E-mail Alert2016年 38卷 第2期
2016, 38(2): 133-137.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.001
摘要:
为了深入研究环空涡动时的流场特性，根据流体力学理论，以连续性方程和N-S 方程为控制方程，利用计算流体力学技术对钻柱涡动时环空赫巴流体的流动进行了系统的数值模拟，研究了不同公转方向下钻柱偏心度的变化对环空切向速度剖面与合速度剖面的影响。通过对模拟数据的对比分析，发现不同公转方向下环空流场分布截然不同，正向公转时切向速度在环空宽间隙处随着公转速度、自转速度和偏心度增大正向增大；反向公转时会出现二次流，切向速度在环空宽间隙处随偏心度的减小整体反向减小，同时二次流趋势越明显，摩阻压耗越大。合理应用这些规律有助于完善现有钻井水力学理论，更好地揭示井下环空流场特性，并为钻井水力参数优化设计提供有效的理论指导。
为了深入研究环空涡动时的流场特性，根据流体力学理论，以连续性方程和N-S 方程为控制方程，利用计算流体力学技术对钻柱涡动时环空赫巴流体的流动进行了系统的数值模拟，研究了不同公转方向下钻柱偏心度的变化对环空切向速度剖面与合速度剖面的影响。通过对模拟数据的对比分析，发现不同公转方向下环空流场分布截然不同，正向公转时切向速度在环空宽间隙处随着公转速度、自转速度和偏心度增大正向增大；反向公转时会出现二次流，切向速度在环空宽间隙处随偏心度的减小整体反向减小，同时二次流趋势越明显，摩阻压耗越大。合理应用这些规律有助于完善现有钻井水力学理论，更好地揭示井下环空流场特性，并为钻井水力参数优化设计提供有效的理论指导。
2016, 38(2): 138-143.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.002
摘要:
针对车66 区块钻井过程中易出现的阻塞、地层垮塌、井漏甚至井喷等问题，基于环空流体力学并结合地层渗透性特征，分析了在起、下钻及钻井过程中产生的抽汲压力和激动压力的大小，以及钻井液黏度、密度，井深和钻井速率对其影响的规律；依据线性渗流定律，单向流体球面向心流和平面径向流模型研究了井底负压差下进入、钻过储层的渗流规律变化及正压差条件下钻井液漏失情况，得出井底压差越大、地层渗透率越高，地层流体渗流速度越高，钻井液漏失量越大。该分析结果揭示了钻井过程中井底压力波动和井下渗流规律及其相关影响因素，为井身结构设计优化提供了必要依据。
针对车66 区块钻井过程中易出现的阻塞、地层垮塌、井漏甚至井喷等问题，基于环空流体力学并结合地层渗透性特征，分析了在起、下钻及钻井过程中产生的抽汲压力和激动压力的大小，以及钻井液黏度、密度，井深和钻井速率对其影响的规律；依据线性渗流定律，单向流体球面向心流和平面径向流模型研究了井底负压差下进入、钻过储层的渗流规律变化及正压差条件下钻井液漏失情况，得出井底压差越大、地层渗透率越高，地层流体渗流速度越高，钻井液漏失量越大。该分析结果揭示了钻井过程中井底压力波动和井下渗流规律及其相关影响因素，为井身结构设计优化提供了必要依据。
2016, 38(2): 144-150.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.003
摘要:
钻柱振动识别与控制对于减少钻井过程中事故复杂、防止钻头提前失效具有重要意义。全球每年与钻柱振动相关的失效和破坏的经济损失高达3 亿美元。若能实时监测钻头破岩状态，有效识别并控制钻柱有害振动，则能大大降低这种损失。调研了国内外对钻井振动问题的研究和应用情况，讨论了钻具振动的产生机理及其地表数据响应关系。在基于比能优化技术基础上，建立了一套根据地表数据实时识别并控制井下振动的方法。现场应用表明，振动识别与控制技术能够准确判断井下振动，通过不断优化钻井参数可以消除井下瓶颈因素，挖掘提速潜力，有望为钻井提速和降低成本探寻一条新途径。
钻柱振动识别与控制对于减少钻井过程中事故复杂、防止钻头提前失效具有重要意义。全球每年与钻柱振动相关的失效和破坏的经济损失高达3 亿美元。若能实时监测钻头破岩状态，有效识别并控制钻柱有害振动，则能大大降低这种损失。调研了国内外对钻井振动问题的研究和应用情况，讨论了钻具振动的产生机理及其地表数据响应关系。在基于比能优化技术基础上，建立了一套根据地表数据实时识别并控制井下振动的方法。现场应用表明，振动识别与控制技术能够准确判断井下振动，通过不断优化钻井参数可以消除井下瓶颈因素，挖掘提速潜力，有望为钻井提速和降低成本探寻一条新途径。
2016, 38(2): 151-155.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.004
摘要:
基于低频交变磁场的特性，构建了近钻头磁源的低频交变磁场数学模型。根据随钻测量仪器（MWD）的测量原理， 建立测量坐标系，并推导出磁源坐标系向测量坐标系转换的解算方法，从而形成了测量坐标系下的钻头定位方法。在此基础上设计并制作了精确连通导向仪器和工具，配套了磁导向连通井的钻井工艺，并进行了现场应用，结果表明：在常规导向钻具组合基础上增加近钻头磁短节形成磁导向钻具组合，利用参数优化和轨迹实时测量和轨迹姿态控制，在730 m 水平段实现了连接误差小于1 m，使水平井和直井精确连通，为煤层气的开发提供了技术支撑。
基于低频交变磁场的特性，构建了近钻头磁源的低频交变磁场数学模型。根据随钻测量仪器（MWD）的测量原理， 建立测量坐标系，并推导出磁源坐标系向测量坐标系转换的解算方法，从而形成了测量坐标系下的钻头定位方法。在此基础上设计并制作了精确连通导向仪器和工具，配套了磁导向连通井的钻井工艺，并进行了现场应用，结果表明：在常规导向钻具组合基础上增加近钻头磁短节形成磁导向钻具组合，利用参数优化和轨迹实时测量和轨迹姿态控制，在730 m 水平段实现了连接误差小于1 m，使水平井和直井精确连通，为煤层气的开发提供了技术支撑。
2016, 38(2): 156-159.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.005
摘要:
塔里木盆地山前井是塔里木油田油气勘探开发的重要区域之一。针对山前井地层研磨性强、可钻性级值高，单只钻头进尺低，钻头消耗量大，机械钻速低，钻井成本高等问题，引进涡轮配合孕镶金刚石钻头钻井技术。2 口山前井钻进实验数据表明：博孜102 井配套工具进尺704 m，纯钻时间407.5 h，平均机械钻速1.73 m/h；克深2-1-14 井配套工具进尺146.8 m，纯钻71.75 h，平均机械钻速2.05 m/h。两组配套工具与邻井同层PDC 钻头、牙轮钻头对比，钻井速度提高了2~4 倍，单只钻头平均进尺提高了3~10 倍，平均纯钻时间提高了1.7~2.5 倍。工具实验结果表明，涡轮配合孕镶金刚钻头钻井技术在塔里木山前井具有较好的提速效果，可为塔里木山前井钻井提速提供技术支持。
塔里木盆地山前井是塔里木油田油气勘探开发的重要区域之一。针对山前井地层研磨性强、可钻性级值高，单只钻头进尺低，钻头消耗量大，机械钻速低，钻井成本高等问题，引进涡轮配合孕镶金刚石钻头钻井技术。2 口山前井钻进实验数据表明：博孜102 井配套工具进尺704 m，纯钻时间407.5 h，平均机械钻速1.73 m/h；克深2-1-14 井配套工具进尺146.8 m，纯钻71.75 h，平均机械钻速2.05 m/h。两组配套工具与邻井同层PDC 钻头、牙轮钻头对比，钻井速度提高了2~4 倍，单只钻头平均进尺提高了3~10 倍，平均纯钻时间提高了1.7~2.5 倍。工具实验结果表明，涡轮配合孕镶金刚钻头钻井技术在塔里木山前井具有较好的提速效果，可为塔里木山前井钻井提速提供技术支持。
2016, 38(2): 160-165.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.006
摘要:
为适应塔里木油田深井和超深井勘探与开发的恶劣工况，同时针对其深井、超深井小钻工具的疲劳失效问题，研制了一种特殊螺纹（TMXT36）结构的超深井小钻工具，该特殊螺纹结构减少了每英寸的牙数，加长了外螺纹接头最末完全扣到外台肩的距离，比常规的螺纹多设计了3 扣，减小其刚性，增加了弹性，从而提高其抗疲劳寿命（2.5 倍）；该螺纹结构将扣根的最大应力转移到了接触面较宽的螺纹导向面上，降低了螺纹根部的疲劳缺口敏感系数（3.5）。该特殊螺纹与油田现有的NC38、TX60 和TH90 螺纹有限元对比分析得出：TMXT36 的应力集中系数和其疲劳缺口敏感系数为最小，其抗疲劳寿命比其他螺纹接头提高了2.5 倍，其试制成品在塔里木油田得到了应用和验证。
为适应塔里木油田深井和超深井勘探与开发的恶劣工况，同时针对其深井、超深井小钻工具的疲劳失效问题，研制了一种特殊螺纹（TMXT36）结构的超深井小钻工具，该特殊螺纹结构减少了每英寸的牙数，加长了外螺纹接头最末完全扣到外台肩的距离，比常规的螺纹多设计了3 扣，减小其刚性，增加了弹性，从而提高其抗疲劳寿命（2.5 倍）；该螺纹结构将扣根的最大应力转移到了接触面较宽的螺纹导向面上，降低了螺纹根部的疲劳缺口敏感系数（3.5）。该特殊螺纹与油田现有的NC38、TX60 和TH90 螺纹有限元对比分析得出：TMXT36 的应力集中系数和其疲劳缺口敏感系数为最小，其抗疲劳寿命比其他螺纹接头提高了2.5 倍，其试制成品在塔里木油田得到了应用和验证。
2016, 38(2): 166-170.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.007
摘要:
大港油田段六拨区块油层埋藏深、储层井段长，受长期注水与边底水的综合影响，造成多套压力并存，油水关系复杂，导致固井质量难以提高。在分析前期固井资料的基础上，结合现场实际情况提出：固井前调整硅基钻井液的流变性能及pH 值是清除井壁“虚滤饼”的技术关键；通过采用水化热测试，优化出了液固态转变时间短、速硬、早强的水泥浆配方，并采用了加重隔离液、高密度领浆及常规密度尾浆的倒浆柱结构和过平衡压力固井技术。在段六拨区块应用了段38-30 井等12 口井， 合格率100%，固井质量优质段率由23% 提高到了72%，形成了一套适用于大港油田调整井的固井技术。
大港油田段六拨区块油层埋藏深、储层井段长，受长期注水与边底水的综合影响，造成多套压力并存，油水关系复杂，导致固井质量难以提高。在分析前期固井资料的基础上，结合现场实际情况提出：固井前调整硅基钻井液的流变性能及pH 值是清除井壁“虚滤饼”的技术关键；通过采用水化热测试，优化出了液固态转变时间短、速硬、早强的水泥浆配方，并采用了加重隔离液、高密度领浆及常规密度尾浆的倒浆柱结构和过平衡压力固井技术。在段六拨区块应用了段38-30 井等12 口井， 合格率100%，固井质量优质段率由23% 提高到了72%，形成了一套适用于大港油田调整井的固井技术。
2016, 38(2): 171-175.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.008
摘要:
针对深井、超深井、长封固段固井中大温差下水泥浆顶部强度发展缓慢或超缓凝的难题，以2- 丙烯酰胺基-2- 甲基丙磺酸（AMPS）、N- 乙烯基吡咯烷酮（NVP）和衣康酸（IA）为原料开发了新型高温缓凝剂SCR180L，并用红外光谱对共聚物的结构进行了表征。室内研究表明，SCR180L 可满足循环温度范围为70~180 ℃的固井需求；100 ℃、50 MPa 下，加入0.9%~1.8%SCR180L 的水泥浆稠化时间延长到127~331 min；150 ℃、70 MPa 下，加入2.7%~3.6%SCR180L 的水泥浆稠化时间延长到214~409 min，且随缓凝剂的加量增加而有规律的延长；温差70 ℃条件下水泥浆强度发展良好，24 h 水泥石强度大于14 MPa；缓凝剂抗盐能力可达到18%。现场应用结果表明，缓凝剂SCR180L 耐温性能好，温度适应范围广，对水泥石抗压强度的影响不明显，可以满足深井、超深井及长封固段、大温差固井的应用需求。
针对深井、超深井、长封固段固井中大温差下水泥浆顶部强度发展缓慢或超缓凝的难题，以2- 丙烯酰胺基-2- 甲基丙磺酸（AMPS）、N- 乙烯基吡咯烷酮（NVP）和衣康酸（IA）为原料开发了新型高温缓凝剂SCR180L，并用红外光谱对共聚物的结构进行了表征。室内研究表明，SCR180L 可满足循环温度范围为70~180 ℃的固井需求；100 ℃、50 MPa 下，加入0.9%~1.8%SCR180L 的水泥浆稠化时间延长到127~331 min；150 ℃、70 MPa 下，加入2.7%~3.6%SCR180L 的水泥浆稠化时间延长到214~409 min，且随缓凝剂的加量增加而有规律的延长；温差70 ℃条件下水泥浆强度发展良好，24 h 水泥石强度大于14 MPa；缓凝剂抗盐能力可达到18%。现场应用结果表明，缓凝剂SCR180L 耐温性能好，温度适应范围广，对水泥石抗压强度的影响不明显，可以满足深井、超深井及长封固段、大温差固井的应用需求。
2016, 38(2): 176-180.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.009
摘要:
海上砾石充填完井防砂作业中，井下工具的相对位置是影响其功能实现的关键因素。为了保证内层服务管柱与外层管柱的位置准确性、选择合适的井下负荷定位工具及最佳压载吨位，对充填作业中及作业后的服务管柱进行了受力分析，建立了充填流体作用于完井管柱的力学模型，并推导出井下负荷定位工具的最佳压载吨位，模型假设井下负荷定位工具为承载点，管柱轴向窜动负载受流体循环压差、管柱热胀冷缩以及管柱弯曲等因素的影响。试验井模拟试验和现场实例分析表明，管柱力学模型与实际作业情况基本吻合，验证了在砾石充填作业过程中使用配套井下负荷定位工具的必要性，为现场作业提供数据支持，并对异常情况进行预判。
海上砾石充填完井防砂作业中，井下工具的相对位置是影响其功能实现的关键因素。为了保证内层服务管柱与外层管柱的位置准确性、选择合适的井下负荷定位工具及最佳压载吨位，对充填作业中及作业后的服务管柱进行了受力分析，建立了充填流体作用于完井管柱的力学模型，并推导出井下负荷定位工具的最佳压载吨位，模型假设井下负荷定位工具为承载点，管柱轴向窜动负载受流体循环压差、管柱热胀冷缩以及管柱弯曲等因素的影响。试验井模拟试验和现场实例分析表明，管柱力学模型与实际作业情况基本吻合，验证了在砾石充填作业过程中使用配套井下负荷定位工具的必要性，为现场作业提供数据支持，并对异常情况进行预判。
2016, 38(2): 181-185.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.010
摘要:
现有多级射孔技术管柱结构复杂、传爆效率和可靠性较低、成本较高、难以实现负压射孔等问题限制了其在海上油田的推广应用，为此，对常规单级开孔装置进行改进，研制出了多级开孔装置，与旁通接头、液压延时点火头、RTTS 封隔器等工具配合，形成了超长跨距多点起爆负压射孔技术。多级开孔装置可通过内置滑套实现各级点火头引爆后再制造负压，具备一趟管柱负压射开所有层段的功能，满足多射孔层段、大层间距（可超过500 m）的射孔要求，并且工艺原理简单、安全可靠。该技术在南海西部涠洲A 油田6 口井进行了成功应用，与常规负压射孔作业相比，作业时效提高了51.3%，成本降低了17.68%。
现有多级射孔技术管柱结构复杂、传爆效率和可靠性较低、成本较高、难以实现负压射孔等问题限制了其在海上油田的推广应用，为此，对常规单级开孔装置进行改进，研制出了多级开孔装置，与旁通接头、液压延时点火头、RTTS 封隔器等工具配合，形成了超长跨距多点起爆负压射孔技术。多级开孔装置可通过内置滑套实现各级点火头引爆后再制造负压，具备一趟管柱负压射开所有层段的功能，满足多射孔层段、大层间距（可超过500 m）的射孔要求，并且工艺原理简单、安全可靠。该技术在南海西部涠洲A 油田6 口井进行了成功应用，与常规负压射孔作业相比，作业时效提高了51.3%，成本降低了17.68%。
2016, 38(2): 186-190.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.011
摘要:
通过救援井向井喷井高排量泵入不同密度的压井液进行压井的方法，已成为救援井压井方案的首选。简单阐述了动态压井技术原理，给出动态压井设计的关键点和设备选型的方法。通过1 口井实例给出了动态压井设计的流程，并根据最恶劣工况（WCD： Worst Case Discharge）进行了多层储层井喷时动态压井模拟，基于动态压井给出了压井液密度、平台设备选择等方法。认为深水动态压井设计应考虑井喷井流体类型、井喷流通通道、水深影响下的井筒流量等因素。与常规压井方法相比， 深水动态压井具有排量大（最大达到12 m3/min）、地面泵压高（最高达到26 MPa）、所需压井液体积大（最大达到2 100 m3）等特点，可以为救援井动态压井设计思路、平台钻井液泵、钻井液储存能力等设备选型提供参考。
通过救援井向井喷井高排量泵入不同密度的压井液进行压井的方法，已成为救援井压井方案的首选。简单阐述了动态压井技术原理，给出动态压井设计的关键点和设备选型的方法。通过1 口井实例给出了动态压井设计的流程，并根据最恶劣工况（WCD： Worst Case Discharge）进行了多层储层井喷时动态压井模拟，基于动态压井给出了压井液密度、平台设备选择等方法。认为深水动态压井设计应考虑井喷井流体类型、井喷流通通道、水深影响下的井筒流量等因素。与常规压井方法相比， 深水动态压井具有排量大（最大达到12 m3/min）、地面泵压高（最高达到26 MPa）、所需压井液体积大（最大达到2 100 m3）等特点，可以为救援井动态压井设计思路、平台钻井液泵、钻井液储存能力等设备选型提供参考。
2016, 38(2): 191-194.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.012
摘要:
不压井技术设备对其所起下的管柱结构的要求严格，首先对海洋油田目前常见的各种生产管柱与该项工艺的适用性和受力情况进行了分析，其次分别对带电缆的生产管柱、带射孔枪的管柱、气举生产管柱、射流泵生产管柱、压裂管柱、自喷管柱、带封隔器的完井管柱等在模拟海上油气田井下环境的情况下进行了起下作业。模拟实验表明：不压井工艺可以在海上进行试验应用，但从井控角度考虑，对管柱上不带有电缆等管线的生产管柱，要对其防喷器系统的密封性进行改进，以确保防喷器组的压降控制在2% 以内。
不压井技术设备对其所起下的管柱结构的要求严格，首先对海洋油田目前常见的各种生产管柱与该项工艺的适用性和受力情况进行了分析，其次分别对带电缆的生产管柱、带射孔枪的管柱、气举生产管柱、射流泵生产管柱、压裂管柱、自喷管柱、带封隔器的完井管柱等在模拟海上油气田井下环境的情况下进行了起下作业。模拟实验表明：不压井工艺可以在海上进行试验应用，但从井控角度考虑，对管柱上不带有电缆等管线的生产管柱，要对其防喷器系统的密封性进行改进，以确保防喷器组的压降控制在2% 以内。
2016, 38(2): 195-200.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.013
摘要:
针对目前传统修井机小修作业存在的作业周期长、作业自动化程度低、人工劳动强度大、作业安全性差等问题，设计了一款新型自动化智能液压修井机，通过“‘PLC 程控/ 人控’多单元协调自动耦合控制+ 人机离线操控 ”的控制方式使修井机的各个关键系统相互协同作业，实现油田小型修井作业过程的自动化、无人化操作。该修井机改变了传统修井作业过程中管柱地面卧排的放置方式，采用管柱井口立放、双立根同时起下的工作模式，同时可以兼容单根起下、地面卧排的传统作业工艺， 与传统作业相比缩短了近20%~30% 的修井周期；采用全液压驱动方式，增加液压蓄能系统，通过变载荷变驱动方式的配置达到节能的目的，方便远程控制，同时提高了修井作业的安全性。
针对目前传统修井机小修作业存在的作业周期长、作业自动化程度低、人工劳动强度大、作业安全性差等问题，设计了一款新型自动化智能液压修井机，通过“‘PLC 程控/ 人控’多单元协调自动耦合控制+ 人机离线操控 ”的控制方式使修井机的各个关键系统相互协同作业，实现油田小型修井作业过程的自动化、无人化操作。该修井机改变了传统修井作业过程中管柱地面卧排的放置方式，采用管柱井口立放、双立根同时起下的工作模式，同时可以兼容单根起下、地面卧排的传统作业工艺， 与传统作业相比缩短了近20%~30% 的修井周期；采用全液压驱动方式，增加液压蓄能系统，通过变载荷变驱动方式的配置达到节能的目的，方便远程控制，同时提高了修井作业的安全性。
2016, 38(2): 201-205.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.014
摘要:
震击解卡是解除井下管柱卡阻的常用手段，但应用于水平井时，因其井筒摩阻大，震击器上部钻杆柱储存的弹性形变能释放时被摩阻消耗，震击效果差，为此，进行了水平井液压机械一体式震击解卡技术研究。技术方案为：通过设计双级弹簧缸结构来增加弹簧加速器的弹力，多组弹簧加速器串联来增加工作行程，配合液压增力器形成了水平井液压机械一体式震击解卡管柱，能够克服弯曲井眼摩阻的影响，提高震击效果。室内试验表明水平井液压机械一体式震击解卡管柱的震击性能参数符合设计要求，并根据试验数据制定了现场施工技术参数。现场应用表明：液压机械一体式震击解卡技术解卡效果显著，并且大钩载荷能减少80%，降低了对修井设备的要求，提高了该技术的适用性。
震击解卡是解除井下管柱卡阻的常用手段，但应用于水平井时，因其井筒摩阻大，震击器上部钻杆柱储存的弹性形变能释放时被摩阻消耗，震击效果差，为此，进行了水平井液压机械一体式震击解卡技术研究。技术方案为：通过设计双级弹簧缸结构来增加弹簧加速器的弹力，多组弹簧加速器串联来增加工作行程，配合液压增力器形成了水平井液压机械一体式震击解卡管柱，能够克服弯曲井眼摩阻的影响，提高震击效果。室内试验表明水平井液压机械一体式震击解卡管柱的震击性能参数符合设计要求，并根据试验数据制定了现场施工技术参数。现场应用表明：液压机械一体式震击解卡技术解卡效果显著，并且大钩载荷能减少80%，降低了对修井设备的要求，提高了该技术的适用性。
2016, 38(2): 206-209.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.015
摘要:
水平井复合桥塞分段压裂是国内页岩气井的主要开发方式，由于页岩气井快优钻井造成的井眼轨迹及井深结构的特殊性、钻塞结束后井筒内残留部分桥塞碎屑、水平段多相流的复杂性等，常规产出剖面测井技术难以满足页岩气井的测试要求。针对页岩气井数量众多，钻塞后井筒金属碎屑较多的特性，测井前利用强磁打捞器进行打捞兼通井以提高施工成功率，采用连续油管内穿光纤并下挂流体扫描成像测井仪FSI 的工艺进行产气剖面测井，能得到较真实的产气产液剖面、各射孔簇产气产液贡献，可以有效评价各级压裂效果。连续油管光纤测井方法在页岩气井中的应用前景良好。
水平井复合桥塞分段压裂是国内页岩气井的主要开发方式，由于页岩气井快优钻井造成的井眼轨迹及井深结构的特殊性、钻塞结束后井筒内残留部分桥塞碎屑、水平段多相流的复杂性等，常规产出剖面测井技术难以满足页岩气井的测试要求。针对页岩气井数量众多，钻塞后井筒金属碎屑较多的特性，测井前利用强磁打捞器进行打捞兼通井以提高施工成功率，采用连续油管内穿光纤并下挂流体扫描成像测井仪FSI 的工艺进行产气剖面测井，能得到较真实的产气产液剖面、各射孔簇产气产液贡献，可以有效评价各级压裂效果。连续油管光纤测井方法在页岩气井中的应用前景良好。
2016, 38(2): 210-215.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.016
摘要:
现有边水突破时间预测模型都是基于平面，然而实际气藏与水平面总存在一定的倾角，所以不能忽略重力作用的影响。基于气水两相渗流力学理论，综合考虑地层倾角、气体非达西流动效应、气水流度比和气井距边水的长度等因素，建立实际倾斜边水气藏新模型，并进行敏感性分析。实例分析表明，与已有预测模型相比，新模型预测的边水突破时间更接近实际。敏感性分析表明，边水突破时间与地层倾角呈二次抛物线关系，在地层倾角为90°时边水突破时间达到最大；与气井距边水的长度呈幂函数关系，在气井距边水的长度达到500 m 后，边水突破时间的增加量每100 m 增加7 d；与气井产量及气体非达西系数都呈反比关系，在开发前期边水突破时间的降低程度接近90%，当气井水淹后则基本对边水突破时间无影响；与气水流度比及储层厚度都呈线性关系，边水突破时间在气水流度比值每增加1 倍时增加30 d，在储层厚度每增加1 m 时则增大49 d。因此在气井生产初期，准确确定这些参数显得尤为重要。研究成果可对实际边水气藏的高效开发提供技术支撑。
现有边水突破时间预测模型都是基于平面，然而实际气藏与水平面总存在一定的倾角，所以不能忽略重力作用的影响。基于气水两相渗流力学理论，综合考虑地层倾角、气体非达西流动效应、气水流度比和气井距边水的长度等因素，建立实际倾斜边水气藏新模型，并进行敏感性分析。实例分析表明，与已有预测模型相比，新模型预测的边水突破时间更接近实际。敏感性分析表明，边水突破时间与地层倾角呈二次抛物线关系，在地层倾角为90°时边水突破时间达到最大；与气井距边水的长度呈幂函数关系，在气井距边水的长度达到500 m 后，边水突破时间的增加量每100 m 增加7 d；与气井产量及气体非达西系数都呈反比关系，在开发前期边水突破时间的降低程度接近90%，当气井水淹后则基本对边水突破时间无影响；与气水流度比及储层厚度都呈线性关系，边水突破时间在气水流度比值每增加1 倍时增加30 d，在储层厚度每增加1 m 时则增大49 d。因此在气井生产初期，准确确定这些参数显得尤为重要。研究成果可对实际边水气藏的高效开发提供技术支撑。
2016, 38(2): 216-220.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.017
摘要:
为验证绒囊流体在含高矿化度地层水地层中稳油控水效用，在温度120 ℃、围压15 MPa、回压1.5 MPa 条件下，采用恒流速法测定绒囊流体封堵前后，含不同矿化度盐水和煤油的人造砂岩柱塞稳定流动渗透率和注入压力变化。实验结果表明，0.1 mL/min 恒定流速下，绒囊流体封堵前后，含Fe2++Ca2++Mg2+ 矿化度分别为1×104 mg/L、10×104 mg/L、20×104 mg/ L 盐水岩心驱替压力由0.46~0.63 MPa 升至1.39~2.23 MPa，封堵能力提高205.83%~262.64%；渗透率140.82~193.30 mD 降至66.96~109.85 mD，损失率43.15%~52.53%。以煤油模拟地层原油，相同条件下测定封堵前后效果，驱替压力0.48~0.52 MPa 升至0.51~0.55 MPa，增幅5.83%~8.08%；渗透率232.05~272.52 mD 降至211.09~249.25 mD，损失率2.26%~4.51%。在地层水矿化度8×104 mg/L、4×104 mg/L 的Y 井和Z 井实施绒囊流体稳油控水，通过提高泵次、深抽等工艺，油井产水量分别降低46.38%、15.99%，产油量提高6 200%、180%。研究和应用表明，绒囊流体抗高矿化度堵水体系能够实现稳油控水。
为验证绒囊流体在含高矿化度地层水地层中稳油控水效用，在温度120 ℃、围压15 MPa、回压1.5 MPa 条件下，采用恒流速法测定绒囊流体封堵前后，含不同矿化度盐水和煤油的人造砂岩柱塞稳定流动渗透率和注入压力变化。实验结果表明，0.1 mL/min 恒定流速下，绒囊流体封堵前后，含Fe2++Ca2++Mg2+ 矿化度分别为1×104 mg/L、10×104 mg/L、20×104 mg/ L 盐水岩心驱替压力由0.46~0.63 MPa 升至1.39~2.23 MPa，封堵能力提高205.83%~262.64%；渗透率140.82~193.30 mD 降至66.96~109.85 mD，损失率43.15%~52.53%。以煤油模拟地层原油，相同条件下测定封堵前后效果，驱替压力0.48~0.52 MPa 升至0.51~0.55 MPa，增幅5.83%~8.08%；渗透率232.05~272.52 mD 降至211.09~249.25 mD，损失率2.26%~4.51%。在地层水矿化度8×104 mg/L、4×104 mg/L 的Y 井和Z 井实施绒囊流体稳油控水，通过提高泵次、深抽等工艺，油井产水量分别降低46.38%、15.99%，产油量提高6 200%、180%。研究和应用表明，绒囊流体抗高矿化度堵水体系能够实现稳油控水。
2016, 38(2): 221-225.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.018
摘要:
长庆油田水平井进入规模开发以来，随着开发配套技术的不断成熟，水平井单井产量大幅度提高，并实现了难动用储量的有效动用，但也出现了部分水平井递减快、产量差异大等问题。以长庆油田低渗透油藏水平井规模开发典型区块——姬塬油田L 1 区为例，结合静态资料及生产动态资料分析，总结了水平井投产初期产能的影响因素、注水见效特征及见效周期影响因素；通过对水平井与直井的含水变化规律及递减规律，对水平井不同见效、见水情况下的含水及递减特征进行分类分析， 明确了影响水平井初期及后期开发效果的主要因素有压裂改造参数、注水方式等，建议应针对问题提出相应的对策。
长庆油田水平井进入规模开发以来，随着开发配套技术的不断成熟，水平井单井产量大幅度提高，并实现了难动用储量的有效动用，但也出现了部分水平井递减快、产量差异大等问题。以长庆油田低渗透油藏水平井规模开发典型区块——姬塬油田L 1 区为例，结合静态资料及生产动态资料分析，总结了水平井投产初期产能的影响因素、注水见效特征及见效周期影响因素；通过对水平井与直井的含水变化规律及递减规律，对水平井不同见效、见水情况下的含水及递减特征进行分类分析， 明确了影响水平井初期及后期开发效果的主要因素有压裂改造参数、注水方式等，建议应针对问题提出相应的对策。
2016, 38(2): 226-231.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.019
摘要:
裂缝性特低渗透油藏天然裂缝广泛发育，人工裂缝使其裂缝系统更加复杂多样。随着注水开发的深入，裂缝系统发生动态变化，现有的孔隙型示踪剂解释模型难以有效表征该类水窜裂缝系统。以鄂尔多斯盆地裂缝性特低渗透油藏为例，通过分析水窜、水淹综合特征，将水窜裂缝系统划分为人工裂缝窜通型、差异裂缝交互型和裂缝相对均匀推进型，等效抽象出不同水窜裂缝系统的物理模型，并依据注入水与示踪剂在裂缝条带中运动的基本假设，建立了Ⅰ类单峰型、Ⅱ类多峰型、Ⅲ类宽台型水窜裂缝系统的示踪剂分类解释模型，实现了非均质问题的相对均质化处理。现场实例验证了该分类模型在裂缝性特低渗透油藏示踪剂解释中的合理性和适用性，为裂缝性特低渗透油藏水窜、水淹治理方案的准确制定和后期精细挖潜提供重要依据，具有广阔的应用价值。
裂缝性特低渗透油藏天然裂缝广泛发育，人工裂缝使其裂缝系统更加复杂多样。随着注水开发的深入，裂缝系统发生动态变化，现有的孔隙型示踪剂解释模型难以有效表征该类水窜裂缝系统。以鄂尔多斯盆地裂缝性特低渗透油藏为例，通过分析水窜、水淹综合特征，将水窜裂缝系统划分为人工裂缝窜通型、差异裂缝交互型和裂缝相对均匀推进型，等效抽象出不同水窜裂缝系统的物理模型，并依据注入水与示踪剂在裂缝条带中运动的基本假设，建立了Ⅰ类单峰型、Ⅱ类多峰型、Ⅲ类宽台型水窜裂缝系统的示踪剂分类解释模型，实现了非均质问题的相对均质化处理。现场实例验证了该分类模型在裂缝性特低渗透油藏示踪剂解释中的合理性和适用性，为裂缝性特低渗透油藏水窜、水淹治理方案的准确制定和后期精细挖潜提供重要依据，具有广阔的应用价值。
2016, 38(2): 232-237.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.020
摘要:
深部调驱是改善砂岩油藏开发效果的重要技术之一，但是调驱后地层孔隙结构发生变化，后续水驱渗流规律与常用的化学驱技术又有所不同，剩余油分布认识更为困难。利用已大规模实施深部调驱技术的华北油田蒙古林砂岩油藏调驱井后续注水压降试井资料，采用双对数导数曲线和压力半对数曲线进行解释，并结合油井生产动态深入认识不同类型试井曲线对应的地层渗流特征。建立了砂岩油藏深部调驱后续水驱的渗流模式共5 种类型，分别为无限导流型、有限导流型、双重介质型、凝胶段塞边界型及均质地层型。对于无限导流型和有限导流型渗流特征，需要进行注采井网调整和继续深部调剖；双重介质型压力导数曲线出现“凹”型特征，调驱后适当进行分注措施；凝胶段塞边界型和均质地层型，可以通过解除油井凝胶的堵塞来改善现有低压油井的地层能量状况。
深部调驱是改善砂岩油藏开发效果的重要技术之一，但是调驱后地层孔隙结构发生变化，后续水驱渗流规律与常用的化学驱技术又有所不同，剩余油分布认识更为困难。利用已大规模实施深部调驱技术的华北油田蒙古林砂岩油藏调驱井后续注水压降试井资料，采用双对数导数曲线和压力半对数曲线进行解释，并结合油井生产动态深入认识不同类型试井曲线对应的地层渗流特征。建立了砂岩油藏深部调驱后续水驱的渗流模式共5 种类型，分别为无限导流型、有限导流型、双重介质型、凝胶段塞边界型及均质地层型。对于无限导流型和有限导流型渗流特征，需要进行注采井网调整和继续深部调剖；双重介质型压力导数曲线出现“凹”型特征，调驱后适当进行分注措施；凝胶段塞边界型和均质地层型，可以通过解除油井凝胶的堵塞来改善现有低压油井的地层能量状况。
2016, 38(2): 238-243.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.021
摘要:
大斜度井投捞是气举采油检阀和水井分注调配的关键技术。目前大斜度井投捞研究仅限于工艺和工具设计，缺乏相关的理论模型指导工作。因此，以大斜度井气举投捞操作为研究对象，利用动力学原理及不考虑钢丝拖曳和考虑钢丝拖曳两种情况下投送器下冲速度公式，建立了能量形式的大斜度井投捞操作动力学模型，分析了下冲剩余能与投捞段井斜、投送器直径、投送器长度的关系；并以投捞技术适应的最大井斜为目标建立了投送器参数优化设计模型，进行了相关设计计算，为目前大斜度井投捞工艺和相关工具研究提供了理论基础，对今后投捞技术的改进与提高提供参考。
大斜度井投捞是气举采油检阀和水井分注调配的关键技术。目前大斜度井投捞研究仅限于工艺和工具设计，缺乏相关的理论模型指导工作。因此，以大斜度井气举投捞操作为研究对象，利用动力学原理及不考虑钢丝拖曳和考虑钢丝拖曳两种情况下投送器下冲速度公式，建立了能量形式的大斜度井投捞操作动力学模型，分析了下冲剩余能与投捞段井斜、投送器直径、投送器长度的关系；并以投捞技术适应的最大井斜为目标建立了投送器参数优化设计模型，进行了相关设计计算，为目前大斜度井投捞工艺和相关工具研究提供了理论基础，对今后投捞技术的改进与提高提供参考。
2016, 38(2): 244-250.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.022
摘要:
随着低渗透稀油油藏的储量比例逐年增加，注空气驱油技术越来越被人们所关注，然而空气驱并不适合所有的低渗透油藏。为了增加注空气开发低渗透稀油油藏的成功性，在调研国内外油田高压注空气、空气泡沫驱以及部分稀油注空气点火现场试验的基础上，总结了空气驱开发低渗透油藏的实例经验及油藏参数，对比分析了不同注入方式的空气驱开发低渗透稀油油藏的适用性以及长庆低渗透油田空气驱开发的潜力，提出了一套采用不同空气驱注入方式开发不同参数低渗透稀油油藏的参考方案，为一段时期内开发低渗透稀油油藏提供了借鉴作用和依据。
随着低渗透稀油油藏的储量比例逐年增加，注空气驱油技术越来越被人们所关注，然而空气驱并不适合所有的低渗透油藏。为了增加注空气开发低渗透稀油油藏的成功性，在调研国内外油田高压注空气、空气泡沫驱以及部分稀油注空气点火现场试验的基础上，总结了空气驱开发低渗透油藏的实例经验及油藏参数，对比分析了不同注入方式的空气驱开发低渗透稀油油藏的适用性以及长庆低渗透油田空气驱开发的潜力，提出了一套采用不同空气驱注入方式开发不同参数低渗透稀油油藏的参考方案，为一段时期内开发低渗透稀油油藏提供了借鉴作用和依据。
2016, 38(2): 251-255.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.023
摘要:
柳泉油田泉2 断块储层岩性为粉细砂岩，油层薄、产量低、出砂严重，油井无法正常投产。针对断块低温、强水敏、水平井防砂井段长等难点，开展了长水平段高压砾石充填先期防砂工艺研究，设计了连续充填工艺管柱，并配套完善了完井液体系、射孔方案及携砂液体系，将防砂、治砂、改造储层相结合，开展了4 口井的现场试验，取得了较好的应用效果。该项技术在泉2 断块的成功应用，扭转了该薄层强水敏粉细砂岩油藏长期未能有效动用的被动局面，同时也为其他同类型油藏的开发提供了技术思路。
柳泉油田泉2 断块储层岩性为粉细砂岩，油层薄、产量低、出砂严重，油井无法正常投产。针对断块低温、强水敏、水平井防砂井段长等难点，开展了长水平段高压砾石充填先期防砂工艺研究，设计了连续充填工艺管柱，并配套完善了完井液体系、射孔方案及携砂液体系，将防砂、治砂、改造储层相结合，开展了4 口井的现场试验，取得了较好的应用效果。该项技术在泉2 断块的成功应用，扭转了该薄层强水敏粉细砂岩油藏长期未能有效动用的被动局面，同时也为其他同类型油藏的开发提供了技术思路。
2016, 38(2): 256-259.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.024
摘要:
常规泡排施工中，泡排剂一般适用于90 ℃以下及矿化度小于100 000 mg/L 的地层，阻碍了泡沫排水采气工艺在高温、高矿化度产水气井中的应用。针对高温、高矿化度产水气井的特点，通过深入研究表面活性剂理论，确立了通过阴离子表面活性剂与阳离子表面活性剂进行复配的方式来获得在高温、高矿化度下具有良好的起泡性、稳泡性以及携液速率的泡排剂GWJ。研究表明，在温度为160 ℃、矿化度为250 000 mg/L下，其初始起泡体积与泡沫半衰期分别达到1 860 mL 和620 s，证明泡排剂GWJ 具有优良的耐高温与耐高矿化度性，可以满足高温、高矿化度产水气井的泡排施工要求。
常规泡排施工中，泡排剂一般适用于90 ℃以下及矿化度小于100 000 mg/L 的地层，阻碍了泡沫排水采气工艺在高温、高矿化度产水气井中的应用。针对高温、高矿化度产水气井的特点，通过深入研究表面活性剂理论，确立了通过阴离子表面活性剂与阳离子表面活性剂进行复配的方式来获得在高温、高矿化度下具有良好的起泡性、稳泡性以及携液速率的泡排剂GWJ。研究表明，在温度为160 ℃、矿化度为250 000 mg/L下，其初始起泡体积与泡沫半衰期分别达到1 860 mL 和620 s，证明泡排剂GWJ 具有优良的耐高温与耐高矿化度性，可以满足高温、高矿化度产水气井的泡排施工要求。
2016, 38(2): 260-266.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.025
摘要:
针对塔河高温高盐油藏强非均质性储层提高采收率的需求，开展了高温高盐油藏冻胶泡沫调驱技术研究。采用Ross-Miles 法和GSC 强度代码法，优选了耐温抗盐起泡剂和冻胶稳泡体系，进而确定了强度可调的冻胶泡沫调驱体系，配方为0.4%~0.5%HTSP 聚合物+0.09%~0.16%RELMNE 交联剂+0.2%~0.3%HTS-1 起泡剂，泡沫综合值是普通泡沫的2 倍以上。通过物理模拟实验评价了冻胶泡沫体系的地层适应性和提高采收率性能。实验结果表明，冻胶泡沫对地层有较好的选择适应性， 在0.6~3.3 μm2 范围内，随着渗透率的增加，残余阻力系数增大，剖面改善效果明显。相比于普通泡沫、单纯气驱和水驱，冻胶泡沫技术能有效启动低渗油层，提高采收率幅度达到26.93%，是普通泡沫的2.3 倍，是注气调驱的6.2 倍，且比普通水驱最终采收率提高14.17%，具有广阔的应用前景，为塔河高温高盐油藏进一步提高采收提供了新方法。
针对塔河高温高盐油藏强非均质性储层提高采收率的需求，开展了高温高盐油藏冻胶泡沫调驱技术研究。采用Ross-Miles 法和GSC 强度代码法，优选了耐温抗盐起泡剂和冻胶稳泡体系，进而确定了强度可调的冻胶泡沫调驱体系，配方为0.4%~0.5%HTSP 聚合物+0.09%~0.16%RELMNE 交联剂+0.2%~0.3%HTS-1 起泡剂，泡沫综合值是普通泡沫的2 倍以上。通过物理模拟实验评价了冻胶泡沫体系的地层适应性和提高采收率性能。实验结果表明，冻胶泡沫对地层有较好的选择适应性， 在0.6~3.3 μm2 范围内，随着渗透率的增加，残余阻力系数增大，剖面改善效果明显。相比于普通泡沫、单纯气驱和水驱，冻胶泡沫技术能有效启动低渗油层，提高采收率幅度达到26.93%，是普通泡沫的2.3 倍，是注气调驱的6.2 倍，且比普通水驱最终采收率提高14.17%，具有广阔的应用前景，为塔河高温高盐油藏进一步提高采收提供了新方法。
2016, 38(2): 267-271.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.026
摘要:
河南油田稠油属于特、超稠油，采用蒸汽吞吐辅助注降黏剂技术可实现经济有效开采，但在开采初期，地层中含水较少，水溶性降黏剂对油包水型乳状原油难以起到降黏效果，为此，研制了耐高温油溶性降黏剂。利用正交实验方法进行了GCS-YR 油溶性降黏剂的配方实验，确定了基本配方为：3% 乙酸乙烯酯共聚物ZJ-3+2% 脂肪胺聚氧乙烯聚氧丙烯醚ZJ-4+1% 酯化改性聚醚ZJ-5+20% 四氢萘ZZJ-6+74% 溶剂油RJ-5，通过室内实验确定了最佳加药质量分数为3%。室内实验表明，该配方耐温350 ℃，对低含水原油降黏率可达80% 以上，并且与油田用AR 型集输破乳剂具有良好的配伍性。该降黏剂在井楼油田进行6 井次现场试验，平均单井产量提高41 t，平均油气比提高0.03。GCS-YR 型油溶性降黏剂适用于河南油田蒸汽吞吐后的稠油开采，可提高河南油田稠油油藏采收率。
河南油田稠油属于特、超稠油，采用蒸汽吞吐辅助注降黏剂技术可实现经济有效开采，但在开采初期，地层中含水较少，水溶性降黏剂对油包水型乳状原油难以起到降黏效果，为此，研制了耐高温油溶性降黏剂。利用正交实验方法进行了GCS-YR 油溶性降黏剂的配方实验，确定了基本配方为：3% 乙酸乙烯酯共聚物ZJ-3+2% 脂肪胺聚氧乙烯聚氧丙烯醚ZJ-4+1% 酯化改性聚醚ZJ-5+20% 四氢萘ZZJ-6+74% 溶剂油RJ-5，通过室内实验确定了最佳加药质量分数为3%。室内实验表明，该配方耐温350 ℃，对低含水原油降黏率可达80% 以上，并且与油田用AR 型集输破乳剂具有良好的配伍性。该降黏剂在井楼油田进行6 井次现场试验，平均单井产量提高41 t，平均油气比提高0.03。GCS-YR 型油溶性降黏剂适用于河南油田蒸汽吞吐后的稠油开采，可提高河南油田稠油油藏采收率。
2016, 38(2): 272-276.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.02.027
摘要:
为了对主机构为导杆机构的新型抽油机进行性能分析与评价，本文给出了其运动、动力分析的解析方法。结合典型样机的尺寸，分析了该抽油机的悬点运动、动力特性、主要构件的受力特征和减速箱上的力矩特征。分析表明：该抽油机极位夹角较大，上冲程的悬点速度可近似为匀速，对于特定的示功图，有节能效果。但上、下冲程的运动平顺性较差，一般需采用游梁平衡方式，曲柄作用在游梁上的载荷较大且方向交变。该结构适合在低冲次、小型抽油机选用。
为了对主机构为导杆机构的新型抽油机进行性能分析与评价，本文给出了其运动、动力分析的解析方法。结合典型样机的尺寸，分析了该抽油机的悬点运动、动力特性、主要构件的受力特征和减速箱上的力矩特征。分析表明：该抽油机极位夹角较大，上冲程的悬点速度可近似为匀速，对于特定的示功图，有节能效果。但上、下冲程的运动平顺性较差，一般需采用游梁平衡方式，曲柄作用在游梁上的载荷较大且方向交变。该结构适合在低冲次、小型抽油机选用。
