E-mail Alert2019年 41卷 第1期
2019, 41(1): 1-7.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.001
摘要:
中秋1井位于塔里木盆地库车坳陷秋里塔格构造带中秋段中秋1号背斜构造上，是中国石油2017年部署的1口风险探井。秋里塔格构造地面条件极其恶劣、地下复杂极其高陡，膏盐层巨厚，盐下地层、盐层、盐上地层分层构造变形，地震资料差，邻井资料少，复合盐层压力系数复杂，盐层卡层难度大。在精细研究钻井和地质设计、优化施工方案和风险防控措施、优选新型钻井工具和钻井参数的基础上，制定库车山前钻完井提速对策，全井采用定制钻头钻进，盐上地层、盐层、目的层的钻进及试油完井工作协同配合；同时针对苏维依组低压区和库姆格列木群复合盐层段发生的井漏复杂，采用不同堵漏措施，实施14次堵漏作业，地层承压能力明显提高，钻完井周期由420 d缩短至350 d。该井的钻探实践为秋里塔格构造带的油气勘探和整体评价提供了借鉴。
中秋1井位于塔里木盆地库车坳陷秋里塔格构造带中秋段中秋1号背斜构造上，是中国石油2017年部署的1口风险探井。秋里塔格构造地面条件极其恶劣、地下复杂极其高陡，膏盐层巨厚，盐下地层、盐层、盐上地层分层构造变形，地震资料差，邻井资料少，复合盐层压力系数复杂，盐层卡层难度大。在精细研究钻井和地质设计、优化施工方案和风险防控措施、优选新型钻井工具和钻井参数的基础上，制定库车山前钻完井提速对策，全井采用定制钻头钻进，盐上地层、盐层、目的层的钻进及试油完井工作协同配合；同时针对苏维依组低压区和库姆格列木群复合盐层段发生的井漏复杂，采用不同堵漏措施，实施14次堵漏作业，地层承压能力明显提高，钻完井周期由420 d缩短至350 d。该井的钻探实践为秋里塔格构造带的油气勘探和整体评价提供了借鉴。
2019, 41(1): 8-13.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.002
摘要:
某低孔低渗-特低渗气藏深层进行了2轮次的勘探，虽发现了高产井，但后期展开勘探未能规模突破；钻遇的深部硬脆性泥岩和火成岩地层井壁稳定性差，出现坍塌、掉块、漏失等复杂井下事故；储层试油、压裂改造效果不理想，发现和解放油气藏是面临的难题。提出在老井眼上进行开窗侧钻，尽可能保护储层高效开发的钻完井兼顾储层改造一体化工程设计思路。利用测井资料预测了储层出砂可能性及出砂临界压差，结合完井风险评估和储层改造要求，确定了侧钻井采用复合完井方式较好；进行了侧钻井地层三压力剖面预测，地层坍塌压力大于孔隙压力，实施欠平衡钻井易造成井壁坍塌；提出目的层进行储层专打的思路，论证了液相精细控压钻井优于气体欠平衡钻井，并配套了储层保护的液相钻井液体系。储层改造建议下部地层采用裸眼笼统压裂, 压裂后产能预测达到了增产改造目的。
某低孔低渗-特低渗气藏深层进行了2轮次的勘探，虽发现了高产井，但后期展开勘探未能规模突破；钻遇的深部硬脆性泥岩和火成岩地层井壁稳定性差，出现坍塌、掉块、漏失等复杂井下事故；储层试油、压裂改造效果不理想，发现和解放油气藏是面临的难题。提出在老井眼上进行开窗侧钻，尽可能保护储层高效开发的钻完井兼顾储层改造一体化工程设计思路。利用测井资料预测了储层出砂可能性及出砂临界压差，结合完井风险评估和储层改造要求，确定了侧钻井采用复合完井方式较好；进行了侧钻井地层三压力剖面预测，地层坍塌压力大于孔隙压力，实施欠平衡钻井易造成井壁坍塌；提出目的层进行储层专打的思路，论证了液相精细控压钻井优于气体欠平衡钻井，并配套了储层保护的液相钻井液体系。储层改造建议下部地层采用裸眼笼统压裂, 压裂后产能预测达到了增产改造目的。
2019, 41(1): 14-17.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.003
摘要:
HSH2井在山前构造带直井段钻进时由于井下掉块发生了卡钻事故，通过多次打捞未解除，形成了井下落鱼，必须侧钻。在分析不同侧钻方案适应性的基础上，综合考虑侧钻难度和侧钻后的井眼轨迹，最终选择并优化了利用垂直钻井系统的纠斜能力进行侧钻的方案。通过控制施工过程中钻压等钻井参数，成功完成了直井段落鱼卡钻井的侧钻，后续井段通过垂直钻井系统的降斜，一开完钻井斜控制在0.1°以内。现场应用表明，该技术为解决火成岩直井侧钻提供了一种新方案，对今后的钻井事故处理有重要的借鉴意义。
HSH2井在山前构造带直井段钻进时由于井下掉块发生了卡钻事故，通过多次打捞未解除，形成了井下落鱼，必须侧钻。在分析不同侧钻方案适应性的基础上，综合考虑侧钻难度和侧钻后的井眼轨迹，最终选择并优化了利用垂直钻井系统的纠斜能力进行侧钻的方案。通过控制施工过程中钻压等钻井参数，成功完成了直井段落鱼卡钻井的侧钻，后续井段通过垂直钻井系统的降斜，一开完钻井斜控制在0.1°以内。现场应用表明，该技术为解决火成岩直井侧钻提供了一种新方案，对今后的钻井事故处理有重要的借鉴意义。
2019, 41(1): 18-22.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.004
摘要:
苏里格南部区块大斜度井平均完钻井深3 900 m，平均水平位移1 200 m，施工过程中存在井深、位移大、轨迹控制难度大、地层可钻性差等技术难题，严重制约钻井速度。为此，从优化剖面设计、轨迹控制、钻具组合及钻头、螺杆选配等技术出发，形成了一套苏里格南部气田大斜度井高效钻井关键技术：“直-增-稳-微降”剖面、“两趟钻”轨迹、稳斜能力强的“四合一”钻具组合、适合该区块快速钻井的钻头及螺杆。通过关键技术的应用，2017年平均钻井周期缩短至11.95 d，较2016年平均钻进周期缩短2.56 d，提速17.64%，提速效果显著。
苏里格南部区块大斜度井平均完钻井深3 900 m，平均水平位移1 200 m，施工过程中存在井深、位移大、轨迹控制难度大、地层可钻性差等技术难题，严重制约钻井速度。为此，从优化剖面设计、轨迹控制、钻具组合及钻头、螺杆选配等技术出发，形成了一套苏里格南部气田大斜度井高效钻井关键技术：“直-增-稳-微降”剖面、“两趟钻”轨迹、稳斜能力强的“四合一”钻具组合、适合该区块快速钻井的钻头及螺杆。通过关键技术的应用，2017年平均钻井周期缩短至11.95 d，较2016年平均钻进周期缩短2.56 d，提速17.64%，提速效果显著。
2019, 41(1): 23-30.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.005
摘要:
随着水平井和大斜度井在油气开采中的广泛应用，钻进过程中钻柱与井壁之间摩阻较大时常产生托压现象，导致无法有效施加钻压，影响机械钻速，甚至诱发黏吸卡钻等井下事故。水力振荡减阻技术采用水力振荡器在钻具轴向产生一定频率和振幅的振动，将静摩擦力转变为动摩擦力，以减少钻具与井壁之间的摩阻，具有良好的发展前景。从振动减阻的原理、国内外水力振荡器典型结构、关键技术等方面系统分析了国内外水力振荡器的研究现状，指出现有水力振荡器存在的问题，提出应发展涡轮动力水力振荡器的建议，可为该技术的发展和提高提供参考依据。
随着水平井和大斜度井在油气开采中的广泛应用，钻进过程中钻柱与井壁之间摩阻较大时常产生托压现象，导致无法有效施加钻压，影响机械钻速，甚至诱发黏吸卡钻等井下事故。水力振荡减阻技术采用水力振荡器在钻具轴向产生一定频率和振幅的振动，将静摩擦力转变为动摩擦力，以减少钻具与井壁之间的摩阻，具有良好的发展前景。从振动减阻的原理、国内外水力振荡器典型结构、关键技术等方面系统分析了国内外水力振荡器的研究现状，指出现有水力振荡器存在的问题，提出应发展涡轮动力水力振荡器的建议，可为该技术的发展和提高提供参考依据。
2019, 41(1): 31-37.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.006
摘要:
针对领眼与扩眼双级PDC钻头，利用FLUENT有限元软件进行了井底流场数值模拟，得到了四刀翼双级PDC钻头与六刀翼双级PDC钻头井底的速度场、压力场特征。仿真结果表明，领眼钻头刀翼上的内侧切削齿由于低速滞留区的存在导致表面钻井液流速较低，清洗效果较差；从领眼钻头井底上返的钻井液流过阶梯状环空井眼台阶处时出现压力波动。对比两种双级PDC钻头仿真结果，四刀翼双级PDC钻头领眼体与扩眼体井底水力能量分配更加均衡，同时领眼空间与扩眼空间均形成了较大的轴向压差，更加利于钻井液携岩上返。领眼钻头的井眼尺寸、领眼钻头与扩眼钻头喷嘴的过流面积配比对于双级PDC钻头的井底流场有着较为明显的影响。
针对领眼与扩眼双级PDC钻头，利用FLUENT有限元软件进行了井底流场数值模拟，得到了四刀翼双级PDC钻头与六刀翼双级PDC钻头井底的速度场、压力场特征。仿真结果表明，领眼钻头刀翼上的内侧切削齿由于低速滞留区的存在导致表面钻井液流速较低，清洗效果较差；从领眼钻头井底上返的钻井液流过阶梯状环空井眼台阶处时出现压力波动。对比两种双级PDC钻头仿真结果，四刀翼双级PDC钻头领眼体与扩眼体井底水力能量分配更加均衡，同时领眼空间与扩眼空间均形成了较大的轴向压差，更加利于钻井液携岩上返。领眼钻头的井眼尺寸、领眼钻头与扩眼钻头喷嘴的过流面积配比对于双级PDC钻头的井底流场有着较为明显的影响。
2019, 41(1): 38-42.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.007
摘要:
顺南井区属于裂缝性气藏，漏失风险大，且水泥石在超高温条件下易发生强度衰退，导致气层固井质量无法满足后续施工要求，为此，开展了抗高温防漏水泥浆固井技术研究。通过探究硅粉加量对水泥石强度的影响，得到水泥石强度衰退预防的方法；利用水泥浆静态堵漏仪，评价纤维体系的堵漏能力，形成防漏水泥浆技术；综合水泥石强度衰退预防及漏失控制方法，优选关键外加剂，形成气藏固井用抗高温防气窜水泥浆体系。实验结果表明：井温大于180 ℃时，硅粉含量大于50%水泥石强度不易衰退；封堵1 mm裂缝和2 mm孔分别需加0.6%的6 mm纤维、1%的8 mm纤维。新型水泥浆体系具有较好的防气窜性能，且在顺南井区得到了成功应用。该抗高温防漏水泥浆固井技术对顺南井区具有一定的适应性，可为该区块勘探和开发提供技术保障。
顺南井区属于裂缝性气藏，漏失风险大，且水泥石在超高温条件下易发生强度衰退，导致气层固井质量无法满足后续施工要求，为此，开展了抗高温防漏水泥浆固井技术研究。通过探究硅粉加量对水泥石强度的影响，得到水泥石强度衰退预防的方法；利用水泥浆静态堵漏仪，评价纤维体系的堵漏能力，形成防漏水泥浆技术；综合水泥石强度衰退预防及漏失控制方法，优选关键外加剂，形成气藏固井用抗高温防气窜水泥浆体系。实验结果表明：井温大于180 ℃时，硅粉含量大于50%水泥石强度不易衰退；封堵1 mm裂缝和2 mm孔分别需加0.6%的6 mm纤维、1%的8 mm纤维。新型水泥浆体系具有较好的防气窜性能，且在顺南井区得到了成功应用。该抗高温防漏水泥浆固井技术对顺南井区具有一定的适应性，可为该区块勘探和开发提供技术保障。
2019, 41(1): 43-47, 62.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.008
摘要:
硫铝酸盐水泥是一种潜在固井材料，其固井界面胶结强度及微观结构尚不明确，为此进行硫铝酸盐水泥浆胶结界面胶结强度增强机理实验研究。采用X射线衍射仪研究硫铝酸盐水泥浆的水化机理，利用胶结强度测试装置测定硫铝酸盐水泥浆固井界面胶结强度，利用扫描电子显微镜和X射线能谱分析表征固井界面的微观结构及化学组分。研究结果表明：龄期为1 d、3 d、7 d时，硫铝酸盐水泥与套管的胶结强度比同龄期G级水泥分别提高了24.3%、20.1%和25.3%；微观分析结果表明，套管表面聚集着大量Al元素(AH3凝胶)，其高聚合度可以降低界面处的孔隙率，从而提高硫铝酸盐水泥石的界面封固性能。
硫铝酸盐水泥是一种潜在固井材料，其固井界面胶结强度及微观结构尚不明确，为此进行硫铝酸盐水泥浆胶结界面胶结强度增强机理实验研究。采用X射线衍射仪研究硫铝酸盐水泥浆的水化机理，利用胶结强度测试装置测定硫铝酸盐水泥浆固井界面胶结强度，利用扫描电子显微镜和X射线能谱分析表征固井界面的微观结构及化学组分。研究结果表明：龄期为1 d、3 d、7 d时，硫铝酸盐水泥与套管的胶结强度比同龄期G级水泥分别提高了24.3%、20.1%和25.3%；微观分析结果表明，套管表面聚集着大量Al元素(AH3凝胶)，其高聚合度可以降低界面处的孔隙率，从而提高硫铝酸盐水泥石的界面封固性能。
2019, 41(1): 48-53.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.009
摘要:
克深气藏储层埋藏深、高温、高压、高含CO2腐蚀气体，气井井下高产和高冲蚀，在气井出砂后使用常规金属筛管难以满足其防砂需求。通过对国外相似出砂油气井防砂案例分析，优选出新型陶瓷筛管并针对克深气藏气井井下CO2腐蚀、酸液腐蚀、出砂冲蚀进行了适用性及下入可行性分析，结果表明：新型陶瓷筛管能够满足克深区块高温、高含CO2、强酸腐蚀环境及高速携砂流体冲蚀下的防砂要求；现有陶瓷筛缝尺寸能够满足克深气藏砂岩储层挡砂精度要求；陶瓷筛管整体结构简单，下入后完井表皮因数低，能满足克深区块对于增产改造的要求；陶瓷筛管的机械强度能够承受克深井下围压，且具有良好的抗曲性能，可满足超深气井的下入可行性要求。研究认为，该新型陶瓷筛管在抗高冲蚀、抗高温、抗腐蚀和低完井表皮因数方面具有优势，其在克深气藏防砂完井中应用前景广阔。
克深气藏储层埋藏深、高温、高压、高含CO2腐蚀气体，气井井下高产和高冲蚀，在气井出砂后使用常规金属筛管难以满足其防砂需求。通过对国外相似出砂油气井防砂案例分析，优选出新型陶瓷筛管并针对克深气藏气井井下CO2腐蚀、酸液腐蚀、出砂冲蚀进行了适用性及下入可行性分析，结果表明：新型陶瓷筛管能够满足克深区块高温、高含CO2、强酸腐蚀环境及高速携砂流体冲蚀下的防砂要求；现有陶瓷筛缝尺寸能够满足克深气藏砂岩储层挡砂精度要求；陶瓷筛管整体结构简单，下入后完井表皮因数低，能满足克深区块对于增产改造的要求；陶瓷筛管的机械强度能够承受克深井下围压，且具有良好的抗曲性能，可满足超深气井的下入可行性要求。研究认为，该新型陶瓷筛管在抗高冲蚀、抗高温、抗腐蚀和低完井表皮因数方面具有优势，其在克深气藏防砂完井中应用前景广阔。
2019, 41(1): 54-62.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.010
摘要:
介绍了适用于电测作业的井筒完整性标准、要求与指南。电测作业是井筒全生命周期内，在钻井、测试-试油、完井、采油气生产(包括：注水、压裂、酸化、增产等)以及修井作业，直到关停、报废前，经常要进行的作业。说明了电测作业的要点并用7个井筒屏障图来说明主要的电测作业要求，阐述了井筒屏障组件验收标准。同时介绍了电测作业时的井控工作。特别强调电缆高压动密封技术的重要性，介绍了“三级注脂动密封新技术”的研究和应用情况。
介绍了适用于电测作业的井筒完整性标准、要求与指南。电测作业是井筒全生命周期内，在钻井、测试-试油、完井、采油气生产(包括：注水、压裂、酸化、增产等)以及修井作业，直到关停、报废前，经常要进行的作业。说明了电测作业的要点并用7个井筒屏障图来说明主要的电测作业要求，阐述了井筒屏障组件验收标准。同时介绍了电测作业时的井控工作。特别强调电缆高压动密封技术的重要性，介绍了“三级注脂动密封新技术”的研究和应用情况。
2019, 41(1): 63-70.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.011
摘要:
页岩油资源是重要石油接替资源。夹层型页岩油富集主控因素为储集物性、排烃强度和异常压力，开发关键技术是薄层分布预测和压裂改造工艺。在调研相关文献的基础上，介绍了中国夹层型页岩油油气藏分布、勘探历程及勘探开发现状。从夹层型页岩油基础理论、理论技术、勘探技术、工程技术等方面分析了夹层型页岩油藏勘探开发面临的挑战。展望了中国夹层型页岩油藏勘探开发前景。
页岩油资源是重要石油接替资源。夹层型页岩油富集主控因素为储集物性、排烃强度和异常压力，开发关键技术是薄层分布预测和压裂改造工艺。在调研相关文献的基础上，介绍了中国夹层型页岩油油气藏分布、勘探历程及勘探开发现状。从夹层型页岩油基础理论、理论技术、勘探技术、工程技术等方面分析了夹层型页岩油藏勘探开发面临的挑战。展望了中国夹层型页岩油藏勘探开发前景。
2019, 41(1): 71-77.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.012
摘要:
对于顶气边水窄油环油藏开发，成熟的开发经验较少，高效开发难度很大。针对渤海海域JZ油田顶气边水窄油环油藏开发初期井网优选、开发中后期剩余油挖潜和气窜水锥后管理难度大的问题，以大气顶弱边水和小气顶强边水油藏为代表，开展了顶气边水油藏井网优选、油气水三相运移规律、剩余油挖潜策略、气窜水淹特征及稳油控水(控气)技术等方面研究。根据研究结果提出了水平井井网新模式，对于大气顶弱边水油藏，水平段垂向位置设计位于油柱高度的1/3处，对于小气顶强边水油藏，水平段垂向位置设计位于油柱高度的2/3处；大尺度三维物理模型及数值模拟表明，采油速度越大，油气界面及油水界面往生产井移动速度越大；结合水平井井间剩余油为“土豆状”分布的认识，提出了井间加密方案；结合工区内试采生产资料，利用油藏工程方法和数值模拟方法分别建立了见气诊断图版和见水诊断图版，有效指导了油田稳油控气(控水)措施实施。根据以上研究，JZ油田采用该系列技术开发10年，含水率控制在25.0%以内，气油比维持在700 m3/m3以下，预计生产25年可提高采收率2.3个百分点。该研究对同类顶气边水窄油环油藏的开发具有一定的指导意义。
对于顶气边水窄油环油藏开发，成熟的开发经验较少，高效开发难度很大。针对渤海海域JZ油田顶气边水窄油环油藏开发初期井网优选、开发中后期剩余油挖潜和气窜水锥后管理难度大的问题，以大气顶弱边水和小气顶强边水油藏为代表，开展了顶气边水油藏井网优选、油气水三相运移规律、剩余油挖潜策略、气窜水淹特征及稳油控水(控气)技术等方面研究。根据研究结果提出了水平井井网新模式，对于大气顶弱边水油藏，水平段垂向位置设计位于油柱高度的1/3处，对于小气顶强边水油藏，水平段垂向位置设计位于油柱高度的2/3处；大尺度三维物理模型及数值模拟表明，采油速度越大，油气界面及油水界面往生产井移动速度越大；结合水平井井间剩余油为“土豆状”分布的认识，提出了井间加密方案；结合工区内试采生产资料，利用油藏工程方法和数值模拟方法分别建立了见气诊断图版和见水诊断图版，有效指导了油田稳油控气(控水)措施实施。根据以上研究，JZ油田采用该系列技术开发10年，含水率控制在25.0%以内，气油比维持在700 m3/m3以下，预计生产25年可提高采收率2.3个百分点。该研究对同类顶气边水窄油环油藏的开发具有一定的指导意义。
2019, 41(1): 78-82.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.013
摘要:
未考虑水平井渗流中典型的线性流与椭圆流特征的水平井产能预测公式，常导致产能预测结果偏于乐观。在分析水平井典型渗流特征的基础上，将油藏内流动区域划分为外部平面径向流、中间平面线性流与椭圆流以及内部垂向径向流3个区域，利用水电相似原理和等值渗流阻力方法，推导出综合形式水平井产能计算新公式，并对新公式进行适应性分析。结果表明，常用公式是新公式在特殊情况下的简化或近似，新公式适应性更强。根据新公式计算结果，随水平井长度或穿透比增加，平面线性流与椭圆流的影响逐渐增大，水平井产能表现为先近似线性增加再平缓增加的特点；当水平井很长或穿透比接近1时，水平井的渗流表现出与垂直裂缝井相似的特征。综合形式的新公式既可计算短水平井也可计算长水平井产能，同时也可预测不同泄油形状、注采井网等情况下的水平井产能。
未考虑水平井渗流中典型的线性流与椭圆流特征的水平井产能预测公式，常导致产能预测结果偏于乐观。在分析水平井典型渗流特征的基础上，将油藏内流动区域划分为外部平面径向流、中间平面线性流与椭圆流以及内部垂向径向流3个区域，利用水电相似原理和等值渗流阻力方法，推导出综合形式水平井产能计算新公式，并对新公式进行适应性分析。结果表明，常用公式是新公式在特殊情况下的简化或近似，新公式适应性更强。根据新公式计算结果，随水平井长度或穿透比增加，平面线性流与椭圆流的影响逐渐增大，水平井产能表现为先近似线性增加再平缓增加的特点；当水平井很长或穿透比接近1时，水平井的渗流表现出与垂直裂缝井相似的特征。综合形式的新公式既可计算短水平井也可计算长水平井产能，同时也可预测不同泄油形状、注采井网等情况下的水平井产能。
2019, 41(1): 83-88.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.014
摘要:
海上油田DST测试时间短，利用短时间的DST测试资料来评价油井的生产能力存在一定的不确定性。为了更加精确地确定DST测试产能校正系数，以定向井为研究对象，引入不稳定试井技术，把测试时间、边界条件和稳定产能相联系，给出了针对实际油藏多种边界情况下较为通用的DST测试产能校正系数计算新方法，并与前人的公式计算法进行了对比。研究结果表明，校正系数随测试时间的变化受油藏参数及边界条件综合影响，对于短时间的测试，流度越小校正系数越小，泄流面积越小校正系数也越小；对于低流度和存在封闭边界的油藏，新方法校正结果与现有方法计算结果差异较大，新方法误差仅为2.3%，现有方法误差超过25%。实例分析表明，新方法计算的校正系数与实际情况吻合较好，且比公式计算法适用范围更广，具有较好的应用价值。
海上油田DST测试时间短，利用短时间的DST测试资料来评价油井的生产能力存在一定的不确定性。为了更加精确地确定DST测试产能校正系数，以定向井为研究对象，引入不稳定试井技术，把测试时间、边界条件和稳定产能相联系，给出了针对实际油藏多种边界情况下较为通用的DST测试产能校正系数计算新方法，并与前人的公式计算法进行了对比。研究结果表明，校正系数随测试时间的变化受油藏参数及边界条件综合影响，对于短时间的测试，流度越小校正系数越小，泄流面积越小校正系数也越小；对于低流度和存在封闭边界的油藏，新方法校正结果与现有方法计算结果差异较大，新方法误差仅为2.3%，现有方法误差超过25%。实例分析表明，新方法计算的校正系数与实际情况吻合较好，且比公式计算法适用范围更广，具有较好的应用价值。
2019, 41(1): 89-95.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.015
摘要:
井筒中泵杆的存在会对井筒内气液两相流动产生干扰，进而影响流型和压力梯度，而井筒内压力梯度的计算是油气井生产优化的重要部分。实验采用内径Ø88.9 mm，长7 m且含有螺杆泵的部分透明有机玻璃管，进行了不同转速的气液两相流实验 ，得到了在螺杆泵旋转时，泡状流向段塞流的转换界限 ；并与无杆的流型转换模型进行对比，得到了0 r/min、30 r/min、60 r/min、90 r/min转速下改进的流型转换模型；根据实验数据对有杆井筒内不同转速下压力梯度变化的修正，得到不同转速下的压力梯度公式 。结果表明,在液相表观速度相同的情况下，无杆井筒中更早发生泡状流向段塞流的转换；随着转速增加，流动摩擦阻力同时增大，增大幅度比较小；随着气相表观速度的提高，总压力梯度逐渐降低，压力梯度的降低速率逐渐变小。
井筒中泵杆的存在会对井筒内气液两相流动产生干扰，进而影响流型和压力梯度，而井筒内压力梯度的计算是油气井生产优化的重要部分。实验采用内径Ø88.9 mm，长7 m且含有螺杆泵的部分透明有机玻璃管，进行了不同转速的气液两相流实验 ，得到了在螺杆泵旋转时，泡状流向段塞流的转换界限 ；并与无杆的流型转换模型进行对比，得到了0 r/min、30 r/min、60 r/min、90 r/min转速下改进的流型转换模型；根据实验数据对有杆井筒内不同转速下压力梯度变化的修正，得到不同转速下的压力梯度公式 。结果表明,在液相表观速度相同的情况下，无杆井筒中更早发生泡状流向段塞流的转换；随着转速增加，流动摩擦阻力同时增大，增大幅度比较小；随着气相表观速度的提高，总压力梯度逐渐降低，压力梯度的降低速率逐渐变小。
2019, 41(1): 96-100.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.016
摘要:
目前海上同心双管注水工艺存在着安全控制不可靠、内外管分层容易失效、封隔器解封不彻底等问题，造成洗井困难且影响油田正常生产。为此研究了新型同心双管注水工艺技术，该技术注水管柱相互独立，施工相对简单，外管附加载荷大大降低，注水三通道都能实现单独的安全控制。环空安全阀采用柱塞坐封方式并有备用注水通道，提高了安全阀的可靠性及使用寿命；内外管的分层采用组合盘根的形式，在容易失效部位采用组合盘根和内胶筒的双级密封方式，密封效果更加可靠；洗井则采用地面单独控制洗井滑套的方式，能够避免地层压差带来的洗井活塞自行开关，而且满足海上大排量反洗井的需求。该技术已在胜利海上油田成功应用10余口井，适用最大井斜为74.18°，层间最大压差为10.5 MPa，有效解决了大压差油层、大斜度井的有效分层注水难题。
目前海上同心双管注水工艺存在着安全控制不可靠、内外管分层容易失效、封隔器解封不彻底等问题，造成洗井困难且影响油田正常生产。为此研究了新型同心双管注水工艺技术，该技术注水管柱相互独立，施工相对简单，外管附加载荷大大降低，注水三通道都能实现单独的安全控制。环空安全阀采用柱塞坐封方式并有备用注水通道，提高了安全阀的可靠性及使用寿命；内外管的分层采用组合盘根的形式，在容易失效部位采用组合盘根和内胶筒的双级密封方式，密封效果更加可靠；洗井则采用地面单独控制洗井滑套的方式，能够避免地层压差带来的洗井活塞自行开关，而且满足海上大排量反洗井的需求。该技术已在胜利海上油田成功应用10余口井，适用最大井斜为74.18°，层间最大压差为10.5 MPa，有效解决了大压差油层、大斜度井的有效分层注水难题。
2019, 41(1): 101-115.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.017
摘要:
中国低渗透、页岩、致密等难开采油气资源比较丰富，高效开发这类油气资源已成为保障国内油气供给的重要举措之一。水力压裂在难开采油气储层改造中得到了广泛应用，取得了显著的增储增产效果。为了更好地研究和发展水力压裂技术，介绍了国内外近年来水力压裂新工艺和水力裂缝起裂与扩展理论研究、数值模拟、物理模拟等基础研究成果，指出目前研究中存在的不足，分析认为工程与地质的匹配性、稳定与非稳态注入方式的选择性、水力压裂物理模拟与现场原型的相似性，是有效实施水力压裂新工艺的关键所在，并对未来循环注入和波动注入水力压裂研究方向提出了重点研究内容建议，包括非稳态注入流体形成机制研究、井筒压力波动行为研究、储层岩石起裂与扩展机理研究、压裂物理模拟试验与先导性试验、井下管柱动力学及控制技术研究等，以期尽快形成适合中国低渗透、页岩、致密等储层岩性的非稳态水力压裂工艺基础理论及配套技术，并制定非稳态水力压裂设计准则与施工规范。
中国低渗透、页岩、致密等难开采油气资源比较丰富，高效开发这类油气资源已成为保障国内油气供给的重要举措之一。水力压裂在难开采油气储层改造中得到了广泛应用，取得了显著的增储增产效果。为了更好地研究和发展水力压裂技术，介绍了国内外近年来水力压裂新工艺和水力裂缝起裂与扩展理论研究、数值模拟、物理模拟等基础研究成果，指出目前研究中存在的不足，分析认为工程与地质的匹配性、稳定与非稳态注入方式的选择性、水力压裂物理模拟与现场原型的相似性，是有效实施水力压裂新工艺的关键所在，并对未来循环注入和波动注入水力压裂研究方向提出了重点研究内容建议，包括非稳态注入流体形成机制研究、井筒压力波动行为研究、储层岩石起裂与扩展机理研究、压裂物理模拟试验与先导性试验、井下管柱动力学及控制技术研究等，以期尽快形成适合中国低渗透、页岩、致密等储层岩性的非稳态水力压裂工艺基础理论及配套技术，并制定非稳态水力压裂设计准则与施工规范。
2019, 41(1): 116-120.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.018
摘要:
长宁页岩气示范区已开展大规模体积压裂并取得了良好的应用效果，但在现场实施过程中，存在高砂比阶段施工压力高、加砂困难的现象，通过在H-x平台开展压裂技术试验，为后期体积压裂方案优化提供依据。本次施工采用分簇射孔复合桥塞联作分段压裂工艺，H-x平台采用工厂化拉链式压裂，并进行了微地震裂缝监测。通过实时微地震数据分析，指导优化现场施工工艺参数。通过高黏液体的使用、提高粉砂用量、施工中期加酸以及胶液粉陶段塞等技术手段，形成了强非均质储层条件下体积压裂技术。提高了施工工艺针对性，降低了高砂比阶段的压力波动，提高了现场加砂规模。该研究可为后期长宁页岩气强非均质性储层压裂方案优化提供参考。
长宁页岩气示范区已开展大规模体积压裂并取得了良好的应用效果，但在现场实施过程中，存在高砂比阶段施工压力高、加砂困难的现象，通过在H-x平台开展压裂技术试验，为后期体积压裂方案优化提供依据。本次施工采用分簇射孔复合桥塞联作分段压裂工艺，H-x平台采用工厂化拉链式压裂，并进行了微地震裂缝监测。通过实时微地震数据分析，指导优化现场施工工艺参数。通过高黏液体的使用、提高粉砂用量、施工中期加酸以及胶液粉陶段塞等技术手段，形成了强非均质储层条件下体积压裂技术。提高了施工工艺针对性，降低了高砂比阶段的压力波动，提高了现场加砂规模。该研究可为后期长宁页岩气强非均质性储层压裂方案优化提供参考。
2019, 41(1): 121-124.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.019
摘要:
针对笼统化学防砂有效期短、成功率低，开展了非均质疏松砂岩油藏分层化学防砂技术研究。砂粒表面原油是影响化学防砂效果的主要因素，因此，研发了适用于45~150 ℃地层温度下的高强高渗耐油控砂剂体系，该体系在含油污水原油含量10%时固结强度为6.2 MPa，渗透率保留率92.5%、黏度小于5 mPa · s。研制的低温高强度AB砂40 ℃时固结强度可达7 MPa，解决了胜利油田开发后期由于井底温度低、常规覆膜砂固结强度小而不能满足防砂生产需要的问题。设计了具有防蠕动、可大排量反洗井、一趟管柱可选择性注入控砂剂或覆膜砂的分层化学防砂管柱，解决了非均质油藏笼统化学防砂有效期短，常规分层化学防砂管柱工序多、可靠性差难题。该技术提高了化学防砂技术对非均质疏松砂岩油藏的适应性，对确保粉细砂岩油藏、普通砂岩油藏特殊井眼油水井的防砂开采效果具有重要意义。
针对笼统化学防砂有效期短、成功率低，开展了非均质疏松砂岩油藏分层化学防砂技术研究。砂粒表面原油是影响化学防砂效果的主要因素，因此，研发了适用于45~150 ℃地层温度下的高强高渗耐油控砂剂体系，该体系在含油污水原油含量10%时固结强度为6.2 MPa，渗透率保留率92.5%、黏度小于5 mPa · s。研制的低温高强度AB砂40 ℃时固结强度可达7 MPa，解决了胜利油田开发后期由于井底温度低、常规覆膜砂固结强度小而不能满足防砂生产需要的问题。设计了具有防蠕动、可大排量反洗井、一趟管柱可选择性注入控砂剂或覆膜砂的分层化学防砂管柱，解决了非均质油藏笼统化学防砂有效期短，常规分层化学防砂管柱工序多、可靠性差难题。该技术提高了化学防砂技术对非均质疏松砂岩油藏的适应性，对确保粉细砂岩油藏、普通砂岩油藏特殊井眼油水井的防砂开采效果具有重要意义。
