E-mail Alert2014年 36卷 第4期
2014, 36(4): 1-5.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.001
摘要:
受天然气价格低迷影响，北美致密油延续页岩气革命，作业量及产量出现大幅增长，并在全球引领了一场非常规油气资源革命。以页岩气、致密油为代表的非常规资源的成功开发与水平井等技术的进步密不可分。从钻井工程技术的角度探究了北美致密油产量大幅提升中技术进步所起到的重要作用。首先介绍北美致密油分布情况、钻井技术发展历程及现阶段作业规模情况，并通过系统梳理目前在北美主要致密油盆地所采用的主体及前沿钻井技术，分析未来钻井技术的发展趋势，为正在起步的中国致密油开发提供借鉴。
受天然气价格低迷影响，北美致密油延续页岩气革命，作业量及产量出现大幅增长，并在全球引领了一场非常规油气资源革命。以页岩气、致密油为代表的非常规资源的成功开发与水平井等技术的进步密不可分。从钻井工程技术的角度探究了北美致密油产量大幅提升中技术进步所起到的重要作用。首先介绍北美致密油分布情况、钻井技术发展历程及现阶段作业规模情况，并通过系统梳理目前在北美主要致密油盆地所采用的主体及前沿钻井技术，分析未来钻井技术的发展趋势，为正在起步的中国致密油开发提供借鉴。
2014, 36(4): 6-9.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.002
摘要:
夏92-H井是环玛湖凹陷斜坡带上的一口预探水平井，该井所在区域构造复杂，横向油藏埋深变化大，各井差异性大，采用常规技术无法及时准确找到储层和确保井眼轨迹在储层中穿行，不利于提高探井水平井的油层钻遇率和油藏产能评价。通过建立钻前地质模型、实时解释随钻测井资料、及时进行地质导向、井眼轨迹描述与优化等， 有效地确定了目的层顶界及着陆点深度，水平段油层钻遇率达到100%，取得了较好的地质导向和轨迹控制效果。
夏92-H井是环玛湖凹陷斜坡带上的一口预探水平井，该井所在区域构造复杂，横向油藏埋深变化大，各井差异性大，采用常规技术无法及时准确找到储层和确保井眼轨迹在储层中穿行，不利于提高探井水平井的油层钻遇率和油藏产能评价。通过建立钻前地质模型、实时解释随钻测井资料、及时进行地质导向、井眼轨迹描述与优化等， 有效地确定了目的层顶界及着陆点深度，水平段油层钻遇率达到100%，取得了较好的地质导向和轨迹控制效果。
2014, 36(4): 10-12.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.003
摘要:
吉木萨尔地区油层属于低渗、超低渗油气藏，针对该地区油藏的地质特征和钻井特点，在钻井方案中融入“最优化储层改造”思路，优化水平井井眼轨道设计；通过对井震资料、邻井及导眼井的岩性、含油性对比分析，动态跟踪水平段井眼轨迹控制，确保油层钻遇率；优选钻头及辅助提速工具，建立了区块钻头序列和配套提速技术，实现了全井快速钻进；通过测井资料进行水平井井眼稳定性分析，优选钻井液体系和优化钻井液性能，实现了?152.4 mm小井眼长水平段的安全钻进，最终形成了一套有特色的吉木萨尔凹陷致密油藏的水平井优快钻井技术，为十亿吨级的昌吉油田开发提供了坚实的技术保障。
吉木萨尔地区油层属于低渗、超低渗油气藏，针对该地区油藏的地质特征和钻井特点，在钻井方案中融入“最优化储层改造”思路，优化水平井井眼轨道设计；通过对井震资料、邻井及导眼井的岩性、含油性对比分析，动态跟踪水平段井眼轨迹控制，确保油层钻遇率；优选钻头及辅助提速工具，建立了区块钻头序列和配套提速技术，实现了全井快速钻进；通过测井资料进行水平井井眼稳定性分析，优选钻井液体系和优化钻井液性能，实现了?152.4 mm小井眼长水平段的安全钻进，最终形成了一套有特色的吉木萨尔凹陷致密油藏的水平井优快钻井技术，为十亿吨级的昌吉油田开发提供了坚实的技术保障。
2014, 36(4): 13-17.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.004
摘要:
伊朗雅达油田地质条件复杂，为碳酸盐岩储层，具有高温、高压及多压力系统，并含有高浓度硫化氢及二氧化碳酸性气体。在2001到2003年间施工了5口探井，井深4 500~5 000 m，普遍钻井存在着机械钻速低、井漏、压差卡钻、高压沥青层侵入等突出问题，钻井周期长，安全快速钻井面临巨大的挑战。文中分析了雅达油田钻完井存在的难点以及优快钻井技术应用方案，包括灰岩地层压力检测技术、非渗透防卡钻井液技术、高效破岩及优选钻井参数、高压沥青层钻井技术为特色的雅达油田安全快速成井配套技术等，这些成果在雅达油田一期的井身结构、钻头选型、钻井提速和钻井液等方面进行了全面应用，平均机械钻速较前期提高40%以上，取得了显著的效益。
伊朗雅达油田地质条件复杂，为碳酸盐岩储层，具有高温、高压及多压力系统，并含有高浓度硫化氢及二氧化碳酸性气体。在2001到2003年间施工了5口探井，井深4 500~5 000 m，普遍钻井存在着机械钻速低、井漏、压差卡钻、高压沥青层侵入等突出问题，钻井周期长，安全快速钻井面临巨大的挑战。文中分析了雅达油田钻完井存在的难点以及优快钻井技术应用方案，包括灰岩地层压力检测技术、非渗透防卡钻井液技术、高效破岩及优选钻井参数、高压沥青层钻井技术为特色的雅达油田安全快速成井配套技术等，这些成果在雅达油田一期的井身结构、钻头选型、钻井提速和钻井液等方面进行了全面应用，平均机械钻速较前期提高40%以上，取得了显著的效益。
2014, 36(4): 18-21.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.005
摘要:
经过三压力研究和实钻邻区资料证实渤海油田某区块中深部地层存在高温高压。在该区块某探井实际钻探中，地层压力系数1.3，最高达1.65，井底温度高达178 ℃，根据地层压力及地质特征进行井身结构优化，?444.5 mm大尺寸井眼钻进至馆陶组顶部垂深2 700 m，才能减轻中深部高温高压地层的钻探风险，在渤海地区，?444.5 mm大尺寸井眼钻进至2 700 m尚属首次，通过钻具组合优化与轨迹控制、海水/膨润土浆钻进、优化水泥浆体系和浆柱结构等技术，使得该井大尺寸井眼钻探过程中，在防斜打快、钻井液工艺及固井技术等方面均取得了突破，为钻开高温高压井段，进行地质评价提供了有力保障。
经过三压力研究和实钻邻区资料证实渤海油田某区块中深部地层存在高温高压。在该区块某探井实际钻探中，地层压力系数1.3，最高达1.65，井底温度高达178 ℃，根据地层压力及地质特征进行井身结构优化，?444.5 mm大尺寸井眼钻进至馆陶组顶部垂深2 700 m，才能减轻中深部高温高压地层的钻探风险，在渤海地区，?444.5 mm大尺寸井眼钻进至2 700 m尚属首次，通过钻具组合优化与轨迹控制、海水/膨润土浆钻进、优化水泥浆体系和浆柱结构等技术，使得该井大尺寸井眼钻探过程中，在防斜打快、钻井液工艺及固井技术等方面均取得了突破，为钻开高温高压井段，进行地质评价提供了有力保障。
2014, 36(4): 22-25.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.006
摘要:
文23气藏盖层厚、埋藏浅，具有良好的储气库建库条件。但该区块上存在一口工程报废井文23-6X井，由于其钻穿了盖层，影响到气藏的密封性，因此对其成功封堵成为建库的关键。2010年用4个月的时间在文23-6X井上部地层钻了6个井眼，寻找鱼头均未成功。2013年在国内首次引进英国科学钻井公司的磁测量距离修正技术，尝试钻文23-6J平行救援井，从鱼底下部连通文23-6X井，历时近6个半月，在下部地层钻了5个井眼，实现2次碰鱼底、3次交叉老井眼，在第5支井眼内定方位复合射孔挤水泥，经负压测试验证，封堵文23-6X井成功，达到了文23气藏建库要求。
文23气藏盖层厚、埋藏浅，具有良好的储气库建库条件。但该区块上存在一口工程报废井文23-6X井，由于其钻穿了盖层，影响到气藏的密封性，因此对其成功封堵成为建库的关键。2010年用4个月的时间在文23-6X井上部地层钻了6个井眼，寻找鱼头均未成功。2013年在国内首次引进英国科学钻井公司的磁测量距离修正技术，尝试钻文23-6J平行救援井，从鱼底下部连通文23-6X井，历时近6个半月，在下部地层钻了5个井眼，实现2次碰鱼底、3次交叉老井眼，在第5支井眼内定方位复合射孔挤水泥，经负压测试验证，封堵文23-6X井成功，达到了文23气藏建库要求。
2014, 36(4): 26-29.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.007
摘要:
深水油气勘探开发已成为石油工业的热点，但井喷等事故时有发生。钻救援井是解决井喷事故的有效方法，其中救援井与事故井相对位置的精确探测是实施救援的关键。利用软件模拟半径为139.7 mm的井喷井，在其附近设置一个1 A电流源和一个接地电极，研究电流源和事故井距离、两电极距离、事故井半径对事故井套管上电流密度的影响。研究结果表明：事故井和救援井距离越近，事故井套管上的电流密度越大，且事故井套管上电流密度最小值的位置点越接近电流源所在处的位置；事故井中电流密度最小值的位置点所在处是由点电流源所在处的位置决定的；事故井半径越小，电流密度的幅值变化就越大，其上的电流密度的幅值也越大。研究结果对海上钻井救援提供了一定的理论依据。
深水油气勘探开发已成为石油工业的热点，但井喷等事故时有发生。钻救援井是解决井喷事故的有效方法，其中救援井与事故井相对位置的精确探测是实施救援的关键。利用软件模拟半径为139.7 mm的井喷井，在其附近设置一个1 A电流源和一个接地电极，研究电流源和事故井距离、两电极距离、事故井半径对事故井套管上电流密度的影响。研究结果表明：事故井和救援井距离越近，事故井套管上的电流密度越大，且事故井套管上电流密度最小值的位置点越接近电流源所在处的位置；事故井中电流密度最小值的位置点所在处是由点电流源所在处的位置决定的；事故井半径越小，电流密度的幅值变化就越大，其上的电流密度的幅值也越大。研究结果对海上钻井救援提供了一定的理论依据。
2014, 36(4): 30-33.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.008
摘要:
准噶尔盆地环玛湖凹陷压力系统复杂，区域压力变化大，漏失现象严重，八道湾组底部砾岩发育，厚度100~350 m不等，可钻性差，导致机械钻速低，钻井周期长，严重制约了环玛湖地区的勘探进程。根据该区块钻井地质特点，有针对性地开展了钻井提速技术攻关。通过优化井身结构，优选高效PDC钻头，优选防漏堵漏钻井液体系，运用提速辅助工具，逐步形成了适合环玛湖地区的钻井提速配套技术。现场应用的20口攻关井中，平均机械钻速达到6.29 m/h，较攻关前提高63.4%，钻井周期为72.29 d，较攻关前缩短37.2%，复杂时率为1.13%，较攻关前降低72.9%。现场应用情况表明，环玛湖地区的钻井提速配套技术提高了机械钻速，缩短了钻井周期，降低了复杂时率，可进一步推广应用。
准噶尔盆地环玛湖凹陷压力系统复杂，区域压力变化大，漏失现象严重，八道湾组底部砾岩发育，厚度100~350 m不等，可钻性差，导致机械钻速低，钻井周期长，严重制约了环玛湖地区的勘探进程。根据该区块钻井地质特点，有针对性地开展了钻井提速技术攻关。通过优化井身结构，优选高效PDC钻头，优选防漏堵漏钻井液体系，运用提速辅助工具，逐步形成了适合环玛湖地区的钻井提速配套技术。现场应用的20口攻关井中，平均机械钻速达到6.29 m/h，较攻关前提高63.4%，钻井周期为72.29 d，较攻关前缩短37.2%，复杂时率为1.13%，较攻关前降低72.9%。现场应用情况表明，环玛湖地区的钻井提速配套技术提高了机械钻速，缩短了钻井周期，降低了复杂时率，可进一步推广应用。
2014, 36(4): 34-37.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.009
摘要:
为有效解决窄密度窗口钻井难题，提高钻井效率，降低钻井成本，国内自主研制开发了一套精细控压钻井装备，实现了准确控制井眼环空压力的目的。该装备主要包括自动节流管汇系统、回压泵系统以及远程自动控制中心，可提供保持接单根、启停泵、钻井液密度变化以及钻柱运动时井底压力恒定所需的额外流量和回压补偿。通过在川渝及塔里木地区开展近、欠平衡控压钻井工艺应用表明：欠平衡控压钻井可控制井底压力低于地层孔隙压力，允许气体按照一种可控的速度从地层流出，从而有利保护和发现储层，是一种有发展潜力的可行技术。
为有效解决窄密度窗口钻井难题，提高钻井效率，降低钻井成本，国内自主研制开发了一套精细控压钻井装备，实现了准确控制井眼环空压力的目的。该装备主要包括自动节流管汇系统、回压泵系统以及远程自动控制中心，可提供保持接单根、启停泵、钻井液密度变化以及钻柱运动时井底压力恒定所需的额外流量和回压补偿。通过在川渝及塔里木地区开展近、欠平衡控压钻井工艺应用表明：欠平衡控压钻井可控制井底压力低于地层孔隙压力，允许气体按照一种可控的速度从地层流出，从而有利保护和发现储层，是一种有发展潜力的可行技术。
2014, 36(4): 38-42.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.010
摘要:
塔里木油田中古5区块储层较深，钻井液安全密度窗口窄，受井眼直径、钻具弯曲等因素综合影响，水平井段的长度延伸一直较难突破，影响了水平井产能开发，为提高中古潜山灰岩裂缝油气藏单井产量，开展了超深长水平段井井眼轨迹研究，针对井眼清洁、钻具弯曲、螺杆脱胶、轨迹控制等施工难点，现场实施中应用了?101.6 mm钻杆组合、钻具弯曲模拟、安全钻压、水力振荡器、高温螺杆、高温MWD、优选PDC钻头结合控压钻井技术，钻成国内高难度、高温超深长水平段水平井，该井超长井眼顺利钻完，并在水平段实施了分段多级压裂增产措施，探索出了超深、高难度、长水平段井的轨迹控制新方法，该研究及应用的成果对此地区水平井大规模实施具有一定的指导意义。
塔里木油田中古5区块储层较深，钻井液安全密度窗口窄，受井眼直径、钻具弯曲等因素综合影响，水平井段的长度延伸一直较难突破，影响了水平井产能开发，为提高中古潜山灰岩裂缝油气藏单井产量，开展了超深长水平段井井眼轨迹研究，针对井眼清洁、钻具弯曲、螺杆脱胶、轨迹控制等施工难点，现场实施中应用了?101.6 mm钻杆组合、钻具弯曲模拟、安全钻压、水力振荡器、高温螺杆、高温MWD、优选PDC钻头结合控压钻井技术，钻成国内高难度、高温超深长水平段水平井，该井超长井眼顺利钻完，并在水平段实施了分段多级压裂增产措施，探索出了超深、高难度、长水平段井的轨迹控制新方法，该研究及应用的成果对此地区水平井大规模实施具有一定的指导意义。
2014, 36(4): 43-46.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.011
摘要:
针对压裂作业井中水泥环的力学破坏问题，研究利用膨胀水泥来预防该类破坏。利用有限元方法计算了压裂作业时普通水泥环中的最大主应力，并结合水泥环的力学性能分析了其破坏方式，将膨胀应力与最大主应力叠加后得出了膨胀水泥环中的最大主应力，分析了膨胀水泥预防水泥环力学破坏的原理，评价了膨胀应力对套管受力状况的影响。通过室内实验研究了模拟压裂作业时普通水泥环和膨胀水泥环的破坏情况。研究结果表明，压裂作业时普通水泥环的破坏方式为切向拉伸破坏；膨胀水泥产生的膨胀应力可以降低水泥环中的切向拉应力甚至使其转变为压应力，从而可以预防水泥环的力学破坏；膨胀应力会降低压裂作业时套管中的米塞斯应力，不会导致套管的受力情况恶化。实验结果表明，相同模拟压裂条件下，膨胀水泥环未发生破坏，普通水泥环因切向拉伸应力的作用而破坏，验证了使用膨胀水泥预防压裂井水泥环力学破坏的有效性。
针对压裂作业井中水泥环的力学破坏问题，研究利用膨胀水泥来预防该类破坏。利用有限元方法计算了压裂作业时普通水泥环中的最大主应力，并结合水泥环的力学性能分析了其破坏方式，将膨胀应力与最大主应力叠加后得出了膨胀水泥环中的最大主应力，分析了膨胀水泥预防水泥环力学破坏的原理，评价了膨胀应力对套管受力状况的影响。通过室内实验研究了模拟压裂作业时普通水泥环和膨胀水泥环的破坏情况。研究结果表明，压裂作业时普通水泥环的破坏方式为切向拉伸破坏；膨胀水泥产生的膨胀应力可以降低水泥环中的切向拉应力甚至使其转变为压应力，从而可以预防水泥环的力学破坏；膨胀应力会降低压裂作业时套管中的米塞斯应力，不会导致套管的受力情况恶化。实验结果表明，相同模拟压裂条件下，膨胀水泥环未发生破坏，普通水泥环因切向拉伸应力的作用而破坏，验证了使用膨胀水泥预防压裂井水泥环力学破坏的有效性。
2014, 36(4): 47-49.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.012
摘要:
针对伊朗雅达油田Fahliyan油层尾管固井技术难点，优选出防腐防窜胶乳水泥浆体系。室内测试分析表明：该体系防窜能力强，模拟实验过程中气窜量为0；在室内模拟的H2S强腐蚀条件下，仍能保持致密的微观结构，水泥石强度下降幅度为11.46%，水泥石渗透率增加程度为18.82%；同常规水泥浆体系相比，养护24 h的单位面积抗冲击功可提高74%，养护48 h的单位面积抗冲击功可提高79%。为提高洗井质量和水泥浆顶替效率，率先将旋转尾管固井技术应用于?114.3 mm尾管固井中。同时，采用先导浆工艺和提高套管居中度技术，达到提高顶替效率的目的。上述措施的实施，为解决伊朗雅达油田高含硫小井眼尾管固井难题做出有益的尝试，取得了较好的现场应用效果。
针对伊朗雅达油田Fahliyan油层尾管固井技术难点，优选出防腐防窜胶乳水泥浆体系。室内测试分析表明：该体系防窜能力强，模拟实验过程中气窜量为0；在室内模拟的H2S强腐蚀条件下，仍能保持致密的微观结构，水泥石强度下降幅度为11.46%，水泥石渗透率增加程度为18.82%；同常规水泥浆体系相比，养护24 h的单位面积抗冲击功可提高74%，养护48 h的单位面积抗冲击功可提高79%。为提高洗井质量和水泥浆顶替效率，率先将旋转尾管固井技术应用于?114.3 mm尾管固井中。同时，采用先导浆工艺和提高套管居中度技术，达到提高顶替效率的目的。上述措施的实施，为解决伊朗雅达油田高含硫小井眼尾管固井难题做出有益的尝试，取得了较好的现场应用效果。
2014, 36(4): 50-53.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.013
摘要:
海上油气开发通常使用丛式井方式，槽口内隔水导管大部分采用锤入法下入，必然会导致个别隔水导管变形、受损等问题，引起槽口的变形。同时，受隔水导管的强度、入泥的深度等多种因素的限制，受损槽口一般不能被再利用。为解决此难题，实现变形、受损槽口的有效利用，以锦州25-1南油田WHPA平台变形?508 mm隔水导管为例，通过优选Smith开窗工具、加固隔水导管、合理控制钻压、优选开窗点、优化轨迹控制等措施，顺利实现了隔水导管的开窗侧钻作业。该配套侧钻技术在国内首次应用，其成功经验为其他平台变形、受损隔水导管槽口的再利用提供了借鉴，有较好的应用前景。
海上油气开发通常使用丛式井方式，槽口内隔水导管大部分采用锤入法下入，必然会导致个别隔水导管变形、受损等问题，引起槽口的变形。同时，受隔水导管的强度、入泥的深度等多种因素的限制，受损槽口一般不能被再利用。为解决此难题，实现变形、受损槽口的有效利用，以锦州25-1南油田WHPA平台变形?508 mm隔水导管为例，通过优选Smith开窗工具、加固隔水导管、合理控制钻压、优选开窗点、优化轨迹控制等措施，顺利实现了隔水导管的开窗侧钻作业。该配套侧钻技术在国内首次应用，其成功经验为其他平台变形、受损隔水导管槽口的再利用提供了借鉴，有较好的应用前景。
2014, 36(4): 54-56.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.014
摘要:
苏里格气田石千峰组和石盒子组泥岩地层易发生严重井壁垮塌，井塌划眼、卡钻、填眼侧钻等复杂情况频繁发生。针对苏里格气田的地层岩性特点，开展了低含量KCl钻井液研究，通过保持聚磺钻井液中0.8%~1.0%的KCl含量，提高体系的抑制防塌性能。2口井的现场应用表明，该体系抑制性强，砂样清晰，无垮塌现象，起下钻通井无阻卡；封堵造壁和流变性能良好，滤饼光滑致密，性能稳定，钻井液无排放，较好地满足了井下施工需要，为安全高效开发苏里格气田积累了经验。
苏里格气田石千峰组和石盒子组泥岩地层易发生严重井壁垮塌，井塌划眼、卡钻、填眼侧钻等复杂情况频繁发生。针对苏里格气田的地层岩性特点，开展了低含量KCl钻井液研究，通过保持聚磺钻井液中0.8%~1.0%的KCl含量，提高体系的抑制防塌性能。2口井的现场应用表明，该体系抑制性强，砂样清晰，无垮塌现象，起下钻通井无阻卡；封堵造壁和流变性能良好，滤饼光滑致密，性能稳定，钻井液无排放，较好地满足了井下施工需要，为安全高效开发苏里格气田积累了经验。
2014, 36(4): 57-60.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.015
摘要:
已钻井揭示出中东Lower Fars盐膏层钻井液流变性差，存在漏失及溢流等问题。研制了密度为2.30 g/cm3的复合盐饱和盐水钻井液，其塑性黏度为53 mPa·s，动切力为15 Pa；API滤失量小于2 mL，120 ℃/3.5 MPa下的高温高压滤失量8 mL，滤饼厚度1 mm；盐膏样品和泥岩样品回收率分别为88%、79%；10% NaCl、1% CaCl2和8%劣质土污染后流变性变化小，滤失量小于3.5 mL，润滑系数小于0.1，缝宽200μm、5 MPa下累积漏失量2.4 mL/3 min。不仅能够满足中东Lower Fars盐膏层安全钻进需求，而且为国外类似油田钻进盐膏层提供了经验。
已钻井揭示出中东Lower Fars盐膏层钻井液流变性差，存在漏失及溢流等问题。研制了密度为2.30 g/cm3的复合盐饱和盐水钻井液，其塑性黏度为53 mPa·s，动切力为15 Pa；API滤失量小于2 mL，120 ℃/3.5 MPa下的高温高压滤失量8 mL，滤饼厚度1 mm；盐膏样品和泥岩样品回收率分别为88%、79%；10% NaCl、1% CaCl2和8%劣质土污染后流变性变化小，滤失量小于3.5 mL，润滑系数小于0.1，缝宽200μm、5 MPa下累积漏失量2.4 mL/3 min。不仅能够满足中东Lower Fars盐膏层安全钻进需求，而且为国外类似油田钻进盐膏层提供了经验。
2014, 36(4): 61-63.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.016
摘要:
绒囊修井液在SZ36-1油田C22井修井后，产液量下降，产油量上升，含水率下降。如何评价绒囊修井液储层伤害效果成为焦点。利用C22井修井前后10个月的产液量、产油量和含水率变化趋势，发现产油趋势分析法评价绒囊修井液修井效果比平均产液法更合适。产油趋势法可以详细分析修井前后产液量、产油量等参数的变化幅度及变化速率，对产量预测和制定合理的工作制度更有指导意义。用产油趋势法分析该油田另一口使用绒囊修井的F20井，较好地解释了修井后的产液、产油等现象，可以评价绒囊修井液对储层的伤害程度。
绒囊修井液在SZ36-1油田C22井修井后，产液量下降，产油量上升，含水率下降。如何评价绒囊修井液储层伤害效果成为焦点。利用C22井修井前后10个月的产液量、产油量和含水率变化趋势，发现产油趋势分析法评价绒囊修井液修井效果比平均产液法更合适。产油趋势法可以详细分析修井前后产液量、产油量等参数的变化幅度及变化速率，对产量预测和制定合理的工作制度更有指导意义。用产油趋势法分析该油田另一口使用绒囊修井的F20井，较好地解释了修井后的产液、产油等现象，可以评价绒囊修井液对储层的伤害程度。
2014, 36(4): 64-70.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.017
摘要:
气井积液是产水气藏开发设计和气井生产管理面临的重要问题，但目前对气井流动机理与携液预测还存在争议。从气液两相流的基本流动机理出发，建立了考虑液滴变形和井斜影响下气井井筒的流型、温度、压力与携液综合预测模型，并用实际井数据对模型进行了验证。结果表明，所建模型可用于直井、斜井和水平井的产水气井井筒温度压力预测，预测误差小于5%；在环雾状流动情况下，井筒内液体以液滴和液膜的形式被完全带出井口，不会出现井筒积液；对常规垂直气井，利用井口数据便能判断气井积液情况，Turner模型计算气井携液临界值较实际值偏大，李闽模型计算结果明显偏小，建议采用彭朝阳模型计算气井携液临界值；对斜井和水平井，则需要同时考虑液滴变形和井斜的影响，水平井近水平段携液临界流速和流量明显较垂直井段小，而造斜井段携液临界流速和临界流量随井斜角的增大先增大后减小，在井斜角为30°~ 60°之间达到最大值，因此造斜井段是气井积液判断的重点部位。
气井积液是产水气藏开发设计和气井生产管理面临的重要问题，但目前对气井流动机理与携液预测还存在争议。从气液两相流的基本流动机理出发，建立了考虑液滴变形和井斜影响下气井井筒的流型、温度、压力与携液综合预测模型，并用实际井数据对模型进行了验证。结果表明，所建模型可用于直井、斜井和水平井的产水气井井筒温度压力预测，预测误差小于5%；在环雾状流动情况下，井筒内液体以液滴和液膜的形式被完全带出井口，不会出现井筒积液；对常规垂直气井，利用井口数据便能判断气井积液情况，Turner模型计算气井携液临界值较实际值偏大，李闽模型计算结果明显偏小，建议采用彭朝阳模型计算气井携液临界值；对斜井和水平井，则需要同时考虑液滴变形和井斜的影响，水平井近水平段携液临界流速和流量明显较垂直井段小，而造斜井段携液临界流速和临界流量随井斜角的增大先增大后减小，在井斜角为30°~ 60°之间达到最大值，因此造斜井段是气井积液判断的重点部位。
2014, 36(4): 71-74.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.018
摘要:
油页岩原位开采技术是未来进行油页岩大规模商业化开发的必然趋势，其中，流体加热技术因加热速度快、可充分利用干馏气、技术相对成熟等优点而被广泛关注。针对目前国内外油页岩原位开采流体加热技术存在的一些问题，提出了一种流体加热新思路，即采用水平井分段压裂和过热蒸汽辅助重力驱组合技术开发埋藏较深（300~1 000 m）的油页岩资源，其主要原理是通过在水平井分段压裂形成的复杂网状裂缝中注入高温过热蒸汽加热油页岩储层，并逐渐将干酪根裂解转化为液态烃，产生的液态烃在重力作用下通过裂缝流入生产井，然后通过常规方法采出。以山东龙口黄县盆地油页岩为例，提出了新流体加热技术设计方案，对今后进行先导试验有着重要的参考价值。关键词：油页岩；原位开采； 流体加热技术；水平井分段压裂；过热蒸汽辅助重力驱
油页岩原位开采技术是未来进行油页岩大规模商业化开发的必然趋势，其中，流体加热技术因加热速度快、可充分利用干馏气、技术相对成熟等优点而被广泛关注。针对目前国内外油页岩原位开采流体加热技术存在的一些问题，提出了一种流体加热新思路，即采用水平井分段压裂和过热蒸汽辅助重力驱组合技术开发埋藏较深（300~1 000 m）的油页岩资源，其主要原理是通过在水平井分段压裂形成的复杂网状裂缝中注入高温过热蒸汽加热油页岩储层，并逐渐将干酪根裂解转化为液态烃，产生的液态烃在重力作用下通过裂缝流入生产井，然后通过常规方法采出。以山东龙口黄县盆地油页岩为例，提出了新流体加热技术设计方案，对今后进行先导试验有着重要的参考价值。关键词：油页岩；原位开采； 流体加热技术；水平井分段压裂；过热蒸汽辅助重力驱
2014, 36(4): 75-78.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.019
摘要:
针对塔河油田采油二厂稠油潜油电泵工作寿命短的问题，通过对躺井电泵进行拆检分析，结合稠油物性、实测温度场数据及前期电泵系统的技术参数，查找出造成稠油潜油电泵短寿的6个因素为：电泵系统耐温不足、保护器稠油适应性差、离心泵轴系结构缺陷及强度不足、选型设计不合理、电泵系统散热差及稀稠油混配效果差。通过潜油电泵机组技术改进、电缆改进、电泵配套优化及电泵举升配套工艺优化4个方面对稠油潜油电泵系统进行了优化改进，稠油潜油电泵躺井率、故障停机井次大幅度下降，工作寿命明显提高，为油田的正常生产提供了保障。
针对塔河油田采油二厂稠油潜油电泵工作寿命短的问题，通过对躺井电泵进行拆检分析，结合稠油物性、实测温度场数据及前期电泵系统的技术参数，查找出造成稠油潜油电泵短寿的6个因素为：电泵系统耐温不足、保护器稠油适应性差、离心泵轴系结构缺陷及强度不足、选型设计不合理、电泵系统散热差及稀稠油混配效果差。通过潜油电泵机组技术改进、电缆改进、电泵配套优化及电泵举升配套工艺优化4个方面对稠油潜油电泵系统进行了优化改进，稠油潜油电泵躺井率、故障停机井次大幅度下降，工作寿命明显提高，为油田的正常生产提供了保障。
2014, 36(4): 79-83.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.020
摘要:
针对高含硫气井井筒硫析出、硫沉积预测难题，建立了高含硫气井井筒多相流动和传热数学模型，给出了多场耦合井筒硫析出、硫沉积判别准则和计算方法。计算结果表明，高含硫气井从井底至井口硫溶解度逐渐减小，呈非线性变化规律；井筒中伴随有硫析出，析出位置及析出量主要受温度梯度、压力梯度和硫化氢质量浓度等影响；井筒中的硫沉积主要受气体携带能力和局部流场扰动的影响。温度、压力下降越大，硫析出越早；在同一流压下，产气量越高，硫析出越早，析出量越大。该研究模拟了气井生产动态，给出了高含硫气井中的硫析出、硫沉积、压力及温度分布规律，计算结果可用于指导现场进行开发方案调整、生产参数优化，为制定硫沉积预防方案提供依据。
针对高含硫气井井筒硫析出、硫沉积预测难题，建立了高含硫气井井筒多相流动和传热数学模型，给出了多场耦合井筒硫析出、硫沉积判别准则和计算方法。计算结果表明，高含硫气井从井底至井口硫溶解度逐渐减小，呈非线性变化规律；井筒中伴随有硫析出，析出位置及析出量主要受温度梯度、压力梯度和硫化氢质量浓度等影响；井筒中的硫沉积主要受气体携带能力和局部流场扰动的影响。温度、压力下降越大，硫析出越早；在同一流压下，产气量越高，硫析出越早，析出量越大。该研究模拟了气井生产动态，给出了高含硫气井中的硫析出、硫沉积、压力及温度分布规律，计算结果可用于指导现场进行开发方案调整、生产参数优化，为制定硫沉积预防方案提供依据。
2014, 36(4): 84-87.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.021
摘要:
为了扩大单井控制面积，提高储层动用程度，增加单井产量，在哈萨克斯坦K油田进行了一口双分支水平井两分支分别酸化措施后合采的先导性试验。根据该油田储层、岩性和物性特征，确定了与储层配伍性较好且具有自转向功能、储层污染小的清洁自转向酸体系作为主体酸。为了达到提高水平段均匀改造程度和后期快速返排的目的，使用了氮气暂堵技术和液氮暂堵技术，并对施工压力、排量、连续油管拖动速度等参数进行了优化。酸化后分析表明，两个分支都起到了酸化解堵、恢复产能的目的，且单支产量与其邻井产量相当，说明双分支水平井酸化工艺在该油田具有较好的应用效果。
为了扩大单井控制面积，提高储层动用程度，增加单井产量，在哈萨克斯坦K油田进行了一口双分支水平井两分支分别酸化措施后合采的先导性试验。根据该油田储层、岩性和物性特征，确定了与储层配伍性较好且具有自转向功能、储层污染小的清洁自转向酸体系作为主体酸。为了达到提高水平段均匀改造程度和后期快速返排的目的，使用了氮气暂堵技术和液氮暂堵技术，并对施工压力、排量、连续油管拖动速度等参数进行了优化。酸化后分析表明，两个分支都起到了酸化解堵、恢复产能的目的，且单支产量与其邻井产量相当，说明双分支水平井酸化工艺在该油田具有较好的应用效果。
2014, 36(4): 88-92.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.022
摘要:
储隔层水平地应力差是水力裂缝高度延伸的主控因素，采用大尺寸全三维水力压裂实验系统模拟储隔层地应力条件，对长庆长6砂岩进行水力压裂裂缝垂向扩展模拟实验，并实现对大尺度岩样内部裂缝扩展的全三维实时声波监测。通过声波监测结果与实际裂缝形态对比，讨论了层间应力差、施工参数（排量、黏度）、施工压力对裂缝垂向延伸的影响。结果表明：缝高受层间应力差控制明显；同时施工参数也会影响裂缝的垂向延伸，高黏流体压裂有利于缝高延伸；对于均质致密砂岩岩样，实时声波监测技术能够对裂缝扩展动态进行有效监测。本研究为缝高延伸机理研究提供了实验手段，也为现场微地震监测提供参考。
储隔层水平地应力差是水力裂缝高度延伸的主控因素，采用大尺寸全三维水力压裂实验系统模拟储隔层地应力条件，对长庆长6砂岩进行水力压裂裂缝垂向扩展模拟实验，并实现对大尺度岩样内部裂缝扩展的全三维实时声波监测。通过声波监测结果与实际裂缝形态对比，讨论了层间应力差、施工参数（排量、黏度）、施工压力对裂缝垂向延伸的影响。结果表明：缝高受层间应力差控制明显；同时施工参数也会影响裂缝的垂向延伸，高黏流体压裂有利于缝高延伸；对于均质致密砂岩岩样，实时声波监测技术能够对裂缝扩展动态进行有效监测。本研究为缝高延伸机理研究提供了实验手段，也为现场微地震监测提供参考。
2014, 36(4): 93-96.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.023
摘要:
为了探索注蒸汽后期稠油油藏转火驱技术的可行性，研制了电加热点火器及配套工具，实现了油层高温点火；通过火线前缘监测、产出气体组分监测和耐高温井下温压监测手段判断燃烧状态、火线前缘位置和推进方向；建立了直井多相管流温度、压力分布模型，确定了火驱生产制度和生产方式，研制了配套防气工具，形成火驱举升工艺；根据火驱不同生产阶段，注气井和生产井腐蚀特征，模拟井下工况开展了室内氧腐蚀和酸性气体腐蚀试验，掌握了管材腐蚀特征，确定了注气井、生产井的防腐工艺。现场试验表明，该技术能满足火驱生产需求，也证实了注蒸汽后的稠油油藏转火驱的可行性，为同类油藏转火驱技术提供了技术支持。
为了探索注蒸汽后期稠油油藏转火驱技术的可行性，研制了电加热点火器及配套工具，实现了油层高温点火；通过火线前缘监测、产出气体组分监测和耐高温井下温压监测手段判断燃烧状态、火线前缘位置和推进方向；建立了直井多相管流温度、压力分布模型，确定了火驱生产制度和生产方式，研制了配套防气工具，形成火驱举升工艺；根据火驱不同生产阶段，注气井和生产井腐蚀特征，模拟井下工况开展了室内氧腐蚀和酸性气体腐蚀试验，掌握了管材腐蚀特征，确定了注气井、生产井的防腐工艺。现场试验表明，该技术能满足火驱生产需求，也证实了注蒸汽后的稠油油藏转火驱的可行性，为同类油藏转火驱技术提供了技术支持。
2014, 36(4): 97-100.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.024
摘要:
针对卫城油田浅层区块低温、低压、低含水率、高黏度井采用常规土酸酸化效果不佳的情况，提出了碱酸复合解堵技术。该技术借鉴综合了三元复合驱和CO2驱的优点，采用前置驱油体系和后置酸液体系，前置驱油体系主要组分为瓜胶、交联剂、烷基苯磺酸钠、Na2CO3和NaHCO3，利用三元复合驱驱油原理，剥离驱替黏附于岩石孔隙表面的原油，避免生成酸渣；后置酸液体系为常规土酸酸液，主要作用是除污扩孔，以及与前置驱油体系反应放出热量、CO2气体降黏、促排。室内实验和现场应用结果表明，碱酸复合解堵技术前置驱油体系能为后置酸液体系解除地层污染创造良好条件，酸碱反应生成大量的CO2气体及放出的热量与酸液有效结合能很好解决低温、低能和低含水井的有机污染和无机污染问题。
针对卫城油田浅层区块低温、低压、低含水率、高黏度井采用常规土酸酸化效果不佳的情况，提出了碱酸复合解堵技术。该技术借鉴综合了三元复合驱和CO2驱的优点，采用前置驱油体系和后置酸液体系，前置驱油体系主要组分为瓜胶、交联剂、烷基苯磺酸钠、Na2CO3和NaHCO3，利用三元复合驱驱油原理，剥离驱替黏附于岩石孔隙表面的原油，避免生成酸渣；后置酸液体系为常规土酸酸液，主要作用是除污扩孔，以及与前置驱油体系反应放出热量、CO2气体降黏、促排。室内实验和现场应用结果表明，碱酸复合解堵技术前置驱油体系能为后置酸液体系解除地层污染创造良好条件，酸碱反应生成大量的CO2气体及放出的热量与酸液有效结合能很好解决低温、低能和低含水井的有机污染和无机污染问题。
2014, 36(4): 101-104.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.025
摘要:
调剖作为一种常规的控水技术，在水驱和聚驱油田广泛应用，但在海上油田由于平台空间限制，常规的调剖设备无法摆放，不能正常实施。为此，开展了利用聚合物驱流程实现在线混合调剖及地面配注工艺的研究，解决了常规调剖设备占地面积大的问题，并在渤海JZ9-3油田实施了单井先导性试验。结果表明：海上聚驱在线混合调剖技术工艺简单，占地面积小，安全可靠，解决聚窜问题，并取得了显著的增油减水效果，为同类聚驱封窜提供了可借鉴的方法。
调剖作为一种常规的控水技术，在水驱和聚驱油田广泛应用，但在海上油田由于平台空间限制，常规的调剖设备无法摆放，不能正常实施。为此，开展了利用聚合物驱流程实现在线混合调剖及地面配注工艺的研究，解决了常规调剖设备占地面积大的问题，并在渤海JZ9-3油田实施了单井先导性试验。结果表明：海上聚驱在线混合调剖技术工艺简单，占地面积小，安全可靠，解决聚窜问题，并取得了显著的增油减水效果，为同类聚驱封窜提供了可借鉴的方法。
2014, 36(4): 105-108.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.026
摘要:
针对油水井实施堵水过程中难以准确控制用量、堵剂浪费大、施工风险高的问题，开展了溶液类堵剂、固相颗粒复合堵水体系研究。在堵水剂挤注过程中固相颗粒不断滤失封堵，自动调整进液通道，最终实现均匀、整体封堵。通过对脲醛树脂在稠化、固相填料两方面的系统研究，形成了脲醛树脂为主体的新型堵水剂。应用中针对不同封堵要求，调整不同稠化及填料质量分数，实现深部处理与炮眼封堵的一体化无缝处理；堵剂挤注压力完全控制在安全范围内并可顺利顶替到位，直接关井候凝，大大降低了施工风险，技术优势明显，取得了较好的矿场应用效果。
针对油水井实施堵水过程中难以准确控制用量、堵剂浪费大、施工风险高的问题，开展了溶液类堵剂、固相颗粒复合堵水体系研究。在堵水剂挤注过程中固相颗粒不断滤失封堵，自动调整进液通道，最终实现均匀、整体封堵。通过对脲醛树脂在稠化、固相填料两方面的系统研究，形成了脲醛树脂为主体的新型堵水剂。应用中针对不同封堵要求，调整不同稠化及填料质量分数，实现深部处理与炮眼封堵的一体化无缝处理；堵剂挤注压力完全控制在安全范围内并可顺利顶替到位，直接关井候凝，大大降低了施工风险，技术优势明显，取得了较好的矿场应用效果。
2014, 36(4): 109-112.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.027
摘要:
针对常规聚丙烯酰胺凝胶在化学剖面调整中逐渐暴露出的技术局限性，开展了50~90 ℃温度范围内的铬交联体系和酚醛树脂交联体系的水浸泡及黏度损失研究，并遵循“达西定律”基本理论，从增加交联密度、降低凝胶溶胀度的角度入手，引入新的可溶性高分子材料来改善常规凝胶交联强度。结果表明，凝胶在水中充分浸泡时，黏度会随着反应时间的延长而降低，凝胶在水中存在溶胀作用及黏度损失。添加剂PVA 易与聚丙烯酰胺分子间形成网络内氢键或缠绕，起到物理交联点的作用，使凝胶黏度提高30%，考察180 d后黏度损失小于10%。该研究可为解决层间矛盾、启动低渗透层段的生产潜力提供技术支持。
针对常规聚丙烯酰胺凝胶在化学剖面调整中逐渐暴露出的技术局限性，开展了50~90 ℃温度范围内的铬交联体系和酚醛树脂交联体系的水浸泡及黏度损失研究，并遵循“达西定律”基本理论，从增加交联密度、降低凝胶溶胀度的角度入手，引入新的可溶性高分子材料来改善常规凝胶交联强度。结果表明，凝胶在水中充分浸泡时，黏度会随着反应时间的延长而降低，凝胶在水中存在溶胀作用及黏度损失。添加剂PVA 易与聚丙烯酰胺分子间形成网络内氢键或缠绕，起到物理交联点的作用，使凝胶黏度提高30%，考察180 d后黏度损失小于10%。该研究可为解决层间矛盾、启动低渗透层段的生产潜力提供技术支持。
2014, 36(4): 112-115.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.028
摘要:
为了解决杏子川油田DC区块油井管杆腐蚀严重的问题，通过现场调研和取样化验分析，发现DC区块油井管杆腐蚀主要原因是CO2、H2S和细菌共同作用。结合DC区块油井管杆腐蚀的原因，室内研制了低膦型固体防腐阻垢剂，优选了除硫剂、二氧化碳中和剂、杀菌剂等助剂，从而确定缓蚀阻垢体系配方，然后将其干燥、固化制得固体缓蚀阻垢管。在杏子川油田DC区块进行了5口井的现场应用，措施后油井采出液平均腐蚀速率由0.682 mm/a降至0.05 mm/a，总铁离子含量由2.4 mg/L降至0.4 mg/L，油井平均免修期由41 d提高到210 d。现场应用表明，该固体缓蚀阻垢管能够改善杏子川油田油井管杆腐蚀状况，延长油井管杆的使用寿命，减少油井维护性作业井次。
为了解决杏子川油田DC区块油井管杆腐蚀严重的问题，通过现场调研和取样化验分析，发现DC区块油井管杆腐蚀主要原因是CO2、H2S和细菌共同作用。结合DC区块油井管杆腐蚀的原因，室内研制了低膦型固体防腐阻垢剂，优选了除硫剂、二氧化碳中和剂、杀菌剂等助剂，从而确定缓蚀阻垢体系配方，然后将其干燥、固化制得固体缓蚀阻垢管。在杏子川油田DC区块进行了5口井的现场应用，措施后油井采出液平均腐蚀速率由0.682 mm/a降至0.05 mm/a，总铁离子含量由2.4 mg/L降至0.4 mg/L，油井平均免修期由41 d提高到210 d。现场应用表明，该固体缓蚀阻垢管能够改善杏子川油田油井管杆腐蚀状况，延长油井管杆的使用寿命，减少油井维护性作业井次。
2014, 36(4): 116-119.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.029
摘要:
针对目前金属滤、化学滤对孤东油田注聚区存在防砂周期短、提液效果不明显等问题，通过室内实验，从6种树脂中优选出湿热性能好、力学性能及耐热性能佳的氰酸酯树脂作为基底，结合实验得到的最佳配比进行成型改进，最终得到一种具有高强度、高渗透率、抗堵塞的高渗透滤砂管。该滤砂管滤的砂器与中心管保持5 mm的过油间隙，增加了过油面积，提高了渗透率，同时具有更强的抗压抗折性，以及挡砂能力强、不易堵塞、耐化学性等优点，适合在疏松砂岩油藏的注聚区广泛应用。目前，现场已试验6井次，平均单井日增液34.2 m3，增液幅度91.9%，单井日增油1.8 t，动液面上升159.2 m，提液增油效果明显。关键词：氰酸酯树脂；注聚区；湿热性；高渗透滤；疏松砂岩油藏
针对目前金属滤、化学滤对孤东油田注聚区存在防砂周期短、提液效果不明显等问题，通过室内实验，从6种树脂中优选出湿热性能好、力学性能及耐热性能佳的氰酸酯树脂作为基底，结合实验得到的最佳配比进行成型改进，最终得到一种具有高强度、高渗透率、抗堵塞的高渗透滤砂管。该滤砂管滤的砂器与中心管保持5 mm的过油间隙，增加了过油面积，提高了渗透率，同时具有更强的抗压抗折性，以及挡砂能力强、不易堵塞、耐化学性等优点，适合在疏松砂岩油藏的注聚区广泛应用。目前，现场已试验6井次，平均单井日增液34.2 m3，增液幅度91.9%，单井日增油1.8 t，动液面上升159.2 m，提液增油效果明显。关键词：氰酸酯树脂；注聚区；湿热性；高渗透滤；疏松砂岩油藏
2014, 36(4): 120-122.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.030
摘要:
苏里格小井眼水平井钻井中使用?88.9 mm钻具出现“两小一高”（排量小、扭矩小、压耗高）的问题，使得螺杆在水平段钻进中动力不足，影响了提速提效。通过API REG 7G计算了钻杆管体的抗扭强度，通过有限元软件分析了接头尺寸与抗扭性能的关系，并根据特殊钻井工艺参数对API钻具接头扣型的要求，提出使用双台肩接头，解决了苏里格水平井钻井中无法在?177.8 mm技术套管内使用?101.6 mm钻具的技术难题，实现了钻井过程中的大排量、高螺杆输出扭矩、低循环压耗，满足了苏里格小井眼水平井钻井的需要。
苏里格小井眼水平井钻井中使用?88.9 mm钻具出现“两小一高”（排量小、扭矩小、压耗高）的问题，使得螺杆在水平段钻进中动力不足，影响了提速提效。通过API REG 7G计算了钻杆管体的抗扭强度，通过有限元软件分析了接头尺寸与抗扭性能的关系，并根据特殊钻井工艺参数对API钻具接头扣型的要求，提出使用双台肩接头，解决了苏里格水平井钻井中无法在?177.8 mm技术套管内使用?101.6 mm钻具的技术难题，实现了钻井过程中的大排量、高螺杆输出扭矩、低循环压耗，满足了苏里格小井眼水平井钻井的需要。
2014, 36(4): 123-125.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.031
摘要:
提出了用NiTi形状记忆合金制造井下封隔器的密封件替代传统橡胶密封件，完成了形状记忆合金密封件的结构设计，进行了形状记忆合金密封件的性能实验，并对实验结果进行了具体分析。实验证明，NiTi形状记忆合金密封件承压能力高，坐封力大，解封力较小，密封效果良好，可以代替传统的橡胶密封。
提出了用NiTi形状记忆合金制造井下封隔器的密封件替代传统橡胶密封件，完成了形状记忆合金密封件的结构设计，进行了形状记忆合金密封件的性能实验，并对实验结果进行了具体分析。实验证明，NiTi形状记忆合金密封件承压能力高，坐封力大，解封力较小，密封效果良好，可以代替传统的橡胶密封。
2014, 36(4): 126-128.
doi: 10.13639/j.odpt.2014.04.032
摘要:
柴达木盆地深井固井作业中，由于某些钻井液性能不达标或胶塞封闭不严致使部分水泥浆与顶替钻井液发生絮凝反应等原因，导致固井质量电测仪器下不到井底。为此，研制了无固相压胶塞隔离液。通过压胶塞隔离液的抗水泥浆污染性能、高温稳定性能和沉降稳定性能等评价实验，优选出深井完井压胶塞隔离液配方。现场应用结果表明，在胶塞和顶替钻井液之间的300~500 m的无固相隔离液段，可有效阻止套管内残留水泥浆与钻井液发生絮凝反应，并减缓固相颗粒的沉降堆积，保证电测仪器顺利下井。使用无固相压胶塞隔离液的37口深井，完井固井质量电测一次成功率达到了100%，有效缩短了完井作业施工周期。
柴达木盆地深井固井作业中，由于某些钻井液性能不达标或胶塞封闭不严致使部分水泥浆与顶替钻井液发生絮凝反应等原因，导致固井质量电测仪器下不到井底。为此，研制了无固相压胶塞隔离液。通过压胶塞隔离液的抗水泥浆污染性能、高温稳定性能和沉降稳定性能等评价实验，优选出深井完井压胶塞隔离液配方。现场应用结果表明，在胶塞和顶替钻井液之间的300~500 m的无固相隔离液段，可有效阻止套管内残留水泥浆与钻井液发生絮凝反应，并减缓固相颗粒的沉降堆积，保证电测仪器顺利下井。使用无固相压胶塞隔离液的37口深井，完井固井质量电测一次成功率达到了100%，有效缩短了完井作业施工周期。
