该井井眼交碰事故处理的全过程，并介绍了从事故中得到的有益启示。该井交碰事故的成功处理，不仅挽救了2口近海油气井，也对今后该类事故的解决提供了重要借鉴。事故处理过程中得到的启示为今后该问题的解决指出了研究方向。
2013, 35(3): 48-50.
摘要:
金县1-1-A平台开发井作业中，在平台槽口有限、开发区域集中、断层众多轨迹受限、滚动开发地质认识不断更新、靶点频繁调整的背景下，充分考虑油田区块内上部地层极软不易造斜、馆陶底砾岩井段滑动困难、隔水导管锤入偏斜等因素，统筹设计定向井轨迹、增加控制点、优化单井轨迹结构，通过应用表层预斜、防碰绕障、陀螺定向、表层直井段防斜打直等技术，配合优选钻具组合、优选钻井参数等措施，形成了一套完整的浅、深层防碰应对技术措施，成功完成金县1-1-A平台首批钻井任务，为油田的顺利开发打下较好的基础，对金县1-1-A平台后续丛式井的开发以及渤海油田的二次跨越均有着重要的借鉴意义。
金县1-1-A平台开发井作业中，在平台槽口有限、开发区域集中、断层众多轨迹受限、滚动开发地质认识不断更新、靶点频繁调整的背景下，充分考虑油田区块内上部地层极软不易造斜、馆陶底砾岩井段滑动困难、隔水导管锤入偏斜等因素，统筹设计定向井轨迹、增加控制点、优化单井轨迹结构，通过应用表层预斜、防碰绕障、陀螺定向、表层直井段防斜打直等技术，配合优选钻具组合、优选钻井参数等措施，形成了一套完整的浅、深层防碰应对技术措施，成功完成金县1-1-A平台首批钻井任务，为油田的顺利开发打下较好的基础，对金县1-1-A平台后续丛式井的开发以及渤海油田的二次跨越均有着重要的借鉴意义。
2013, 35(3): 51-54.
摘要:
海洋深水稠油储量巨大，但由于深水低温使得稠油流动性更差，给深水稠油油田的开发带来了难度和挑战。巴西等国家的深水稠油油田已经成功实现了商业化开发，并形成了一系列配套开发技术，我国的深水稠油开采技术尚处于探索阶段。了解国际上深水稠油开发技术进展，对推动我国海洋油气开采技术进步，保障能源供给安全意义重大。概述了国外深水稠油开发关键技术，主要从深水稠油开采的钻完井技术、测试技术、人工举升方法和关键设备以及流动保障技术等方面进行了介绍和分析，给出了我国深水稠油开发技术发展的一些建议。
海洋深水稠油储量巨大，但由于深水低温使得稠油流动性更差，给深水稠油油田的开发带来了难度和挑战。巴西等国家的深水稠油油田已经成功实现了商业化开发，并形成了一系列配套开发技术，我国的深水稠油开采技术尚处于探索阶段。了解国际上深水稠油开发技术进展，对推动我国海洋油气开采技术进步，保障能源供给安全意义重大。概述了国外深水稠油开发关键技术，主要从深水稠油开采的钻完井技术、测试技术、人工举升方法和关键设备以及流动保障技术等方面进行了介绍和分析，给出了我国深水稠油开发技术发展的一些建议。
2013, 35(3): 55-58.
摘要:
页岩气在储层特征、渗流机理、完井工艺和动态特征等方面有别于常规气藏。我国页岩气开发处于探索阶段，总结国外页岩气井动态规律和评价方法，对国内页岩气井动态评价和工艺措施的制定具有借鉴和参考作用。根据国外页岩气水平井生产实践和研究成果，总结了页岩气水平井流动机理和生产特征，并重点剖析了目前页岩气水平井动态评价方法，包括流动特征的识别、有效裂缝参数的计算和改造范围内动态储量确定。从气井流动特征来看，不稳定线性流是页岩气水平井常表现出的流动特征，利用这一阶段的动态数据就能评价水平井压裂后形成的有效裂缝参数；有些井在线性流之后会出现边界流，表示整个改造范围内总体处于衰竭状态，利用这一特征可以评价改造范围内的动态储量。
页岩气在储层特征、渗流机理、完井工艺和动态特征等方面有别于常规气藏。我国页岩气开发处于探索阶段，总结国外页岩气井动态规律和评价方法，对国内页岩气井动态评价和工艺措施的制定具有借鉴和参考作用。根据国外页岩气水平井生产实践和研究成果，总结了页岩气水平井流动机理和生产特征，并重点剖析了目前页岩气水平井动态评价方法，包括流动特征的识别、有效裂缝参数的计算和改造范围内动态储量确定。从气井流动特征来看，不稳定线性流是页岩气水平井常表现出的流动特征，利用这一阶段的动态数据就能评价水平井压裂后形成的有效裂缝参数；有些井在线性流之后会出现边界流，表示整个改造范围内总体处于衰竭状态，利用这一特征可以评价改造范围内的动态储量。
2013, 35(3): 59-62.
摘要:
异常高压、特高产气井井底流压对气井动态分析及管理至关重要。以高压高产气井井口压力动态为基础，基于质量守恒、动量守恒、能量守恒原理，综合考虑生产过程传热与井筒流动特征，建立了非稳态传热温度、压力耦合模型，编制了异常高压、特高产气井井底流压计算软件。将计算结果与现场实测井底流压进行对比分析表明：对特高产气井井底流压计算，常用的Colebrook、Jain及Chen摩阻因数计算经验公式适应性差，计算得到的流压易出现异常，表现在随着产量的增加，井底流压反而上升，甚至高于地层压力，但首先依据流体雷诺数大小判断流体所在的流动区域，再选用相应公式计算摩阻因数，可消除井底流压异常情况；特高产井产量高、流速快，考虑动能项比不考虑动能项井底流压要高出0.2~0.6 MPa左右，因此特高产气井井底流压计算必须考虑动能项。新模型计算的井底流压与实测值拟合误差小，精度高，具有较好的适用性。
异常高压、特高产气井井底流压对气井动态分析及管理至关重要。以高压高产气井井口压力动态为基础，基于质量守恒、动量守恒、能量守恒原理，综合考虑生产过程传热与井筒流动特征，建立了非稳态传热温度、压力耦合模型，编制了异常高压、特高产气井井底流压计算软件。将计算结果与现场实测井底流压进行对比分析表明：对特高产气井井底流压计算，常用的Colebrook、Jain及Chen摩阻因数计算经验公式适应性差，计算得到的流压易出现异常，表现在随着产量的增加，井底流压反而上升，甚至高于地层压力，但首先依据流体雷诺数大小判断流体所在的流动区域，再选用相应公式计算摩阻因数，可消除井底流压异常情况；特高产井产量高、流速快，考虑动能项比不考虑动能项井底流压要高出0.2~0.6 MPa左右，因此特高产气井井底流压计算必须考虑动能项。新模型计算的井底流压与实测值拟合误差小，精度高，具有较好的适用性。
2013, 35(3): 63-65.
摘要:
水驱气藏气井见水后，产气产水规律复杂，使得水驱气藏开发难度显著增大。就目前水驱气藏而言，缺乏相应成熟有效的动态分析方法。从气、水两相渗流规律和物质平衡方程出发，推导出了水驱气藏的水驱特征曲线，即累计产气量与气水比呈对数关系，在半对数坐标上呈线性关系，矿场可以根据直线的斜率反算见水后气井的动态控制储量，通过某气田气井开发动态检验，该研究成果可以有效预测气井的开发动态和开发过程中动态控制储量的变化，对于水驱气藏开发具有一定指导意义。
水驱气藏气井见水后，产气产水规律复杂，使得水驱气藏开发难度显著增大。就目前水驱气藏而言，缺乏相应成熟有效的动态分析方法。从气、水两相渗流规律和物质平衡方程出发，推导出了水驱气藏的水驱特征曲线，即累计产气量与气水比呈对数关系，在半对数坐标上呈线性关系，矿场可以根据直线的斜率反算见水后气井的动态控制储量，通过某气田气井开发动态检验，该研究成果可以有效预测气井的开发动态和开发过程中动态控制储量的变化，对于水驱气藏开发具有一定指导意义。
2013, 35(3): 66-68.
摘要:
地面高压泵组排量波动不可避免，水力喷砂射孔管柱会随着排量波动而轴向运动，这使得射孔井壁开孔形状并非圆形，而是以井轴方向为长轴的椭圆形。基于线弹性变形和磨料射流切割理论，建立了水力射孔井壁椭圆孔形状评价模型。该模型通过确定各时刻喷射点坐标和射流切割深度来判断射流是否穿透套管形成有效孔眼。假设排量在波动范围内取值服从均匀概率分布，可得排量波动范围对椭圆长短轴的影响规律。结果表明，直井水力射孔排量波动范围与椭圆长轴呈线性递增关系；当排量波动范围低于±0.04 m3/min时，椭圆孔长短轴之比小于2.0，能够保证定点射孔要求。
地面高压泵组排量波动不可避免，水力喷砂射孔管柱会随着排量波动而轴向运动，这使得射孔井壁开孔形状并非圆形，而是以井轴方向为长轴的椭圆形。基于线弹性变形和磨料射流切割理论，建立了水力射孔井壁椭圆孔形状评价模型。该模型通过确定各时刻喷射点坐标和射流切割深度来判断射流是否穿透套管形成有效孔眼。假设排量在波动范围内取值服从均匀概率分布，可得排量波动范围对椭圆长短轴的影响规律。结果表明，直井水力射孔排量波动范围与椭圆长轴呈线性递增关系；当排量波动范围低于±0.04 m3/min时，椭圆孔长短轴之比小于2.0，能够保证定点射孔要求。
2013, 35(3): 69-72.
摘要:
针对红河油田压裂水平井产量递减快、含水高等问题，结合红河油田长8储层地质特征，分别研究了基质型储层和裂缝性储层条件下，油藏地质因素和压裂工程因素等对压后产能的影响。结果表明：油藏类型是影响压后产能的关键因素，对于基质型油藏，水平段长和裂缝条数是影响产能的主要因素；而对于裂缝型油藏，储层含油性及产能系数主要影响压后产能，综合压裂工艺及压裂液体系对压后产能的影响，确定最优压裂方案对提高压后产能具有重要指导意义。
针对红河油田压裂水平井产量递减快、含水高等问题，结合红河油田长8储层地质特征，分别研究了基质型储层和裂缝性储层条件下，油藏地质因素和压裂工程因素等对压后产能的影响。结果表明：油藏类型是影响压后产能的关键因素，对于基质型油藏，水平段长和裂缝条数是影响产能的主要因素；而对于裂缝型油藏，储层含油性及产能系数主要影响压后产能，综合压裂工艺及压裂液体系对压后产能的影响，确定最优压裂方案对提高压后产能具有重要指导意义。
2013, 35(3): 73-77.
摘要:
针对安泽斜坡带3#煤岩物性差（平均孔隙度1.70%~4.30%，吨煤含气量6.44~20.50 m3/t），煤层分叉、变薄，采用活性水大排量压裂施工易导致裂缝高度失控，支撑剂无效支撑，压裂效果变差等问题，通过活性水携砂临界流速的论证分析，确定了不同煤层厚度、不同压裂注入方式下的临界携砂排量，并优选了支撑剂粒径和组合，优化了射孔方式。研究成果现场试验应用了4口井，其中沁17-6井产气量达1 000 m3/d以上，产量比较稳定。
针对安泽斜坡带3#煤岩物性差（平均孔隙度1.70%~4.30%，吨煤含气量6.44~20.50 m3/t），煤层分叉、变薄，采用活性水大排量压裂施工易导致裂缝高度失控，支撑剂无效支撑，压裂效果变差等问题，通过活性水携砂临界流速的论证分析，确定了不同煤层厚度、不同压裂注入方式下的临界携砂排量，并优选了支撑剂粒径和组合，优化了射孔方式。研究成果现场试验应用了4口井，其中沁17-6井产气量达1 000 m3/d以上，产量比较稳定。
2013, 35(3): 78-79.
摘要:
红河油田属于低孔特低渗油田，天然裂缝发育。前期开发主要以裸眼封隔器分段压裂工艺为主，钻扫球座工艺繁琐，二次改造施工困难。通过开展可打捞滑套分段压裂工艺试验，可以实现井筒全通径，为后期二次改造和段间干扰因素分析提供了技术支撑。介绍了可打捞工具管串结构、技术特点、施工工艺，并在HH37P32井进行了现场试验，现场试验表明，该压裂工艺能对水平井实施有效改造，可提高低渗透油藏的压裂效果。
红河油田属于低孔特低渗油田，天然裂缝发育。前期开发主要以裸眼封隔器分段压裂工艺为主，钻扫球座工艺繁琐，二次改造施工困难。通过开展可打捞滑套分段压裂工艺试验，可以实现井筒全通径，为后期二次改造和段间干扰因素分析提供了技术支撑。介绍了可打捞工具管串结构、技术特点、施工工艺，并在HH37P32井进行了现场试验，现场试验表明，该压裂工艺能对水平井实施有效改造，可提高低渗透油藏的压裂效果。
2013, 35(3): 80-85.
摘要:
目前，对海上油田聚驱用疏水缔合聚合物吸附、分配行为所开展实验仅限于在水固两相体系之间，而实际油藏中有大量油相存在，尚无实验方法对聚合物在多相间的分配规律进行测试。基于静态吸附原理，建立了一套测定疏水缔合聚合物AP-P4在油、水、固三相体系间分配规律的实验方法，可以准确测定不同溶液浓度、矿化度条件下，疏水缔合聚合物在三相间的分配规律。选择精确的测试手段分别测定了水相与油相中聚合物的浓度，并与水固两相体系静态吸附结果进行了对比。实验结果表明，尽管聚合物在油相中不溶解，但油相的引入造成了疏水缔合聚合物在油水界面间出现了明显的富集现象。该方法比传统的两相静态吸附方法更全面、准确地揭示了各相间的相互作用、相互影响，有助于深化对疏水缔合聚合物溶液性质的认识，为预测实际油藏化学驱过程中的吸附滞留行为、评估采出液处理过程中乳化相含聚量提供了理论支持。
目前，对海上油田聚驱用疏水缔合聚合物吸附、分配行为所开展实验仅限于在水固两相体系之间，而实际油藏中有大量油相存在，尚无实验方法对聚合物在多相间的分配规律进行测试。基于静态吸附原理，建立了一套测定疏水缔合聚合物AP-P4在油、水、固三相体系间分配规律的实验方法，可以准确测定不同溶液浓度、矿化度条件下，疏水缔合聚合物在三相间的分配规律。选择精确的测试手段分别测定了水相与油相中聚合物的浓度，并与水固两相体系静态吸附结果进行了对比。实验结果表明，尽管聚合物在油相中不溶解，但油相的引入造成了疏水缔合聚合物在油水界面间出现了明显的富集现象。该方法比传统的两相静态吸附方法更全面、准确地揭示了各相间的相互作用、相互影响，有助于深化对疏水缔合聚合物溶液性质的认识，为预测实际油藏化学驱过程中的吸附滞留行为、评估采出液处理过程中乳化相含聚量提供了理论支持。
2013, 35(3): 86-89.
摘要:
针对目前海上油田聚合物驱入井液黏度损失问题，分析了聚合物溶液黏度损失的原因，重点研究了Fe2+浓度对聚合物流变性能的影响。通过室内实验分别考察了溶液中不同Fe2+浓度对聚合物的特性黏数、黏弹性和拉伸流变性的影响规律。实验结果表明：当Fe2+浓度小于0.5 mg/L 时，随着Fe2+浓度增大，聚合物的特性黏数、表观黏度和拉伸黏度呈迅速下降趋势；当Fe2+浓度大于0.5 mg/L时，降解不明显。控制注入水中Fe2+浓度低于0.5 mg/L，可以有效消除Fe2+对聚合物入井液黏度的不利影响。
针对目前海上油田聚合物驱入井液黏度损失问题，分析了聚合物溶液黏度损失的原因，重点研究了Fe2+浓度对聚合物流变性能的影响。通过室内实验分别考察了溶液中不同Fe2+浓度对聚合物的特性黏数、黏弹性和拉伸流变性的影响规律。实验结果表明：当Fe2+浓度小于0.5 mg/L 时，随着Fe2+浓度增大，聚合物的特性黏数、表观黏度和拉伸黏度呈迅速下降趋势；当Fe2+浓度大于0.5 mg/L时，降解不明显。控制注入水中Fe2+浓度低于0.5 mg/L，可以有效消除Fe2+对聚合物入井液黏度的不利影响。
2013, 35(3): 90-93.
摘要:
现有交联聚合物凝胶体系成胶时间短，调驱剂不能深入油藏实现深部放置，导致了水驱开发效果较差。考察了在一定温度、热稳定剂作用下，延缓有机复合交联剂NQJ与聚合物的交联反应，形成了适用于大庆萨尔图北部油田油藏的延缓交联弱凝胶体系。该体系地面黏度较低，便于现场注入，且具有较好的延缓交联效果，可实现大剂量深部调驱。研究结果表明：抗盐聚合物、交联剂与热稳定剂的质量分数分别为0.15%~0.25%、0.15%~0.2%与0.015%~0.025%时，形成的凝胶黏度大于5 000 mPa·s，成胶时间3~6 d可调，能够满足现场深部调驱要求。
现有交联聚合物凝胶体系成胶时间短，调驱剂不能深入油藏实现深部放置，导致了水驱开发效果较差。考察了在一定温度、热稳定剂作用下，延缓有机复合交联剂NQJ与聚合物的交联反应，形成了适用于大庆萨尔图北部油田油藏的延缓交联弱凝胶体系。该体系地面黏度较低，便于现场注入，且具有较好的延缓交联效果，可实现大剂量深部调驱。研究结果表明：抗盐聚合物、交联剂与热稳定剂的质量分数分别为0.15%~0.25%、0.15%~0.2%与0.015%~0.025%时，形成的凝胶黏度大于5 000 mPa·s，成胶时间3~6 d可调，能够满足现场深部调驱要求。
2013, 35(3): 94-97.
摘要:
中海油刚果（布）Haute Mer A 区块为深水出砂稠油油藏，根据常规的挡砂精度设计准则采用砾石充填防砂后出油困难。为了确定合理的挡砂精度，提出了海上稠油防砂不同设计原则下的最大含砂浓度标准，并通过砾石充填出砂模拟实验， 采用“三曲线分析方法”，获得了不同于常规的防砂设计准则。该分析方法同时考虑了砾石充填层的相对渗透率、剩余渗透率及含砂浓度标准。实验结果表明，充填层砾石粒度中值为地层砂粒度中值8~9 倍时充填层渗透性最好；采用该设计准则确定的防砂挡砂精度油井产能提高了3 倍多，解决了该区块防砂后出油困难的问题，为该类稠油出砂油藏挡砂精度设计提供了新的思路。
中海油刚果（布）Haute Mer A 区块为深水出砂稠油油藏，根据常规的挡砂精度设计准则采用砾石充填防砂后出油困难。为了确定合理的挡砂精度，提出了海上稠油防砂不同设计原则下的最大含砂浓度标准，并通过砾石充填出砂模拟实验， 采用“三曲线分析方法”，获得了不同于常规的防砂设计准则。该分析方法同时考虑了砾石充填层的相对渗透率、剩余渗透率及含砂浓度标准。实验结果表明，充填层砾石粒度中值为地层砂粒度中值8~9 倍时充填层渗透性最好；采用该设计准则确定的防砂挡砂精度油井产能提高了3 倍多，解决了该区块防砂后出油困难的问题，为该类稠油出砂油藏挡砂精度设计提供了新的思路。
2013, 35(3): 98-101.
摘要:
通过单因素法，研制出低密度、稳定性好、流变性好的水平井用化学固砂体系，配方为：0.4%AOS+3%固相微粒泡沫稳泡剂+8%固化剂+0.3%偶联剂+60%环氧乳液；对泡沫固砂体系的固砂性能进行了综合评价，并考察了固化温度、固化时间、砂粒粒径等对固砂性能的影响，结果表明泡沫固砂体系在60~90 ℃范围内均具有较好的固砂效果，固结体的抗压强度可达到9.5 MPa；对固结体的耐介质性进行了考察，发现其具有较好的耐酸、耐碱、耐油和耐水性能，体系适应性良好。
通过单因素法，研制出低密度、稳定性好、流变性好的水平井用化学固砂体系，配方为：0.4%AOS+3%固相微粒泡沫稳泡剂+8%固化剂+0.3%偶联剂+60%环氧乳液；对泡沫固砂体系的固砂性能进行了综合评价，并考察了固化温度、固化时间、砂粒粒径等对固砂性能的影响，结果表明泡沫固砂体系在60~90 ℃范围内均具有较好的固砂效果，固结体的抗压强度可达到9.5 MPa；对固结体的耐介质性进行了考察，发现其具有较好的耐酸、耐碱、耐油和耐水性能，体系适应性良好。
2013, 35(3): 102-104.
摘要:
高含蜡原油生产时，油井井筒结蜡的影响因素很多也很复杂，仅通过对油样结蜡实验分析或者井筒结蜡厚度的理论分析进行结蜡规律研究比较片面，现场井筒蜡样实验分析及不同气油比压力下结蜡规律实验是必要的补充。以安塞油田高平2井区长10油层原油及蜡样为研究对象，通过黏温曲线测定析蜡温度、原油全组分实验分析、蜡样全组分实验分析、不同气油比和压力条件下实验分析、不同产液量和含水率的理论计算分析等多种手段，全面综合地研究和认识其结蜡规律，为制定清防蜡措施提供了更详实的依据。
高含蜡原油生产时，油井井筒结蜡的影响因素很多也很复杂，仅通过对油样结蜡实验分析或者井筒结蜡厚度的理论分析进行结蜡规律研究比较片面，现场井筒蜡样实验分析及不同气油比压力下结蜡规律实验是必要的补充。以安塞油田高平2井区长10油层原油及蜡样为研究对象，通过黏温曲线测定析蜡温度、原油全组分实验分析、蜡样全组分实验分析、不同气油比和压力条件下实验分析、不同产液量和含水率的理论计算分析等多种手段，全面综合地研究和认识其结蜡规律，为制定清防蜡措施提供了更详实的依据。
2013, 35(3): 105-107.
摘要:
金县1-1油田储层泥质黏土含量高，地层原油黏度大且存在有机沉积以及钻井液漏失等多重伤害，投产后无法达到配产要求，常规酸化解堵措施无效，为此，进行了自生热气、酸复合解堵技术研究。自生热气体系选用亚硝酸钠和尿素，酸液选用氟硼酸体系，采用拌注氮气泡沫分流进行布酸，现场应用后增油效果显著。该技术可成为金县1-1油田水平井的主要增产措施之一。
金县1-1油田储层泥质黏土含量高，地层原油黏度大且存在有机沉积以及钻井液漏失等多重伤害，投产后无法达到配产要求，常规酸化解堵措施无效，为此，进行了自生热气、酸复合解堵技术研究。自生热气体系选用亚硝酸钠和尿素，酸液选用氟硼酸体系，采用拌注氮气泡沫分流进行布酸，现场应用后增油效果显著。该技术可成为金县1-1油田水平井的主要增产措施之一。
2013, 35(3): 108-110.
摘要:
要求牛页1井进行长段连续密闭取心，取心井段为沙三下至沙四下，取心进尺225 m，取心难度较大。通过优选密闭取心工具、取心钻头，筛选取心密闭液，优化钻井参数，取得了收获率90.46％的应用效果。连续密闭取心技术在牛页1井的成功应用，对于准确了解牛庄—六户洼陷牛页1井区沙三下、沙三下3小层—沙四上纯上亚段泥页岩储集性能及含油情况起到了重要作用，为同类型油层连续密闭取心提供了借鉴，为下一步非常规井的部署奠定了基础。
要求牛页1井进行长段连续密闭取心，取心井段为沙三下至沙四下，取心进尺225 m，取心难度较大。通过优选密闭取心工具、取心钻头，筛选取心密闭液，优化钻井参数，取得了收获率90.46％的应用效果。连续密闭取心技术在牛页1井的成功应用，对于准确了解牛庄—六户洼陷牛页1井区沙三下、沙三下3小层—沙四上纯上亚段泥页岩储集性能及含油情况起到了重要作用，为同类型油层连续密闭取心提供了借鉴，为下一步非常规井的部署奠定了基础。
2013, 35(3): 111-113.
摘要:
在小套管开窗侧钻下卡瓦锚定式斜向器过程中，有时会发生斜向器中途坐封卡钻事故，导致无法在预定位置开窗侧钻。由于斜向器本身结构、形状及材质比较特殊，一旦中途坐封遇卡，处理难度大，成功率低。为此，从现场操作、工具质量和井筒质量3个方面对事故原因进行了分析，指出了处理该类事故的技术难点，总结了针对不同坐封情况分别采取活解、换套、提高开窗位置以及先磨后套分步处理等技术措施，在实例应用中取得了良好效果，为处理类似事故提供了借鉴。
在小套管开窗侧钻下卡瓦锚定式斜向器过程中，有时会发生斜向器中途坐封卡钻事故，导致无法在预定位置开窗侧钻。由于斜向器本身结构、形状及材质比较特殊，一旦中途坐封遇卡，处理难度大，成功率低。为此，从现场操作、工具质量和井筒质量3个方面对事故原因进行了分析，指出了处理该类事故的技术难点，总结了针对不同坐封情况分别采取活解、换套、提高开窗位置以及先磨后套分步处理等技术措施，在实例应用中取得了良好效果，为处理类似事故提供了借鉴。
2013, 35(3): 114-115.
摘要:
相对于直井，水平井落物不仅打捞困难，而且作业成本高，甚至还存在报废油井的风险，为此，研制了适合超低渗油藏水平井井身结构的高强度防落物装置。介绍了该装置结构、技术原理、技术特点，对该装置锚定强度进行了理论计算，对其性能指标进行了室内实验。现场试验表明，该装置结构合理，安全可靠，具有良好的井下适应性和锚定效果，基本能满足目前超低渗油藏水平井生产要求，可以进行推广应用。
相对于直井，水平井落物不仅打捞困难，而且作业成本高，甚至还存在报废油井的风险，为此，研制了适合超低渗油藏水平井井身结构的高强度防落物装置。介绍了该装置结构、技术原理、技术特点，对该装置锚定强度进行了理论计算，对其性能指标进行了室内实验。现场试验表明，该装置结构合理，安全可靠，具有良好的井下适应性和锚定效果，基本能满足目前超低渗油藏水平井生产要求，可以进行推广应用。
2013, 35(3): 116-118.
摘要:
为了满足有杆泵深抽提液的开发需要，研制了插入式减载深抽装置。对常规减载深抽装置进行了改进，采用插入式多级密封结构，可提高整体密封可靠性；同时在大泵筒接头上设有泄油孔，在油井作业时，可与出液孔形成泄油通道，避免作业过程中造成污染；该装置通过降低抽油机悬点载荷来增加泵挂深度，可提高深层低渗油井产液量，减少成本投入，降低抽油能耗。现场应用表明，抽油机悬点载荷显著降低，达到了油田节能增产、降本增效的目的。
为了满足有杆泵深抽提液的开发需要，研制了插入式减载深抽装置。对常规减载深抽装置进行了改进，采用插入式多级密封结构，可提高整体密封可靠性；同时在大泵筒接头上设有泄油孔，在油井作业时，可与出液孔形成泄油通道，避免作业过程中造成污染；该装置通过降低抽油机悬点载荷来增加泵挂深度，可提高深层低渗油井产液量，减少成本投入，降低抽油能耗。现场应用表明，抽油机悬点载荷显著降低，达到了油田节能增产、降本增效的目的。
2013, 35(3): 119-120.
摘要:
桥口油田属于典型的多油层非均质常压低渗复杂断块高气油比油气藏，套压值过高影响井底流压，套压过低会造成油套环空泡沫段的增加，从而直接影响动液面监测数据的真实性。为了合理控制套压，在传统采油树流程基础上设计了自动控套防盗气工艺流程。根据各井气油比、地层压力，设定对应套压值，自动控套装置根据设定值自动排放套管气调整套压。合理控制套压保证了井底流压的稳定，避免了泡沫段的产生，有效回收利用了套管气，改善了开发效果，提高了采收率。
桥口油田属于典型的多油层非均质常压低渗复杂断块高气油比油气藏，套压值过高影响井底流压，套压过低会造成油套环空泡沫段的增加，从而直接影响动液面监测数据的真实性。为了合理控制套压，在传统采油树流程基础上设计了自动控套防盗气工艺流程。根据各井气油比、地层压力，设定对应套压值，自动控套装置根据设定值自动排放套管气调整套压。合理控制套压保证了井底流压的稳定，避免了泡沫段的产生，有效回收利用了套管气，改善了开发效果，提高了采收率。
2013, 35(3): 121-124.
摘要:
提高油气田开发效益是一项系统工程，不仅取决于运行过程中的各种成本控制方法、设备与系统运行效率的提高技术以及开发方案优化技术等，更是与从建井到成井的整个井筒生命周期的管理息息相关。分析了现有管理模式下，因建井、成井与用井环节的脱节造成的一系列开发矛盾，以及大量的后期维修工作量和费用等问题。从井筒全生命周期管理的角度出发， 提出以需求为导向，建立起建设与使用有机衔接的钻采一体化管控模式。
提高油气田开发效益是一项系统工程，不仅取决于运行过程中的各种成本控制方法、设备与系统运行效率的提高技术以及开发方案优化技术等，更是与从建井到成井的整个井筒生命周期的管理息息相关。分析了现有管理模式下，因建井、成井与用井环节的脱节造成的一系列开发矛盾，以及大量的后期维修工作量和费用等问题。从井筒全生命周期管理的角度出发， 提出以需求为导向，建立起建设与使用有机衔接的钻采一体化管控模式。
