E-mail Alert2013年 35卷 第4期
2013, 35(4): 1-16.
摘要:
目前页岩气储层伤害主要依据碎屑岩和碳酸盐岩研究方法，重点研究渗流能力影响因素。结果认为，内因主要是孔隙度低易水锁，黏土矿物含量较高易水化膨胀堵塞通道，页岩表面毛细管力增加气体流动阻力，高温高压环境削弱工作流体性能易增加储层液相残留量，页岩气中二氧化碳流向地面过程中污染工作流体增加储层液相残留量；外因主要是工作液抑制能力不足造成储层黏土水化膨胀，工作液侵入、工作液残留、工作流体添加剂残留、工作液生成生物被膜阻碍气体流动，生产压差过小导致井眼附近液相挥发速度较慢造成水锁堵塞渗流通道。尚未系统研究形成产能过程中解吸、扩散能力伤害及其原因，以及钻完井、储层改造、排采伤害对储层解吸、扩散能力的影响。没有形成系统的页岩气储层伤害基础理论，也没有室内和矿场公认的评价方法。
目前页岩气储层伤害主要依据碎屑岩和碳酸盐岩研究方法，重点研究渗流能力影响因素。结果认为，内因主要是孔隙度低易水锁，黏土矿物含量较高易水化膨胀堵塞通道，页岩表面毛细管力增加气体流动阻力，高温高压环境削弱工作流体性能易增加储层液相残留量，页岩气中二氧化碳流向地面过程中污染工作流体增加储层液相残留量；外因主要是工作液抑制能力不足造成储层黏土水化膨胀，工作液侵入、工作液残留、工作流体添加剂残留、工作液生成生物被膜阻碍气体流动，生产压差过小导致井眼附近液相挥发速度较慢造成水锁堵塞渗流通道。尚未系统研究形成产能过程中解吸、扩散能力伤害及其原因，以及钻完井、储层改造、排采伤害对储层解吸、扩散能力的影响。没有形成系统的页岩气储层伤害基础理论，也没有室内和矿场公认的评价方法。
2013, 35(4): 17-21.
摘要:
南堡潜山油气成藏条件复杂、纵横向非均质性强，为有效地提高裂缝钻遇率和实现经济开发，研究应用了水平井欠平衡钻井技术。针对油层埋藏深、井温高、气油比高、安全密度窗口窄、易漏易涌、安全钻进风险大等难点，通过研究抗高温水包油钻井液体系、气油比对欠平衡工艺影响，监测随钻地层压力与评价储层，设计欠平衡与控压钻进参数，分析南堡潜山钻进过程动静温度变化规律及潜山裂缝钻遇时的各项异常特性规律，形成了一套适合于南堡深层高温潜山水平井欠平衡钻井配套技术。应用结果表明，该技术有效地实现了南堡深层高温潜山安全钻进和经济高效开发，对同类油气藏的钻井施工提供了借鉴。
南堡潜山油气成藏条件复杂、纵横向非均质性强，为有效地提高裂缝钻遇率和实现经济开发，研究应用了水平井欠平衡钻井技术。针对油层埋藏深、井温高、气油比高、安全密度窗口窄、易漏易涌、安全钻进风险大等难点，通过研究抗高温水包油钻井液体系、气油比对欠平衡工艺影响，监测随钻地层压力与评价储层，设计欠平衡与控压钻进参数，分析南堡潜山钻进过程动静温度变化规律及潜山裂缝钻遇时的各项异常特性规律，形成了一套适合于南堡深层高温潜山水平井欠平衡钻井配套技术。应用结果表明，该技术有效地实现了南堡深层高温潜山安全钻进和经济高效开发，对同类油气藏的钻井施工提供了借鉴。
2013, 35(4): 22-25.
摘要:
为提高吐哈盆地鲁克沁油田稠油油藏的开采效率、降低水平井综合开发成本，实现油藏高效、经济开发。吐哈油田布署了一口多分支水平井—玉平8井，该井在施工中对地层可钻性差、水平段悬空侧钻、主井眼重入等多个技术难点进行了分析，运用了动力钻具优选、水平段井眼悬空侧钻技术，完善了水平分支井前进式施工方式、分支井眼重入主井眼等重要技术，有效地缩短了钻井周期，保证了安全快速完成施工任务。玉平8井的顺利完钻，为今后在稠油油藏开发钻多分支水平井、扩大储层控制面积，大幅度提高油井产量和采收率提供了新的途径。
为提高吐哈盆地鲁克沁油田稠油油藏的开采效率、降低水平井综合开发成本，实现油藏高效、经济开发。吐哈油田布署了一口多分支水平井—玉平8井，该井在施工中对地层可钻性差、水平段悬空侧钻、主井眼重入等多个技术难点进行了分析，运用了动力钻具优选、水平段井眼悬空侧钻技术，完善了水平分支井前进式施工方式、分支井眼重入主井眼等重要技术，有效地缩短了钻井周期，保证了安全快速完成施工任务。玉平8井的顺利完钻，为今后在稠油油藏开发钻多分支水平井、扩大储层控制面积，大幅度提高油井产量和采收率提供了新的途径。
2013, 35(4): 26-29.
摘要:
塔河油田奥陶系碳酸盐储层石油资源丰富，随着开采周期的延长，采出量的增加，开采成本也相应增加，老井侧钻是降低油气开发成本的有效途径之一，但塔河油田受制于井眼尺寸、避水要求、不稳定泥岩、复杂的压力体系等原因，套管开窗侧钻难度极大。鉴于膨胀管技术在处理复杂地层和压力体系方面具有独特的优势，并可节约套管层次，因此在塔河油田进行了3口井试验，均取得成功。对3口试验井情况进行了总结，对井身结构设计、井眼轨道设计、套管开窗方式、扩眼方式、钻具组合和钻井参数等进行了详细的阐述，试验证明膨胀管技术能够解决该区块侧钻井面临的难点，对于老井改造具有重要意义，但还需加强配套工具设备研制，以进一步提高膨胀管钻井经济性。
塔河油田奥陶系碳酸盐储层石油资源丰富，随着开采周期的延长，采出量的增加，开采成本也相应增加，老井侧钻是降低油气开发成本的有效途径之一，但塔河油田受制于井眼尺寸、避水要求、不稳定泥岩、复杂的压力体系等原因，套管开窗侧钻难度极大。鉴于膨胀管技术在处理复杂地层和压力体系方面具有独特的优势，并可节约套管层次，因此在塔河油田进行了3口井试验，均取得成功。对3口试验井情况进行了总结，对井身结构设计、井眼轨道设计、套管开窗方式、扩眼方式、钻具组合和钻井参数等进行了详细的阐述，试验证明膨胀管技术能够解决该区块侧钻井面临的难点，对于老井改造具有重要意义，但还需加强配套工具设备研制，以进一步提高膨胀管钻井经济性。
2013, 35(4): 30-34.
摘要:
凤凰X1井是1口风险探井，在实钻过程中出现地层岩性不确定、中古生界地层可钻性差、研磨性强；? 311.1 mm大井眼轨迹控制难；煤层、碳质泥岩易垮塌掉块；漏层多等技术难点。通过分析实钻地层特点和地层可钻性，优选高效PDC和牙轮钻头，增加单弯双稳钻具中两扶正器间的距离，采用随钻堵漏、承压堵漏及新型爆炸堵漏等方法进行堵漏，提高钻井液密度、抑制和防塌封堵能力，减少井下煤层和碳质泥岩的垮塌掉块，并结合中古生界地层安全钻井技术，实现了凤凰X1井顺利施工。该井的成功实施，为同类井的钻完井施工提供借鉴。
凤凰X1井是1口风险探井，在实钻过程中出现地层岩性不确定、中古生界地层可钻性差、研磨性强；? 311.1 mm大井眼轨迹控制难；煤层、碳质泥岩易垮塌掉块；漏层多等技术难点。通过分析实钻地层特点和地层可钻性，优选高效PDC和牙轮钻头，增加单弯双稳钻具中两扶正器间的距离，采用随钻堵漏、承压堵漏及新型爆炸堵漏等方法进行堵漏，提高钻井液密度、抑制和防塌封堵能力，减少井下煤层和碳质泥岩的垮塌掉块，并结合中古生界地层安全钻井技术，实现了凤凰X1井顺利施工。该井的成功实施，为同类井的钻完井施工提供借鉴。
2013, 35(4): 35-39.
摘要:
Addax OML137区块位于尼日利亚近海，水深约83~496 m，下部井段地层孔隙压力当量密度1.92 g/cm3，破裂压力当量密度2.10 g/cm3，安全密度窗口较窄，约为0.18/cm3。采用常规钻井技术无法钻达目的层，控压钻井技术是针对窄安全密度窗口的有效技术，因此有必要开展控压钻井技术适应性评价与优选，为科学地进行选井、选层、控压方式优选和控压参数设计提供理论依据。文中建立了OML137区块控压钻井适应性评价方法，即“三步法评价体系”，主要包括必要性评价、可行性评价、经济性评价。进行了控压方式和系统优选、建立了控压钻井精细流动模型，提出了深水控压参数设计原则和井底恒压设计方法，根据优选的控压系统进行了设备配套，最后在Asanga-2井进行了应用，为以后的控压施工积累了经验。
Addax OML137区块位于尼日利亚近海，水深约83~496 m，下部井段地层孔隙压力当量密度1.92 g/cm3，破裂压力当量密度2.10 g/cm3，安全密度窗口较窄，约为0.18/cm3。采用常规钻井技术无法钻达目的层，控压钻井技术是针对窄安全密度窗口的有效技术，因此有必要开展控压钻井技术适应性评价与优选，为科学地进行选井、选层、控压方式优选和控压参数设计提供理论依据。文中建立了OML137区块控压钻井适应性评价方法，即“三步法评价体系”，主要包括必要性评价、可行性评价、经济性评价。进行了控压方式和系统优选、建立了控压钻井精细流动模型，提出了深水控压参数设计原则和井底恒压设计方法，根据优选的控压系统进行了设备配套，最后在Asanga-2井进行了应用，为以后的控压施工积累了经验。
2013, 35(4): 40-43.
摘要:
庆92侧井是中原油田一口?139.7 mm套管开窗侧钻井，该井施工过程中存在井斜位移大、裸眼段长、井眼轨迹不易控制、钻井液性能不易调整、完井电测与固井施工困难等难题。通过优化大位移侧钻定向井剖面，加强井眼轨迹控制、优选钻头、及时调整钻井液性能、精心准备完井电测与固井施工等技术，为该井顺利施工创造了有利条件，该井的成功完钻对指导今后此类井顺利施工起到了一定的借鉴作用。
庆92侧井是中原油田一口?139.7 mm套管开窗侧钻井，该井施工过程中存在井斜位移大、裸眼段长、井眼轨迹不易控制、钻井液性能不易调整、完井电测与固井施工困难等难题。通过优化大位移侧钻定向井剖面，加强井眼轨迹控制、优选钻头、及时调整钻井液性能、精心准备完井电测与固井施工等技术，为该井顺利施工创造了有利条件，该井的成功完钻对指导今后此类井顺利施工起到了一定的借鉴作用。
2013, 35(4): 44-47.
摘要:
为提高新疆塔河工区深部地层机械钻速，在该区块试验应用了旋冲钻井技术。针对新疆塔河工区深部地层岩性特点和钻头选型情况，优选出旋冲钻井匹配钻头，优化并确定出射流冲击器结构性能参数。使用改进后射流冲击器首先在塔河工区S116-3井中配合PDC钻头在超深井段进行探索性应用，验证射流冲击器+PDC钻头的可行性，应用井深达6 086 m。随之，在TP324井进行了长井段现场应用，实现了液动射流冲击器与PDC钻头配合实质性应用。S116-3井应用井段：5 998.41~6 086 m，TP324井应用井段为6 151.65~6 912 m，总进尺847.94 m，总纯钻时间314.02，机械钻速同比提高32%~45%。S116-3、TP324井应用结果验证了该技术在深井超深井的提速效果及可靠性，为塔河工区深部地层探索了新的途径。
为提高新疆塔河工区深部地层机械钻速，在该区块试验应用了旋冲钻井技术。针对新疆塔河工区深部地层岩性特点和钻头选型情况，优选出旋冲钻井匹配钻头，优化并确定出射流冲击器结构性能参数。使用改进后射流冲击器首先在塔河工区S116-3井中配合PDC钻头在超深井段进行探索性应用，验证射流冲击器+PDC钻头的可行性，应用井深达6 086 m。随之，在TP324井进行了长井段现场应用，实现了液动射流冲击器与PDC钻头配合实质性应用。S116-3井应用井段：5 998.41~6 086 m，TP324井应用井段为6 151.65~6 912 m，总进尺847.94 m，总纯钻时间314.02，机械钻速同比提高32%~45%。S116-3、TP324井应用结果验证了该技术在深井超深井的提速效果及可靠性，为塔河工区深部地层探索了新的途径。
2013, 35(4): 47-50.
摘要:
研究沁水3#煤岩储层钻井液储层伤害机理，对沁水煤层气开发至关重要。室内对比测定了清水、绒囊、膨润土聚合物等3类钻井液伤害端氏煤矿3#煤岩柱塞前后渗透率值。结果表明，清水、绒囊钻井液、膨润土聚合物钻井液伤害煤岩柱塞平均渗透率恢复值为70.88%、84.22%和49.26%。结合渗透率恢复实验数据、煤岩柱塞伤害时漏失情况，分析钻井液储层伤害的主要因素有钻井液滤液及颗粒伤害、煤岩自身煤粉及微粒运移、某些表面活性剂与地层不配伍等。建议钻井使用无固相控制煤粉运移的钻井液，适当使用处理剂封堵地层控制滤液与煤层接触机会，根据具体煤岩情况优选表面活性剂避免煤岩与表面活性剂不配伍造成储层渗透率降低。
研究沁水3#煤岩储层钻井液储层伤害机理，对沁水煤层气开发至关重要。室内对比测定了清水、绒囊、膨润土聚合物等3类钻井液伤害端氏煤矿3#煤岩柱塞前后渗透率值。结果表明，清水、绒囊钻井液、膨润土聚合物钻井液伤害煤岩柱塞平均渗透率恢复值为70.88%、84.22%和49.26%。结合渗透率恢复实验数据、煤岩柱塞伤害时漏失情况，分析钻井液储层伤害的主要因素有钻井液滤液及颗粒伤害、煤岩自身煤粉及微粒运移、某些表面活性剂与地层不配伍等。建议钻井使用无固相控制煤粉运移的钻井液，适当使用处理剂封堵地层控制滤液与煤层接触机会，根据具体煤岩情况优选表面活性剂避免煤岩与表面活性剂不配伍造成储层渗透率降低。
2013, 35(4): 51-54.
摘要:
针对苏里格气田部分井压裂施工过程中出现的天然气窜槽问题，通过实验优选出性能良好的胶乳与外加剂，研发出防气窜高强度水泥浆体系。室内评价结果表明，该体系在不同温度下游离液低、流变性能好，水泥石抗折强度较常规水泥石提高了10%左右，48 h最大抗压强度29.5 MPa。现场试验3口井，储层段第一界面优质率100%，第二界面优质率大于94%，压裂施工中压力正常，未出现环空窜流，满足了苏里格气田分层压裂对环空水泥石完整性的要求。
针对苏里格气田部分井压裂施工过程中出现的天然气窜槽问题，通过实验优选出性能良好的胶乳与外加剂，研发出防气窜高强度水泥浆体系。室内评价结果表明，该体系在不同温度下游离液低、流变性能好，水泥石抗折强度较常规水泥石提高了10%左右，48 h最大抗压强度29.5 MPa。现场试验3口井，储层段第一界面优质率100%，第二界面优质率大于94%，压裂施工中压力正常，未出现环空窜流，满足了苏里格气田分层压裂对环空水泥石完整性的要求。
2013, 35(4): 55-57.
摘要:
在钻井过程中，为保障钻井安全需在钻井液中加入大量固相颗粒，钻井液中固相颗粒对机械钻速的影响较大，研制了一种安装在钻头上方的井下固控装置，该装置通过水力旋流分离原理将钻井液中大部分固相颗粒与钻井液分离并甩入环空区域，使通过钻头的钻井液固相含量大大减少。本装置设计的排固喷嘴有反向喷射作用，可以实现高效清洗井底，提高机械钻速。通过室内分离效果试验确定了装置的锥体角度和最优排量。在胜利油田、胜利海洋钻井进行了现场应用，验证了该装置安装方便，工作可靠，有明显的提速效果，可降低钻井液中的固相含量并有利于提高机械钻速。
在钻井过程中，为保障钻井安全需在钻井液中加入大量固相颗粒，钻井液中固相颗粒对机械钻速的影响较大，研制了一种安装在钻头上方的井下固控装置，该装置通过水力旋流分离原理将钻井液中大部分固相颗粒与钻井液分离并甩入环空区域，使通过钻头的钻井液固相含量大大减少。本装置设计的排固喷嘴有反向喷射作用，可以实现高效清洗井底，提高机械钻速。通过室内分离效果试验确定了装置的锥体角度和最优排量。在胜利油田、胜利海洋钻井进行了现场应用，验证了该装置安装方便，工作可靠，有明显的提速效果，可降低钻井液中的固相含量并有利于提高机械钻速。
2013, 35(4): 58-64.
摘要:
井喷是钻井过程中最为严重的钻井事故，溢流是井喷的先兆，优化溢流监测方法，提高监测的实时性和可靠性，对实现安全、高效、经济钻井具有重要意义。分析了溢流发生的原因及其表现形式，根据所采用的参数和监测形式的不同将现有的溢流监测方法总结为6类，对这6类监测方法的优缺点、适用性以及所涉及到的数据处理方法作了深入剖析比较。在此基础上，提出了一套基于随钻压力测量、微流量监测与综合录井参数的溢流先兆在线监测与预警系统。最后对控压钻井技术、随钻测井技术和随钻压力测量技术在溢流监测方面的应用和发展趋势做了展望，并指出了限制溢流监测的主要因素。
井喷是钻井过程中最为严重的钻井事故，溢流是井喷的先兆，优化溢流监测方法，提高监测的实时性和可靠性，对实现安全、高效、经济钻井具有重要意义。分析了溢流发生的原因及其表现形式，根据所采用的参数和监测形式的不同将现有的溢流监测方法总结为6类，对这6类监测方法的优缺点、适用性以及所涉及到的数据处理方法作了深入剖析比较。在此基础上，提出了一套基于随钻压力测量、微流量监测与综合录井参数的溢流先兆在线监测与预警系统。最后对控压钻井技术、随钻测井技术和随钻压力测量技术在溢流监测方面的应用和发展趋势做了展望，并指出了限制溢流监测的主要因素。
2013, 35(4): 65-69.
摘要:
针对某古潜山A区块，高含水期关井压锥指标体系不完善、部分指标确定不尽合理、细化量化程度不够等问题采用综合评判的方法，提出了新的评判指标界限：关井压锥效果评价指标3项，地质选井条件和技术参数9项，能更科学、更真实反映实际情况。分析认为在进行高含水期关井压锥时应优先选择关井压锥效果好的油井，慎重选择效果中等的油井，摈弃效果差的油井。研究方法可为同类型油藏开展高含水期关井压锥提供借鉴。
针对某古潜山A区块，高含水期关井压锥指标体系不完善、部分指标确定不尽合理、细化量化程度不够等问题采用综合评判的方法，提出了新的评判指标界限：关井压锥效果评价指标3项，地质选井条件和技术参数9项，能更科学、更真实反映实际情况。分析认为在进行高含水期关井压锥时应优先选择关井压锥效果好的油井，慎重选择效果中等的油井，摈弃效果差的油井。研究方法可为同类型油藏开展高含水期关井压锥提供借鉴。
2013, 35(4): 70-72.
摘要:
针对渤海埕北稠油油田主力产层油井严重水淹、剩余油分布复杂、潜力储量的非常规稠油难以动用及海上平台空间有限等主要矛盾，以精细油藏描述为基础，一方面放大老井生产压差进行大泵提液，提升现有设备下的老井产量，另一方面，在油藏边部井网不完善区域部署调整井；在论证非常规稠油冷采产能基础上，确定以大压差开采馆陶组稠油，以提高潜力储量动用程度。这些方法的研究与应用使埕北油田成功实现了产量接替，同时也为海上今后进入开发后期的油田提供借鉴。
针对渤海埕北稠油油田主力产层油井严重水淹、剩余油分布复杂、潜力储量的非常规稠油难以动用及海上平台空间有限等主要矛盾，以精细油藏描述为基础，一方面放大老井生产压差进行大泵提液，提升现有设备下的老井产量，另一方面，在油藏边部井网不完善区域部署调整井；在论证非常规稠油冷采产能基础上，确定以大压差开采馆陶组稠油，以提高潜力储量动用程度。这些方法的研究与应用使埕北油田成功实现了产量接替，同时也为海上今后进入开发后期的油田提供借鉴。
2013, 35(4): 73-77.
摘要:
为了认清螺杆泵的漏失机理，还原其井下实际生产条件下的工作状况，根据流体传压特性，将螺杆泵漏失细分为泵内滑失和泵外漏失。在确定泵内压力分布的基础上计算了螺杆泵各腔室的滑失速度，研究了不同泵吸入口空隙率和排出口压力下的漏失规律。结果表明：泵内压力变化导致泵内流体滑失，滑失又会影响泵内压力分布，泵外漏失是泵内滑失达到一定程度时出现的现象；气相存在一个较小的滑失区间，随着泵排出口压力增加，滑失区间向吸入口偏移；泵吸入口空隙率的增加改变了泵内流体的可压缩性，使得液相滑失速度曲线由线性进化为抛物线型，气相滑失区间向排出口扩散。研究结果为螺杆泵漏失量的计算提供了依据。
为了认清螺杆泵的漏失机理，还原其井下实际生产条件下的工作状况，根据流体传压特性，将螺杆泵漏失细分为泵内滑失和泵外漏失。在确定泵内压力分布的基础上计算了螺杆泵各腔室的滑失速度，研究了不同泵吸入口空隙率和排出口压力下的漏失规律。结果表明：泵内压力变化导致泵内流体滑失，滑失又会影响泵内压力分布，泵外漏失是泵内滑失达到一定程度时出现的现象；气相存在一个较小的滑失区间，随着泵排出口压力增加，滑失区间向吸入口偏移；泵吸入口空隙率的增加改变了泵内流体的可压缩性，使得液相滑失速度曲线由线性进化为抛物线型，气相滑失区间向排出口扩散。研究结果为螺杆泵漏失量的计算提供了依据。
2013, 35(4): 78-81.
摘要:
在石油钻采中，封隔器卡瓦承受巨大压力易发生断裂，直接影响到封隔器的密封性能，从而影响油井的开采过程及生产安全。运用有限元分析软件ANSYS Workbench对卡瓦进行有限元数值模拟分析。施加140 kN载荷时，卡瓦最大应力为230.11 MPa，超过其材料的最大抗压强度；对卡瓦封隔器试验模型进行压裂试验，试验施加压力为186.33 kN时卡瓦发生断裂，测得抗压强度为233 MPa；对卡瓦进行结构设计，卡瓦牙间距尺寸分别为15 mm、25 mm和30 mm。根据有限元分析结果，卡瓦牙间距为30 mm时卡瓦应力、应变分布趋于均匀，所承受的最大载荷为240 kN，最大应力为230.66 MPa、最大变形量为0.058 mm，证明此卡瓦结构尺寸较为合理。
在石油钻采中，封隔器卡瓦承受巨大压力易发生断裂，直接影响到封隔器的密封性能，从而影响油井的开采过程及生产安全。运用有限元分析软件ANSYS Workbench对卡瓦进行有限元数值模拟分析。施加140 kN载荷时，卡瓦最大应力为230.11 MPa，超过其材料的最大抗压强度；对卡瓦封隔器试验模型进行压裂试验，试验施加压力为186.33 kN时卡瓦发生断裂，测得抗压强度为233 MPa；对卡瓦进行结构设计，卡瓦牙间距尺寸分别为15 mm、25 mm和30 mm。根据有限元分析结果，卡瓦牙间距为30 mm时卡瓦应力、应变分布趋于均匀，所承受的最大载荷为240 kN，最大应力为230.66 MPa、最大变形量为0.058 mm，证明此卡瓦结构尺寸较为合理。
2013, 35(4): 82-84.
摘要:
苏里格气田属于“低孔、低压、低渗”的三低气田，需要压裂改造才能生产，其中连续油管喷砂射孔环空分段压裂技术以其自身的技术优势，成为苏里格地区水平井改造的重要方式。连续油管喷砂射孔环空分段压裂技术通过定位器、封隔器等井下工具组合实现喷砂射孔、封隔器分层、套管大批量注入和连续油管精确定位，一趟管柱可完成多种作业，具有施工周期短、成本低、压后全通径等优点。阐述了该技术的工作原理及配套工具的原理、结构。通过在苏里格一口二开水平井的成功实施，说明连续油管喷砂射孔环空分段压裂技术适用于致密气藏，为水平井多级水力压裂提供了新的技术手段。
苏里格气田属于“低孔、低压、低渗”的三低气田，需要压裂改造才能生产，其中连续油管喷砂射孔环空分段压裂技术以其自身的技术优势，成为苏里格地区水平井改造的重要方式。连续油管喷砂射孔环空分段压裂技术通过定位器、封隔器等井下工具组合实现喷砂射孔、封隔器分层、套管大批量注入和连续油管精确定位，一趟管柱可完成多种作业，具有施工周期短、成本低、压后全通径等优点。阐述了该技术的工作原理及配套工具的原理、结构。通过在苏里格一口二开水平井的成功实施，说明连续油管喷砂射孔环空分段压裂技术适用于致密气藏，为水平井多级水力压裂提供了新的技术手段。
2013, 35(4): 85-87.
摘要:
针对苏里格气田含气层系多、单层产量低的特点，进行了气井机械封隔器连续分层压裂技术研究，研发并优化了气井机械封隔器连续分层压裂管柱，研制了大通径K344封隔器、水力锚及耐磨的3.175 mm小级差滑套芯子等配套工具，可达到一趟管柱连续分层改造8层。80多口井的现场应用表明，该技术具有施工可靠、操作简单、成本低等优点。
针对苏里格气田含气层系多、单层产量低的特点，进行了气井机械封隔器连续分层压裂技术研究，研发并优化了气井机械封隔器连续分层压裂管柱，研制了大通径K344封隔器、水力锚及耐磨的3.175 mm小级差滑套芯子等配套工具，可达到一趟管柱连续分层改造8层。80多口井的现场应用表明，该技术具有施工可靠、操作简单、成本低等优点。
2013, 35(4): 88-93.
摘要:
针对长庆油田五里湾区特低渗透油藏地层水矿化度高、渗透率低，传统的“三采”增产措施难于开展的问题，开展了聚合物纳米球驱技术研究。利用粒度仪、透射电子显微镜、单管填砂模型以及真实岩心微观模型和双管并联填砂模型从聚合物纳米球的膨胀性、注入性、降低水相渗透率性以及室内模拟驱油几个方面系统研究了其在特低渗透油藏中的适应性。实验结果表明，聚合物纳米球具有良好的注入性，在地层水中可以发生膨胀，并能有选择地降低高渗管的水相渗透率，具有液流改向作用，可有效动用残余油，提高采收率效果显著。聚合物纳米球驱可以作为长庆油田五里湾区特低渗透油藏有效的增产手段，该研究为现场应用提供了实验依据。
针对长庆油田五里湾区特低渗透油藏地层水矿化度高、渗透率低，传统的“三采”增产措施难于开展的问题，开展了聚合物纳米球驱技术研究。利用粒度仪、透射电子显微镜、单管填砂模型以及真实岩心微观模型和双管并联填砂模型从聚合物纳米球的膨胀性、注入性、降低水相渗透率性以及室内模拟驱油几个方面系统研究了其在特低渗透油藏中的适应性。实验结果表明，聚合物纳米球具有良好的注入性，在地层水中可以发生膨胀，并能有选择地降低高渗管的水相渗透率，具有液流改向作用，可有效动用残余油，提高采收率效果显著。聚合物纳米球驱可以作为长庆油田五里湾区特低渗透油藏有效的增产手段，该研究为现场应用提供了实验依据。
2013, 35(4): 94-96.
摘要:
辅助重力泄油（SAGD）技术是近年来特稠油高效开发的新技术之一，复杂的海上环境对该技术的应用提出更大挑战。结合国内外SAGD技术的开发经验和渤海旅大特稠油油藏实际情况，从注汽工艺、采油工艺和地面工程进行分析，确定了SAGD开发过程：预热、降压和SAGD操作；优化了不同阶段的注汽和举升工艺，注汽井采用同心双管均匀注汽，降压阶段采用气举，SAGD操作阶段采用高温电泵生产；地面采用小型化、橇装化的热采设备，并对其地面流程进行优化。总体论证了SAGD技术在该油田的可实施性，为海上油田进行SAGD先导性试验提供了理论依据和技术支持。
辅助重力泄油（SAGD）技术是近年来特稠油高效开发的新技术之一，复杂的海上环境对该技术的应用提出更大挑战。结合国内外SAGD技术的开发经验和渤海旅大特稠油油藏实际情况，从注汽工艺、采油工艺和地面工程进行分析，确定了SAGD开发过程：预热、降压和SAGD操作；优化了不同阶段的注汽和举升工艺，注汽井采用同心双管均匀注汽，降压阶段采用气举，SAGD操作阶段采用高温电泵生产；地面采用小型化、橇装化的热采设备，并对其地面流程进行优化。总体论证了SAGD技术在该油田的可实施性，为海上油田进行SAGD先导性试验提供了理论依据和技术支持。
2013, 35(4): 97-100.
摘要:
堵剂优选困难、堵剂漏失严重、堵漏措施难以配套，是塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水亟待解决的难题。为解决这些难题，针对碳酸盐岩缝洞型油藏的堵水现状，开展了堵剂漏失的预判和原因分析，分析研究了适合塔河油田特色的暂堵和堵漏工艺，主要包括中密度固化颗粒、颗粒型体膨堵剂、可溶性硅酸盐凝胶3项暂堵工艺；复合密度选择性堵水、瓜胶液前置多级复合段塞堵水2项堵漏工艺。经现场应用表明，针对不同漏失程度的井，3项暂堵和2项堵漏工艺应用效果较好。
堵剂优选困难、堵剂漏失严重、堵漏措施难以配套，是塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏堵水亟待解决的难题。为解决这些难题，针对碳酸盐岩缝洞型油藏的堵水现状，开展了堵剂漏失的预判和原因分析，分析研究了适合塔河油田特色的暂堵和堵漏工艺，主要包括中密度固化颗粒、颗粒型体膨堵剂、可溶性硅酸盐凝胶3项暂堵工艺；复合密度选择性堵水、瓜胶液前置多级复合段塞堵水2项堵漏工艺。经现场应用表明，针对不同漏失程度的井，3项暂堵和2项堵漏工艺应用效果较好。
2013, 35(4): 101-102.
摘要:
在石油、天然气和地质钻井过程中，井筒内的钻井液压强造成的压持效应，极大地降低了钻进速度。针对现有以液体钻井液为循环介质的常规钻井技术，以减少钻头处的钻井液压持效应为目的，根据射流泵的工作原理，研制了一种能够降低井底钻井液压强的井底负压发生器。该井底负压发生器具有3个功能：将环空分为上部环形空间和井底环形空间两个压强区；井底环形空间压强低于上部环形空间压强，且流体从井底环形空间流向上部环形空间；有钻进功能。介绍了井底负压发生器的结构和使用方法。
在石油、天然气和地质钻井过程中，井筒内的钻井液压强造成的压持效应，极大地降低了钻进速度。针对现有以液体钻井液为循环介质的常规钻井技术，以减少钻头处的钻井液压持效应为目的，根据射流泵的工作原理，研制了一种能够降低井底钻井液压强的井底负压发生器。该井底负压发生器具有3个功能：将环空分为上部环形空间和井底环形空间两个压强区；井底环形空间压强低于上部环形空间压强，且流体从井底环形空间流向上部环形空间；有钻进功能。介绍了井底负压发生器的结构和使用方法。
2013, 35(4): 103-105.
摘要:
塔河油田超稠油电泵井受掺入稀油的不稳定性、稀稠油混配效果差影响，电泵运行工况极不稳定，故障停机井次多，运行寿命低，且现有技术水平难以动用原油黏度100×104 mPa·s以上、黏温拐点3 500 m以下井储量。为改善电泵运行工况，延长运行寿命及动用超稠油井储量，从改善稀稠油混配效果及确保超稠油能够顺利入泵出发，研制了电泵加装尾管装置，并进行了5井次矿场试验。试验表明：该装置能够提高稀稠油混配效果，改善电泵运行工况，动用超稠油井储量，在稠油电泵井中具有广阔的应用前景。
塔河油田超稠油电泵井受掺入稀油的不稳定性、稀稠油混配效果差影响，电泵运行工况极不稳定，故障停机井次多，运行寿命低，且现有技术水平难以动用原油黏度100×104 mPa·s以上、黏温拐点3 500 m以下井储量。为改善电泵运行工况，延长运行寿命及动用超稠油井储量，从改善稀稠油混配效果及确保超稠油能够顺利入泵出发，研制了电泵加装尾管装置，并进行了5井次矿场试验。试验表明：该装置能够提高稀稠油混配效果，改善电泵运行工况，动用超稠油井储量，在稠油电泵井中具有广阔的应用前景。
2013, 35(4): 106-107.
摘要:
针对三元复合驱油井中泵筒及柱塞表面易结垢而导致漏失量大、泵效低、柱塞磨阻大、卡泵及油杆断脱频繁的问题，研制了无间隙自适应防卡泵。该装置包括无间隙自适应柱塞泵以及无间隙自适应刮削器两部分。柱塞泵利用液压自封原理，采用复合密封结构，漏失量小，泵效高，不易结垢和砂卡；刮削器采用弹簧结构使得刮削器对泵筒直径具有自适应功能，可实现对柱塞以上泵筒段无间隙有效刮垢，阻垢单向阀可以有效防止刮削器刮下来的垢颗粒的沉降，并随着井内流体排出井外。现场试验表明，该装置与常规柱塞泵相比检泵周期由50 d左右提高到400 d左右，统计平均泵效由42.25%提高到63.32%，大大提高了经济效益。
针对三元复合驱油井中泵筒及柱塞表面易结垢而导致漏失量大、泵效低、柱塞磨阻大、卡泵及油杆断脱频繁的问题，研制了无间隙自适应防卡泵。该装置包括无间隙自适应柱塞泵以及无间隙自适应刮削器两部分。柱塞泵利用液压自封原理，采用复合密封结构，漏失量小，泵效高，不易结垢和砂卡；刮削器采用弹簧结构使得刮削器对泵筒直径具有自适应功能，可实现对柱塞以上泵筒段无间隙有效刮垢，阻垢单向阀可以有效防止刮削器刮下来的垢颗粒的沉降，并随着井内流体排出井外。现场试验表明，该装置与常规柱塞泵相比检泵周期由50 d左右提高到400 d左右，统计平均泵效由42.25%提高到63.32%，大大提高了经济效益。
2013, 35(4): 108-110.
摘要:
ZY-M1505驱油表面活性剂是一种针对明15块研究的阴—非离子两性表面活性剂。室内评价了ZY-M1505驱油表面活性剂的浓度与界面张力关系、热稳定性能、驱油性能，并进行了矿场试验。实验结果表明，在明15块地层条件下，注入水、地层水表面活性剂液均可以达到超低界面张力，并具有长期的热稳定性和一定的驱油能力。矿场试验结果表明，表面活性剂驱提高了洗油效率，试验区块开发状态得到改善，区块递减明显减小，增油效果明显。
ZY-M1505驱油表面活性剂是一种针对明15块研究的阴—非离子两性表面活性剂。室内评价了ZY-M1505驱油表面活性剂的浓度与界面张力关系、热稳定性能、驱油性能，并进行了矿场试验。实验结果表明，在明15块地层条件下，注入水、地层水表面活性剂液均可以达到超低界面张力，并具有长期的热稳定性和一定的驱油能力。矿场试验结果表明，表面活性剂驱提高了洗油效率，试验区块开发状态得到改善，区块递减明显减小，增油效果明显。
2013, 35(4): 111-113.
摘要:
油田采出水中含有大量的硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌等，其腐蚀性强，引起采出水回注井井筒注水管柱严重腐蚀，在满足现有注水管柱工作参数条件下，通过改变注水管柱材质、结构的方法，设计出一种抗腐蚀性能强的柔性复合油管。进行了油管强度校核、室内性能评价实验、注水管柱组合设计和现场试验研究。试验表明：柔性复合油管在现有注水工作参数条件下，使用寿命可达15 a以上，达到了钢质油管寿命的3倍以上，为油田注水井井筒防腐提供了一种新方法。
油田采出水中含有大量的硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌等，其腐蚀性强，引起采出水回注井井筒注水管柱严重腐蚀，在满足现有注水管柱工作参数条件下，通过改变注水管柱材质、结构的方法，设计出一种抗腐蚀性能强的柔性复合油管。进行了油管强度校核、室内性能评价实验、注水管柱组合设计和现场试验研究。试验表明：柔性复合油管在现有注水工作参数条件下，使用寿命可达15 a以上，达到了钢质油管寿命的3倍以上，为油田注水井井筒防腐提供了一种新方法。
2013, 35(4): 114-116.
摘要:
单流阀作为分层注水、分层调驱、防污染等管柱底阀时，往往存在上部固相颗粒无处沉积并卡死阀球的现象，造成措施管柱失效。为此，研制了具有侧向进液、分流沉积通道、单向球弹簧扶正等机构的分流沉积井下进液器，该进液器具有侧管进液、分流通道沉砂、阀球不易砂卡等功能，与措施管柱组合，能够起到卡封管柱的侧向进液、分层注入管柱的反洗井、分层调驱和防污染管柱的固相颗粒沉入下部尾管的作用，提高了措施管柱的可靠性，增强了措施管柱在出砂、斜井条件下的适应性。
单流阀作为分层注水、分层调驱、防污染等管柱底阀时，往往存在上部固相颗粒无处沉积并卡死阀球的现象，造成措施管柱失效。为此，研制了具有侧向进液、分流沉积通道、单向球弹簧扶正等机构的分流沉积井下进液器，该进液器具有侧管进液、分流通道沉砂、阀球不易砂卡等功能，与措施管柱组合，能够起到卡封管柱的侧向进液、分层注入管柱的反洗井、分层调驱和防污染管柱的固相颗粒沉入下部尾管的作用，提高了措施管柱的可靠性，增强了措施管柱在出砂、斜井条件下的适应性。
2013, 35(4): 117-118.
摘要:
针对部分高渗、低压油层，常规洗井后侵入地层污水量较多，含水恢复期较长的问题，应用空心杆不压产热洗清蜡技术，通过完善洗井单流阀，优选配套洗井设备，优化热洗参数，将空心抽油杆及配套洗井单流阀下入结蜡井段以下，洗井时热水通过杆管表面上的热传导，加热融化杆管上结的蜡并被产出液带出井筒进站，完成油井的清蜡维护。该技术用时短，耗水少，油井没有含水恢复期，不污染地层，是一种高效节能的新工艺。
针对部分高渗、低压油层，常规洗井后侵入地层污水量较多，含水恢复期较长的问题，应用空心杆不压产热洗清蜡技术，通过完善洗井单流阀，优选配套洗井设备，优化热洗参数，将空心抽油杆及配套洗井单流阀下入结蜡井段以下，洗井时热水通过杆管表面上的热传导，加热融化杆管上结的蜡并被产出液带出井筒进站，完成油井的清蜡维护。该技术用时短，耗水少，油井没有含水恢复期，不污染地层，是一种高效节能的新工艺。
2013, 35(4): 119-121.
摘要:
小井眼井因其套管内径小，工具选择局限性大，加之落物复杂多样，施工难度大。为此，研制了油管节箍倒扣接头、防上窜外钩、可调式三球捞筒等小井眼井打捞工具，介绍了这几种打捞工具的结构、工作原理、技术特点、现场应用实例。这几种工具的应用提高了小井眼井打捞成功率，解决了小井眼井大修施工困难的问题，为小井眼井打捞提供了一定的技术借鉴。
小井眼井因其套管内径小，工具选择局限性大，加之落物复杂多样，施工难度大。为此，研制了油管节箍倒扣接头、防上窜外钩、可调式三球捞筒等小井眼井打捞工具，介绍了这几种打捞工具的结构、工作原理、技术特点、现场应用实例。这几种工具的应用提高了小井眼井打捞成功率，解决了小井眼井大修施工困难的问题，为小井眼井打捞提供了一定的技术借鉴。
2013, 35(4): 122-123.
摘要:
针对水平井冲砂难度大、风险大、水平段管柱砂卡难以打捞的观点，分析了砂在水平井段与直井段所处的不同形态，阐述了砂在井筒内所处的空间形态、受力状态。通过水平段砂卡管柱处理实例，得出了水平段砂卡管柱处理难度低于直井砂卡的认识以及水平段冲砂技术风险小于直井砂卡风险的观点。提出了新的水平井段冲砂、解卡作业思维方式，使该技术更加简单化，提高了施工效率，降低了修井成本。
针对水平井冲砂难度大、风险大、水平段管柱砂卡难以打捞的观点，分析了砂在水平井段与直井段所处的不同形态，阐述了砂在井筒内所处的空间形态、受力状态。通过水平段砂卡管柱处理实例，得出了水平段砂卡管柱处理难度低于直井砂卡的认识以及水平段冲砂技术风险小于直井砂卡风险的观点。提出了新的水平井段冲砂、解卡作业思维方式，使该技术更加简单化，提高了施工效率，降低了修井成本。
