E-mail Alert2016年 38卷 第3期
2016, 38(3): 277-285.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.001
摘要:
硬脆性泥页岩的井壁失稳是制约深层油气资源和页岩气等非常规油气资源有效开发的关键问题。基于此，从硬脆性泥页岩的基本特征出发，根据其组成成分和结构特征的差异，总结了纯力学、渗流– 应力耦合和渗流– 应力– 化学耦合3 种井壁稳定基本分析方法及各自适用条件。研究了硬脆性泥页岩4 种力学失稳机制、钻井液侵入裂缝的驱动作用、存在和不存在活性黏土矿物情况下强度弱化机制以及不同裂缝形式下的井壁稳定计算模型。指出硬脆性泥页岩基质和裂缝充填物中是否含活性黏土矿物及裂缝的分布规律是影响井壁稳定分析的关键因素，从微观角度描述多场耦合作用下硬脆性泥页岩裂缝扩展连通导致井壁失稳的渐进过程将成为未来研究的热点和难点。
硬脆性泥页岩的井壁失稳是制约深层油气资源和页岩气等非常规油气资源有效开发的关键问题。基于此，从硬脆性泥页岩的基本特征出发，根据其组成成分和结构特征的差异，总结了纯力学、渗流– 应力耦合和渗流– 应力– 化学耦合3 种井壁稳定基本分析方法及各自适用条件。研究了硬脆性泥页岩4 种力学失稳机制、钻井液侵入裂缝的驱动作用、存在和不存在活性黏土矿物情况下强度弱化机制以及不同裂缝形式下的井壁稳定计算模型。指出硬脆性泥页岩基质和裂缝充填物中是否含活性黏土矿物及裂缝的分布规律是影响井壁稳定分析的关键因素，从微观角度描述多场耦合作用下硬脆性泥页岩裂缝扩展连通导致井壁失稳的渐进过程将成为未来研究的热点和难点。
2016, 38(3): 286-290.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.0002
摘要:
为在钻井设计软件中精确地绘制出多控制点水平井靶体，给出了多控制点水平井靶体的数学定义。以矢量代数为数学工具，利用靶体设计轴线上任意点的法面坐标，给出了靶体外边界曲线的数学定义，提出了曲边长方体靶的新概念，建立了靶体外边界曲线的计算公式。钻井设计软件开发实践及应用效果表明，曲边长方体靶的定义是合理的，计算公式是精确的，且易于编程实现；可以在水平投影图、垂直投影图、剖面展开图、三维图形中精确地绘制出水平井靶体图形。
为在钻井设计软件中精确地绘制出多控制点水平井靶体，给出了多控制点水平井靶体的数学定义。以矢量代数为数学工具，利用靶体设计轴线上任意点的法面坐标，给出了靶体外边界曲线的数学定义，提出了曲边长方体靶的新概念，建立了靶体外边界曲线的计算公式。钻井设计软件开发实践及应用效果表明，曲边长方体靶的定义是合理的，计算公式是精确的，且易于编程实现；可以在水平投影图、垂直投影图、剖面展开图、三维图形中精确地绘制出水平井靶体图形。
2016, 38(3): 291-295.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.003
摘要:
钻井作业是高风险高投资的过程，这个过程中存在许多可能导致重大钻井事故的不确定因素，对此类不确定性因素进行预测进而达到预警或控制的目的，提前做好风险预防或降低风险损失具有较大的经济意义。通过研究钻井风险预测、马尔科夫链和贝叶斯网络方法，根据现场采用的指标体系，提出融合马尔科夫链和贝叶斯网络的钻井风险预测新方法。该方法可从纵、横两方面预测钻井事故的风险、弥补单独用马尔科夫链处理上层指标数据欠缺的不足；并可为诊断、监测和控制风险提供理论依据。实例研究表明，该方法是正确和可行的，用马尔科夫链进行纵向预测与实际的吻合度为82%，而贝叶斯网络仅为46%，融合后的方法优于现有方法。
钻井作业是高风险高投资的过程，这个过程中存在许多可能导致重大钻井事故的不确定因素，对此类不确定性因素进行预测进而达到预警或控制的目的，提前做好风险预防或降低风险损失具有较大的经济意义。通过研究钻井风险预测、马尔科夫链和贝叶斯网络方法，根据现场采用的指标体系，提出融合马尔科夫链和贝叶斯网络的钻井风险预测新方法。该方法可从纵、横两方面预测钻井事故的风险、弥补单独用马尔科夫链处理上层指标数据欠缺的不足；并可为诊断、监测和控制风险提供理论依据。实例研究表明，该方法是正确和可行的，用马尔科夫链进行纵向预测与实际的吻合度为82%，而贝叶斯网络仅为46%，融合后的方法优于现有方法。
2016, 38(3): 296-301.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.004
摘要:
顺北井区采用六级井身结构开发，存在大尺寸井眼长、套管层次多以及火成岩漏失，导致钻井效率低、亟需优化井身结构。采用Drillworks 软件模拟了地层三压力剖面，成像测井与电镜扫描认识了火成岩裂缝分布，通过岩石矿物成分与理化性能分析了深部泥岩坍塌机理，通过对比非标套管与钻杆的强度与尺寸分析了管柱匹配性。结果表明全井存在4 个不同压力系统，火成岩裂缝纵向分布缝宽0.5~2 mm、微裂缝缝宽2~3 μm，易塌泥岩伊蒙混层达70%，蒸馏水作用下线性膨胀率40%~45%，得到了3 个必封点与1 个风险点；通过配套钾铵基聚磺钻井液体系与漏失补救措施，保障了长裸眼井壁稳定；优选了?139.7mm 非标套管，完钻井眼尺寸由114.3 mm 扩大至120.65 mm 满足使用非标88.9 mm 钻杆，将井身结构优化为四级。新结构满足高效钻井需求，缩短钻井周期达125 d。
顺北井区采用六级井身结构开发，存在大尺寸井眼长、套管层次多以及火成岩漏失，导致钻井效率低、亟需优化井身结构。采用Drillworks 软件模拟了地层三压力剖面，成像测井与电镜扫描认识了火成岩裂缝分布，通过岩石矿物成分与理化性能分析了深部泥岩坍塌机理，通过对比非标套管与钻杆的强度与尺寸分析了管柱匹配性。结果表明全井存在4 个不同压力系统，火成岩裂缝纵向分布缝宽0.5~2 mm、微裂缝缝宽2~3 μm，易塌泥岩伊蒙混层达70%，蒸馏水作用下线性膨胀率40%~45%，得到了3 个必封点与1 个风险点；通过配套钾铵基聚磺钻井液体系与漏失补救措施，保障了长裸眼井壁稳定；优选了?139.7mm 非标套管，完钻井眼尺寸由114.3 mm 扩大至120.65 mm 满足使用非标88.9 mm 钻杆，将井身结构优化为四级。新结构满足高效钻井需求，缩短钻井周期达125 d。
2016, 38(3): 302-306.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.005
摘要:
“井工厂”在石油开采中已得到广泛应用，特别是非常规油气资源的勘探和开发，能实现钻完井批量化和流水线施工，有效提高作业效率，降低作业成本。但由于井间距普遍较小，直井段轨迹受诸多因素影响不能完全钻直，与邻井的碰撞风险很大。指出了在应用“井工厂”技术时，为保证钻井绝对安全，直井段施工不仅要严格控制井斜角，同时还应控制水平位移；探讨了设计的最小井间距与纠斜点处的井斜角、水平位移以及允许的最大狗腿度等因素间的关系；提出了在直井段允许的最大狗腿度和水平位移的限制条件下对井斜的控制要求。以X 平台的丛式井为例，说明了如何限制丛式井直井段的井斜和水平位移，以及当碰撞风险出现时如何采取纠斜控制措施防碰。
“井工厂”在石油开采中已得到广泛应用，特别是非常规油气资源的勘探和开发，能实现钻完井批量化和流水线施工，有效提高作业效率，降低作业成本。但由于井间距普遍较小，直井段轨迹受诸多因素影响不能完全钻直，与邻井的碰撞风险很大。指出了在应用“井工厂”技术时，为保证钻井绝对安全，直井段施工不仅要严格控制井斜角，同时还应控制水平位移；探讨了设计的最小井间距与纠斜点处的井斜角、水平位移以及允许的最大狗腿度等因素间的关系；提出了在直井段允许的最大狗腿度和水平位移的限制条件下对井斜的控制要求。以X 平台的丛式井为例，说明了如何限制丛式井直井段的井斜和水平位移，以及当碰撞风险出现时如何采取纠斜控制措施防碰。
2016, 38(3): 307-309.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.006
摘要:
曙125-H3 井位于辽河坳陷西部凹陷曙光低潜山曙125 区块，是一口利用复杂结构分支井技术提高单井控制储量的特殊工艺井。该井是国内首口?193.7 mm 套管开窗侧钻的分支井，存在井身结构复杂、井场位置受限、井深、水平段长、轨迹上翘等实施难点。通过井身结构优化、开窗位置优选、井眼轨迹优化实现了井身结构瘦身，节约了钻井投资，通过高压造斜器底座的研制与应用、钻具优选、钻进方式优化、紧后扩眼、强刚性钻具通井、弯管- 导管重入等技术解决了现场实施中的技术难点。该井的成功实施提供了一种新的分支井井身结构，可以有效降低钻井投资，提高单井井眼波及范围。
曙125-H3 井位于辽河坳陷西部凹陷曙光低潜山曙125 区块，是一口利用复杂结构分支井技术提高单井控制储量的特殊工艺井。该井是国内首口?193.7 mm 套管开窗侧钻的分支井，存在井身结构复杂、井场位置受限、井深、水平段长、轨迹上翘等实施难点。通过井身结构优化、开窗位置优选、井眼轨迹优化实现了井身结构瘦身，节约了钻井投资，通过高压造斜器底座的研制与应用、钻具优选、钻进方式优化、紧后扩眼、强刚性钻具通井、弯管- 导管重入等技术解决了现场实施中的技术难点。该井的成功实施提供了一种新的分支井井身结构，可以有效降低钻井投资，提高单井井眼波及范围。
2016, 38(3): 310-314.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.007
摘要:
深水井钻井液密度窗口一般小于0.06 g/cm3，压井过程中容易压漏地层，研究气体在不同钻井液类型中的运动规律有利于正确及时处理井控。通过对多相流的理论研究和计算，采用2 口井的钻井液和实钻数据，结合Drillbench 软件进行校核，得出了气体在不同钻井液类型中的运动特性；通过研究得出，天然气在水基钻井液中内部表现为气体滑脱和膨胀，长时间的关井会导致压破上层套管鞋；而在油基或者合成基钻井液中，则表现为气体溶解进其中，气体达到泡点压力后再次脱出；而在溢流发现难度上，水基钻井液相对容易发现，而油基钻井液由于气体溶解到钻井液内，溢流不易被发现。研究结果为深水井设计和现场安全处理井控事件奠定理论基础。
深水井钻井液密度窗口一般小于0.06 g/cm3，压井过程中容易压漏地层，研究气体在不同钻井液类型中的运动规律有利于正确及时处理井控。通过对多相流的理论研究和计算，采用2 口井的钻井液和实钻数据，结合Drillbench 软件进行校核，得出了气体在不同钻井液类型中的运动特性；通过研究得出，天然气在水基钻井液中内部表现为气体滑脱和膨胀，长时间的关井会导致压破上层套管鞋；而在油基或者合成基钻井液中，则表现为气体溶解进其中，气体达到泡点压力后再次脱出；而在溢流发现难度上，水基钻井液相对容易发现，而油基钻井液由于气体溶解到钻井液内，溢流不易被发现。研究结果为深水井设计和现场安全处理井控事件奠定理论基础。
2016, 38(3): 315-321.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.008
摘要:
纳米材料添加剂是当前钻井液领域的研究热点之一。在钻井液中添加纳米材料可以实现控制流变性、提高抗温性能、降低滤失量、提高润滑性等效果。通过分析纳米SiO2、纳米CaCO3、C 纳米材料、纳米乳液等纳米材料的物质结构、物理性质和化学性质，简述了它们在钻井液中的作用机理、使用效果、现场实例及应用现状。提出了根据材料独特理化性质针对性使用、构建数学模型预测纳米添加剂效果以及通过复配降低纳米添加剂成本等建议。
纳米材料添加剂是当前钻井液领域的研究热点之一。在钻井液中添加纳米材料可以实现控制流变性、提高抗温性能、降低滤失量、提高润滑性等效果。通过分析纳米SiO2、纳米CaCO3、C 纳米材料、纳米乳液等纳米材料的物质结构、物理性质和化学性质，简述了它们在钻井液中的作用机理、使用效果、现场实例及应用现状。提出了根据材料独特理化性质针对性使用、构建数学模型预测纳米添加剂效果以及通过复配降低纳米添加剂成本等建议。
2016, 38(3): 322-326.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.009
摘要:
针对深水固井中油井水泥早期强度增长缓慢的问题，考察了纳米二氧化硅低温早强特性，并通过递进式叠加优化获得一种纳米二氧化硅复合早强剂NS-4。模拟深水固井的温度、压力条件，测试了该早强剂对油井水泥稠化性能、静胶凝强度和抗压强度的影响。研究结果表明：纳米二氧化硅复合早强剂组成方案为0.8% 纳米二氧化硅（质量分数，下同）+2% 硫酸钠+0.05% 三乙醇胺+0.2% 铝酸钠，掺量为水泥的3.05%；15 ℃、10 MPa 条件下掺入该早强剂的水泥浆稠化时间为236 min，其中稠化过渡时间为34 min；30 ℃、15 MPa 条件下静胶凝强度0~576 Pa 发展时间为180 min，其中胶凝过渡时间为48 min；在4 ℃、15 ℃、30 ℃下，加入该早强剂的水泥石24 h 抗压强度分别是纯G 水泥的9 倍、4.7 倍、2.4 倍。该早强剂优异的低温早强、防气窜性能，有助于解决深水固井面临的低温、浅层水/ 气流动的难题。
针对深水固井中油井水泥早期强度增长缓慢的问题，考察了纳米二氧化硅低温早强特性，并通过递进式叠加优化获得一种纳米二氧化硅复合早强剂NS-4。模拟深水固井的温度、压力条件，测试了该早强剂对油井水泥稠化性能、静胶凝强度和抗压强度的影响。研究结果表明：纳米二氧化硅复合早强剂组成方案为0.8% 纳米二氧化硅（质量分数，下同）+2% 硫酸钠+0.05% 三乙醇胺+0.2% 铝酸钠，掺量为水泥的3.05%；15 ℃、10 MPa 条件下掺入该早强剂的水泥浆稠化时间为236 min，其中稠化过渡时间为34 min；30 ℃、15 MPa 条件下静胶凝强度0~576 Pa 发展时间为180 min，其中胶凝过渡时间为48 min；在4 ℃、15 ℃、30 ℃下，加入该早强剂的水泥石24 h 抗压强度分别是纯G 水泥的9 倍、4.7 倍、2.4 倍。该早强剂优异的低温早强、防气窜性能，有助于解决深水固井面临的低温、浅层水/ 气流动的难题。
2016, 38(3): 327-330.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.010
摘要:
为了使水泥浆在候凝阶段产生振动，提高固井质量和界面胶结强度，研制了一种固井电力振动器。该振动器通过高温电池组提供电能，带动高温电机产生振动，安装在管柱的底端，不会改变常规固井工艺。通过结构设计和力学分析，对该工具的激振力进行了计算，其最大激振力为1 732 N。运用能量法，结合某井的参数，对该工具在安装有弹性扶正器的直井套管产生的振幅进行了分析，得出了其在弹性扶正器处产生的振幅计算模型，为井下振动固井工具的现场试验提供了理论指导。
为了使水泥浆在候凝阶段产生振动，提高固井质量和界面胶结强度，研制了一种固井电力振动器。该振动器通过高温电池组提供电能，带动高温电机产生振动，安装在管柱的底端，不会改变常规固井工艺。通过结构设计和力学分析，对该工具的激振力进行了计算，其最大激振力为1 732 N。运用能量法，结合某井的参数，对该工具在安装有弹性扶正器的直井套管产生的振幅进行了分析，得出了其在弹性扶正器处产生的振幅计算模型，为井下振动固井工具的现场试验提供了理论指导。
2016, 38(3): 331-334.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.011
摘要:
固井下套管作业中，井底压力平衡与波动压力的大小密切相关。套管下放速度是影响波动压力的主要因素，因此确定合理的套管下放速度，对安全固井具有重要的意义。基于下套管工况，以先进的四参数流变模式为基础，利用窄槽模型，根据井筒流体流动的连续性和相应的边界条件，得出窄槽模型下的环空流量，以此流量与常规模型下得到的流量相等为条件，建立套管最大安全下放速度计算模型。模型验证结果显示，该模型计算的套管安全下放速度与实例井套管下放速度误差在10% 以内，表明该计算模型具有一定的精度，可以为现场固井下套管作业提供参考。
固井下套管作业中，井底压力平衡与波动压力的大小密切相关。套管下放速度是影响波动压力的主要因素，因此确定合理的套管下放速度，对安全固井具有重要的意义。基于下套管工况，以先进的四参数流变模式为基础，利用窄槽模型，根据井筒流体流动的连续性和相应的边界条件，得出窄槽模型下的环空流量，以此流量与常规模型下得到的流量相等为条件，建立套管最大安全下放速度计算模型。模型验证结果显示，该模型计算的套管安全下放速度与实例井套管下放速度误差在10% 以内，表明该计算模型具有一定的精度，可以为现场固井下套管作业提供参考。
2016, 38(3): 335-340.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.012
摘要:
大庆油田二类油层一次上返开发将全面结束，二次上（下）返开发面临着选择新钻井还是利用一套井网开发的问题。为确定二类油层不同区块上（下）返开发模式，为区块开发提供依据，以北一区断东的东部区块为例，建立系统经济模型，将区块首段层系与上返层系看作一个系统，建立了不同油价下两种模式的首段层系累产油界限图版，确定了钻新井与利用一套井网开发的首段产量界限，通过建立区块经济极限含水模型、反正切含水与水驱规律曲线联解预测模型，得到区块规划上返时至经济极限含水时的阶段累产油，依据建立的经济界限图版，确定了区块上（下）返开发方式。研究结果表明，北一区断东的东部区块在油价40 美元时，应采用一套井网利用上（下）返开发，油价70 美元时，应采用新钻井的开发模式。
大庆油田二类油层一次上返开发将全面结束，二次上（下）返开发面临着选择新钻井还是利用一套井网开发的问题。为确定二类油层不同区块上（下）返开发模式，为区块开发提供依据，以北一区断东的东部区块为例，建立系统经济模型，将区块首段层系与上返层系看作一个系统，建立了不同油价下两种模式的首段层系累产油界限图版，确定了钻新井与利用一套井网开发的首段产量界限，通过建立区块经济极限含水模型、反正切含水与水驱规律曲线联解预测模型，得到区块规划上返时至经济极限含水时的阶段累产油，依据建立的经济界限图版，确定了区块上（下）返开发方式。研究结果表明，北一区断东的东部区块在油价40 美元时，应采用一套井网利用上（下）返开发，油价70 美元时，应采用新钻井的开发模式。
2016, 38(3): 341-346.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.013
摘要:
稠油中胶质、沥青质等高分子混合物决定其特殊的结构特性，表现出非线性渗流的特点。启动压力梯度是研究非线性渗流的重要环节。以实际某油田为例，对比分析目前国内外常用的几种测量启动压力梯度的方法，选择出最佳实验方法，通过实验研究不同渗透率条件下启动压力梯度存在的临界黏度并绘制版图，最后研究目标油田全流度范围内启动压力梯度与流度的关系。实验结果表明：微流量驱替法是较为实用的测量启动压力梯度的方法；目标油田启动压力梯度存在的临界黏度随渗透率的增加而增大，且增大的幅度逐渐趋于平缓；流度较小时，随流度的增加启动压力梯度下降较快，随着流度的不断增加，启动压力梯度下降幅度减缓。
稠油中胶质、沥青质等高分子混合物决定其特殊的结构特性，表现出非线性渗流的特点。启动压力梯度是研究非线性渗流的重要环节。以实际某油田为例，对比分析目前国内外常用的几种测量启动压力梯度的方法，选择出最佳实验方法，通过实验研究不同渗透率条件下启动压力梯度存在的临界黏度并绘制版图，最后研究目标油田全流度范围内启动压力梯度与流度的关系。实验结果表明：微流量驱替法是较为实用的测量启动压力梯度的方法；目标油田启动压力梯度存在的临界黏度随渗透率的增加而增大，且增大的幅度逐渐趋于平缓；流度较小时，随流度的增加启动压力梯度下降较快，随着流度的不断增加，启动压力梯度下降幅度减缓。
2016, 38(3): 347-351.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.014
摘要:
低渗、特低渗油气藏水平井的分段压裂产能模拟计算，一般不考虑储层应力变化对裂缝形态的影响，计算误差较大。将二维诱导应力场计算模型与预估的每段分压时间间隔相结合，计算已存在的人工裂缝对应力场变化的影响，预测后续压裂人工裂缝形态，并根据预测结果建立地质模型，采用三维三相黑油模型计算水平井压后产能，从而建立了考虑人工裂缝存在时应力场变化后的水平井分段压裂产能计算方法。结果表明，在考虑应力场变化时，人工裂缝形态会发生明显变化，由预期的横切裂缝，变成类似于“T”形的人工裂缝，且横切缝部分会远离预定的射孔位置。JM 油藏实例分析得出，考虑8 条横切裂缝存在时水平井产能与不考虑应力场变化时所计算的产能相比， 5 年末的累计产量相差5.6%，验证了进行水平井分段压裂产能计算时考虑实施过程中应力场变化的必要性。
低渗、特低渗油气藏水平井的分段压裂产能模拟计算，一般不考虑储层应力变化对裂缝形态的影响，计算误差较大。将二维诱导应力场计算模型与预估的每段分压时间间隔相结合，计算已存在的人工裂缝对应力场变化的影响，预测后续压裂人工裂缝形态，并根据预测结果建立地质模型，采用三维三相黑油模型计算水平井压后产能，从而建立了考虑人工裂缝存在时应力场变化后的水平井分段压裂产能计算方法。结果表明，在考虑应力场变化时，人工裂缝形态会发生明显变化，由预期的横切裂缝，变成类似于“T”形的人工裂缝，且横切缝部分会远离预定的射孔位置。JM 油藏实例分析得出，考虑8 条横切裂缝存在时水平井产能与不考虑应力场变化时所计算的产能相比， 5 年末的累计产量相差5.6%，验证了进行水平井分段压裂产能计算时考虑实施过程中应力场变化的必要性。
2016, 38(3): 352-358.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.015
摘要:
低渗透砂砾岩油藏水力压裂裂缝扩展机理及其数值模拟研究，对该类储层压裂改造成功实施具有重要意义。将砂砾岩储层中砾石表征为基质- 交界面- 砾石的三模态结构，假定砾石分布与几何尺寸及储层物性满足随机分布，结合Moter-Carolo 方法，完成砂砾岩储层数学表征；考虑储层渗流场、应力场、水化膨胀湿度场的三相耦合特征，结合损伤力学、断裂力学等原理，利用细观损伤有限元的方法，建立了砂砾岩储层水力压裂裂缝扩展数学模型，并进行数值模拟研究。模拟分析了不同主应力差、基质- 砾石交界面强度、砾石强度情况下，水力裂缝遇砾石扩展情况，并最终实现砂砾岩储层水力裂缝动态扩展数值模拟。研究表明，水力裂缝遇砾发生绕砾、穿砾、止裂现象，并以绕砾扩展为主，且裂缝发生明显转向，存在羽状次生裂缝；裂缝转向程度和裂缝延伸长度与主应力差、砾石强度以及交界面强度有关，主要表现有：水平主应力差越小，水力裂缝遇砾转向越明显；基质- 砾石交界面强度增加，水力裂缝明显变短，并难以转向；随着砾石强度的增大，裂缝的转向程度增大。
低渗透砂砾岩油藏水力压裂裂缝扩展机理及其数值模拟研究，对该类储层压裂改造成功实施具有重要意义。将砂砾岩储层中砾石表征为基质- 交界面- 砾石的三模态结构，假定砾石分布与几何尺寸及储层物性满足随机分布，结合Moter-Carolo 方法，完成砂砾岩储层数学表征；考虑储层渗流场、应力场、水化膨胀湿度场的三相耦合特征，结合损伤力学、断裂力学等原理，利用细观损伤有限元的方法，建立了砂砾岩储层水力压裂裂缝扩展数学模型，并进行数值模拟研究。模拟分析了不同主应力差、基质- 砾石交界面强度、砾石强度情况下，水力裂缝遇砾石扩展情况，并最终实现砂砾岩储层水力裂缝动态扩展数值模拟。研究表明，水力裂缝遇砾发生绕砾、穿砾、止裂现象，并以绕砾扩展为主，且裂缝发生明显转向，存在羽状次生裂缝；裂缝转向程度和裂缝延伸长度与主应力差、砾石强度以及交界面强度有关，主要表现有：水平主应力差越小，水力裂缝遇砾转向越明显；基质- 砾石交界面强度增加，水力裂缝明显变短，并难以转向；随着砾石强度的增大，裂缝的转向程度增大。
2016, 38(3): 359-364.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.016
摘要:
风城陆相超稠油油藏非均质性强且原油黏度高，SAGD 开发普遍存在循环预热周期长的问题。采用微压裂技术可缩短预热周期，由此需要掌握储层在其实施过程中的扩容机理及规律。通过选取风城代表性油砂岩心，进行了岩石力学实验研究，分析了岩心的关键力学参数、剪胀和张性扩容机理。研究发现，风城陆相油砂质地疏松，剪胀角远小于加拿大阿尔伯塔海相油砂，其力学参数和扩容程度受泥质和油质含量的影响；在近井壁地带，围压越小，孔压越大，剪胀扩容量越大；而远井壁地带的剪胀扩容量非常小。张性扩容可通过减小围压和增大孔压2 种方式产生，且塑性强的油砂在张性扩容时产生明显的塑性体应变。综合分析可知，现场微压裂成功的关键在于均匀提压注水并扩大其波及范围。
风城陆相超稠油油藏非均质性强且原油黏度高，SAGD 开发普遍存在循环预热周期长的问题。采用微压裂技术可缩短预热周期，由此需要掌握储层在其实施过程中的扩容机理及规律。通过选取风城代表性油砂岩心，进行了岩石力学实验研究，分析了岩心的关键力学参数、剪胀和张性扩容机理。研究发现，风城陆相油砂质地疏松，剪胀角远小于加拿大阿尔伯塔海相油砂，其力学参数和扩容程度受泥质和油质含量的影响；在近井壁地带，围压越小，孔压越大，剪胀扩容量越大；而远井壁地带的剪胀扩容量非常小。张性扩容可通过减小围压和增大孔压2 种方式产生，且塑性强的油砂在张性扩容时产生明显的塑性体应变。综合分析可知，现场微压裂成功的关键在于均匀提压注水并扩大其波及范围。
2016, 38(3): 365-371.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.017
摘要:
常规测试技术难以评价鄂尔多斯盆地AN 区块致密油藏低产水平井长期生产状态下的各段裂缝状况。为准确掌握低产水平井措施前各段裂缝关键信息，设计了压缩式双封单卡管柱，获取水平井分段变排量挤注压力和关井后压降数据，应用裂缝挤注指示曲线、瞬时停泵压力和裂缝扩散压力综合评价水平井初次改造充分性、射孔孔眼堵塞情况，并求取水平井分段油藏压力和产量。在AN 区块致密油藏水平井开展了测试及分析，结果表明该裂缝诊断方法可判识分段裂缝的初次改造程度、孔眼堵塞情况，且3 种油藏压力分析方法计算结果基本一致，可相互验证。诊断结果为措施潜力井段筛选、工艺优选及参数优化提供指导。对开展了诊断测试的4 口致密油藏低产水平井实施重复改造，与未测试的措施水平井相比单井产量提高了70%。该方法对其他非常规储层低产水平井措施前的裂缝诊断具有一定的借鉴意义。
常规测试技术难以评价鄂尔多斯盆地AN 区块致密油藏低产水平井长期生产状态下的各段裂缝状况。为准确掌握低产水平井措施前各段裂缝关键信息，设计了压缩式双封单卡管柱，获取水平井分段变排量挤注压力和关井后压降数据，应用裂缝挤注指示曲线、瞬时停泵压力和裂缝扩散压力综合评价水平井初次改造充分性、射孔孔眼堵塞情况，并求取水平井分段油藏压力和产量。在AN 区块致密油藏水平井开展了测试及分析，结果表明该裂缝诊断方法可判识分段裂缝的初次改造程度、孔眼堵塞情况，且3 种油藏压力分析方法计算结果基本一致，可相互验证。诊断结果为措施潜力井段筛选、工艺优选及参数优化提供指导。对开展了诊断测试的4 口致密油藏低产水平井实施重复改造，与未测试的措施水平井相比单井产量提高了70%。该方法对其他非常规储层低产水平井措施前的裂缝诊断具有一定的借鉴意义。
2016, 38(3): 372-377.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.018
摘要:
常规支撑剂的密度一般比较大，严重影响着有效水力裂缝的形成，并难以应用于长缝压裂，超低密度支撑剂的使用能够增加裂缝有效长度，提高压裂井的增产效益。采用室内实验与软件模拟相结合的评价手段，对一种新型空心覆膜陶粒支撑剂（ST-I）进行酸溶解度、抗破碎率等基本性能评价，分析了其导流能力在不同闭合压力、铺砂浓度下的变化规律。同时将这种超低密度支撑剂与普通陶粒支撑剂进行性能比较，测试了其在不同压裂液黏度下的沉降特性。结果表明，该支撑剂具有较好的物理、导流性能，在压裂液中的沉降速度较普通陶粒支撑剂明显较慢，完全满足长缝压裂的基本要求。通过后期合理的压裂施工设计，能够形成有效支撑半缝长达到180 m 左右的裂缝。
常规支撑剂的密度一般比较大，严重影响着有效水力裂缝的形成，并难以应用于长缝压裂，超低密度支撑剂的使用能够增加裂缝有效长度，提高压裂井的增产效益。采用室内实验与软件模拟相结合的评价手段，对一种新型空心覆膜陶粒支撑剂（ST-I）进行酸溶解度、抗破碎率等基本性能评价，分析了其导流能力在不同闭合压力、铺砂浓度下的变化规律。同时将这种超低密度支撑剂与普通陶粒支撑剂进行性能比较，测试了其在不同压裂液黏度下的沉降特性。结果表明，该支撑剂具有较好的物理、导流性能，在压裂液中的沉降速度较普通陶粒支撑剂明显较慢，完全满足长缝压裂的基本要求。通过后期合理的压裂施工设计，能够形成有效支撑半缝长达到180 m 左右的裂缝。
2016, 38(3): 378-381.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.019
摘要:
针对风城超稠油在蒸汽吞吐生产中后期低温条件下开采效果较差的现状，引入了活性大分子降黏剂辅助蒸汽吞吐开采技术。以风城超稠油胶质、沥青质含量等主要物化性能为依据，设计制备了具有强亲油弱亲水特征的活性大分子降黏剂。模拟蒸汽吞吐工艺，室内评价显示降黏剂用量0.2%、油水质量比10∶3 时，所形成O/W 降黏体系初始表观黏度小于300mPa·s，降黏体系静态稳定，降黏剂耐温高达300 ℃，与正相破乳剂TA1031 配伍。现场试验显示开采温度低于60 ℃时，试验轮产油量比上一轮产量增加40.38 t，是上一轮产油量的2.27 倍。研究结果表明活性大分子降黏剂可大幅降低风城超稠油表观黏度，特别是改善超稠油在低温条件下的流动性，有效延长蒸汽吞吐的低温开采时间，提升周期产油量，应用前景广阔。
针对风城超稠油在蒸汽吞吐生产中后期低温条件下开采效果较差的现状，引入了活性大分子降黏剂辅助蒸汽吞吐开采技术。以风城超稠油胶质、沥青质含量等主要物化性能为依据，设计制备了具有强亲油弱亲水特征的活性大分子降黏剂。模拟蒸汽吞吐工艺，室内评价显示降黏剂用量0.2%、油水质量比10∶3 时，所形成O/W 降黏体系初始表观黏度小于300mPa·s，降黏体系静态稳定，降黏剂耐温高达300 ℃，与正相破乳剂TA1031 配伍。现场试验显示开采温度低于60 ℃时，试验轮产油量比上一轮产量增加40.38 t，是上一轮产油量的2.27 倍。研究结果表明活性大分子降黏剂可大幅降低风城超稠油表观黏度，特别是改善超稠油在低温条件下的流动性，有效延长蒸汽吞吐的低温开采时间，提升周期产油量，应用前景广阔。
2016, 38(3): 382-386.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.020
摘要:
中高渗油藏经过长期注水开发，储层物性发生了变化，导致注入水沿着高渗透带形成不同强度的窜流通道，严重影响开发效果。针对现场常用的铬冻胶，通过动态封堵实验研究了不同聚合物浓度（3 000 mg/L 和5 000 mg/L）铬冻胶体系在不同渗透率窜流通道中的注入、封堵性能及驱油效果，并引入了拟阻力系数和拟残余阻力系数，分析了铬冻胶与窜流通道强度的适应性。实验结果表明，聚合物浓度越高，冻胶的注入性能越差，但是封堵性能以及调剖增油效果越好；窜流通道渗透率越高，冻胶封堵强度越弱，而调剖增油效果越差；铬冻胶对3 D、5 D、10 D、50 D 的窜流通道适应性较好，对于100 D、150 D、200 D 的窜流通道适应性较差。该研究结果为铬冻胶应用于现场封堵高渗油藏窜流通道提供了参考依据。
中高渗油藏经过长期注水开发，储层物性发生了变化，导致注入水沿着高渗透带形成不同强度的窜流通道，严重影响开发效果。针对现场常用的铬冻胶，通过动态封堵实验研究了不同聚合物浓度（3 000 mg/L 和5 000 mg/L）铬冻胶体系在不同渗透率窜流通道中的注入、封堵性能及驱油效果，并引入了拟阻力系数和拟残余阻力系数，分析了铬冻胶与窜流通道强度的适应性。实验结果表明，聚合物浓度越高，冻胶的注入性能越差，但是封堵性能以及调剖增油效果越好；窜流通道渗透率越高，冻胶封堵强度越弱，而调剖增油效果越差；铬冻胶对3 D、5 D、10 D、50 D 的窜流通道适应性较好，对于100 D、150 D、200 D 的窜流通道适应性较差。该研究结果为铬冻胶应用于现场封堵高渗油藏窜流通道提供了参考依据。
2016, 38(3): 387-391.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.021
摘要:
针对海上平台寿命有限、平台空间狭小、聚驱产出液处理困难等特点，提出应用非均相调驱技术提高采收率的思路。利用纵向三层非均质物理模型，考察了水驱后、聚驱后、二元复合驱后不同非均相体系驱油效果，结合驱替后岩心剩余油分布情况，分析非均相调驱与常规聚合物驱在驱油机理上的差异。研究结果表明：无论是水驱后、聚驱后、二元复合驱后，非均相调驱都能大幅度提高采收率，采收率增加值分别在6.95%、9.57%、11.46% 以上；在相同浓度非均相体系条件下，先溶胀后注入和先注入后溶胀2 种不同注入方式驱油效果基本一致，说明体系在岩心内可以达到与室内静态评价溶胀相同的效果；分散相粒径大小对于驱油效果的影响至关重要，大颗粒偏重于“调”，小粒径偏重于“驱”。聚驱后油藏剩余油分布更加零散，进一步提高采收率的潜力主要在低渗透层，单纯依靠提高驱油体系的洗油效率不足以提高其动用程度，需要进一步扩大驱油体系的波及体积。
针对海上平台寿命有限、平台空间狭小、聚驱产出液处理困难等特点，提出应用非均相调驱技术提高采收率的思路。利用纵向三层非均质物理模型，考察了水驱后、聚驱后、二元复合驱后不同非均相体系驱油效果，结合驱替后岩心剩余油分布情况，分析非均相调驱与常规聚合物驱在驱油机理上的差异。研究结果表明：无论是水驱后、聚驱后、二元复合驱后，非均相调驱都能大幅度提高采收率，采收率增加值分别在6.95%、9.57%、11.46% 以上；在相同浓度非均相体系条件下，先溶胀后注入和先注入后溶胀2 种不同注入方式驱油效果基本一致，说明体系在岩心内可以达到与室内静态评价溶胀相同的效果；分散相粒径大小对于驱油效果的影响至关重要，大颗粒偏重于“调”，小粒径偏重于“驱”。聚驱后油藏剩余油分布更加零散，进一步提高采收率的潜力主要在低渗透层，单纯依靠提高驱油体系的洗油效率不足以提高其动用程度，需要进一步扩大驱油体系的波及体积。
2016, 38(3): 392-394.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.022
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，水驱效果逐渐变差，剩余油主要以阁楼油的形式富集。为了提高油藏开发效果，2014 年塔河油田在A 单元探索多井缝洞单元井组注氮气先导试验，开展井组注气后一年间邻井受效逐渐显现，截至2015 年8 月已增油3×104 t，说明井组注氮气可以有效驱替井间阁楼油。试验结果表明，高注低采井组注气量高、见效慢、波及体积大，而低注高采井组见效快但是易发生气窜，井组注氮气采油技术是一种提高采收率的有效技术手段。
塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏经过多年开发后底水锥进，水驱效果逐渐变差，剩余油主要以阁楼油的形式富集。为了提高油藏开发效果，2014 年塔河油田在A 单元探索多井缝洞单元井组注氮气先导试验，开展井组注气后一年间邻井受效逐渐显现，截至2015 年8 月已增油3×104 t，说明井组注氮气可以有效驱替井间阁楼油。试验结果表明，高注低采井组注气量高、见效慢、波及体积大，而低注高采井组见效快但是易发生气窜，井组注氮气采油技术是一种提高采收率的有效技术手段。
2016, 38(3): 395-399.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.023
摘要:
为评价微生物提高煤层气井产量技术，向厌氧瓶中添加一定量的煤和利用煤层产出液配置的营养液，开展了煤层微生物降解煤产气实验研究。与煤层产出液相比较有益菌群浓度增加3~6 个数量级，每毫升营养液产气量为2.84 mL，煤层微生物经过营养剂激活后，反应早期产生气体主要为N2、H2 和CO2，CH4 含量较低，随着反应时间延长CH4 气体含量逐渐增加，X 射线衍射表明煤微晶结构发生变化。说明通过微生物与煤相互作用产生生物气体、降解煤组分，能增加煤层通透率促进甲烷气体的解吸，从而提高煤层气单井产量。在室内研究的基础上开展现场先导试验1 井次，现场共注入微生物工作液230 m3，措施前该井平均日产气量16.81 m3，平均套压为0.09 MPa，措施后该井日产气75.13 m3，平均套压0.35 MPa，截至2015 年底累计产气14 100 m3，目前正在持续稳产，达到了注微生物提高煤层气井单井产量的目的。
为评价微生物提高煤层气井产量技术，向厌氧瓶中添加一定量的煤和利用煤层产出液配置的营养液，开展了煤层微生物降解煤产气实验研究。与煤层产出液相比较有益菌群浓度增加3~6 个数量级，每毫升营养液产气量为2.84 mL，煤层微生物经过营养剂激活后，反应早期产生气体主要为N2、H2 和CO2，CH4 含量较低，随着反应时间延长CH4 气体含量逐渐增加，X 射线衍射表明煤微晶结构发生变化。说明通过微生物与煤相互作用产生生物气体、降解煤组分，能增加煤层通透率促进甲烷气体的解吸，从而提高煤层气单井产量。在室内研究的基础上开展现场先导试验1 井次，现场共注入微生物工作液230 m3，措施前该井平均日产气量16.81 m3，平均套压为0.09 MPa，措施后该井日产气75.13 m3，平均套压0.35 MPa，截至2015 年底累计产气14 100 m3，目前正在持续稳产，达到了注微生物提高煤层气井单井产量的目的。
2016, 38(3): 400-404.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.024
摘要:
为了提高气井涡流排液采气工具的工作效率，进行了涡流工具结构优化研究。运用AutoCAD 和Fluent 流体模拟软件，建立了涡流工具气液两相流场模型，运用正交试验确定了模拟计算方案，通过方差和极差分析得到了不同气液条件下导程、导程数、槽深和槽宽等4 个结构参数对工具出口峰值速度的影响程度并确定了工具最优结构参数。结果表明，较小的槽深和槽宽、较大的导程和导程数可以起到很好的增速效果。槽深取5 mm，槽宽取40~45 mm，导程数取3 倍，导程取172~219 mm 时，气液混合物经过涡流工具后气相峰值速度最大，携液效果最好。工具结构参数对工具出口峰值速度的影响程度随气液条件而变化，液气比较大时，选择较大的导程数具有更明显的增速效果；入口速度较大时，较小的槽宽具有更明显的增速效果，而较大的导程增速效果并不明显；较小的槽深始终具有明显的增速效果。研究结果可以为现场涡流工具的优选和使用效果的提高提供依据。
为了提高气井涡流排液采气工具的工作效率，进行了涡流工具结构优化研究。运用AutoCAD 和Fluent 流体模拟软件，建立了涡流工具气液两相流场模型，运用正交试验确定了模拟计算方案，通过方差和极差分析得到了不同气液条件下导程、导程数、槽深和槽宽等4 个结构参数对工具出口峰值速度的影响程度并确定了工具最优结构参数。结果表明，较小的槽深和槽宽、较大的导程和导程数可以起到很好的增速效果。槽深取5 mm，槽宽取40~45 mm，导程数取3 倍，导程取172~219 mm 时，气液混合物经过涡流工具后气相峰值速度最大，携液效果最好。工具结构参数对工具出口峰值速度的影响程度随气液条件而变化，液气比较大时，选择较大的导程数具有更明显的增速效果；入口速度较大时，较小的槽宽具有更明显的增速效果，而较大的导程增速效果并不明显；较小的槽深始终具有明显的增速效果。研究结果可以为现场涡流工具的优选和使用效果的提高提供依据。
2016, 38(3): 405-408.
doi: 10.13639/j.odpt.2016.03.025
摘要:
煤岩储层大的比表面积、较强的应力敏感和吸附能力导致其更易受到伤害，进而影响煤层气采收率。为减少修井过程对煤岩储层造成的伤害，设计了煤层气井用煤岩储层保护装置。该装置主要由单流阀、中心管、弹簧和弹簧外管组成，单流阀控制地层液向井筒单向流动，中心管、弹簧和弹簧外管相互配合，修井时可以利用压差的增大关闭井筒内井液流道，实现隔绝储层的目的。前期在3 口井进行了试用，作业后产气均恢复至原有水平，产气恢复时间缩短为原来的15%，说明该装置能有效隔绝储层，实现保护储层的目的，为煤层气井修井过程中的煤岩储层保护提供了新的方法和思路。
煤岩储层大的比表面积、较强的应力敏感和吸附能力导致其更易受到伤害，进而影响煤层气采收率。为减少修井过程对煤岩储层造成的伤害，设计了煤层气井用煤岩储层保护装置。该装置主要由单流阀、中心管、弹簧和弹簧外管组成，单流阀控制地层液向井筒单向流动，中心管、弹簧和弹簧外管相互配合，修井时可以利用压差的增大关闭井筒内井液流道，实现隔绝储层的目的。前期在3 口井进行了试用，作业后产气均恢复至原有水平，产气恢复时间缩短为原来的15%，说明该装置能有效隔绝储层，实现保护储层的目的，为煤层气井修井过程中的煤岩储层保护提供了新的方法和思路。
