E-mail Alert2013年 35卷 第5期
2013, 35(5): 1-12.
摘要:
页岩气、致密油/页岩油、致密气、深水、极地等的勘探开发活动推动了全球钻完井活动持续回升，促进了水平井、工厂化作业等钻井技术，以及快速移动钻机、深水钻机、极地钻机等钻井装备的快速发展。国外近年来在高效起下钻机和高运移性钻机，复合钻头、微芯钻头及高效辅助破岩工具，井下实时大容量信息高速上传，实现造斜段和水平段一趟钻的高造斜率旋转导向技术，可折叠连续管，钻井远程传输与实时优化，连续循环系统，控压钻井，高温油基钻井液、新型水基钻井液和新型堵漏技术等方面取得显著进展。国内在万米钻机及配套装备、MWD/LWD/EMWD/近钻头地质导向系统、连续管技术与装备、控压钻井、垂直钻井、随钻温度压力测试等方面也实现重要突破，推动了钻井技术与装备不断进步。
页岩气、致密油/页岩油、致密气、深水、极地等的勘探开发活动推动了全球钻完井活动持续回升，促进了水平井、工厂化作业等钻井技术，以及快速移动钻机、深水钻机、极地钻机等钻井装备的快速发展。国外近年来在高效起下钻机和高运移性钻机，复合钻头、微芯钻头及高效辅助破岩工具，井下实时大容量信息高速上传，实现造斜段和水平段一趟钻的高造斜率旋转导向技术，可折叠连续管，钻井远程传输与实时优化，连续循环系统，控压钻井，高温油基钻井液、新型水基钻井液和新型堵漏技术等方面取得显著进展。国内在万米钻机及配套装备、MWD/LWD/EMWD/近钻头地质导向系统、连续管技术与装备、控压钻井、垂直钻井、随钻温度压力测试等方面也实现重要突破，推动了钻井技术与装备不断进步。
2013, 35(5): 13-15.
摘要:
随着定向井技术的不断完善，丛式井钻井技术现已在国内各大油田广泛应用。华北油田雁63断块根据地质构造特征采用了定向丛式井开发，井眼采用五段制井眼轨道设计剖面，该区块布井多，井网密，整拖距离5 m，上直段并行井段长，井间碰撞因素较多，钻井施工过程中绕障难度大，对井眼轨迹控制和监测技术要求高。针对华北油田雁63断块丛式井特点在实钻过程中采用了定向剖面优化设计，MWD无线随钻定向与监测，及时调整井眼轨迹，保证了井眼轨迹的规则，减少了后期采油杆管的偏磨效应，施工过程中通过优化钻井参数、简化钻具结构、严格控制轨迹、优化钻井液体系等技术措施实现了安全快速钻井。
随着定向井技术的不断完善，丛式井钻井技术现已在国内各大油田广泛应用。华北油田雁63断块根据地质构造特征采用了定向丛式井开发，井眼采用五段制井眼轨道设计剖面，该区块布井多，井网密，整拖距离5 m，上直段并行井段长，井间碰撞因素较多，钻井施工过程中绕障难度大，对井眼轨迹控制和监测技术要求高。针对华北油田雁63断块丛式井特点在实钻过程中采用了定向剖面优化设计，MWD无线随钻定向与监测，及时调整井眼轨迹，保证了井眼轨迹的规则，减少了后期采油杆管的偏磨效应，施工过程中通过优化钻井参数、简化钻具结构、严格控制轨迹、优化钻井液体系等技术措施实现了安全快速钻井。
2013, 35(5): 16-19.
摘要:
徐闻X3井是一口部署在北部湾盆地迈陈凹陷区块的多靶点定向井， 也是中石化首口超高温超深四靶点定向探井，该井二开井段长达2 667 m，为大尺寸长裸眼井眼；三开实钻裸眼段长1 540 m。该地区地温梯度高，井深5 974 m电测温度为211 ℃，高温影响MWD仪器使用性能，下部井段只能依靠多点投测，井身轨迹控制具有滞后性。为实现徐闻X3井井眼轨迹的有效控制，该井直井段采用塔式钻具组合，长达2 028 m的直井段最大井斜角仅为1.39°，定向井段采用1.5°的单弯螺杆定向，稳斜井段采用满眼、微增钻具组合钻进。该井4个靶点均顺利中靶，实钻井眼轨迹达到设计要求，完钻井深6 010 m，完钻水平位移达2 017.22 m。该井的顺利完钻为同类井的施工提供了经验。
徐闻X3井是一口部署在北部湾盆地迈陈凹陷区块的多靶点定向井， 也是中石化首口超高温超深四靶点定向探井，该井二开井段长达2 667 m，为大尺寸长裸眼井眼；三开实钻裸眼段长1 540 m。该地区地温梯度高，井深5 974 m电测温度为211 ℃，高温影响MWD仪器使用性能，下部井段只能依靠多点投测，井身轨迹控制具有滞后性。为实现徐闻X3井井眼轨迹的有效控制，该井直井段采用塔式钻具组合，长达2 028 m的直井段最大井斜角仅为1.39°，定向井段采用1.5°的单弯螺杆定向，稳斜井段采用满眼、微增钻具组合钻进。该井4个靶点均顺利中靶，实钻井眼轨迹达到设计要求，完钻井深6 010 m，完钻水平位移达2 017.22 m。该井的顺利完钻为同类井的施工提供了经验。
2013, 35(5): 20-23.
摘要:
根据北部湾盆地地质特征和以往现场钻井作业情况，分析了地层难钻的原因，总结了南海西部油田在提高机械钻速方面所做的探索和实践，结合北部湾盆地近期多口钻井的现场情况，提出了适用于北部湾盆地难钻地层的提速对策，并开发了一种应对该难钻地层的新型钻头，形成了一套北部湾难钻地层钻井提速技术。现场实践证明，应用该技术后，难钻地层机械钻速有较大幅度提高。该套钻井提速技术对南海西部油田钻井成本的控制具有十分重要的意义，也可为在类似地层进行钻井作业的现场施工人员提供技术参考。
根据北部湾盆地地质特征和以往现场钻井作业情况，分析了地层难钻的原因，总结了南海西部油田在提高机械钻速方面所做的探索和实践，结合北部湾盆地近期多口钻井的现场情况，提出了适用于北部湾盆地难钻地层的提速对策，并开发了一种应对该难钻地层的新型钻头，形成了一套北部湾难钻地层钻井提速技术。现场实践证明，应用该技术后，难钻地层机械钻速有较大幅度提高。该套钻井提速技术对南海西部油田钻井成本的控制具有十分重要的意义，也可为在类似地层进行钻井作业的现场施工人员提供技术参考。
2013, 35(5): 24-28.
摘要:
SN0084井丛共布井9口，其中含1口直井和8口大斜度定向井。针对该井丛大斜度井多和施工技术难点，进行了地质、工程和钻井液优化设计，优选了钻具组合和钻头、优化了井眼轨迹，并通过使用MWD仪器、预防井下复杂情况，最终实现了“一开一趟钻，二开三趟钻” 模式快速完钻，水平位移1 335.47 m，平均井径扩大率4.09%，起下钻正常，完钻后，电测遇阻通井2次，下套管顺利到底，固井质量合格。该井的施工经验为今后该区块大斜度井的安全、优质、高效施工提供了有益的参考。
SN0084井丛共布井9口，其中含1口直井和8口大斜度定向井。针对该井丛大斜度井多和施工技术难点，进行了地质、工程和钻井液优化设计，优选了钻具组合和钻头、优化了井眼轨迹，并通过使用MWD仪器、预防井下复杂情况，最终实现了“一开一趟钻，二开三趟钻” 模式快速完钻，水平位移1 335.47 m，平均井径扩大率4.09%，起下钻正常，完钻后，电测遇阻通井2次，下套管顺利到底，固井质量合格。该井的施工经验为今后该区块大斜度井的安全、优质、高效施工提供了有益的参考。
2013, 35(5): 29-32.
摘要:
克深206井是库车坳陷克拉苏构造带克深区带克深1-2号构造的一口五开生产评价直井，该井面临着上部地层倾角大易井斜、吉迪克组含砾地层机械钻速低、古近系库姆格列木群盐膏层段易卡钻、白垩系巴什基奇克组机械钻速低、压力窗口窄、井壁不稳、易卡易漏等钻井技术难题。针对上述难点，应用了PDC优选技术、垂直钻井技术、穿盐膏层钻井液体系优选等钻井提速配套技术。通过应用钻井提速配套技术，克深206井钻井速度实现了大幅度的提高，钻井周期250 d11h，较区块平均周期相比缩短47.5%。克深206井钻井提速配套技术为今后克深1-2构造钻井施工作业提供了宝贵的经验。
克深206井是库车坳陷克拉苏构造带克深区带克深1-2号构造的一口五开生产评价直井，该井面临着上部地层倾角大易井斜、吉迪克组含砾地层机械钻速低、古近系库姆格列木群盐膏层段易卡钻、白垩系巴什基奇克组机械钻速低、压力窗口窄、井壁不稳、易卡易漏等钻井技术难题。针对上述难点，应用了PDC优选技术、垂直钻井技术、穿盐膏层钻井液体系优选等钻井提速配套技术。通过应用钻井提速配套技术，克深206井钻井速度实现了大幅度的提高，钻井周期250 d11h，较区块平均周期相比缩短47.5%。克深206井钻井提速配套技术为今后克深1-2构造钻井施工作业提供了宝贵的经验。
2013, 35(5): 33-35.
摘要:
多分支水平井因能够有效提高煤层气产能而成为煤层气开采的主要井型，但由于技术和经验不足，在钻井施工过程中，钻速慢、井下复杂情况时有发生。文中分析了多分支水平井在各个阶段的轨迹控制难点，并探讨了悬空侧钻、老眼重入等技术难点及控制要点，给出了造斜段轨道设计运算过程，通过合理选择随钻测量系统，精确控制了钻井全过程轨迹参数。该井眼轨迹的精确控制为我国煤层气多分支水平井整套工艺的施工提供可靠的技术借鉴和准确的参考数据。
多分支水平井因能够有效提高煤层气产能而成为煤层气开采的主要井型，但由于技术和经验不足，在钻井施工过程中，钻速慢、井下复杂情况时有发生。文中分析了多分支水平井在各个阶段的轨迹控制难点，并探讨了悬空侧钻、老眼重入等技术难点及控制要点，给出了造斜段轨道设计运算过程，通过合理选择随钻测量系统，精确控制了钻井全过程轨迹参数。该井眼轨迹的精确控制为我国煤层气多分支水平井整套工艺的施工提供可靠的技术借鉴和准确的参考数据。
2013, 35(5): 36-39.
摘要:
由于枯竭型储气库的产层压力低、运行周期长、注采气量大的特点，给钻井和固井质量提出了更高的要求。针对文23的地质特征和储气库设计要求，考虑储层保护、固井质量及盐层井段，提出三开次井身结构设计，生产套管设计金属气密封、P110钢级177.8 mm套管；技术套管段设计双密度水泥浆体系一次固井，生产套管段设计采用非渗透防窜增韧水泥浆体系，采用尾管悬挂+套管回接方式固井；三开设计使用低密度微泡钻井液体系，配合凝胶暂堵技术减少漏失及储层污染。形成的文23储气库钻井工程方案，为国内低压低渗枯竭型储气库钻井设计提供了技术借鉴。
由于枯竭型储气库的产层压力低、运行周期长、注采气量大的特点，给钻井和固井质量提出了更高的要求。针对文23的地质特征和储气库设计要求，考虑储层保护、固井质量及盐层井段，提出三开次井身结构设计，生产套管设计金属气密封、P110钢级177.8 mm套管；技术套管段设计双密度水泥浆体系一次固井，生产套管段设计采用非渗透防窜增韧水泥浆体系，采用尾管悬挂+套管回接方式固井；三开设计使用低密度微泡钻井液体系，配合凝胶暂堵技术减少漏失及储层污染。形成的文23储气库钻井工程方案，为国内低压低渗枯竭型储气库钻井设计提供了技术借鉴。
2013, 35(5): 40-42.
摘要:
固井施工工序连续紧凑，施工过程中出现套管质量问题时，难以有充裕的时间进行细致分析，如果判断失误，将会给后续施工作业带来很大的隐患。针对近期固井施工中出现的套管本体刺穿、产生裂缝、公扣刺穿、套管滑脱等套管损坏问题，结合现场施工实例，提出了针对性的措施，为固井施工过程中的异常情况的判断分析和处理提供借鉴。
固井施工工序连续紧凑，施工过程中出现套管质量问题时，难以有充裕的时间进行细致分析，如果判断失误，将会给后续施工作业带来很大的隐患。针对近期固井施工中出现的套管本体刺穿、产生裂缝、公扣刺穿、套管滑脱等套管损坏问题，结合现场施工实例，提出了针对性的措施，为固井施工过程中的异常情况的判断分析和处理提供借鉴。
2013, 35(5): 43-46.
摘要:
油气井套管试压、压裂等施工作业过程中，套管—水泥环—地层固结体将产生应力与变形响应。过高的载荷作用下，可能会造成水泥环本体破坏、胶结界面撕开等结构破坏形式，危及水泥环的封固效果。应用力学原理及有限元理论，建立了套管—水泥环—地层固结体力学模型，分析了水泥环弹性常数对固结体结构完整性的影响。研究结果表明，水泥环弹性模量较小时，变形能力强，载荷作用下不易于产生结构破坏，卸载后抗撕裂能力较好；高地应力地层条件下，泊松比越小水泥环抗破坏能力越强；低地应力地层，泊松比越大胶结界面抗撕开能力越好。工程中应根据封固井深等具体情况综合考虑加载、卸载两种载荷作用方式对水泥环弹性参数进行优选。
油气井套管试压、压裂等施工作业过程中，套管—水泥环—地层固结体将产生应力与变形响应。过高的载荷作用下，可能会造成水泥环本体破坏、胶结界面撕开等结构破坏形式，危及水泥环的封固效果。应用力学原理及有限元理论，建立了套管—水泥环—地层固结体力学模型，分析了水泥环弹性常数对固结体结构完整性的影响。研究结果表明，水泥环弹性模量较小时，变形能力强，载荷作用下不易于产生结构破坏，卸载后抗撕裂能力较好；高地应力地层条件下，泊松比越小水泥环抗破坏能力越强；低地应力地层，泊松比越大胶结界面抗撕开能力越好。工程中应根据封固井深等具体情况综合考虑加载、卸载两种载荷作用方式对水泥环弹性参数进行优选。
2013, 35(5): 47-51.
摘要:
为提高固井水泥胶结强度，对黏砂套管—水泥环间各界面进行强度校核，建立黏砂套管水泥胶结强度计算模型，分析胶结剂厚度与砂粒半径的比值、黏砂密度、胶结剂抗剪切强度及水泥环抗压强度等因素对水泥胶结强度的影响。研究结果表明：当胶结剂厚度和砂粒半径的比值为1时，黏砂套管水泥胶结强度最大，且在其他条件不变时，胶结剂厚度和砂粒半径的比值相同，对应的黏砂套管水泥胶结强度也相同；在临界黏砂密度内，黏砂套管水泥胶结强度与黏砂密度和胶结剂抗剪切强度呈线性增长关系；当水泥环抗压强度小于胶结剂抗拉强度时，黏砂套管水泥胶结强度为与胶结剂抗拉强度相关的定值，当水泥抗压强度介于胶结剂抗拉强度和1.5倍胶结剂抗剪切强度之间时，黏砂套管水泥胶结强度随水泥环抗压强度增大而增大，当水泥抗压强度大于1.5倍胶结剂抗剪切强度时，黏砂套管水泥胶结强度为与胶结剂抗剪切强度相关的定值。因此，当胶结剂厚度和砂粒半径的比值为1、黏砂密度为80%、胶结剂中添加质量分数为13%的四乙烯五胺固化剂及水泥环抗压强度大于1.5倍胶结剂抗剪切强度时，黏砂套管水泥胶结强度可达最大值。
为提高固井水泥胶结强度，对黏砂套管—水泥环间各界面进行强度校核，建立黏砂套管水泥胶结强度计算模型，分析胶结剂厚度与砂粒半径的比值、黏砂密度、胶结剂抗剪切强度及水泥环抗压强度等因素对水泥胶结强度的影响。研究结果表明：当胶结剂厚度和砂粒半径的比值为1时，黏砂套管水泥胶结强度最大，且在其他条件不变时，胶结剂厚度和砂粒半径的比值相同，对应的黏砂套管水泥胶结强度也相同；在临界黏砂密度内，黏砂套管水泥胶结强度与黏砂密度和胶结剂抗剪切强度呈线性增长关系；当水泥环抗压强度小于胶结剂抗拉强度时，黏砂套管水泥胶结强度为与胶结剂抗拉强度相关的定值，当水泥抗压强度介于胶结剂抗拉强度和1.5倍胶结剂抗剪切强度之间时，黏砂套管水泥胶结强度随水泥环抗压强度增大而增大，当水泥抗压强度大于1.5倍胶结剂抗剪切强度时，黏砂套管水泥胶结强度为与胶结剂抗剪切强度相关的定值。因此，当胶结剂厚度和砂粒半径的比值为1、黏砂密度为80%、胶结剂中添加质量分数为13%的四乙烯五胺固化剂及水泥环抗压强度大于1.5倍胶结剂抗剪切强度时，黏砂套管水泥胶结强度可达最大值。
2013, 35(5): 52-55.
摘要:
川西高压低渗水平井需压裂完井后投产，对固井水泥浆性能提出了更高的要求。结合川西水平井固井技术需求，通过室内实验优选了膨胀剂、防气窜剂、稳定剂和增塑剂，确定了塑性膨胀防气窜水泥浆体系配方。室内评价结果表明，该体系具有API失水小于30 mL、自由液0 mL、SPN值小于3等性能。XS21-3H等多口水平井油层固井中的成功应用表明，该体系可以满足后期分段压裂投产施工要求。
川西高压低渗水平井需压裂完井后投产，对固井水泥浆性能提出了更高的要求。结合川西水平井固井技术需求，通过室内实验优选了膨胀剂、防气窜剂、稳定剂和增塑剂，确定了塑性膨胀防气窜水泥浆体系配方。室内评价结果表明，该体系具有API失水小于30 mL、自由液0 mL、SPN值小于3等性能。XS21-3H等多口水平井油层固井中的成功应用表明，该体系可以满足后期分段压裂投产施工要求。
2013, 35(5): 56-58.
摘要:
查深1井是吉林油田公司在乾北地区部署的一口重点预探直井，完钻井深5 500 m。该井上部青山口组等地层存在严重的井壁坍塌、井漏等问题，下部地层温度高，井底温度达到180 ℃。针对该井地质特点，通过室内实验研究，确定上部采用复合膜铝基钻井液，下部前期采用空气钻井，后期转化为改进型水包油钻井液体系进行欠平衡施工。现场应用结果表明，采用的钻井液体系有效解决了泥岩坍塌、井漏和高温条件下性能不稳定等难题，满足了施工的需要。
查深1井是吉林油田公司在乾北地区部署的一口重点预探直井，完钻井深5 500 m。该井上部青山口组等地层存在严重的井壁坍塌、井漏等问题，下部地层温度高，井底温度达到180 ℃。针对该井地质特点，通过室内实验研究，确定上部采用复合膜铝基钻井液，下部前期采用空气钻井，后期转化为改进型水包油钻井液体系进行欠平衡施工。现场应用结果表明，采用的钻井液体系有效解决了泥岩坍塌、井漏和高温条件下性能不稳定等难题，满足了施工的需要。
2013, 35(5): 59-63.
摘要:
针对煤系烃源成藏的H凹陷凝析气藏部分储层与邻近煤层之间的隔层应力差较小、裂缝高度不易控制的改造难点，通过理论研究制定了用线性胶携带多级支撑剂段塞控制裂缝高度的工艺方法，改变以往采用下沉剂控制裂缝向下延伸的控缝高的技术思路。针对储层泥质含量较高易伤害的特点，优选了低浓度羧甲基羟丙基瓜胶压裂液体系，并在前置液阶段混5%~10%柴油进行乳化降滤，降低储层伤害。通过改变工艺措施和工作液方案，确保了加砂压裂施工成功率和压后效果。在H10井进行了先导性试验，分压3层，采用三级段塞加砂，单层最大加入20~40目陶粒支撑剂35 m3，砂浓度最高570 kg/m3（砂比35%），平均砂浓度478 kg/m3（砂比27.5%）。3层压前无产量，压后返排率48%，合层试气求产日产天然气4×104 m3，凝析油0.4 t/d。井温测试和模拟分析表明，缝高、滤失和多裂缝均得到了有效控制。该井加砂压裂改造先导性试验的成功实施，为同类储层改造提供了借鉴。
针对煤系烃源成藏的H凹陷凝析气藏部分储层与邻近煤层之间的隔层应力差较小、裂缝高度不易控制的改造难点，通过理论研究制定了用线性胶携带多级支撑剂段塞控制裂缝高度的工艺方法，改变以往采用下沉剂控制裂缝向下延伸的控缝高的技术思路。针对储层泥质含量较高易伤害的特点，优选了低浓度羧甲基羟丙基瓜胶压裂液体系，并在前置液阶段混5%~10%柴油进行乳化降滤，降低储层伤害。通过改变工艺措施和工作液方案，确保了加砂压裂施工成功率和压后效果。在H10井进行了先导性试验，分压3层，采用三级段塞加砂，单层最大加入20~40目陶粒支撑剂35 m3，砂浓度最高570 kg/m3（砂比35%），平均砂浓度478 kg/m3（砂比27.5%）。3层压前无产量，压后返排率48%，合层试气求产日产天然气4×104 m3，凝析油0.4 t/d。井温测试和模拟分析表明，缝高、滤失和多裂缝均得到了有效控制。该井加砂压裂改造先导性试验的成功实施，为同类储层改造提供了借鉴。
2013, 35(5): 64-66.
摘要:
针对华北油田家29断块与岔71断块高压油气层压裂改造难度大的问题，室内优选出溴化钠与硝酸钠复配加重剂，研发了高密度压裂液体系。研究结果表明，该压裂液体系的密度1.20~1.55 g/cm3可调，160 ℃、170 s?1条件下剪切90 min后黏度大于100 mPa·s。在华北油田进行了4口井的现场应用，与普通压裂液相比，施工排量提高了1.0~1.5 m3/min，砂比提高了5~16个百分点，井口压力降低了7~15 MPa，压裂效果较同区块邻井显著提高。
针对华北油田家29断块与岔71断块高压油气层压裂改造难度大的问题，室内优选出溴化钠与硝酸钠复配加重剂，研发了高密度压裂液体系。研究结果表明，该压裂液体系的密度1.20~1.55 g/cm3可调，160 ℃、170 s?1条件下剪切90 min后黏度大于100 mPa·s。在华北油田进行了4口井的现场应用，与普通压裂液相比，施工排量提高了1.0~1.5 m3/min，砂比提高了5~16个百分点，井口压力降低了7~15 MPa，压裂效果较同区块邻井显著提高。
2013, 35(5): 67-70.
摘要:
储层出砂是一个动态发展的过程，仅凭开发初期的测井资料开展定性经验出砂静态预测难以满足开发需要，应综合考虑开发动态资料来开展出砂动态预测。首先，在模拟三轴应力环境下进行了不同含水饱和度及孔隙压力变化影响下的疏松砂岩纵波波速测试，研究表明随含水饱和度增加，纵波波速逐渐增加，且胶结越弱，含水饱和度对纵波波速影响越显著；随储层孔隙压力降低，纵波波速逐渐增加，且胶结越强，孔隙压力变化对纵波波速影响相对越小；其次，采用二元二次函数拟合及最优化原理建立了含水饱和度及无因次孔隙压力变化综合影响的纵波波速模型，在此基础上引入储层压力亏空、含水率及岩性影响因子，发展了经典的组合模量模型，建立了定性经验出砂动态预测模型。加蓬Obangue油田现场应用分析表明，该模型具有较好的可靠性和实用性。
储层出砂是一个动态发展的过程，仅凭开发初期的测井资料开展定性经验出砂静态预测难以满足开发需要，应综合考虑开发动态资料来开展出砂动态预测。首先，在模拟三轴应力环境下进行了不同含水饱和度及孔隙压力变化影响下的疏松砂岩纵波波速测试，研究表明随含水饱和度增加，纵波波速逐渐增加，且胶结越弱，含水饱和度对纵波波速影响越显著；随储层孔隙压力降低，纵波波速逐渐增加，且胶结越强，孔隙压力变化对纵波波速影响相对越小；其次，采用二元二次函数拟合及最优化原理建立了含水饱和度及无因次孔隙压力变化综合影响的纵波波速模型，在此基础上引入储层压力亏空、含水率及岩性影响因子，发展了经典的组合模量模型，建立了定性经验出砂动态预测模型。加蓬Obangue油田现场应用分析表明，该模型具有较好的可靠性和实用性。
2013, 35(5): 71-73.
摘要:
以冀东油田高尚堡浅层出砂井套变统计资料为基础，分析了冀东油田疏松砂岩油藏套变部位，发现高尚堡浅层代表区块套管变形深度主要集中发生在1 850~2 000 m，与生产层位置一致。分析认为出砂造成套管失去支撑，是套管变形的原因之一，上覆岩层的压力是套变直接原因。对由于出砂、地层压力下降造成的上覆地层压力变化使套管发生变形的机理进行了分析，采用ABAQUS软件对射孔套管变形情况进行模拟对射孔套管在上覆地层压力作用下变形的形态规律进行了研究分析，为指导出砂井预防套变提供了依据。
以冀东油田高尚堡浅层出砂井套变统计资料为基础，分析了冀东油田疏松砂岩油藏套变部位，发现高尚堡浅层代表区块套管变形深度主要集中发生在1 850~2 000 m，与生产层位置一致。分析认为出砂造成套管失去支撑，是套管变形的原因之一，上覆岩层的压力是套变直接原因。对由于出砂、地层压力下降造成的上覆地层压力变化使套管发生变形的机理进行了分析，采用ABAQUS软件对射孔套管变形情况进行模拟对射孔套管在上覆地层压力作用下变形的形态规律进行了研究分析，为指导出砂井预防套变提供了依据。
2013, 35(5): 74-78.
摘要:
针对HQ地区滑塌浊积扇储层受多期沉积、成岩及构造等因素影响，形成了该区广为发育相对高孔低渗、中孔低渗和低孔低渗并存复杂孔隙结构超低渗透储层流动层带，影响储层渗流和产能因素很多。利用超低渗透储层质量及其渗流结构的孔渗关系，提出储层合理产能参数、储层质量指标、流动层带指标、储能参数、油层有效厚度、渗透率、单渗砂层能量厚度、含油饱和度及其泥质含量综合评价储层试油产能。依据灰色理论油气试油产能预测分析方法及评价准则，利用不同角度计算的试油产能评价参数及其分类参数指标准确率、分辨率权衡提取超低渗透储层质量、渗流及产能信息，对该区44口井51个试油层段进行了试油产能预测检验，38口井45个试油产能评价预测结果与试油产能结果相吻合，试油产能预测符合率达到88.2%。克服了渗流机理不符合达西产能预测方法和流动层带局部参数不能准确表征复杂渗流特征造成产能评价失误，提升了超低渗透储层试油产能预测的定量评价能力，为该类特低—超低渗透储层产能预测提供出有效的信息和分析方法。
针对HQ地区滑塌浊积扇储层受多期沉积、成岩及构造等因素影响，形成了该区广为发育相对高孔低渗、中孔低渗和低孔低渗并存复杂孔隙结构超低渗透储层流动层带，影响储层渗流和产能因素很多。利用超低渗透储层质量及其渗流结构的孔渗关系，提出储层合理产能参数、储层质量指标、流动层带指标、储能参数、油层有效厚度、渗透率、单渗砂层能量厚度、含油饱和度及其泥质含量综合评价储层试油产能。依据灰色理论油气试油产能预测分析方法及评价准则，利用不同角度计算的试油产能评价参数及其分类参数指标准确率、分辨率权衡提取超低渗透储层质量、渗流及产能信息，对该区44口井51个试油层段进行了试油产能预测检验，38口井45个试油产能评价预测结果与试油产能结果相吻合，试油产能预测符合率达到88.2%。克服了渗流机理不符合达西产能预测方法和流动层带局部参数不能准确表征复杂渗流特征造成产能评价失误，提升了超低渗透储层试油产能预测的定量评价能力，为该类特低—超低渗透储层产能预测提供出有效的信息和分析方法。
2013, 35(5): 79-83.
摘要:
苏59区块主力气层含气砂体分布孤立、含气饱和度差、地层压力系数低、气井产能差异大，这给该区块出水气井排采措施的合理选择带来极大的困难。通过对4种不同气井产能递减规律进行对比分析，优选出误差最小的Arps产量递减规律分析模型对苏59区块气井进行模拟计算，并提出反映单井控制含气面积、地层压力、储层物性的气井综合产能指数概念。根据气井综合产能指数，结合地层压力及实例井措施效果统计分析，制定出了适合苏59区块出水气井排采措施优选的新方法。该方法考虑因素全面、密切结合现场，为苏59及类似区块出水气井排水采气措施的优选制定提出了新思路和新方法，具有较强的指导意义。
苏59区块主力气层含气砂体分布孤立、含气饱和度差、地层压力系数低、气井产能差异大，这给该区块出水气井排采措施的合理选择带来极大的困难。通过对4种不同气井产能递减规律进行对比分析，优选出误差最小的Arps产量递减规律分析模型对苏59区块气井进行模拟计算，并提出反映单井控制含气面积、地层压力、储层物性的气井综合产能指数概念。根据气井综合产能指数，结合地层压力及实例井措施效果统计分析，制定出了适合苏59区块出水气井排采措施优选的新方法。该方法考虑因素全面、密切结合现场，为苏59及类似区块出水气井排水采气措施的优选制定提出了新思路和新方法，具有较强的指导意义。
2013, 35(5): 84-86.
摘要:
长时间高强度注水开发导致疏松砂岩油藏形成次生大孔道，注入水无效循环，严重影响原油采收率。为此，研究了不同条件下堵剂的封堵规律，开展了精细调堵可视化模拟实验研究。研究结果表明：理论上，等剂量堵剂封堵深度越大波及系数越高，应致力于研发低成本深部调驱体系；剩余油分布对调堵作业效果具有重要影响，若剩余油集中在油井附近，则应进行深部堵水；而剩余油富集在水井附近，则应适当进行近井调剖；堵剂投放量存在一个经济限度，实验条件下封堵段塞长度为井距的10%左右时，封堵时效果最佳，且二次调堵效果优于一次调堵；对于弯曲大孔道地层，应尽可能在弯曲后段的远井地带进行封堵，以充分发挥大孔道高导流能力和井口附近高压力降的协同作用机理。
长时间高强度注水开发导致疏松砂岩油藏形成次生大孔道，注入水无效循环，严重影响原油采收率。为此，研究了不同条件下堵剂的封堵规律，开展了精细调堵可视化模拟实验研究。研究结果表明：理论上，等剂量堵剂封堵深度越大波及系数越高，应致力于研发低成本深部调驱体系；剩余油分布对调堵作业效果具有重要影响，若剩余油集中在油井附近，则应进行深部堵水；而剩余油富集在水井附近，则应适当进行近井调剖；堵剂投放量存在一个经济限度，实验条件下封堵段塞长度为井距的10%左右时，封堵时效果最佳，且二次调堵效果优于一次调堵；对于弯曲大孔道地层，应尽可能在弯曲后段的远井地带进行封堵，以充分发挥大孔道高导流能力和井口附近高压力降的协同作用机理。
2013, 35(5): 88-91.
摘要:
利用模糊综合评判法识别大孔道具有经济适用、简捷快速的优势，但是其指标的选取及评价体系的建立会直接影响识别结果的准确性。综合考虑油藏特点及资料的可获取程度，优选9种影响大孔道形成的静态指标与9种表征大孔道形成的动态指标，并充分利用油藏实际数据确定各指标的界限，建立了基于生产实际的大孔道模糊识别模型及其评价体系。通过对比大孔道模糊识别模型的识别结果与示踪剂解释结果，发现符合率大于80%，说明建立的方法体系可靠程度高、适用性好。
利用模糊综合评判法识别大孔道具有经济适用、简捷快速的优势，但是其指标的选取及评价体系的建立会直接影响识别结果的准确性。综合考虑油藏特点及资料的可获取程度，优选9种影响大孔道形成的静态指标与9种表征大孔道形成的动态指标，并充分利用油藏实际数据确定各指标的界限，建立了基于生产实际的大孔道模糊识别模型及其评价体系。通过对比大孔道模糊识别模型的识别结果与示踪剂解释结果，发现符合率大于80%，说明建立的方法体系可靠程度高、适用性好。
2013, 35(5): 92-96.
摘要:
针对X地区缝洞型碳酸盐岩油井高含水期堵水挖潜成功率低、经济效益差的状况，按照系统工程的理念和方法,对单井生产潜力类型、形成机理、选井条件等重要节点，进行了全面深入地研究和分析并形成了较为完善的综合配套技术。依据这些研究成果，能够明显地提高今后油井高含水期治理挖潜成效，又可为同类型油藏开展此项研究提供借鉴。
针对X地区缝洞型碳酸盐岩油井高含水期堵水挖潜成功率低、经济效益差的状况，按照系统工程的理念和方法,对单井生产潜力类型、形成机理、选井条件等重要节点，进行了全面深入地研究和分析并形成了较为完善的综合配套技术。依据这些研究成果，能够明显地提高今后油井高含水期治理挖潜成效，又可为同类型油藏开展此项研究提供借鉴。
2013, 35(5): 97-99.
摘要:
超高分子量缔合聚合物比普通缔合聚合物具有更高的分子量和更小的缔合度，因此具有不同的增黏性、黏弹性和微观结构。选择了相对分子量500万的普通缔合聚合物和相对分子量1 900万的超高分子量缔合聚合物溶液，通过渗流黏度测试装置和安东帕流变仪对其进行了渗流黏度、黏弹性测试。结果表明，超高分子量缔合聚合物通过自身的高分子量和分子链间相互缔合的协同作用，在多孔介质渗流中能形成更高的渗流黏度，在稳态剪切条件下具有更高的威森伯格数；通过冷冻蚀刻扫描电镜对超高分子量缔合聚合物溶液的微观结构观测表明，相对于普通缔合聚合物，超高分子量缔合聚合物溶液链与链间能形成更加紧密的网状结构；驱油实验研究表明，超高分子量缔合聚合物具有比普通缔合聚合物更好的驱油性能。
超高分子量缔合聚合物比普通缔合聚合物具有更高的分子量和更小的缔合度，因此具有不同的增黏性、黏弹性和微观结构。选择了相对分子量500万的普通缔合聚合物和相对分子量1 900万的超高分子量缔合聚合物溶液，通过渗流黏度测试装置和安东帕流变仪对其进行了渗流黏度、黏弹性测试。结果表明，超高分子量缔合聚合物通过自身的高分子量和分子链间相互缔合的协同作用，在多孔介质渗流中能形成更高的渗流黏度，在稳态剪切条件下具有更高的威森伯格数；通过冷冻蚀刻扫描电镜对超高分子量缔合聚合物溶液的微观结构观测表明，相对于普通缔合聚合物，超高分子量缔合聚合物溶液链与链间能形成更加紧密的网状结构；驱油实验研究表明，超高分子量缔合聚合物具有比普通缔合聚合物更好的驱油性能。
2013, 35(5): 100-103.
摘要:
文中油田进入高含水开发后期，主力油层水淹严重、剩余油分布高度零散、水驱效果差。受油藏高温、高盐的影响，常规颗粒型调驱剂存在粒径大、不能有效实现地层深部封堵、有效期短的难题。据此开展了冻胶微球深部调驱机理研究，采用微乳聚合方法合成了纳米级的交联聚合物冻胶凝胶，具有水中均匀分散、易进入注水地层后缓慢吸水膨胀的特性，达到了调（堵）、驱协调同步的目的，形成了耐温抗盐的冻胶微球深部调驱剂体系。该体系先后在文10块、文25块试验应用11个井组，并在现场实施过程中配套建立了“PI+FD”调驱注入参数综合调整方法，增加水驱动用储量21.35×104 t，对应油井累计增油3 562 t，取得了较好的应用效果。
文中油田进入高含水开发后期，主力油层水淹严重、剩余油分布高度零散、水驱效果差。受油藏高温、高盐的影响，常规颗粒型调驱剂存在粒径大、不能有效实现地层深部封堵、有效期短的难题。据此开展了冻胶微球深部调驱机理研究，采用微乳聚合方法合成了纳米级的交联聚合物冻胶凝胶，具有水中均匀分散、易进入注水地层后缓慢吸水膨胀的特性，达到了调（堵）、驱协调同步的目的，形成了耐温抗盐的冻胶微球深部调驱剂体系。该体系先后在文10块、文25块试验应用11个井组，并在现场实施过程中配套建立了“PI+FD”调驱注入参数综合调整方法，增加水驱动用储量21.35×104 t，对应油井累计增油3 562 t，取得了较好的应用效果。
2013, 35(5): 104-106.
摘要:
针对柳赞油田深层油藏储层非均质性严重、综合含水上升快的特点，开展了组合段塞深部调驱注入体系、段塞优化设计和地面注入工艺研究。研究确定注入调驱体系为凝胶微球和中高温酚醛树脂交联聚合物体系交替注入，采用地面配注工艺流程，便于调驱的分层轮换注入与参数调整控制。截止到2013年5月底，试验区不计递减累计增油9 800 t，计算递减累计增油16 960 t。
针对柳赞油田深层油藏储层非均质性严重、综合含水上升快的特点，开展了组合段塞深部调驱注入体系、段塞优化设计和地面注入工艺研究。研究确定注入调驱体系为凝胶微球和中高温酚醛树脂交联聚合物体系交替注入，采用地面配注工艺流程，便于调驱的分层轮换注入与参数调整控制。截止到2013年5月底，试验区不计递减累计增油9 800 t，计算递减累计增油16 960 t。
2013, 35(5): 107-110.
摘要:
通过对调剖试验区块地质特征的研究，结合试验井注水管柱的现状，设计了YHH高膨微粒调剖施工工艺，阐述了其调剖机理，通过扶余油田西24-9区块内4口注水井的调剖先导性试验取得的成果证实：对应受益井组增油控水效果显著、YHH高膨微粒调剖施工工艺在多段分注管柱内适用，与聚合物交联、黏土、粉煤灰、石灰乳等调剖施工相比具有占井施工周期短、风险小、见效快的优点，为今后调剖工作的开展拓宽了途径。
通过对调剖试验区块地质特征的研究，结合试验井注水管柱的现状，设计了YHH高膨微粒调剖施工工艺，阐述了其调剖机理，通过扶余油田西24-9区块内4口注水井的调剖先导性试验取得的成果证实：对应受益井组增油控水效果显著、YHH高膨微粒调剖施工工艺在多段分注管柱内适用，与聚合物交联、黏土、粉煤灰、石灰乳等调剖施工相比具有占井施工周期短、风险小、见效快的优点，为今后调剖工作的开展拓宽了途径。
2013, 35(5): 111-117.
摘要:
气井出水影响气井生产，尽管气井堵水是治理气井出水的有效方法，然而该技术的研究因其操作难度大、风险大而进展缓慢，仍处于实验室研究阶段。文中首先分析了气井堵水难度大、风险大的原因在于选择性堵水的需求，进而在吸收、借鉴国内外已有研究成果的基础上研究形成气井化学堵水新方法，认为遵从三类选择性堵水原理可有效堵水，第一类是堵剂材料本身在注入地层后具有气水选择性；第二类是堵剂进入产水气层后使岩石表面润湿性向憎水方向改变，提高气相相渗，降低水相相渗；第三类是堵剂遇水发生物理、化学反应发生膨胀、聚集、或沉淀，起到堵水作用，遇气则无封堵作用。从全气藏的角度提出了气藏整体治水方法，该研究对气井化学堵水方法研究提供了借鉴。
气井出水影响气井生产，尽管气井堵水是治理气井出水的有效方法，然而该技术的研究因其操作难度大、风险大而进展缓慢，仍处于实验室研究阶段。文中首先分析了气井堵水难度大、风险大的原因在于选择性堵水的需求，进而在吸收、借鉴国内外已有研究成果的基础上研究形成气井化学堵水新方法，认为遵从三类选择性堵水原理可有效堵水，第一类是堵剂材料本身在注入地层后具有气水选择性；第二类是堵剂进入产水气层后使岩石表面润湿性向憎水方向改变，提高气相相渗，降低水相相渗；第三类是堵剂遇水发生物理、化学反应发生膨胀、聚集、或沉淀，起到堵水作用，遇气则无封堵作用。从全气藏的角度提出了气藏整体治水方法，该研究对气井化学堵水方法研究提供了借鉴。
2013, 35(5): 118-120.
摘要:
针对准噶尔盆地气井高压易形成水合物冰堵的情况，应用实际矿场的气样进行水合物生成室内实验研究与分析。实验分析结果表明，气样中甲烷含量与氮气含量之和可作为判断天然气生成水合物难易程度的标准；气样中杂质对水合物生成有一定促进作用，实验搅拌速度越快水合物生成时间越短，反映到气井中则是杂质颗粒越多越容易生成水合物，气井产量越大且开关井频繁越容易生成水合物。研究结果可为指导气井水合物预测与预防提供依据。
针对准噶尔盆地气井高压易形成水合物冰堵的情况，应用实际矿场的气样进行水合物生成室内实验研究与分析。实验分析结果表明，气样中甲烷含量与氮气含量之和可作为判断天然气生成水合物难易程度的标准；气样中杂质对水合物生成有一定促进作用，实验搅拌速度越快水合物生成时间越短，反映到气井中则是杂质颗粒越多越容易生成水合物，气井产量越大且开关井频繁越容易生成水合物。研究结果可为指导气井水合物预测与预防提供依据。
2013, 35(5): 121-125.
摘要:
大多数学者认为油藏存在启动压力，认为启动压力为流体边界层性质异常、流体非牛顿性以及油气相渗透率滞后所致，但流体边界层性质异常已被化学界否定；小部分学者认为不存在启动压力，造成启动压力存在的假象是因为岩石自身应变需要响应过程、实验仪器精度有限、人为测量误差以及储层伤害引起附加压差等，而且以启动压力梯度的存在无法解释油气运移和生产压差现象为例证说明不存在启动压力。调研发现，启动压力相关问题一直在研究，且还有许多工作要完成。这些工作的核心是要弄清楚启动压力的内涵。
大多数学者认为油藏存在启动压力，认为启动压力为流体边界层性质异常、流体非牛顿性以及油气相渗透率滞后所致，但流体边界层性质异常已被化学界否定；小部分学者认为不存在启动压力，造成启动压力存在的假象是因为岩石自身应变需要响应过程、实验仪器精度有限、人为测量误差以及储层伤害引起附加压差等，而且以启动压力梯度的存在无法解释油气运移和生产压差现象为例证说明不存在启动压力。调研发现，启动压力相关问题一直在研究，且还有许多工作要完成。这些工作的核心是要弄清楚启动压力的内涵。
2013, 35(5): 126-128.
摘要:
打捞水平井裸眼段落鱼管柱是一项高难度高风险作业。水平段摩阻大，扭矩传递困难，震击、倒扣、套铣等常规打捞钻柱组合难以实现预期效果。针对以上问题，结合裸眼段地层岩性，在增加有效钻压、降低井筒摩阻、倒置震击器组合、优选打捞及套铣工具等多方面进行了研究，对常规打捞钻柱进行了优化。NB35-2-B29hst1井打捞实践证实，优化后的钻柱组合大大提高了水平裸眼井打捞实效，降低了作业风险，可为同类井打捞作业提供有益的借鉴。
打捞水平井裸眼段落鱼管柱是一项高难度高风险作业。水平段摩阻大，扭矩传递困难，震击、倒扣、套铣等常规打捞钻柱组合难以实现预期效果。针对以上问题，结合裸眼段地层岩性，在增加有效钻压、降低井筒摩阻、倒置震击器组合、优选打捞及套铣工具等多方面进行了研究，对常规打捞钻柱进行了优化。NB35-2-B29hst1井打捞实践证实，优化后的钻柱组合大大提高了水平裸眼井打捞实效，降低了作业风险，可为同类井打捞作业提供有益的借鉴。
2013, 35(5): 129-131.
摘要:
龙114井因定向钻井后井眼的轨迹发生变化，起下钻摩阻增加，接单根上提钻具困难，在进行倒划眼时钻具胀扣掉落井底，鱼长3 205.21 m，浅鱼头母扣胀大变形。通过分析事故处理过程中存在的难点，优选出打捞工具并对其进行了针对性改进，按照制定的事故处理方案，将活动解卡力控制在打捞工具造扣部位强度范围内，最终成功将井下落鱼安全起出。该井所采取的处理思路和技术措施对今后同类事故的处理具有一定的借鉴意义。
龙114井因定向钻井后井眼的轨迹发生变化，起下钻摩阻增加，接单根上提钻具困难，在进行倒划眼时钻具胀扣掉落井底，鱼长3 205.21 m，浅鱼头母扣胀大变形。通过分析事故处理过程中存在的难点，优选出打捞工具并对其进行了针对性改进，按照制定的事故处理方案，将活动解卡力控制在打捞工具造扣部位强度范围内，最终成功将井下落鱼安全起出。该井所采取的处理思路和技术措施对今后同类事故的处理具有一定的借鉴意义。
2013, 35(5): 132-136.
摘要:
新疆玉北地区古生界沙井子组地层埋深4 000 m以上，岩石强度高；加之泥质岩含量高、塑性强，地层可钻性较差，提速困难。前期实践表明，沙井子组高塑性地层牙轮钻头的纵向冲击压碎破岩效果不佳，常规PDC钻头钻井反扭矩大，易产生“黏滑”现象，破岩效率低。为提高机械钻速，降低钻井综合成本，引入了国外的新型钻井提速工具——TorkBuster扭力冲击器，并通过匹配个性化PDC钻头、提高钻井液排量、合理控制钻压等配套技术措施，大幅度地提高了平均机械钻速。“PDC钻头+螺杆钻具”、“孕镶PDC石钻头+涡轮钻具”和“PDC钻头+扭力冲击器”3种钻井工艺的现场试验结果表明，扭力冲击器提速效果明显，平均机械钻速为6.42 m/h，与前期相比机械钻速提高了2~3倍。扭力冲击器钻井克服了深井高强度塑性地层的钻井难题，可进一步推广应用。
新疆玉北地区古生界沙井子组地层埋深4 000 m以上，岩石强度高；加之泥质岩含量高、塑性强，地层可钻性较差，提速困难。前期实践表明，沙井子组高塑性地层牙轮钻头的纵向冲击压碎破岩效果不佳，常规PDC钻头钻井反扭矩大，易产生“黏滑”现象，破岩效率低。为提高机械钻速，降低钻井综合成本，引入了国外的新型钻井提速工具——TorkBuster扭力冲击器，并通过匹配个性化PDC钻头、提高钻井液排量、合理控制钻压等配套技术措施，大幅度地提高了平均机械钻速。“PDC钻头+螺杆钻具”、“孕镶PDC石钻头+涡轮钻具”和“PDC钻头+扭力冲击器”3种钻井工艺的现场试验结果表明，扭力冲击器提速效果明显，平均机械钻速为6.42 m/h，与前期相比机械钻速提高了2~3倍。扭力冲击器钻井克服了深井高强度塑性地层的钻井难题，可进一步推广应用。
