E-mail Alert2018年 40卷 第3期
2018, 40(3): 275-286.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.001
摘要:
说明了在完井作业中与井筒完整性及井筒屏障有关的要求与标准。本项作业起始于该井已打完进尺钻达设计井深和测井完毕；结束于采油树已安装到位、井筒屏障已测试完毕而要交井给采油部门之时。主要讲述用井筒屏障组件建立井筒屏障以保证完井作业在安全状态，给出了4个典型的完井作业图解来说明井筒屏障组件的功能和结构组成及其验收标准；讲述了完井作业管柱功能与各种生产方式下的结构、完井管柱设计，套管载荷和套管设计及其假设，以及完井作业中井控活动及其程序；在附录中列举了完井管柱、套管、水泥环三个主要的屏障组件验收表。
说明了在完井作业中与井筒完整性及井筒屏障有关的要求与标准。本项作业起始于该井已打完进尺钻达设计井深和测井完毕；结束于采油树已安装到位、井筒屏障已测试完毕而要交井给采油部门之时。主要讲述用井筒屏障组件建立井筒屏障以保证完井作业在安全状态，给出了4个典型的完井作业图解来说明井筒屏障组件的功能和结构组成及其验收标准；讲述了完井作业管柱功能与各种生产方式下的结构、完井管柱设计，套管载荷和套管设计及其假设，以及完井作业中井控活动及其程序；在附录中列举了完井管柱、套管、水泥环三个主要的屏障组件验收表。
2018, 40(3): 287-292.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.002
摘要:
黏滑振动是PDC钻头钻井过程中一种常见的现象，它会引起钻头过早失效、钻进效率低等问题，使钻井成本升高。在钻头上部安装一套扭力冲击器，可在钻进过程中给钻头提供一个周期性的高频周向冲击载荷，减少扭矩的积蓄时间，减轻PDC钻进过程黏滑振动。通过对周向扭力冲击器作用下的PDC钻头在钻井过程中的工况分析，结合钻头钻进力学分析和岩石破碎学，建立了PDC钻头在周向往复循环冲击载荷作用下的破岩力学模型。对其数值仿真后结果表明，在一定的冲击扭矩作用下，钻进岩石内聚力为40 MPa的岩层时，卡钻时间减少了51%。这说明对钻头施加周向冲击后可以减轻黏滑振动。研究结果可为周向扭力冲击器在PDC钻头钻井作业过程中的使用提供理论支撑。
黏滑振动是PDC钻头钻井过程中一种常见的现象，它会引起钻头过早失效、钻进效率低等问题，使钻井成本升高。在钻头上部安装一套扭力冲击器，可在钻进过程中给钻头提供一个周期性的高频周向冲击载荷，减少扭矩的积蓄时间，减轻PDC钻进过程黏滑振动。通过对周向扭力冲击器作用下的PDC钻头在钻井过程中的工况分析，结合钻头钻进力学分析和岩石破碎学，建立了PDC钻头在周向往复循环冲击载荷作用下的破岩力学模型。对其数值仿真后结果表明，在一定的冲击扭矩作用下，钻进岩石内聚力为40 MPa的岩层时，卡钻时间减少了51%。这说明对钻头施加周向冲击后可以减轻黏滑振动。研究结果可为周向扭力冲击器在PDC钻头钻井作业过程中的使用提供理论支撑。
2018, 40(3): 293-296.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.003
摘要:
对非常规Ø241.3 mm井眼在渤海地区的应用进行了钻具组合防斜打快分析。通过建立非常规井眼的BHA控制方程，使用有限差分方法分析了Ø241.3 mm井眼钻具组合降斜能力随钻压和稳定器位置变化的规律，得出单稳定器钻具组合的稳定器放置位置应该距钻头18 m以上，钻压应在150 kN以下；双稳定器钻具组合下稳定器位置距钻头18 m左右，可以在较大钻压范围内控制井斜。双稳定器防斜效果优于单稳定器。对比分析了Ø241.3 mm和Ø311.2 mm井眼的机械钻速和井下复杂情况预测结果，得出Ø241.3 mm井眼钻速优于Ø311.2 mm井眼，复杂情况也少于Ø311.2 mm井眼。
对非常规Ø241.3 mm井眼在渤海地区的应用进行了钻具组合防斜打快分析。通过建立非常规井眼的BHA控制方程，使用有限差分方法分析了Ø241.3 mm井眼钻具组合降斜能力随钻压和稳定器位置变化的规律，得出单稳定器钻具组合的稳定器放置位置应该距钻头18 m以上，钻压应在150 kN以下；双稳定器钻具组合下稳定器位置距钻头18 m左右，可以在较大钻压范围内控制井斜。双稳定器防斜效果优于单稳定器。对比分析了Ø241.3 mm和Ø311.2 mm井眼的机械钻速和井下复杂情况预测结果，得出Ø241.3 mm井眼钻速优于Ø311.2 mm井眼，复杂情况也少于Ø311.2 mm井眼。
2018, 40(3): 297-300.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.004
摘要:
沈301S井是辽河油田古潜山区块的一口双套压力体系侧钻井。原井完井过程中，用Ø177.8 mm技术套管封隔上部高压地层，下部低压储层悬挂Ø127 mm尾管完井。侧钻时，若在悬挂器上方开窗，面临两套压力体系，钻进过程中因上塌下漏现象严重，无法钻至目的层位；若在Ø127 mm尾管内部开窗，则存在深井小井眼开窗侧钻、施工泵压高、完井难度大等问题。若采取高效段铣技术将Ø177.8 mm技术套管内的Ø127 mm尾管悬挂器及尾管段铣至潜山面以下再侧钻，则可同时解决上述问题。为此，优选了适配的钻井液体系，研制了专门的段铣工具，通过优化段铣参数和施工工艺，成功实现了沈301S井的老井侧钻。该井仅用12.4 d（其中纯段铣时间6.63 d）就完成了183.14 m的Ø127 mm尾管段铣任务，单只工具折合进尺可达200 m以上。高效段铣技术为有尾管悬挂的小井眼多套压力体系侧钻、有尾管悬挂的水平井调层、钻井阻卡管柱处理、挖潜剩余油提供了一种行之有效的技术手段。
沈301S井是辽河油田古潜山区块的一口双套压力体系侧钻井。原井完井过程中，用Ø177.8 mm技术套管封隔上部高压地层，下部低压储层悬挂Ø127 mm尾管完井。侧钻时，若在悬挂器上方开窗，面临两套压力体系，钻进过程中因上塌下漏现象严重，无法钻至目的层位；若在Ø127 mm尾管内部开窗，则存在深井小井眼开窗侧钻、施工泵压高、完井难度大等问题。若采取高效段铣技术将Ø177.8 mm技术套管内的Ø127 mm尾管悬挂器及尾管段铣至潜山面以下再侧钻，则可同时解决上述问题。为此，优选了适配的钻井液体系，研制了专门的段铣工具，通过优化段铣参数和施工工艺，成功实现了沈301S井的老井侧钻。该井仅用12.4 d（其中纯段铣时间6.63 d）就完成了183.14 m的Ø127 mm尾管段铣任务，单只工具折合进尺可达200 m以上。高效段铣技术为有尾管悬挂的小井眼多套压力体系侧钻、有尾管悬挂的水平井调层、钻井阻卡管柱处理、挖潜剩余油提供了一种行之有效的技术手段。
2018, 40(3): 301-305.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.005
摘要:
海上隔水导管设计直接影响到作业安全、工期及费用，在满足作业安全的前提下，如何设计合适的隔水导管来提高钻井速度、降低钻井成本是区域勘探井钻井的关键问题之一。基于边界约束条件，考虑作业海域水文气象季节性影响，建立了小尺寸隔水导管强度设计方法及稳定性分析，并进行了实际应用。结果证实，在北部湾海域非台风季节下作业，小尺寸隔水导管技术可以弥补常规Ø508 mm隔水导管设计工期长、费用高的问题，同时也能解决Ø508 mm×Ø339.73 mm变径组合隔水导管“盲替”固井方式的缺陷。该技术的成功应用，突破了传统常用的Ø508 mm隔水导管井口稳定需求的限制，为今后北部湾勘探井隔水导管设计提供了新的参考方向，也为后续勘探井可持续发展的安全高效作业奠定基础。
海上隔水导管设计直接影响到作业安全、工期及费用，在满足作业安全的前提下，如何设计合适的隔水导管来提高钻井速度、降低钻井成本是区域勘探井钻井的关键问题之一。基于边界约束条件，考虑作业海域水文气象季节性影响，建立了小尺寸隔水导管强度设计方法及稳定性分析，并进行了实际应用。结果证实，在北部湾海域非台风季节下作业，小尺寸隔水导管技术可以弥补常规Ø508 mm隔水导管设计工期长、费用高的问题，同时也能解决Ø508 mm×Ø339.73 mm变径组合隔水导管“盲替”固井方式的缺陷。该技术的成功应用，突破了传统常用的Ø508 mm隔水导管井口稳定需求的限制，为今后北部湾勘探井隔水导管设计提供了新的参考方向，也为后续勘探井可持续发展的安全高效作业奠定基础。
2018, 40(3): 306-310.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.006
摘要:
MaHW6004井是中石油在玛18井区部署的一口重点评价井，采用泵送桥塞多簇射孔联作分段压裂完井工艺，其压裂后的产量决定着该区块后续施工井的部署及开发。利用井下微地震检测仪、压裂施工数据及曲线图，分析判断井内出现的桥塞未丢手、桥塞坐封失效及下桥塞遇阻、压裂砂堵等复杂情况，制定了大修穿心打捞、连续油管冲砂、压裂后大排量清洗井筒的解决方案，并提出了一系列有针对性的防范措施。研究表明，下入的桥塞应与套管钢级相适应，采用井下微地震监测可以有效监测到桥塞点火坐封、裂缝起裂位置及走向等信息，为压裂施工提供了基础数据资料，为同类井施工提供了参考借鉴。
MaHW6004井是中石油在玛18井区部署的一口重点评价井，采用泵送桥塞多簇射孔联作分段压裂完井工艺，其压裂后的产量决定着该区块后续施工井的部署及开发。利用井下微地震检测仪、压裂施工数据及曲线图，分析判断井内出现的桥塞未丢手、桥塞坐封失效及下桥塞遇阻、压裂砂堵等复杂情况，制定了大修穿心打捞、连续油管冲砂、压裂后大排量清洗井筒的解决方案，并提出了一系列有针对性的防范措施。研究表明，下入的桥塞应与套管钢级相适应，采用井下微地震监测可以有效监测到桥塞点火坐封、裂缝起裂位置及走向等信息，为压裂施工提供了基础数据资料，为同类井施工提供了参考借鉴。
2018, 40(3): 311-317.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.007
摘要:
为了评价和优化塔里木盆地北部深层裂缝性致密砂岩油藏开发中使用的聚磺混油钻井液对储层的保护效果，进行了钻井液动/静态伤害、滤饼承压、流体敏感性、水相圈闭伤害和流体配伍性实验。分析了钻井液伤害的主要机理，探讨了钻井液保护效果评价方法，提出了聚磺混油钻井液优化策略。实验表明：储层钻井液动态伤害中—强，滤液静态伤害中—强，100μm及以下缝宽裂缝承压达10 MPa，流体敏感性伤害较弱，水相圈闭伤害强，滤液与地层流体配伍性差；水相圈闭、流体不配伍和固相侵入是钻井液伤害储层的主要方式；聚磺混油钻井液对储层大缝宽裂缝封堵较差、对小缝宽裂缝控滤失较差是造成储层伤害的主要原因。钻井液储层保护效果评价需综合分析钻井液伤害的主要因素，充分挖潜钻井液动态伤害实验数据，评价钻井液的固相磨蚀粒度降级率。提高钻井液屏蔽暂堵性能、改善钻井液与储层流体配伍性、加入表面活性剂将提升聚磺混油钻井液对深层裂缝性致密砂岩油藏的保护能力。
为了评价和优化塔里木盆地北部深层裂缝性致密砂岩油藏开发中使用的聚磺混油钻井液对储层的保护效果，进行了钻井液动/静态伤害、滤饼承压、流体敏感性、水相圈闭伤害和流体配伍性实验。分析了钻井液伤害的主要机理，探讨了钻井液保护效果评价方法，提出了聚磺混油钻井液优化策略。实验表明：储层钻井液动态伤害中—强，滤液静态伤害中—强，100μm及以下缝宽裂缝承压达10 MPa，流体敏感性伤害较弱，水相圈闭伤害强，滤液与地层流体配伍性差；水相圈闭、流体不配伍和固相侵入是钻井液伤害储层的主要方式；聚磺混油钻井液对储层大缝宽裂缝封堵较差、对小缝宽裂缝控滤失较差是造成储层伤害的主要原因。钻井液储层保护效果评价需综合分析钻井液伤害的主要因素，充分挖潜钻井液动态伤害实验数据，评价钻井液的固相磨蚀粒度降级率。提高钻井液屏蔽暂堵性能、改善钻井液与储层流体配伍性、加入表面活性剂将提升聚磺混油钻井液对深层裂缝性致密砂岩油藏的保护能力。
2018, 40(3): 318-323.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.008
摘要:
页岩气藏普遍采用水平井多级分段压裂方式开发，压裂过程中水泥环受到循环热应力的作用，其力学性质受到影响，导致井筒完整性变差，套管变形或损坏。针对这一特点，进行水泥石热交变循环实验，研究压裂级数对套管应力的影响规律。首先利用示波器测试水泥石在经历热交变循环后的纵横波速，计算水泥石的弹性参数，然后模拟计算套管应力，在此基础上分析在不同的冷却条件下，不同热交变循环次数后，水泥石弹性参数和套管应力的变化规律。研究结果表明：在小排量压裂条件下，水泥石的弹性模量随热交变循环次数的增加先逐渐减小后趋于稳定；在大排量压裂条件下，随热交变循环次数的增加，水泥石的弹性模量持续减小；在两种不同压裂方式下，水泥石的泊松比均随热交变循环次数的增加而增加；套管应力随着热交变循环次数的增加逐渐增大，且在大排量压裂条件下，增幅更明显。研究结果可为页岩气水平井多级分段压裂过程中套管应力分析提供依据。
页岩气藏普遍采用水平井多级分段压裂方式开发，压裂过程中水泥环受到循环热应力的作用，其力学性质受到影响，导致井筒完整性变差，套管变形或损坏。针对这一特点，进行水泥石热交变循环实验，研究压裂级数对套管应力的影响规律。首先利用示波器测试水泥石在经历热交变循环后的纵横波速，计算水泥石的弹性参数，然后模拟计算套管应力，在此基础上分析在不同的冷却条件下，不同热交变循环次数后，水泥石弹性参数和套管应力的变化规律。研究结果表明：在小排量压裂条件下，水泥石的弹性模量随热交变循环次数的增加先逐渐减小后趋于稳定；在大排量压裂条件下，随热交变循环次数的增加，水泥石的弹性模量持续减小；在两种不同压裂方式下，水泥石的泊松比均随热交变循环次数的增加而增加；套管应力随着热交变循环次数的增加逐渐增大，且在大排量压裂条件下，增幅更明显。研究结果可为页岩气水平井多级分段压裂过程中套管应力分析提供依据。
2018, 40(3): 324-329.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.009
摘要:
为预防气密封检测压力不当对超深气井油管螺纹造成初始损伤，采用接触问题分析的有限元法，建立了3种型号的油管气密封检测有限元力学模型，针对塔里木油田某超深气井油管螺纹气密封检测的应力问题进行了定量、系统的研究。结果表明：当下部悬重油管重力超过一定值后，气密封检测会造成油管螺纹大端最后三扣扣跟的塑性变形，随着提拉力的增加，塑变面积也随之增加；在相同的工况下，增加油管的壁厚并不会明显改善大端最后三扣扣跟处的应力集中现象。通过改进气密封检测压力和提高油管螺纹钢级可以明显提升油管螺纹的服役安全系数，建立的模型可以为油管螺纹气密封检测应力分布规律定量地提供理论依据。
为预防气密封检测压力不当对超深气井油管螺纹造成初始损伤，采用接触问题分析的有限元法，建立了3种型号的油管气密封检测有限元力学模型，针对塔里木油田某超深气井油管螺纹气密封检测的应力问题进行了定量、系统的研究。结果表明：当下部悬重油管重力超过一定值后，气密封检测会造成油管螺纹大端最后三扣扣跟的塑性变形，随着提拉力的增加，塑变面积也随之增加；在相同的工况下，增加油管的壁厚并不会明显改善大端最后三扣扣跟处的应力集中现象。通过改进气密封检测压力和提高油管螺纹钢级可以明显提升油管螺纹的服役安全系数，建立的模型可以为油管螺纹气密封检测应力分布规律定量地提供理论依据。
2018, 40(3): 330-335.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.010
摘要:
油页岩是一种储量丰富的非常规能源，以电加热和流体加热为主的油页岩原位开采技术正逐渐成为该领域的研究重点。为了深入研究油页岩原位开采过程中涉及到的流体与地层间热传递、有机质热解化学反应、储层孔渗变化、油气渗流等多个物理化学过程之间的耦合，对原位开采过程进行系统数值模拟，有利于揭示原位开采机理、优化原位开采设计方案、评价原位开采经济效益。通过对油页岩原位开采数值模拟的国内外研究进展和研究现状进行了总结，分析了数值模拟研究的核心问题、面临的主要挑战、取得的进展以及当前亟需解决的瓶颈问题。研究结果表明：原位开采条件下的动力学参数对于开展准确的数值模拟研究至关重要，流体加热由于其过程复杂，现有模型有待完善。对于未来开展油页岩原位开采相关技术研究，尤其是数值模拟研究具有一定的指导和借鉴意义。
油页岩是一种储量丰富的非常规能源，以电加热和流体加热为主的油页岩原位开采技术正逐渐成为该领域的研究重点。为了深入研究油页岩原位开采过程中涉及到的流体与地层间热传递、有机质热解化学反应、储层孔渗变化、油气渗流等多个物理化学过程之间的耦合，对原位开采过程进行系统数值模拟，有利于揭示原位开采机理、优化原位开采设计方案、评价原位开采经济效益。通过对油页岩原位开采数值模拟的国内外研究进展和研究现状进行了总结，分析了数值模拟研究的核心问题、面临的主要挑战、取得的进展以及当前亟需解决的瓶颈问题。研究结果表明：原位开采条件下的动力学参数对于开展准确的数值模拟研究至关重要，流体加热由于其过程复杂，现有模型有待完善。对于未来开展油页岩原位开采相关技术研究，尤其是数值模拟研究具有一定的指导和借鉴意义。
2018, 40(3): 336-340.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.011
摘要:
注水井套管破裂后，注入水易通过套破段进入无效地层，造成对应油井的产量下降且增加水井地面能耗。大部分油田采用“封隔器卡封”方式进行分层注水，反洗井作业时洗井液容易通过套破段漏失进入地层，不能达到有效清洗井筒的目的。针对上述问题，利用双注管设计原理，进行了套破井卡封分注及有效反洗井工艺管柱的研究，关键工具采用内外管双层设计，正常注水的水流走内管，反洗井的水流走外管，实现正常注水通道与反洗井通道的分离。该工艺管柱在现场应用5井次，最大反洗井压力达到4. 0 MPa，最大反洗井排量达到25 m3/h，反洗井无漏失，取得良好应用效果, 该管柱可满足现场工艺要求。
注水井套管破裂后，注入水易通过套破段进入无效地层，造成对应油井的产量下降且增加水井地面能耗。大部分油田采用“封隔器卡封”方式进行分层注水，反洗井作业时洗井液容易通过套破段漏失进入地层，不能达到有效清洗井筒的目的。针对上述问题，利用双注管设计原理，进行了套破井卡封分注及有效反洗井工艺管柱的研究，关键工具采用内外管双层设计，正常注水的水流走内管，反洗井的水流走外管，实现正常注水通道与反洗井通道的分离。该工艺管柱在现场应用5井次，最大反洗井压力达到4. 0 MPa，最大反洗井排量达到25 m3/h，反洗井无漏失，取得良好应用效果, 该管柱可满足现场工艺要求。
2018, 40(3): 341-347.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.012
摘要:
新疆风城陆相超稠油油藏黏度高、非均质性强，SAGD开发普遍预热周期长。在注蒸汽预热前对储层挤液扩容可有效缩短预热周期，降低经济和环保成本。为了优化设计挤液方案，首先需要预测储层的挤液扩容效果。基于前期岩石力学实验结果，采用Drucker-Prager本构模型，针对风城油田重1区某SAGD井的挤液过程进行了流固耦合有限元分析，获取挤液后的地层孔隙压力、孔隙度、垂向应变、米泽斯应力和等效塑性应变的分布。研究发现，压差导致注入液向储层纵深渗流，储层产生垂向抬升，地层孔隙压力和孔隙度均呈以注采井为长轴的半椭圆状分布。储层以孔隙弹性的张性扩容为主，导致塑性体应变的剪胀仅发生在紧贴筛管处。研究成果不仅能为优化挤液方案提供理论指导，还能为预热和生产阶段的油藏数值模拟提供扩容后的地质力学参数。
新疆风城陆相超稠油油藏黏度高、非均质性强，SAGD开发普遍预热周期长。在注蒸汽预热前对储层挤液扩容可有效缩短预热周期，降低经济和环保成本。为了优化设计挤液方案，首先需要预测储层的挤液扩容效果。基于前期岩石力学实验结果，采用Drucker-Prager本构模型，针对风城油田重1区某SAGD井的挤液过程进行了流固耦合有限元分析，获取挤液后的地层孔隙压力、孔隙度、垂向应变、米泽斯应力和等效塑性应变的分布。研究发现，压差导致注入液向储层纵深渗流，储层产生垂向抬升，地层孔隙压力和孔隙度均呈以注采井为长轴的半椭圆状分布。储层以孔隙弹性的张性扩容为主，导致塑性体应变的剪胀仅发生在紧贴筛管处。研究成果不仅能为优化挤液方案提供理论指导，还能为预热和生产阶段的油藏数值模拟提供扩容后的地质力学参数。
2018, 40(3): 348-353.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.013
摘要:
蒸汽吞吐是稠油热采开发的一项关键技术，定量计算蒸汽腔空间分布和动态变化对开采过程具有重要意义。为了获得蒸汽腔空间分布，基于传热学理论分析，建立了焖井温降模型，用于解析蒸汽吞吐井吸汽剖面，并结合最小二乘算法，对蒸汽腔初始的大小和分布进行了估计。与实际井采集数据比较结果表明，计算值与实际测量值吻合较好，应用解释模型可以详细了解热采过程中蒸汽腔的大小和分布，进而为合理确定SAGD过程总注汽量、注汽时间等参数提供参考。该模型的参数敏感性分析表明，地层热扩散系数、厚度、初始温度和蒸汽温度对计算结果影响较大，在实际应用中需要重点关注这些参数的取值。
蒸汽吞吐是稠油热采开发的一项关键技术，定量计算蒸汽腔空间分布和动态变化对开采过程具有重要意义。为了获得蒸汽腔空间分布，基于传热学理论分析，建立了焖井温降模型，用于解析蒸汽吞吐井吸汽剖面，并结合最小二乘算法，对蒸汽腔初始的大小和分布进行了估计。与实际井采集数据比较结果表明，计算值与实际测量值吻合较好，应用解释模型可以详细了解热采过程中蒸汽腔的大小和分布，进而为合理确定SAGD过程总注汽量、注汽时间等参数提供参考。该模型的参数敏感性分析表明，地层热扩散系数、厚度、初始温度和蒸汽温度对计算结果影响较大，在实际应用中需要重点关注这些参数的取值。
2018, 40(3): 354-360.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.014
摘要:
CO2压裂具有节约水资源、降低储层伤害等优点，并已在矿场实践中取得良好效果。为认清CO2压裂裂缝扩展规律，基于流体流动、热传导和固体力学方程，建立CO2压裂裂缝扩展热流固耦合模型。采用有限元法求解该模型，并与解析解对比验证模型可靠性。根据数值模型对CO2压裂裂缝扩展进行参数敏感性分析，结果表明：CO2在渗透率高于0.01 mD的地层中滤失量较大，地层破裂前增压速率较低，缝长和缝宽较小；CO2黏度显著影响压力扩散和裂缝几何尺寸；注入排量对起裂压力影响较小，但会改变地层破裂前增压速率和延伸压力；热应力造缝是CO2压裂造缝机理之一，地层与注入液的温度差越大，热应力越大，地层起裂压力越小，裂缝延伸越容易。研究结果可为CO2干法压裂设计提供参考。
CO2压裂具有节约水资源、降低储层伤害等优点，并已在矿场实践中取得良好效果。为认清CO2压裂裂缝扩展规律，基于流体流动、热传导和固体力学方程，建立CO2压裂裂缝扩展热流固耦合模型。采用有限元法求解该模型，并与解析解对比验证模型可靠性。根据数值模型对CO2压裂裂缝扩展进行参数敏感性分析，结果表明：CO2在渗透率高于0.01 mD的地层中滤失量较大，地层破裂前增压速率较低，缝长和缝宽较小；CO2黏度显著影响压力扩散和裂缝几何尺寸；注入排量对起裂压力影响较小，但会改变地层破裂前增压速率和延伸压力；热应力造缝是CO2压裂造缝机理之一，地层与注入液的温度差越大，热应力越大，地层起裂压力越小，裂缝延伸越容易。研究结果可为CO2干法压裂设计提供参考。
2018, 40(3): 361-368.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.015
摘要:
为提高天然裂缝和层理不发育致密储层压裂裂缝的复杂性，基于真三轴压裂模拟实验系统，开展了致密砂岩储层CO2压裂实验研究，分析了水平应力差、压裂液类型和排量对压裂裂缝扩展规律的影响。研究表明，超临界CO2压裂形成的水力裂缝形态最复杂，液态CO2次之，滑溜水压裂产生的水力裂缝形态简单；采用液态CO2压裂时，低水平应力差（≤3 MPa）有利于提高水力裂缝的复杂程度；液态CO2压裂的起裂压力相比于滑溜水压裂降低22.1%，超临界CO2压裂的起裂压力相比于滑溜水压裂降低28.2%；提高排量会加快井筒内流体增压速率，起裂压力升高。实验证明超临界CO2压裂能够有效提高裂缝复杂性。
为提高天然裂缝和层理不发育致密储层压裂裂缝的复杂性，基于真三轴压裂模拟实验系统，开展了致密砂岩储层CO2压裂实验研究，分析了水平应力差、压裂液类型和排量对压裂裂缝扩展规律的影响。研究表明，超临界CO2压裂形成的水力裂缝形态最复杂，液态CO2次之，滑溜水压裂产生的水力裂缝形态简单；采用液态CO2压裂时，低水平应力差（≤3 MPa）有利于提高水力裂缝的复杂程度；液态CO2压裂的起裂压力相比于滑溜水压裂降低22.1%，超临界CO2压裂的起裂压力相比于滑溜水压裂降低28.2%；提高排量会加快井筒内流体增压速率，起裂压力升高。实验证明超临界CO2压裂能够有效提高裂缝复杂性。
2018, 40(3): 369-374.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.016
摘要:
吐哈油田马56区块致密油层水平井体积压裂后高产期短、一次采收率低，必须通过重复压裂提高产量，但常规重复压裂难以实现低油价下的水平井增产需求。为探索水平井低成本重复压裂新方法，通过分析区块前期生产特征，从提高采收率与体积压裂结合的方向出发，开展了岩心润湿、长岩心驱替、数值模拟以及注水现场试验等4项基础试验，验证大排量注水结合体积压裂工艺有助于恢复水平井产量，最终形成压前大排量注水蓄能（注入量为2倍采出量），再以高于初次压裂的排量进行全程滑溜水+小粒径支撑剂重复压裂，最后闷井5~15 d的重复压裂新方法。现场压裂试验取得成功，6井次压后平均日产油18.1 t/d，恢复到首次压裂产量77.4%；成本较首次压裂降低140万元/井次。该方法将笼统注水与重复压裂相结合，为致密油层水平井重复压裂探索出一条新途径。
吐哈油田马56区块致密油层水平井体积压裂后高产期短、一次采收率低，必须通过重复压裂提高产量，但常规重复压裂难以实现低油价下的水平井增产需求。为探索水平井低成本重复压裂新方法，通过分析区块前期生产特征，从提高采收率与体积压裂结合的方向出发，开展了岩心润湿、长岩心驱替、数值模拟以及注水现场试验等4项基础试验，验证大排量注水结合体积压裂工艺有助于恢复水平井产量，最终形成压前大排量注水蓄能（注入量为2倍采出量），再以高于初次压裂的排量进行全程滑溜水+小粒径支撑剂重复压裂，最后闷井5~15 d的重复压裂新方法。现场压裂试验取得成功，6井次压后平均日产油18.1 t/d，恢复到首次压裂产量77.4%；成本较首次压裂降低140万元/井次。该方法将笼统注水与重复压裂相结合，为致密油层水平井重复压裂探索出一条新途径。
2018, 40(3): 375-380.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.017
摘要:
苏北盆地海安凹陷阜二段属于典型的低孔低渗致密油藏，为了评价该探区的储层物性、含油性以及为水平井井位部署提供设计依据，对该地区一口直井预探井进行了体积压裂。研究了储层的岩性、脆性、物性，在此基础上，为了满足在体积压裂时尽可能提高铺砂浓度的要求，优选了滑溜水和线性胶压裂液体系。为达到认清各小层的目的，采用了桥塞分层压裂、分层试油、打捞桥塞合层求产的技术措施。在施工前进行小型压裂测试来保证主压裂的顺利进行，并在施工时采用地面微地震技术来监测缝网体积。现场施工排量达到4.5~5.0 m3/min，累计加砂140 m3，最高砂比12%。裂缝监测表明各层的造缝效果较好，裂缝形态较为复杂。试油效果达到地质设计预期。
苏北盆地海安凹陷阜二段属于典型的低孔低渗致密油藏，为了评价该探区的储层物性、含油性以及为水平井井位部署提供设计依据，对该地区一口直井预探井进行了体积压裂。研究了储层的岩性、脆性、物性，在此基础上，为了满足在体积压裂时尽可能提高铺砂浓度的要求，优选了滑溜水和线性胶压裂液体系。为达到认清各小层的目的，采用了桥塞分层压裂、分层试油、打捞桥塞合层求产的技术措施。在施工前进行小型压裂测试来保证主压裂的顺利进行，并在施工时采用地面微地震技术来监测缝网体积。现场施工排量达到4.5~5.0 m3/min，累计加砂140 m3，最高砂比12%。裂缝监测表明各层的造缝效果较好，裂缝形态较为复杂。试油效果达到地质设计预期。
2018, 40(3): 381-385.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.018
摘要:
水平井体积压裂是国内外开发致密油气藏的核心技术，目前主流的泵送桥塞多段压裂工艺、水力喷砂多段压裂工艺、裸眼封隔器压裂工艺由于受排量、钻塞、全通径等限制，均不能满足水平井低成本、高效体积压裂的技术需求，而且随着水平段长度增加，这种技术局限性愈加明显。为此，提出了水平井套管球座分段压裂技术。其技术原理是：在套管上预置工作筒固井完井，压裂时泵送专门的射孔投放联作工具到预定位置，将弹性球座投放至套管预置工作筒完成配接，然后上提联作工具进行多簇射孔，最后将可溶球投至弹性球座上，封隔下层，进行光套管分段多簇压裂。研制了套管预置工作筒、弹性球座、可溶球等关键工具，对施工工艺参数进行了优化，并进行矿场试验，实现了在长水平段多簇射孔联作一体化、大排量压裂、压后免钻快速投产、井筒大通径的体积压裂技术目标。现场试验6口井，成功率100%，其中水平段最长1 525 m，试油周期缩短30%以上，作业成本降低10%以上，单井产量提高20%以上，提效降本效果明显，具有较好的推广应用前景。
水平井体积压裂是国内外开发致密油气藏的核心技术，目前主流的泵送桥塞多段压裂工艺、水力喷砂多段压裂工艺、裸眼封隔器压裂工艺由于受排量、钻塞、全通径等限制，均不能满足水平井低成本、高效体积压裂的技术需求，而且随着水平段长度增加，这种技术局限性愈加明显。为此，提出了水平井套管球座分段压裂技术。其技术原理是：在套管上预置工作筒固井完井，压裂时泵送专门的射孔投放联作工具到预定位置，将弹性球座投放至套管预置工作筒完成配接，然后上提联作工具进行多簇射孔，最后将可溶球投至弹性球座上，封隔下层，进行光套管分段多簇压裂。研制了套管预置工作筒、弹性球座、可溶球等关键工具，对施工工艺参数进行了优化，并进行矿场试验，实现了在长水平段多簇射孔联作一体化、大排量压裂、压后免钻快速投产、井筒大通径的体积压裂技术目标。现场试验6口井，成功率100%，其中水平段最长1 525 m，试油周期缩短30%以上，作业成本降低10%以上，单井产量提高20%以上，提效降本效果明显，具有较好的推广应用前景。
2018, 40(3): 386-392.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.019
摘要:
中高渗透率老油田进入高含水开采期后，剩余油分布零散，提高采收率难度大。纳米颗粒在老油田提高采收率方面优势明显：它在水中形成纳米尺度的小颗粒，大幅降低油水界面张力，使孔隙中的原油易于被驱替出来；同时，纳米颗粒对小孔道有暂时堵塞作用，通过扩大波及提高采收率。采用分子动力学模拟方法，研究了SiO2纳米颗粒接枝各类表面活性剂的溶液分散性和界面活性。首先筛选得到羧酸链修饰的SiO2体系，考察了降低油水界面张力的能力（从50.880 mN/m降低至37.956 mN/m）。引入Janus结构（双子结构），设计了烷烃和羧酸表面活性剂混合修饰的SiO2纳米颗粒。研究结果表明，该结构能够进一步降低油/水界面张力（从37.956 mN/m降低至32.028 mN/m），表明了纳米颗粒表面修饰表面活性剂体系与界面活性之间的构效关系，为高效纳米驱油剂的设计与实验合成提供了一定的理论依据。
中高渗透率老油田进入高含水开采期后，剩余油分布零散，提高采收率难度大。纳米颗粒在老油田提高采收率方面优势明显：它在水中形成纳米尺度的小颗粒，大幅降低油水界面张力，使孔隙中的原油易于被驱替出来；同时，纳米颗粒对小孔道有暂时堵塞作用，通过扩大波及提高采收率。采用分子动力学模拟方法，研究了SiO2纳米颗粒接枝各类表面活性剂的溶液分散性和界面活性。首先筛选得到羧酸链修饰的SiO2体系，考察了降低油水界面张力的能力（从50.880 mN/m降低至37.956 mN/m）。引入Janus结构（双子结构），设计了烷烃和羧酸表面活性剂混合修饰的SiO2纳米颗粒。研究结果表明，该结构能够进一步降低油/水界面张力（从37.956 mN/m降低至32.028 mN/m），表明了纳米颗粒表面修饰表面活性剂体系与界面活性之间的构效关系，为高效纳米驱油剂的设计与实验合成提供了一定的理论依据。
2018, 40(3): 393-399.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.020
摘要:
调剖剂在多孔介质中的运移能力是影响其深部调剖性能的关键。支化预交联凝胶颗粒（B-PPG）是一种在PPG基础上发展的带有支化链的新型调剖剂，支化结构的引入能够增强其膨胀性能，提高颗粒弹性变形能力，使其通过弹性形变通过孔喉，运移至油藏深部调剖。针对该型调剖剂，设计了孔隙介质中的运移与调剖实验，重点考察了其微观运移与封堵特征、不同渗透率条件下的深部运移能力和调剖效果。结果表明，B-PPG膨胀能力较部分PPG强（体积/粒径膨胀倍数为47.3/3.6）。粒径大于喉道直径的B-PPG能够通过弹性形变通过孔喉，同时以单颗粒或多颗粒堆积的方式对孔喉形成暂时性和反复性的封堵。在匹配渗透率条件下（1.6~3.2D），B-PPG能够运移至模型深部，实现液流转向，扩大波及体积，为实现非均质油藏深部调剖提供了可行的技术选择。
调剖剂在多孔介质中的运移能力是影响其深部调剖性能的关键。支化预交联凝胶颗粒（B-PPG）是一种在PPG基础上发展的带有支化链的新型调剖剂，支化结构的引入能够增强其膨胀性能，提高颗粒弹性变形能力，使其通过弹性形变通过孔喉，运移至油藏深部调剖。针对该型调剖剂，设计了孔隙介质中的运移与调剖实验，重点考察了其微观运移与封堵特征、不同渗透率条件下的深部运移能力和调剖效果。结果表明，B-PPG膨胀能力较部分PPG强（体积/粒径膨胀倍数为47.3/3.6）。粒径大于喉道直径的B-PPG能够通过弹性形变通过孔喉，同时以单颗粒或多颗粒堆积的方式对孔喉形成暂时性和反复性的封堵。在匹配渗透率条件下（1.6~3.2D），B-PPG能够运移至模型深部，实现液流转向，扩大波及体积，为实现非均质油藏深部调剖提供了可行的技术选择。
2018, 40(3): 400-404.
doi: 10.13639/j.odpt.2018.03.021
摘要:
微生物单井吞吐可以有效提高稠油低效井产能，为了强化微生物作用效果，对内外源微生物进行综合研究。利用激活剂体系（糖蜜3g/L，玉米浆2g/L，硝酸钠1.5g/L，磷酸氢二钾1.2g/L，磷酸二氢钾1g/L）对地层水进行内源微生物激活，添加嗜热脂肪地芽孢杆菌SL-1进行细菌浓度和乳化能力研究，利用微生物复合吞吐技术对稠油低效井进行单井处理。结果表明，内源微生物被有效激活，细菌浓度峰值为5×108个/mL，乳化指数最高可达95%，产气量最高达260mL；相比单纯激活内源微生物，添加外源菌后细菌浓度由2×108个/mL增加至9×108个/mL，乳化指数峰值时间由20d缩短至15d。GO7-53X145井和SJSH14-8井取得了显著增油降水效果，为微生物吞吐技术的应用提供了一种新思路。
微生物单井吞吐可以有效提高稠油低效井产能，为了强化微生物作用效果，对内外源微生物进行综合研究。利用激活剂体系（糖蜜3g/L，玉米浆2g/L，硝酸钠1.5g/L，磷酸氢二钾1.2g/L，磷酸二氢钾1g/L）对地层水进行内源微生物激活，添加嗜热脂肪地芽孢杆菌SL-1进行细菌浓度和乳化能力研究，利用微生物复合吞吐技术对稠油低效井进行单井处理。结果表明，内源微生物被有效激活，细菌浓度峰值为5×108个/mL，乳化指数最高可达95%，产气量最高达260mL；相比单纯激活内源微生物，添加外源菌后细菌浓度由2×108个/mL增加至9×108个/mL，乳化指数峰值时间由20d缩短至15d。GO7-53X145井和SJSH14-8井取得了显著增油降水效果，为微生物吞吐技术的应用提供了一种新思路。
