E-mail Alert2015年 37卷 第3期
2015, 37(3): 1-5.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.001
摘要:
考虑旋转钻井钻头牙齿对井底岩石产生的水平刮切作用，分析了井底岩石侵入系数的变化规律以及初次侵入破碎坑的形状，得出旋转钻井重复侵入时井底岩石的破碎过程以及载荷侵深曲线形态，进一步揭示了旋转钻井牙轮钻头破岩机理： 随着摩擦因数的增大，刃前岩石侵入系数线性降低，刃后岩石侵入系数线性增加；初次侵入时破碎坑为非对称的不规则形状， 岩石破碎体积比只考虑垂向压入作用时小，发生剪切破碎时所需的载荷低；刃前岩石发生剪切破碎以后，刃后岩石由于应力集中效应，达到剪切破碎时所需的整体载荷降低，存在水平刮切作用时岩石多次侵入剪切破碎更为容易；重复侵入时井底岩石剪切破碎频数是只考虑垂向压入作用时的两倍，剪切破碎时载荷下降的幅度降低。
考虑旋转钻井钻头牙齿对井底岩石产生的水平刮切作用，分析了井底岩石侵入系数的变化规律以及初次侵入破碎坑的形状，得出旋转钻井重复侵入时井底岩石的破碎过程以及载荷侵深曲线形态，进一步揭示了旋转钻井牙轮钻头破岩机理： 随着摩擦因数的增大，刃前岩石侵入系数线性降低，刃后岩石侵入系数线性增加；初次侵入时破碎坑为非对称的不规则形状， 岩石破碎体积比只考虑垂向压入作用时小，发生剪切破碎时所需的载荷低；刃前岩石发生剪切破碎以后，刃后岩石由于应力集中效应，达到剪切破碎时所需的整体载荷降低，存在水平刮切作用时岩石多次侵入剪切破碎更为容易；重复侵入时井底岩石剪切破碎频数是只考虑垂向压入作用时的两倍，剪切破碎时载荷下降的幅度降低。
2015, 37(3): 6-10.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.002
摘要:
脉冲射流钻井技术具有高效清岩能力，但其提速机制还不十分清楚。通过建立围压条件下单喷嘴脉冲射流井底清岩物理模型，对脉冲射流清岩过程进行了数值模拟研究，分析了影响脉冲射流清岩效果的主要因素。结果表明，非稳态旋流是脉冲射流提高清岩效果的主要原因之一，在相同排量条件下，脉冲射流清岩效率比连续射流平均提高约1~1.6 倍。脉冲射流清岩效率随着喷嘴直径和入口流速的增大而增大；围压对脉冲射流清岩过程影响较小；低频率脉冲射流的清岩总体效果较好； 随着岩屑粒径增大，井底冲击区域内岩屑分布非均匀性增强，脉冲射流清岩效率降低。研究结果对指导脉冲射流提速技术的工程实践具有一定的参考价值。
脉冲射流钻井技术具有高效清岩能力，但其提速机制还不十分清楚。通过建立围压条件下单喷嘴脉冲射流井底清岩物理模型，对脉冲射流清岩过程进行了数值模拟研究，分析了影响脉冲射流清岩效果的主要因素。结果表明，非稳态旋流是脉冲射流提高清岩效果的主要原因之一，在相同排量条件下，脉冲射流清岩效率比连续射流平均提高约1~1.6 倍。脉冲射流清岩效率随着喷嘴直径和入口流速的增大而增大；围压对脉冲射流清岩过程影响较小；低频率脉冲射流的清岩总体效果较好； 随着岩屑粒径增大，井底冲击区域内岩屑分布非均匀性增强，脉冲射流清岩效率降低。研究结果对指导脉冲射流提速技术的工程实践具有一定的参考价值。
2015, 37(3): 11-14.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.003
摘要:
由于地质构造复杂和地质特征参数难以预测，复杂地层钻井具有高风险与高投入的特点。因此，井下工程风险程度的合理判别，对于钻井工程方案的风险决策具有重要的意义。针对这一问题，建立了基于风险概率和模糊理论的风险程度判别模型。首先，对常见井下工程风险进行风险概率计算；然后，在此基础上结合井史资料中的事故记录，利用模糊数学理论构造不同程度区间的隶属度函数；最后，根据隶属度进行区间划分，从而实现工程风险的程度判别。应用该方法对西部某地区的钻井资料进行实例分析，结果表明，该方法的判别结果与工程实际情况基本吻合，满足工程实际需要，能够为钻井工程方案设计提供风险判断依据。
由于地质构造复杂和地质特征参数难以预测，复杂地层钻井具有高风险与高投入的特点。因此，井下工程风险程度的合理判别，对于钻井工程方案的风险决策具有重要的意义。针对这一问题，建立了基于风险概率和模糊理论的风险程度判别模型。首先，对常见井下工程风险进行风险概率计算；然后，在此基础上结合井史资料中的事故记录，利用模糊数学理论构造不同程度区间的隶属度函数；最后，根据隶属度进行区间划分，从而实现工程风险的程度判别。应用该方法对西部某地区的钻井资料进行实例分析，结果表明，该方法的判别结果与工程实际情况基本吻合，满足工程实际需要，能够为钻井工程方案设计提供风险判断依据。
2015, 37(3): 15-18.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.004
摘要:
深水钻井具有较高风险，在救援井设计方面，国内外没有相关标准规范可参照，深水井实施救援井作业的数量也很少。为了保证深水油气田安全高效开发，结合中国南海深水钻井的需要，对深水救援井的井位选择、井眼轨迹设计方法、探测定位技术、连通技术、动态压井方法等一系列关键技术进行了整理和分析。救援井的井位选择需考虑海底地质条件、洋流、风向、热辐射、商业保险等因素，救援井井眼轨迹需根据连通点位置、探测定位工具的要求、轨迹实施难度进行设计，连通方式首选直接钻通事故井井眼，动态压井方案的制定应结合钻井船的能力优选最高效安全的压井方案。研究结果对于建立深水救援井设计体系具有一定的参考价值。
深水钻井具有较高风险，在救援井设计方面，国内外没有相关标准规范可参照，深水井实施救援井作业的数量也很少。为了保证深水油气田安全高效开发，结合中国南海深水钻井的需要，对深水救援井的井位选择、井眼轨迹设计方法、探测定位技术、连通技术、动态压井方法等一系列关键技术进行了整理和分析。救援井的井位选择需考虑海底地质条件、洋流、风向、热辐射、商业保险等因素，救援井井眼轨迹需根据连通点位置、探测定位工具的要求、轨迹实施难度进行设计，连通方式首选直接钻通事故井井眼，动态压井方案的制定应结合钻井船的能力优选最高效安全的压井方案。研究结果对于建立深水救援井设计体系具有一定的参考价值。
2015, 37(3): 19-22.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.005
摘要:
旋转导向钻井系统是在钻柱旋转钻进时，随钻实时完成导向功能的一种先进的钻井系统。介绍了西部钻探工程公司自主设计的静止推靠式旋转导向钻井系统的设计方案，采用模块化的设计理念将整个系统分为地面监控系统、双向通讯和动力模块、MWD 模块和导向短节4 大模块，各模块采用独立封装结构，用标准化接头连接，方便检测、维修和后续作业。重点介绍了导向短节的结构和旋转导向钻井系统的工作原理。
旋转导向钻井系统是在钻柱旋转钻进时，随钻实时完成导向功能的一种先进的钻井系统。介绍了西部钻探工程公司自主设计的静止推靠式旋转导向钻井系统的设计方案，采用模块化的设计理念将整个系统分为地面监控系统、双向通讯和动力模块、MWD 模块和导向短节4 大模块，各模块采用独立封装结构，用标准化接头连接，方便检测、维修和后续作业。重点介绍了导向短节的结构和旋转导向钻井系统的工作原理。
2015, 37(3): 23-27.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.006
摘要:
塔里木油田哈得逊薄油藏埋藏深、构造变化大，水平井钻井井眼轨迹控制困难，传统的旋转导向工具侧钻初期造斜率普遍不足，需使用弯螺杆马达增斜至30°左右后再更换工具，增加了钻井风险与周期。2013 年，该区块应用高造斜率旋转导向工具（PowerDriver Archer RSS）及新一代地质导向技术（Scope 系列），从侧钻点开始旋转导向钻进，在着陆及水平段加装地质导向工具，相比2012 年，水平段平均井深增加214 m，钻井周期缩短36.7 d。在介绍高造斜率旋转导向以及随钻测井技术的基础上，结合现场应用实例分析，认为在哈得逊油藏，全井段旋转导向有利于降低井眼摩阻，节约钻进周期；地层探边及储层评价技术的应用提高了水平井的储层钻遇率，有利于该油藏的规模开采。
塔里木油田哈得逊薄油藏埋藏深、构造变化大，水平井钻井井眼轨迹控制困难，传统的旋转导向工具侧钻初期造斜率普遍不足，需使用弯螺杆马达增斜至30°左右后再更换工具，增加了钻井风险与周期。2013 年，该区块应用高造斜率旋转导向工具（PowerDriver Archer RSS）及新一代地质导向技术（Scope 系列），从侧钻点开始旋转导向钻进，在着陆及水平段加装地质导向工具，相比2012 年，水平段平均井深增加214 m，钻井周期缩短36.7 d。在介绍高造斜率旋转导向以及随钻测井技术的基础上，结合现场应用实例分析，认为在哈得逊油藏，全井段旋转导向有利于降低井眼摩阻，节约钻进周期；地层探边及储层评价技术的应用提高了水平井的储层钻遇率，有利于该油藏的规模开采。
2015, 37(3): 28-31.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.007
摘要:
针对焦石坝区块页岩气水平井?311.2 mm 井眼定向段长、钻遇地层复杂、非均质性强，易导致钻头失效快、机械钻速低等问题，建立了基于地层可钻性和实钻效果评价的钻头选型方法。利用测井资料获取地层岩石力学参数，建立了岩石可钻性剖面，确定了合理的钻头类型；基于虚拟强度指数原理建立了综合考虑地层破岩效率和进尺的钻头性能评价指数，对完钻井钻头使用效果进行了定量评价。利用该方法分地层推荐了焦石坝?311.2 mm 井眼定向段钻头选型方案，并在焦页49-1HF 等5 口井进行了应用，平均机械钻速同比提高了207%，单只钻头平均进尺提高了139.2 m。应用效果表明，基于地层可钻性和实钻效果的钻头选型方法能够定性地优选钻头类型、定量地评价钻头性能，有效提高了钻头与地层的匹配性。
针对焦石坝区块页岩气水平井?311.2 mm 井眼定向段长、钻遇地层复杂、非均质性强，易导致钻头失效快、机械钻速低等问题，建立了基于地层可钻性和实钻效果评价的钻头选型方法。利用测井资料获取地层岩石力学参数，建立了岩石可钻性剖面，确定了合理的钻头类型；基于虚拟强度指数原理建立了综合考虑地层破岩效率和进尺的钻头性能评价指数，对完钻井钻头使用效果进行了定量评价。利用该方法分地层推荐了焦石坝?311.2 mm 井眼定向段钻头选型方案，并在焦页49-1HF 等5 口井进行了应用，平均机械钻速同比提高了207%，单只钻头平均进尺提高了139.2 m。应用效果表明，基于地层可钻性和实钻效果的钻头选型方法能够定性地优选钻头类型、定量地评价钻头性能，有效提高了钻头与地层的匹配性。
2015, 37(3): 32-35.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.008
摘要:
松科2 井为国际大陆科学钻探计划（ICDP）支持的全球第一口钻穿白垩纪陆相沉积地层的大陆科学钻探井。该井二开（2 840 m）钻遇地层中伊蒙混层、伊利石和高岭石等黏土矿物总含量高达60% 以上，易水化分散导致缩颈和垮塌；二开上部套管?508 mm，下部井径?215.9 mm，上下两部分井径相差悬殊而导致岩屑返排困难。通过XRD 衍射矿物鉴定、室内钻井液材料复配以及现场岩心浸泡等实验分析，优选出适宜于大口径?311.2 mm 和?215.9 mm 取心工作的低成本钻井液体系。现场应用过程中，钻井液动塑比维持在0.45~0.82 Pa/（mPa·s），润滑系数控制在0.11~0.14，泥饼黏附系数0.12~0.15，有效解决了携岩困难问题，并降低了长裸眼卡钻风险。在大口径取心试验、正式设计取心与全面钻进等作业频繁更换以及钻井液性能不断调整过程中，井内未发生大的坍塌与掉块，圆满完成了在491.12~510.94 m 段?311.2 mm 口径试取心试验，以及1 074.00~1 148.01 m 和1 182.74~1 256.01 m 段的?215.9 mm 口径设计取心任务。
松科2 井为国际大陆科学钻探计划（ICDP）支持的全球第一口钻穿白垩纪陆相沉积地层的大陆科学钻探井。该井二开（2 840 m）钻遇地层中伊蒙混层、伊利石和高岭石等黏土矿物总含量高达60% 以上，易水化分散导致缩颈和垮塌；二开上部套管?508 mm，下部井径?215.9 mm，上下两部分井径相差悬殊而导致岩屑返排困难。通过XRD 衍射矿物鉴定、室内钻井液材料复配以及现场岩心浸泡等实验分析，优选出适宜于大口径?311.2 mm 和?215.9 mm 取心工作的低成本钻井液体系。现场应用过程中，钻井液动塑比维持在0.45~0.82 Pa/（mPa·s），润滑系数控制在0.11~0.14，泥饼黏附系数0.12~0.15，有效解决了携岩困难问题，并降低了长裸眼卡钻风险。在大口径取心试验、正式设计取心与全面钻进等作业频繁更换以及钻井液性能不断调整过程中，井内未发生大的坍塌与掉块，圆满完成了在491.12~510.94 m 段?311.2 mm 口径试取心试验，以及1 074.00~1 148.01 m 和1 182.74~1 256.01 m 段的?215.9 mm 口径设计取心任务。
2015, 37(3): 36-39.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.009
摘要:
针对大庆油田齐家区块致密油水平井钻井过程中存在的井塌、卡钻等问题，在聚磺水基钻井液体系基础上研制出强抑制防塌水基钻井液。室内研究表明，聚合醇和有机硅酸脂的协同抑制作用，可有效降低泥岩、泥页岩水敏性，采用铝基聚合物封堵地层微裂缝，可提高井壁稳定能力。该体系在齐家区块应用5 口井，均未出现井壁坍塌和卡钻等事故，平均机械钻速14.5 m/h，平均井径扩大率5%，水平段钻进摩阻30~60 kN，有效解决了大庆油田齐家区块致密油藏长水平段水平井钻井中存在的问题，为致密油储层的高效钻进提供了借鉴。
针对大庆油田齐家区块致密油水平井钻井过程中存在的井塌、卡钻等问题，在聚磺水基钻井液体系基础上研制出强抑制防塌水基钻井液。室内研究表明，聚合醇和有机硅酸脂的协同抑制作用，可有效降低泥岩、泥页岩水敏性，采用铝基聚合物封堵地层微裂缝，可提高井壁稳定能力。该体系在齐家区块应用5 口井，均未出现井壁坍塌和卡钻等事故，平均机械钻速14.5 m/h，平均井径扩大率5%，水平段钻进摩阻30~60 kN，有效解决了大庆油田齐家区块致密油藏长水平段水平井钻井中存在的问题，为致密油储层的高效钻进提供了借鉴。
2015, 37(3): 40-42.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.010
摘要:
文23-6J 井是落鱼井文23-6X 井的一口平行救援井，为连通并有效封堵文23-6X 井，4 次实施侧钻，井眼条件十分复杂，固井施工难度较大。经研究决定应用旋转固井技术，通过分析该井施工难点， 优化设计固井套管串结构、套管悬挂器，并应用性能优良的弹性微膨胀水泥浆体系，提高了固井质量，保证了井筒的密封性，达到了文23 储气库建库目的。现场应用表明， 通过合理优化施工参数，在特殊井眼条件下采用旋转固井技术能够有效提高固井质量，并为旋转固井技术的进一步应用提供了技术支撑。
文23-6J 井是落鱼井文23-6X 井的一口平行救援井，为连通并有效封堵文23-6X 井，4 次实施侧钻，井眼条件十分复杂，固井施工难度较大。经研究决定应用旋转固井技术，通过分析该井施工难点， 优化设计固井套管串结构、套管悬挂器，并应用性能优良的弹性微膨胀水泥浆体系，提高了固井质量，保证了井筒的密封性，达到了文23 储气库建库目的。现场应用表明， 通过合理优化施工参数，在特殊井眼条件下采用旋转固井技术能够有效提高固井质量，并为旋转固井技术的进一步应用提供了技术支撑。
2015, 37(3): 43-47.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.011
摘要:
胶凝态水泥浆孔隙度是水泥浆凝结过程中评价胶凝态性能的重要参数之一。通过定性分析、实验验证的方法，对胶凝态水泥浆和土壤进行了宏观及微观等对比分析，两者具有相类似的“骨架- 孔隙结构”，均表现出一定的孔隙性和渗透性。因此，引入土壤学中土壤孔隙度测试方法，同时结合胶凝态水泥浆的水化特性，将土壤孔隙度测试原理中烘干方式改进为液氮冷冻干燥、真空负压干燥或用无水乙醇浸泡终止水化后再升温干燥等可抑制水化反应的烘干方式。应用该方法对特定水化时间下的浆体开展了孔隙度探索实验，为检测水泥浆体的孔隙度提供了可借鉴的方法。
胶凝态水泥浆孔隙度是水泥浆凝结过程中评价胶凝态性能的重要参数之一。通过定性分析、实验验证的方法，对胶凝态水泥浆和土壤进行了宏观及微观等对比分析，两者具有相类似的“骨架- 孔隙结构”，均表现出一定的孔隙性和渗透性。因此，引入土壤学中土壤孔隙度测试方法，同时结合胶凝态水泥浆的水化特性，将土壤孔隙度测试原理中烘干方式改进为液氮冷冻干燥、真空负压干燥或用无水乙醇浸泡终止水化后再升温干燥等可抑制水化反应的烘干方式。应用该方法对特定水化时间下的浆体开展了孔隙度探索实验，为检测水泥浆体的孔隙度提供了可借鉴的方法。
2015, 37(3): 48-52.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.012
摘要:
常规液相钻井技术对油气藏储层污染空间分布特征的认识是许多学者关心问题。采用高能、高精度CT 仪探索研究了钻井液污染后全直径岩心3D 空间分布特征，建立了相应测试方法及定量判断钻井液滤失深度手段，获取了不同条件下钻井液污染三维空间分布图形；并结合电镜扫描及能谱分析，分析孔隙型及裂缝型储层钻井液污染微观特征。研究表明，钻井液滤失深度主要集中在离岩心端面11~24 mm；钻井液污染后孔隙型、裂缝型储层岩心污染空间呈“锅底状”特征，裂缝型储层岩心还可观察到钻井液贯穿整个裂缝；压差及裂缝导流能力是制约钻井液侵入基质孔隙深度的重要因素；裂缝中侵入颗粒以重晶石颗粒、盐类结晶为主，以区域性滤饼、团聚状颗粒形态分布；基质孔隙储层侵入颗粒以盐类结晶为主，以孔隙表面沉淀、孔隙充填、孔喉堵塞分布。研究成果为深入认识孔隙型、裂缝型储层钻井液污染特征提供重要机理认识，为室内实验评价技术提供了新的研究技术方法。
常规液相钻井技术对油气藏储层污染空间分布特征的认识是许多学者关心问题。采用高能、高精度CT 仪探索研究了钻井液污染后全直径岩心3D 空间分布特征，建立了相应测试方法及定量判断钻井液滤失深度手段，获取了不同条件下钻井液污染三维空间分布图形；并结合电镜扫描及能谱分析，分析孔隙型及裂缝型储层钻井液污染微观特征。研究表明，钻井液滤失深度主要集中在离岩心端面11~24 mm；钻井液污染后孔隙型、裂缝型储层岩心污染空间呈“锅底状”特征，裂缝型储层岩心还可观察到钻井液贯穿整个裂缝；压差及裂缝导流能力是制约钻井液侵入基质孔隙深度的重要因素；裂缝中侵入颗粒以重晶石颗粒、盐类结晶为主，以区域性滤饼、团聚状颗粒形态分布；基质孔隙储层侵入颗粒以盐类结晶为主，以孔隙表面沉淀、孔隙充填、孔喉堵塞分布。研究成果为深入认识孔隙型、裂缝型储层钻井液污染特征提供重要机理认识，为室内实验评价技术提供了新的研究技术方法。
2015, 37(3): 53-60.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.013
摘要:
从井流量方程、井筒内热多相管流计算、多段井模型和近井区域加密的扩展井模型等4 个方面总结了井筒与油藏耦合数值模拟技术的研究进展，指出目前存在的主要问题包括：复杂结构井流量方程中参数取值误差很大，不能提供准确的源汇项；高含水阶段井筒内多相管流非常复杂，常用的计算流体力学模型误差很大；非等温井筒内流固耦合模拟机理认识不清楚， 数值计算时间长；模拟多层合采时未考虑纵向非均质性，薄差油层的动用情况与实际不符。提出了基于多相管流计算的多段井模型与油藏耦合的数值模拟技术、扩展井模型与油藏耦合的数值模拟技术、考虑井筒出砂和结蜡等复杂现象的流固耦合数值模拟技术是未来的发展趋势。
从井流量方程、井筒内热多相管流计算、多段井模型和近井区域加密的扩展井模型等4 个方面总结了井筒与油藏耦合数值模拟技术的研究进展，指出目前存在的主要问题包括：复杂结构井流量方程中参数取值误差很大，不能提供准确的源汇项；高含水阶段井筒内多相管流非常复杂，常用的计算流体力学模型误差很大；非等温井筒内流固耦合模拟机理认识不清楚， 数值计算时间长；模拟多层合采时未考虑纵向非均质性，薄差油层的动用情况与实际不符。提出了基于多相管流计算的多段井模型与油藏耦合的数值模拟技术、扩展井模型与油藏耦合的数值模拟技术、考虑井筒出砂和结蜡等复杂现象的流固耦合数值模拟技术是未来的发展趋势。
2015, 37(3): 61-65.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.014
摘要:
页岩气储层的纳米级孔隙中滑脱效应使渗流机理更加复杂，通过建立解析解模型定量分析其影响程度具有实际意义和理论价值。以页岩气藏压裂水平井三线性渗流理论为基础，通过分析滑脱对渗透率影响规律及计算关系，构建了考虑滑脱渗流的数学模型，并对模型进行求解，得到了可用于现场生产预测的压裂水平井产能方程；根据对渗透率增加幅度和产量增加值界定了受滑脱效应影响孔隙阈值；应用所建立模型通过实例计算分析了不同孔隙直径、不同生产压差下滑脱效应分别对产能的增加值，定量地评价了滑脱效应的影响程度，结果表明初期产能增加值可达到1 500 m3/d，后期生产也可达到400 m3/d。因此，当页岩气储层孔隙较小进行产能预测时滑脱效应需要被考虑，以便更能科学全面地反映其渗流规律。
页岩气储层的纳米级孔隙中滑脱效应使渗流机理更加复杂，通过建立解析解模型定量分析其影响程度具有实际意义和理论价值。以页岩气藏压裂水平井三线性渗流理论为基础，通过分析滑脱对渗透率影响规律及计算关系，构建了考虑滑脱渗流的数学模型，并对模型进行求解，得到了可用于现场生产预测的压裂水平井产能方程；根据对渗透率增加幅度和产量增加值界定了受滑脱效应影响孔隙阈值；应用所建立模型通过实例计算分析了不同孔隙直径、不同生产压差下滑脱效应分别对产能的增加值，定量地评价了滑脱效应的影响程度，结果表明初期产能增加值可达到1 500 m3/d，后期生产也可达到400 m3/d。因此，当页岩气储层孔隙较小进行产能预测时滑脱效应需要被考虑，以便更能科学全面地反映其渗流规律。
2015, 37(3): 66-70.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.015
摘要:
抽油机变速运行技术应用于国内多个油田，对其效果的评价也不一致。基于抽油机变速耦合运行理论建立了数学模型，并对其“节能降载”效果进行了综合评价和分析，结果表明：变速运行技术可以降低电机功率和电机扭矩，降低减速箱扭矩和悬点峰值载荷，但是“超冲程”现象不明显，泵载荷增加；变速运行技术能够较好地适应冲程、冲次、沉没度的变化，但是在平衡效果不好的情况下会出现“超扭矩”的不利因素，尤其是当变速运行曲线的初始相位角有偏差时，会严重影响整个抽油机系统的综合工作性能，造成无法启机或突然停机。
抽油机变速运行技术应用于国内多个油田，对其效果的评价也不一致。基于抽油机变速耦合运行理论建立了数学模型，并对其“节能降载”效果进行了综合评价和分析，结果表明：变速运行技术可以降低电机功率和电机扭矩，降低减速箱扭矩和悬点峰值载荷，但是“超冲程”现象不明显，泵载荷增加；变速运行技术能够较好地适应冲程、冲次、沉没度的变化，但是在平衡效果不好的情况下会出现“超扭矩”的不利因素，尤其是当变速运行曲线的初始相位角有偏差时，会严重影响整个抽油机系统的综合工作性能，造成无法启机或突然停机。
2015, 37(3): 71-75.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.016
摘要:
有杆抽油泵固定阀的流量系数是评价阀流通性能的重要指标，也是计算阀流量的必需参数。目前还没有专门针对固定阀流量系数的实验与计算公式，利用Fluent 软件对流体过阀过程进行了模拟，分析原油通过固定阀时内部流场的分布状况，以及流体参数（密度、黏度、速度）与阀球开启程度对整个过程的影响，得到不同开启程度下固定阀的流量系数曲线，为有杆泵流体进泵流量计算提供依据。
有杆抽油泵固定阀的流量系数是评价阀流通性能的重要指标，也是计算阀流量的必需参数。目前还没有专门针对固定阀流量系数的实验与计算公式，利用Fluent 软件对流体过阀过程进行了模拟，分析原油通过固定阀时内部流场的分布状况，以及流体参数（密度、黏度、速度）与阀球开启程度对整个过程的影响，得到不同开启程度下固定阀的流量系数曲线，为有杆泵流体进泵流量计算提供依据。
2015, 37(3): 76-79.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.017
摘要:
柱塞气举排水采气技术自动化程度高、滑脱损失小，能有效排除低产、间歇生产气井的积液，在苏里格气田应用200 余口井效果良好。但是，在现场应用中发现该技术需要人工到井口进行制度调参，管理强度比较大。针对此问题，在气田数字化技术的基础上，开展了柱塞气举排水采气远程控制的技术研究，开发出了可以远程控制、智能诊断与分析的柱塞气举排水采气远程控制系统， 有效提高了气井生产的管理水平，节省了人力物力。
柱塞气举排水采气技术自动化程度高、滑脱损失小，能有效排除低产、间歇生产气井的积液，在苏里格气田应用200 余口井效果良好。但是，在现场应用中发现该技术需要人工到井口进行制度调参，管理强度比较大。针对此问题，在气田数字化技术的基础上，开展了柱塞气举排水采气远程控制的技术研究，开发出了可以远程控制、智能诊断与分析的柱塞气举排水采气远程控制系统， 有效提高了气井生产的管理水平，节省了人力物力。
2015, 37(3): 80-83.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.018
摘要:
煤层中通常会通过注N2、CO2 提高煤层气采收率或实现CO2 埋存，注入的气体将使煤层中裂纹发生扩展，诱发煤层失稳。以宁武盆地9 号煤层为研究对象，开展等温吸附实验定量研究了煤岩对N2、CO2 的吸附量，并开展三轴压缩力学实验定量研究了N2、CO2 吸附对煤岩力学强度的影响；分析了煤岩中裂纹扩展机理，根据断裂力学理论推导出含气煤岩中的裂纹扩展速度方程，并根据方程计算出注不同气体时煤岩中的裂纹扩展速度。研究表明，在相同平衡压力下，煤岩对CO2 的吸附量是CH4 的6 倍；煤岩饱和CO2 后的力学强度明显低于饱和N2 的力学强度；煤层注CO2 比注N2 引起的裂纹扩展速度更大，并且注气压力越高扩展速度越大。该理论成果能够为优化注气的比例及注气压力提供理论指导，并且对防止煤层失稳，保障顺利注气具有重要意义。
煤层中通常会通过注N2、CO2 提高煤层气采收率或实现CO2 埋存，注入的气体将使煤层中裂纹发生扩展，诱发煤层失稳。以宁武盆地9 号煤层为研究对象，开展等温吸附实验定量研究了煤岩对N2、CO2 的吸附量，并开展三轴压缩力学实验定量研究了N2、CO2 吸附对煤岩力学强度的影响；分析了煤岩中裂纹扩展机理，根据断裂力学理论推导出含气煤岩中的裂纹扩展速度方程，并根据方程计算出注不同气体时煤岩中的裂纹扩展速度。研究表明，在相同平衡压力下，煤岩对CO2 的吸附量是CH4 的6 倍；煤岩饱和CO2 后的力学强度明显低于饱和N2 的力学强度；煤层注CO2 比注N2 引起的裂纹扩展速度更大，并且注气压力越高扩展速度越大。该理论成果能够为优化注气的比例及注气压力提供理论指导，并且对防止煤层失稳，保障顺利注气具有重要意义。
2015, 37(3): 84-87.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.019
摘要:
目前致密储层的主要开发方式为水平井+ 体积压裂改造，但对于天然裂缝不发育的储层，通常难以形成复杂的裂缝网络系统，不能够达到预期的改造目标。针对这种情况，在研究压裂过程中诱导应力场变化的基础上，建立了诱导应力和原地应力相叠加的数学模型，结合缝间应力干扰分析结果，形成了体积压裂段间距优化方法。研究结果表明，利用水力裂缝之间的应力干扰中和原始地应力有利于形成复杂裂缝，并且在同样的原始地应力条件下，随着裂缝高度和裂缝内净压力的增加，形成复杂缝网的段间距会增加。现场实例计算验证了通过应力干扰确定水平井压裂段间距优化方法的可行性，该优化方法对致密储层水平井分段体积压裂设计有一定的借鉴意义。
目前致密储层的主要开发方式为水平井+ 体积压裂改造，但对于天然裂缝不发育的储层，通常难以形成复杂的裂缝网络系统，不能够达到预期的改造目标。针对这种情况，在研究压裂过程中诱导应力场变化的基础上，建立了诱导应力和原地应力相叠加的数学模型，结合缝间应力干扰分析结果，形成了体积压裂段间距优化方法。研究结果表明，利用水力裂缝之间的应力干扰中和原始地应力有利于形成复杂裂缝，并且在同样的原始地应力条件下，随着裂缝高度和裂缝内净压力的增加，形成复杂缝网的段间距会增加。现场实例计算验证了通过应力干扰确定水平井压裂段间距优化方法的可行性，该优化方法对致密储层水平井分段体积压裂设计有一定的借鉴意义。
2015, 37(3): 88-92.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.020
摘要:
马58H 井是位于三塘湖盆地马朗凹陷马中地层岩性圈闭的水平探井，属致密凝灰岩油藏，具有高孔低渗、小孔喉、非均质性强的特点，水平井段长804 m。为解决该井压裂作业存在的难题，开展了致密油藏水平井分段压裂技术研究。针对低温井压裂液快速破胶难及施工后对致密油储层的伤害问题，研制出配套的超低浓度、低伤害复合压裂液体系，并通过对裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力的优化、铺砂浓度与导流能力关系优化、簇间距及孔数优化，采用速钻桥塞分段多簇射孔压裂工艺， 顺利完成了该井压裂施工。马58H 井分段压裂施工总液量7 755.9 m3，总砂量566.3 m3，最高排量11.2 m3/min，压裂后获得日产131 m3 的高产油流，为吐哈油田三塘湖致密油高效开发动用探索了一条新途径。
马58H 井是位于三塘湖盆地马朗凹陷马中地层岩性圈闭的水平探井，属致密凝灰岩油藏，具有高孔低渗、小孔喉、非均质性强的特点，水平井段长804 m。为解决该井压裂作业存在的难题，开展了致密油藏水平井分段压裂技术研究。针对低温井压裂液快速破胶难及施工后对致密油储层的伤害问题，研制出配套的超低浓度、低伤害复合压裂液体系，并通过对裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力的优化、铺砂浓度与导流能力关系优化、簇间距及孔数优化，采用速钻桥塞分段多簇射孔压裂工艺， 顺利完成了该井压裂施工。马58H 井分段压裂施工总液量7 755.9 m3，总砂量566.3 m3，最高排量11.2 m3/min，压裂后获得日产131 m3 的高产油流，为吐哈油田三塘湖致密油高效开发动用探索了一条新途径。
2015, 37(3): 93-97.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.021
摘要:
研究聚驱井产能规律，可以为选择采油装置和制定油井工作制度提供参考。实验研究了聚合物溶液的流变性，建立了考虑含水率、流变性、聚合物溶液浓度、黏弹性等因素下的地层流体有效黏度综合模型；其次，在此基础上，以压力与产量的变化作为定解条件，推导了聚合物驱区块见聚油井产能预测模型，并对产能进行了敏感性研究。结果表明，随产出液或注入液稠度系数增加及流性指数降低时，产液量会降低；渗透率降低幅度增加或考虑弹性黏度时，相同井底流压下产液量也会减少； 注入聚合物浓度降低或油井含水率增加时，油井产液量增加。此外，不同条件下流入动态曲线相似，可仿照Vogel 的方法通过数值模拟研究得到聚合物驱IPR 曲线方程。
研究聚驱井产能规律，可以为选择采油装置和制定油井工作制度提供参考。实验研究了聚合物溶液的流变性，建立了考虑含水率、流变性、聚合物溶液浓度、黏弹性等因素下的地层流体有效黏度综合模型；其次，在此基础上，以压力与产量的变化作为定解条件，推导了聚合物驱区块见聚油井产能预测模型，并对产能进行了敏感性研究。结果表明，随产出液或注入液稠度系数增加及流性指数降低时，产液量会降低；渗透率降低幅度增加或考虑弹性黏度时，相同井底流压下产液量也会减少； 注入聚合物浓度降低或油井含水率增加时，油井产液量增加。此外，不同条件下流入动态曲线相似，可仿照Vogel 的方法通过数值模拟研究得到聚合物驱IPR 曲线方程。
2015, 37(3): 98-102.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.022
摘要:
针对港西二区在二次开发过程中，含水率上升速度快、油藏采收率较低的问题，对港西二区进行了整装区块的聚合物驱实验研究。通过对该区块进行适应性评价及数值模拟研究，确定了注聚井及注聚层位，制订了相应的注聚方案。经过注聚后的跟踪研究发现，聚合物驱改善了港西二区的开发效果，并根据开发效果，对注聚方案进行了重新优化，重新认识了黏度、段塞与驱油效率的关系，利用油藏数值模拟对聚合物驱开发效果进行了预测。港西二区注聚合物驱技术的成功实施为高含水油藏整装区块的聚合物驱开发提供了良好范例。
针对港西二区在二次开发过程中，含水率上升速度快、油藏采收率较低的问题，对港西二区进行了整装区块的聚合物驱实验研究。通过对该区块进行适应性评价及数值模拟研究，确定了注聚井及注聚层位，制订了相应的注聚方案。经过注聚后的跟踪研究发现，聚合物驱改善了港西二区的开发效果，并根据开发效果，对注聚方案进行了重新优化，重新认识了黏度、段塞与驱油效率的关系，利用油藏数值模拟对聚合物驱开发效果进行了预测。港西二区注聚合物驱技术的成功实施为高含水油藏整装区块的聚合物驱开发提供了良好范例。
2015, 37(3): 103-105.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.023
摘要:
塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏经过多年开发后，底水锥进、油水界面抬升，剩余油主要以阁楼油形式富集。现场实践证实注氮气采油开发碳酸盐岩缝洞型油藏是可行的，能有效动用阁楼型剩余油，并且在实践中总结了注氮气采油的选井经验，建立了高效注气井分类模型，为同类碳酸盐岩缝洞型油藏开发提供了参考依据。注氮气采油技术是一种高效提高采收率的技术手段。
塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏经过多年开发后，底水锥进、油水界面抬升，剩余油主要以阁楼油形式富集。现场实践证实注氮气采油开发碳酸盐岩缝洞型油藏是可行的，能有效动用阁楼型剩余油，并且在实践中总结了注氮气采油的选井经验，建立了高效注气井分类模型，为同类碳酸盐岩缝洞型油藏开发提供了参考依据。注氮气采油技术是一种高效提高采收率的技术手段。
2015, 37(3): 106-109.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.024
摘要:
鉴于目前不压井作业中存在的诸多问题，利用改性淀粉冻胶的优越性，结合实际生产要求，研究了一种新型冻胶材料。室内实验表明，引发剂浓度、丙烯酰胺与淀粉投料比、反应温度、体系pH 值等因素影响改性淀粉冻胶成胶时间和胶体黏度。优化出氧化/ 交联改性淀粉冻胶质量比配方为3.6% 淀粉+0.03% 过硫酸铵+14.5% 丙烯酰胺+7.3% 交联剂A+4.7% 交联剂B。冻胶在pH 值8~12 范围内，成胶时间在1 h 内可控调节。室内评价冻胶适用温度60~120 ℃，黏度可高于200×104 mPa·s。
鉴于目前不压井作业中存在的诸多问题，利用改性淀粉冻胶的优越性，结合实际生产要求，研究了一种新型冻胶材料。室内实验表明，引发剂浓度、丙烯酰胺与淀粉投料比、反应温度、体系pH 值等因素影响改性淀粉冻胶成胶时间和胶体黏度。优化出氧化/ 交联改性淀粉冻胶质量比配方为3.6% 淀粉+0.03% 过硫酸铵+14.5% 丙烯酰胺+7.3% 交联剂A+4.7% 交联剂B。冻胶在pH 值8~12 范围内，成胶时间在1 h 内可控调节。室内评价冻胶适用温度60~120 ℃，黏度可高于200×104 mPa·s。
2015, 37(3): 110-113.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.025
摘要:
针对延川南煤层气田部分排采井因杆管腐蚀造成的检泵作业，开展了排采井防腐工艺的技术研究。分析了排采井的气体成分和地层产出水成分，研究了不同材质在不同水型条件下的腐蚀规律，并在此基础上找出了延川南区块杆管腐蚀的主要原因，优选KD-H03-1# 型和KD-H03-2# 型两种缓蚀剂。该工艺在Y3-40-24U 等5 口井开展了现场试验，措施后排采井日产液2.8 m3，日产气585.29 m3。结果表明：CaCl2 水型下加缓蚀剂KD-H03-1# 能延缓井下杆、管、泵的腐蚀，延长检泵周期，为延川南区块排采井的连续性排采提供了新的技术支持。
针对延川南煤层气田部分排采井因杆管腐蚀造成的检泵作业，开展了排采井防腐工艺的技术研究。分析了排采井的气体成分和地层产出水成分，研究了不同材质在不同水型条件下的腐蚀规律，并在此基础上找出了延川南区块杆管腐蚀的主要原因，优选KD-H03-1# 型和KD-H03-2# 型两种缓蚀剂。该工艺在Y3-40-24U 等5 口井开展了现场试验，措施后排采井日产液2.8 m3，日产气585.29 m3。结果表明：CaCl2 水型下加缓蚀剂KD-H03-1# 能延缓井下杆、管、泵的腐蚀，延长检泵周期，为延川南区块排采井的连续性排采提供了新的技术支持。
2015, 37(3): 114-117.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.026
摘要:
两口井试用证明绒囊暂堵流体可以解决渤海某油田修井过程中漏失问题，但其性能和施工工艺需要进一步优化。实验表明封堵深度0.1 m，无需挤入地层更多流体以形成更深封堵带即可实现有效封堵；绒囊暂堵流体封堵能力与密度无关， 塑性黏度20~30 mPa·s、动塑比0.7~1.1 Pa/（mPa·s）即可封堵低压漏失地层。绒囊暂堵流体封堵后用标准地层水试漏，承压能力达25.64 MPa，表明无需全井循环即可实现漏失地层封堵。陆上S181 井气井全井筒段塞先导试验成功后，在渤海某油田A 井储层段段塞封堵试用成功，表明绒囊暂堵流体在渤海某油田可以实施段塞封堵储层修井。
两口井试用证明绒囊暂堵流体可以解决渤海某油田修井过程中漏失问题，但其性能和施工工艺需要进一步优化。实验表明封堵深度0.1 m，无需挤入地层更多流体以形成更深封堵带即可实现有效封堵；绒囊暂堵流体封堵能力与密度无关， 塑性黏度20~30 mPa·s、动塑比0.7~1.1 Pa/（mPa·s）即可封堵低压漏失地层。绒囊暂堵流体封堵后用标准地层水试漏，承压能力达25.64 MPa，表明无需全井循环即可实现漏失地层封堵。陆上S181 井气井全井筒段塞先导试验成功后，在渤海某油田A 井储层段段塞封堵试用成功，表明绒囊暂堵流体在渤海某油田可以实施段塞封堵储层修井。
2015, 37(3): 118-121.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.027
摘要:
长北气田采用双分支水平井技术配合裸眼完井进行天然气开发，为预防钻遇泥岩层和煤层坍塌的问题，在水平裸眼段内下入预钻孔筛管以支撑井壁。由于井眼环境复杂，长北气田的水平井作业存在着长筛管下入困难、短筛管重量轻不易顺利丢手、常规丢手工具遇阻时无法旋转解阻、常规球座施工后需另外下钻钻除等技术难题。研制了筛管液压丢手装置，该装置具备旋转功能，允许筛管串在下入过程中采取旋转的方式通过阻点；具有两种丢手方式，既可通过液压方式丢手，也可通过机械方式丢手；设计了可提出式球座机构，在施工后可随着送入工具整体提出，无需下钻钻除。该筛管液压丢手装置通过了一系列地面性能实验，并在长北气田CB23-2 井和CB23-3 井两口水平分支井进行了应用，完成了4 趟筛管下入作业，成功解决了现场难题。
长北气田采用双分支水平井技术配合裸眼完井进行天然气开发，为预防钻遇泥岩层和煤层坍塌的问题，在水平裸眼段内下入预钻孔筛管以支撑井壁。由于井眼环境复杂，长北气田的水平井作业存在着长筛管下入困难、短筛管重量轻不易顺利丢手、常规丢手工具遇阻时无法旋转解阻、常规球座施工后需另外下钻钻除等技术难题。研制了筛管液压丢手装置，该装置具备旋转功能，允许筛管串在下入过程中采取旋转的方式通过阻点；具有两种丢手方式，既可通过液压方式丢手，也可通过机械方式丢手；设计了可提出式球座机构，在施工后可随着送入工具整体提出，无需下钻钻除。该筛管液压丢手装置通过了一系列地面性能实验，并在长北气田CB23-2 井和CB23-3 井两口水平分支井进行了应用，完成了4 趟筛管下入作业，成功解决了现场难题。
2015, 37(3): 122-124.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.028
摘要:
速度管柱排水采气技术已成为苏里格气田排水采气的重要手段，解决了积液气井排水采气的问题。针对气田开发过程中气井能量逐渐衰减、部分产气量较小的气井携液效果变差的情况，开展了连续油管速度管柱带压起管技术的研究，设计了速度管柱带压起管技术方案，研制了管内堵塞器、外卡瓦拉拔器等关键工具，解决了速度管柱管内封堵和上提解卡的核心问题。在苏里格气田成功实施了速度管柱带压起管试验，起出的管柱经性能评价满足气井排水采气的要求，可以作为生产管柱再次下入井内开展施工作业。
速度管柱排水采气技术已成为苏里格气田排水采气的重要手段，解决了积液气井排水采气的问题。针对气田开发过程中气井能量逐渐衰减、部分产气量较小的气井携液效果变差的情况，开展了连续油管速度管柱带压起管技术的研究，设计了速度管柱带压起管技术方案，研制了管内堵塞器、外卡瓦拉拔器等关键工具，解决了速度管柱管内封堵和上提解卡的核心问题。在苏里格气田成功实施了速度管柱带压起管试验，起出的管柱经性能评价满足气井排水采气的要求，可以作为生产管柱再次下入井内开展施工作业。
2015, 37(3): 125-127.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.029
摘要:
针对目前某些气田井筒硫沉积严重，现阶段化学溶硫剂具有剧毒性、现场操作工艺复杂、除硫效果不明显等问题，提出了一种新型井筒自动除硫装置及其除硫方法。该装置通过将天然气的能量转化为自身的动力，实现自身的旋转，并从井底向井口运动，以液力除硫和机械除硫相结合，对井筒壁面上所沉积的硫进行清除，实现了除硫的自动化、节能化、高效化。室内试验结果表明，该装置可以在井生产期间对井筒壁面上所沉积的硫实现有效清除，并且其具有操作简单、费用低、机械结构简单等优点，具有良好的应用前景。
针对目前某些气田井筒硫沉积严重，现阶段化学溶硫剂具有剧毒性、现场操作工艺复杂、除硫效果不明显等问题，提出了一种新型井筒自动除硫装置及其除硫方法。该装置通过将天然气的能量转化为自身的动力，实现自身的旋转，并从井底向井口运动，以液力除硫和机械除硫相结合，对井筒壁面上所沉积的硫进行清除，实现了除硫的自动化、节能化、高效化。室内试验结果表明，该装置可以在井生产期间对井筒壁面上所沉积的硫实现有效清除，并且其具有操作简单、费用低、机械结构简单等优点，具有良好的应用前景。
2015, 37(3): 128-130.
doi: 10.13639/j.odpt.2015.03.030
摘要:
为满足大排量、高效率的试油排液需求，研制出一种液压举升快速排液装置。然而该装置的举升液压缸利用普通油管滑车及支架进行安装容易发生液压缸活塞杆损坏、油缸侧翻的问题。通过分析举升液压缸在安装过程中的运动特点，对油管滑车轨道系统的滑车、车轮、滑车轨道和轨道支架等部件进行了针对性改进，设计出适合液压举升快速返排系统安装时使用的安装装置。改进后的安置装置提升了系统操作安全性，满足现场需求。
为满足大排量、高效率的试油排液需求，研制出一种液压举升快速排液装置。然而该装置的举升液压缸利用普通油管滑车及支架进行安装容易发生液压缸活塞杆损坏、油缸侧翻的问题。通过分析举升液压缸在安装过程中的运动特点，对油管滑车轨道系统的滑车、车轮、滑车轨道和轨道支架等部件进行了针对性改进，设计出适合液压举升快速返排系统安装时使用的安装装置。改进后的安置装置提升了系统操作安全性，满足现场需求。
