E-mail Alert2019年 41卷 第2期
2019, 41(2): 125-129.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.001
摘要:
针对钻井过程中松散砂岩、易水化泥页岩等地层易发生井下井径扩大、缩径甚至卡钻等复杂问题，提出了临界井径的新概念，采用了理论分析与现场模拟等方法，研究了其形成原理、影响因素。建立了临界井径反映井壁受钻井液冲刷的相关规律。为了定量描述井壁受冲刷的程度与井眼变化态势，定义了井壁冲刷系数，并用其来反映在特定钻井液流变参数与钻井液排量联合作用的情况下钻井液对井壁冲刷能力的大小。针对不同地层井壁对冲刷能力的不同需求，提出了基于井壁冲刷系数的钻井液流变参数与排量优选的理论及工程应用方法，并在钻井设计与优化施工中得到了广泛地应用。结果表明，基于临界井径的钻井液流变参数与施工排量优化理论，为钻井液流变参数与施工排量的设计与实施优化提供了一种可行的技术方法。
针对钻井过程中松散砂岩、易水化泥页岩等地层易发生井下井径扩大、缩径甚至卡钻等复杂问题，提出了临界井径的新概念，采用了理论分析与现场模拟等方法，研究了其形成原理、影响因素。建立了临界井径反映井壁受钻井液冲刷的相关规律。为了定量描述井壁受冲刷的程度与井眼变化态势，定义了井壁冲刷系数，并用其来反映在特定钻井液流变参数与钻井液排量联合作用的情况下钻井液对井壁冲刷能力的大小。针对不同地层井壁对冲刷能力的不同需求，提出了基于井壁冲刷系数的钻井液流变参数与排量优选的理论及工程应用方法，并在钻井设计与优化施工中得到了广泛地应用。结果表明，基于临界井径的钻井液流变参数与施工排量优化理论，为钻井液流变参数与施工排量的设计与实施优化提供了一种可行的技术方法。
2019, 41(2): 130-136.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.002
摘要:
随着顺北油气田勘探开发的不断深入，油藏埋深不断增加，原有井身结构逐步出现局限，并影响钻井速度与安全。为解决这一问题，依据地层特征，采用了“自上而下”或“自下而上”井身结构设计方法，根据地层压力分布与必封点位置确定各层套管下深及尺寸。针对相对简单区域，简化四级井身结构为Ø193.7 mm套管直下三级井身结构；针对含侵入体区域，考虑定向需求，优化六级井身结构为四级井身结构，并将Ø120.6 mm井眼优化为Ø143.9 mm井眼；针对古生界地层含盐水层、高压气层以及压力体系复杂区域，采用Ø184.2 mm、Ø206.4 mm、Ø219.1 mm非常规套管以及优化封隔位置，形成了适用于复杂地层的井身结构。通过简化井身结构与优化复杂区域的井身结构，实现了钻井提速、提效目的，确保了安全钻进。
随着顺北油气田勘探开发的不断深入，油藏埋深不断增加，原有井身结构逐步出现局限，并影响钻井速度与安全。为解决这一问题，依据地层特征，采用了“自上而下”或“自下而上”井身结构设计方法，根据地层压力分布与必封点位置确定各层套管下深及尺寸。针对相对简单区域，简化四级井身结构为Ø193.7 mm套管直下三级井身结构；针对含侵入体区域，考虑定向需求，优化六级井身结构为四级井身结构，并将Ø120.6 mm井眼优化为Ø143.9 mm井眼；针对古生界地层含盐水层、高压气层以及压力体系复杂区域，采用Ø184.2 mm、Ø206.4 mm、Ø219.1 mm非常规套管以及优化封隔位置，形成了适用于复杂地层的井身结构。通过简化井身结构与优化复杂区域的井身结构，实现了钻井提速、提效目的，确保了安全钻进。
2019, 41(2): 137-142.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.003
摘要:
冀东油田南堡滩海油田受端岛面积限制，需要部署水平位移大于3 000 m的大位移井开发。针对大位移井钻井施工中存在摩阻扭矩大、轨迹控制难、循环泵压高、井眼清洁难度大、长裸眼井壁失稳、深部井段定向托压等技术难题，开展了人工端岛大位移井钻完井技术研究。通过对井眼轨道优化设计、装备升级改造，提升大位移井井眼延伸极限，利用Landmark软件对摩阻扭矩、钻井参数进行分析，研究了KCl抗高温钻井液复配新型固壁剂和封堵剂强化钻井液封堵能力及套管安全下入技术。采用井眼轨迹控制、降摩减扭、优化钻井液、套管安全下入等常规技术的优化和集成应用，成功实施了大位移井南堡13-1706井。该井完钻井深6 387 m，最大井斜83°，水平位移4 941 m，为水平位移大于4 500 m的大位移井钻井实践积累了经验，为加快南堡滩海中深层油藏的勘探开发提供了技术支持。
冀东油田南堡滩海油田受端岛面积限制，需要部署水平位移大于3 000 m的大位移井开发。针对大位移井钻井施工中存在摩阻扭矩大、轨迹控制难、循环泵压高、井眼清洁难度大、长裸眼井壁失稳、深部井段定向托压等技术难题，开展了人工端岛大位移井钻完井技术研究。通过对井眼轨道优化设计、装备升级改造，提升大位移井井眼延伸极限，利用Landmark软件对摩阻扭矩、钻井参数进行分析，研究了KCl抗高温钻井液复配新型固壁剂和封堵剂强化钻井液封堵能力及套管安全下入技术。采用井眼轨迹控制、降摩减扭、优化钻井液、套管安全下入等常规技术的优化和集成应用，成功实施了大位移井南堡13-1706井。该井完钻井深6 387 m，最大井斜83°，水平位移4 941 m，为水平位移大于4 500 m的大位移井钻井实践积累了经验，为加快南堡滩海中深层油藏的勘探开发提供了技术支持。
2019, 41(2): 143-146.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.004
摘要:
为了提高火驱开发地层岩心收获率，分析了火驱对D66块地层的影响，在此基础上，有针对性地对取心工具进行了改进，对钻井参数进行了优化，并完成了3口井的取心实践。研究表明，火驱对D66块杜家台油层改造作用较大，主要表现在3个方面：一是火驱导致地层温度大幅度升高；二是高温烘烤作用使蒙皂石快速脱水后，遇水快速膨胀，胶结物因此裂开失去胶结作用，导致地层变得松散；三是火驱形成的高温强碱环境，使岩石骨架颗粒石英发生溶解，导致地层变得松散甚至垮塌。针对火驱后的高温松散地层综合应用耐高温密闭液、防冲蚀钻头、复合式岩心爪、铝合金内筒和PVC内衬管等取心工具，结合“高钻压、低钻速、小排量”的钻井参数设计，岩心收获率可以达到77.96%～88.32%，比常规取心提高约44～54.36个百分点。本文旨在通过对D66块火驱后地层取心的成功经验进行总结，为其他地区火驱后地层的取心提供借鉴。
为了提高火驱开发地层岩心收获率，分析了火驱对D66块地层的影响，在此基础上，有针对性地对取心工具进行了改进，对钻井参数进行了优化，并完成了3口井的取心实践。研究表明，火驱对D66块杜家台油层改造作用较大，主要表现在3个方面：一是火驱导致地层温度大幅度升高；二是高温烘烤作用使蒙皂石快速脱水后，遇水快速膨胀，胶结物因此裂开失去胶结作用，导致地层变得松散；三是火驱形成的高温强碱环境，使岩石骨架颗粒石英发生溶解，导致地层变得松散甚至垮塌。针对火驱后的高温松散地层综合应用耐高温密闭液、防冲蚀钻头、复合式岩心爪、铝合金内筒和PVC内衬管等取心工具，结合“高钻压、低钻速、小排量”的钻井参数设计，岩心收获率可以达到77.96%～88.32%，比常规取心提高约44～54.36个百分点。本文旨在通过对D66块火驱后地层取心的成功经验进行总结，为其他地区火驱后地层的取心提供借鉴。
2019, 41(2): 147-151.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.005
摘要:
顺南区块气藏微裂缝发育，钻井时存在气侵严重、溢漏频发等问题，为此，进行了物理+化学成膜封堵技术研究。制备了0.01、0.05、0.1 mm裂缝开度的人造裂缝岩心，通过砂床实验、静态承压实验优选出了成膜剂CY-1、纳米碳酸钙、纳米二氧化硅等关键封堵材料并确定了其最优加量，形成了密度1.68 g/cm3的成膜封堵钻井液体系：膨润土浆+0.4%KAPM+3%SPNH +3%SMP+2%FT-1+1%PAC-LV+2%CY-1+1 %纳米二氧化硅+2%纳米碳酸钙+重晶石，并对其性能进行了评价。结果表明：该钻井液体系抗温200 ℃，中压失水6.8 mL、高温高压失水8.8 mL，滤饼酸溶率24.9 %。该物理+化学成膜封堵钻井液体系可有效解决顺南区块钻井过程中气侵问题。
顺南区块气藏微裂缝发育，钻井时存在气侵严重、溢漏频发等问题，为此，进行了物理+化学成膜封堵技术研究。制备了0.01、0.05、0.1 mm裂缝开度的人造裂缝岩心，通过砂床实验、静态承压实验优选出了成膜剂CY-1、纳米碳酸钙、纳米二氧化硅等关键封堵材料并确定了其最优加量，形成了密度1.68 g/cm3的成膜封堵钻井液体系：膨润土浆+0.4%KAPM+3%SPNH +3%SMP+2%FT-1+1%PAC-LV+2%CY-1+1 %纳米二氧化硅+2%纳米碳酸钙+重晶石，并对其性能进行了评价。结果表明：该钻井液体系抗温200 ℃，中压失水6.8 mL、高温高压失水8.8 mL，滤饼酸溶率24.9 %。该物理+化学成膜封堵钻井液体系可有效解决顺南区块钻井过程中气侵问题。
2019, 41(2): 152-159.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.006
摘要:
随着页岩气大规模开发，针对提高页岩气水平井固井质量的研究逐渐增多，但同期页岩气井环空带压情况并未缓解，对页岩气田的安全生产提出了严峻挑战。为解决页岩气井环空带压难题，建立了水泥环密封完整性评价装置，针对JY页岩气田开展了水泥环密封完整性影响因素分析，并相应形成了预防环空带压固井技术。研究认为水泥石胶结差和体积收缩导致早期环空带压，而分段压裂及生产参数变化对水泥石胶结和本体的破坏是页岩气井环空带压的最主要原因。预防环空带压固井技术在JY页岩气田进行了推广应用，压裂投产后带压井比例下降了82%，有效解决了页岩气井环空带压难题，提高了页岩气井水泥环长期密封完整性，保障了页岩气田安全开发。
随着页岩气大规模开发，针对提高页岩气水平井固井质量的研究逐渐增多，但同期页岩气井环空带压情况并未缓解，对页岩气田的安全生产提出了严峻挑战。为解决页岩气井环空带压难题，建立了水泥环密封完整性评价装置，针对JY页岩气田开展了水泥环密封完整性影响因素分析，并相应形成了预防环空带压固井技术。研究认为水泥石胶结差和体积收缩导致早期环空带压，而分段压裂及生产参数变化对水泥石胶结和本体的破坏是页岩气井环空带压的最主要原因。预防环空带压固井技术在JY页岩气田进行了推广应用，压裂投产后带压井比例下降了82%，有效解决了页岩气井环空带压难题，提高了页岩气井水泥环长期密封完整性，保障了页岩气田安全开发。
2019, 41(2): 160-164.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.007
摘要:
随着开发的进行，礁灰岩储层部分井出现水淹的问题，为提高控水质量，提出了微粒充填ICD均衡控水技术。介绍了该控水管柱的结构和工作原理，对限流阀孔径和安装密度、充填微粒粒径、充填施工参数(泵入压力、泵入流量、加砂比)进行了计算和设计，给出了X5井的清水注入试验和现场应用实例。现场应用表明，两口新井较邻井含水降低62%，累增油量超过2.5×104 m3。通过综合考虑限流阀尺寸和安装密度、充填颗粒粒径与地层砂粒径、充填压力与破裂压力之间的关系，可以在保证油井产能的基础上最大限度地实现均衡控水，该技术适合非均质性强或裂缝发育储层的水平井控水，并推荐在水平段均匀安装限流阀。该研究可为非均质性强或裂缝发育的储层进行控水方案设计提供依据。
随着开发的进行，礁灰岩储层部分井出现水淹的问题，为提高控水质量，提出了微粒充填ICD均衡控水技术。介绍了该控水管柱的结构和工作原理，对限流阀孔径和安装密度、充填微粒粒径、充填施工参数(泵入压力、泵入流量、加砂比)进行了计算和设计，给出了X5井的清水注入试验和现场应用实例。现场应用表明，两口新井较邻井含水降低62%，累增油量超过2.5×104 m3。通过综合考虑限流阀尺寸和安装密度、充填颗粒粒径与地层砂粒径、充填压力与破裂压力之间的关系，可以在保证油井产能的基础上最大限度地实现均衡控水，该技术适合非均质性强或裂缝发育储层的水平井控水，并推荐在水平段均匀安装限流阀。该研究可为非均质性强或裂缝发育的储层进行控水方案设计提供依据。
2019, 41(2): 165-169, 190.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.008
摘要:
南堡油田东三、沙河街深部地层压实程度高，岩性复杂，泥岩胶结致密、研磨性强，可钻性差，导致常规PDC钻头机械钻速低。在深入分析该地层岩石力学性质基础上，开展了微心PDC钻头的研制。该钻头中心区域不布置切削齿，即采用无心轴式特殊结构，平内锥、宽冠顶、加长外锥设计，将更多的能量分配给承担更多工作的切削结构，提升切削齿的有效比钻压，提高破岩效率。现场应用十余井次，平均机械钻速8.7 m/h，同比提高40%以上，单只钻头平均进尺470 m，同比提高一倍以上。研究成果为南堡油田深部地层及其他类似地层钻井提速提供了新的思路和方法。
南堡油田东三、沙河街深部地层压实程度高，岩性复杂，泥岩胶结致密、研磨性强，可钻性差，导致常规PDC钻头机械钻速低。在深入分析该地层岩石力学性质基础上，开展了微心PDC钻头的研制。该钻头中心区域不布置切削齿，即采用无心轴式特殊结构，平内锥、宽冠顶、加长外锥设计，将更多的能量分配给承担更多工作的切削结构，提升切削齿的有效比钻压，提高破岩效率。现场应用十余井次，平均机械钻速8.7 m/h，同比提高40%以上，单只钻头平均进尺470 m，同比提高一倍以上。研究成果为南堡油田深部地层及其他类似地层钻井提速提供了新的思路和方法。
2019, 41(2): 170-177.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.009
摘要:
膨胀波纹管技术在弯曲井段中受井眼条件的影响，国内一直未形成配套技术；国外虽然有成功应用的案例，但存在应用规模小、成功率不高等问题。为了确定膨胀波纹管适用的井眼条件，明确了井径、井斜角变化率和方位角变化率对其膨胀性能的影响规律。为了缩短井眼准备时间，提高封隔段井眼质量，推荐了多种扩眼工具。为了提高焊缝的承压能力，研发了端头整形装置，将端头形状误差缩小至1 mm以内；研制了自动焊接装置，减少了人为因素对焊接质量的影响，将焊接效率提高了8倍以上；形成了焊缝缺陷识别方法，识别精度最高可达0.01 mm，确定了不同类型缺陷在不同位置的临界失效尺寸。研制了适用于小井眼的机械膨胀工具和应对井下复杂情况的磨铣膨胀一体化工具。完善了膨胀纹波管在弯曲井眼中应用的施工工艺，降低了管串提前失效和膨胀不充分等风险。研究成果在2口井中成功应用，标志着形成了膨胀波纹管封隔弯曲井眼复杂地层的配套技术，为解决全井段复杂情况提供了新技术手段。
膨胀波纹管技术在弯曲井段中受井眼条件的影响，国内一直未形成配套技术；国外虽然有成功应用的案例，但存在应用规模小、成功率不高等问题。为了确定膨胀波纹管适用的井眼条件，明确了井径、井斜角变化率和方位角变化率对其膨胀性能的影响规律。为了缩短井眼准备时间，提高封隔段井眼质量，推荐了多种扩眼工具。为了提高焊缝的承压能力，研发了端头整形装置，将端头形状误差缩小至1 mm以内；研制了自动焊接装置，减少了人为因素对焊接质量的影响，将焊接效率提高了8倍以上；形成了焊缝缺陷识别方法，识别精度最高可达0.01 mm，确定了不同类型缺陷在不同位置的临界失效尺寸。研制了适用于小井眼的机械膨胀工具和应对井下复杂情况的磨铣膨胀一体化工具。完善了膨胀纹波管在弯曲井眼中应用的施工工艺，降低了管串提前失效和膨胀不充分等风险。研究成果在2口井中成功应用，标志着形成了膨胀波纹管封隔弯曲井眼复杂地层的配套技术，为解决全井段复杂情况提供了新技术手段。
2019, 41(2): 178-183.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.010
摘要:
为解决钻磨复合桥塞磨鞋选用缺乏依据和设计加工针对性不强的问题，基于文献调研和现场实践经验，提出钻磨复合桥塞应采用平面、5~6刃、大端外径为套管内径95%~98%的硬质合金磨鞋，切削刃类型应组合使用随机形状的硬质合金颗粒和模压成特定形状的硬质合金柱。大量钻塞实践表明，磨鞋磨损特征普遍以磨鞋底面与周面交接线为中心的整体性缺失为主，底面由边缘至中心磨损量逐渐减小，底面中心的合金新度相对最高；国外采用的方槽式或锥进式返水槽易夹持上返的磨屑，返水槽应更具开放性。分析指出国外在合金质量和焊接工艺上有一定优势，而在结构设计方面国内外差别不大；设计和加工钻磨复合桥塞磨鞋时应综合考虑被钻物材质、钻进速率、成屑尺寸、磨损特征等因素。形成的认识对钻磨复合桥塞磨鞋的选用和设计加工有借鉴意义。
为解决钻磨复合桥塞磨鞋选用缺乏依据和设计加工针对性不强的问题，基于文献调研和现场实践经验，提出钻磨复合桥塞应采用平面、5~6刃、大端外径为套管内径95%~98%的硬质合金磨鞋，切削刃类型应组合使用随机形状的硬质合金颗粒和模压成特定形状的硬质合金柱。大量钻塞实践表明，磨鞋磨损特征普遍以磨鞋底面与周面交接线为中心的整体性缺失为主，底面由边缘至中心磨损量逐渐减小，底面中心的合金新度相对最高；国外采用的方槽式或锥进式返水槽易夹持上返的磨屑，返水槽应更具开放性。分析指出国外在合金质量和焊接工艺上有一定优势，而在结构设计方面国内外差别不大；设计和加工钻磨复合桥塞磨鞋时应综合考虑被钻物材质、钻进速率、成屑尺寸、磨损特征等因素。形成的认识对钻磨复合桥塞磨鞋的选用和设计加工有借鉴意义。
2019, 41(2): 184-190.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.011
摘要:
在介绍中国页岩气资源量与产量基础上，论述了页岩气开发在地质和钻井、完井、采气、压裂、测试、监管、维护等作业中的难点及“工厂化”页岩气作业的特点，以及单独压裂、拉链式压裂和同步压裂的特点，介绍了全通径可控无限极滑套完井方法与工具的研究与使用现状。详细论述了用井筒完整性标准一体化管理页岩气一口井全生命周期内各种作业的理念，给出了页岩气开发的水平井井筒屏障示意图，用图解及文字说明页岩气在井筒全生命周期内多种作业的井筒完整性和井筒屏障的设计、运行、管理内容及特点与难点。
在介绍中国页岩气资源量与产量基础上，论述了页岩气开发在地质和钻井、完井、采气、压裂、测试、监管、维护等作业中的难点及“工厂化”页岩气作业的特点，以及单独压裂、拉链式压裂和同步压裂的特点，介绍了全通径可控无限极滑套完井方法与工具的研究与使用现状。详细论述了用井筒完整性标准一体化管理页岩气一口井全生命周期内各种作业的理念，给出了页岩气开发的水平井井筒屏障示意图，用图解及文字说明页岩气在井筒全生命周期内多种作业的井筒完整性和井筒屏障的设计、运行、管理内容及特点与难点。
2019, 41(2): 191-196.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.012
摘要:
为了提高国内钻井风险评估水平、缩小与国外的技术差距，开发了一套集“钻前风险预测、钻进风险监控、钻后风险总结”于一体的钻井工程风险评估与控制系统，并完成了相关的软件研发。该系统包括5个子系统：含不确定度钻井地质力学参数钻前描述及随钻更新子系统、钻前工程设计风险评估与控制子系统、钻井作业过程动态风险评估与控制子系统、钻后工程风险总结与分析子系统以及钻井工程风险数据库子系统。该软件可以实现对井下复杂与事故的钻前工程风险预测和钻进过程中的工程风险监测以及钻后的风险总结，为钻前优化钻井工程设计方案、钻中规避钻进过程中的工程风险和后期待钻井工程设计方案的优化制定提供技术指导和科学依据。
为了提高国内钻井风险评估水平、缩小与国外的技术差距，开发了一套集“钻前风险预测、钻进风险监控、钻后风险总结”于一体的钻井工程风险评估与控制系统，并完成了相关的软件研发。该系统包括5个子系统：含不确定度钻井地质力学参数钻前描述及随钻更新子系统、钻前工程设计风险评估与控制子系统、钻井作业过程动态风险评估与控制子系统、钻后工程风险总结与分析子系统以及钻井工程风险数据库子系统。该软件可以实现对井下复杂与事故的钻前工程风险预测和钻进过程中的工程风险监测以及钻后的风险总结，为钻前优化钻井工程设计方案、钻中规避钻进过程中的工程风险和后期待钻井工程设计方案的优化制定提供技术指导和科学依据。
2019, 41(2): 197-202.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.013
摘要:
精确评价地质储量是页岩气藏开发规划的重要一步，虽然理论方法不断完善，但仍存在不足。在页岩气藏中，吸附气不仅包含甲烷，还存在一定比例的乙烷等其他烃类气体，应采用多组分吸附模型计算吸附气储量。同时，天然裂缝中大量存在的天然气也不能忽略。此外，干酪根中也溶解了一定的气体，忽略会导致较大误差。采用多组分吸附模型，考虑了吸附相占据的孔隙度、裂缝游离气及干酪根中的溶解气，建立了一种优化的页岩气藏地质储量计算模型。实例分析发现，裂缝游离气和溶解气占总储量的比例分别为10.41%和7.05%，传统方法计算得到的吸附气储量偏小，基质游离气储量偏大，总储量偏小。为了合理评价页岩气藏地质储量，应采用多组分吸附模型，考虑吸附相孔隙度且不能忽略裂缝游离气及干酪根中的溶解气。
精确评价地质储量是页岩气藏开发规划的重要一步，虽然理论方法不断完善，但仍存在不足。在页岩气藏中，吸附气不仅包含甲烷，还存在一定比例的乙烷等其他烃类气体，应采用多组分吸附模型计算吸附气储量。同时，天然裂缝中大量存在的天然气也不能忽略。此外，干酪根中也溶解了一定的气体，忽略会导致较大误差。采用多组分吸附模型，考虑了吸附相占据的孔隙度、裂缝游离气及干酪根中的溶解气，建立了一种优化的页岩气藏地质储量计算模型。实例分析发现，裂缝游离气和溶解气占总储量的比例分别为10.41%和7.05%，传统方法计算得到的吸附气储量偏小，基质游离气储量偏大，总储量偏小。为了合理评价页岩气藏地质储量，应采用多组分吸附模型，考虑吸附相孔隙度且不能忽略裂缝游离气及干酪根中的溶解气。
2019, 41(2): 203-211.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.014
摘要:
为了解决海上油田现场缺少高精密压力监测数据的问题，利用水平井历史生产数据和不稳定试井分析方法进行各向异性油藏水平井的评价和预测。基于水平井的三维源函数和Newman乘积原理建立变流量各向异性油藏水平井压力动态响应关系，并将该关系式离散化转换为可实际应用的卷积和矩阵形式的水平井变流量压力响应试井模型，最后应用最优化算法求解模型最优解。该模型可用于评价水平井油藏生产动态特性，同时也确定了计算过程中构成水平井点源函数中级数项数目，应用最优化方法求解确定的模型参数也可用于生产动态预测。实际现场应用结果表明，变流量水平井压力动态响应模型的计算结果符合实际生产动态，相对误差平均3.1%，对评价水平井油藏特性、预测水平井开发生产具有现实指导意义。
为了解决海上油田现场缺少高精密压力监测数据的问题，利用水平井历史生产数据和不稳定试井分析方法进行各向异性油藏水平井的评价和预测。基于水平井的三维源函数和Newman乘积原理建立变流量各向异性油藏水平井压力动态响应关系，并将该关系式离散化转换为可实际应用的卷积和矩阵形式的水平井变流量压力响应试井模型，最后应用最优化算法求解模型最优解。该模型可用于评价水平井油藏生产动态特性，同时也确定了计算过程中构成水平井点源函数中级数项数目，应用最优化方法求解确定的模型参数也可用于生产动态预测。实际现场应用结果表明，变流量水平井压力动态响应模型的计算结果符合实际生产动态，相对误差平均3.1%，对评价水平井油藏特性、预测水平井开发生产具有现实指导意义。
2019, 41(2): 212-223.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.015
摘要:
随着勘探开发技术的不断发展，页岩油勘探不断取得重大突破，可采资源量不断创新高，页岩油有望成为我国未来重要的战略性接替资源。通过调研国内外大量相关文献，分析和整理出国内外页岩油定义、发展历程、储层改造和开发技术，取得认识：页岩油储层发育纳米级孔、裂缝系统，利于页岩油聚集；储层脆性指数较高，宜于压裂改造；但储层敏感、渗透率低、含水饱和度高，在开发和改造中要结合储层上述特点提出适宜的技术。介绍了变排量压裂技术、重复压裂技术、小井距立体开发技术、同步压裂技术、体积改造技术、人工油气藏等储层改造工艺及压裂材料、微地震裂缝测试等配套技术；阐述了水平井钻井技术、“工厂化”作业、地质工程一体化等页岩油开发前沿技术。最后对中国页岩油储层改造和开发存在的技术难点进行了分析，提出了相应的勘探开发建议。以期对我国页岩油开发提供借鉴和参考。
随着勘探开发技术的不断发展，页岩油勘探不断取得重大突破，可采资源量不断创新高，页岩油有望成为我国未来重要的战略性接替资源。通过调研国内外大量相关文献，分析和整理出国内外页岩油定义、发展历程、储层改造和开发技术，取得认识：页岩油储层发育纳米级孔、裂缝系统，利于页岩油聚集；储层脆性指数较高，宜于压裂改造；但储层敏感、渗透率低、含水饱和度高，在开发和改造中要结合储层上述特点提出适宜的技术。介绍了变排量压裂技术、重复压裂技术、小井距立体开发技术、同步压裂技术、体积改造技术、人工油气藏等储层改造工艺及压裂材料、微地震裂缝测试等配套技术；阐述了水平井钻井技术、“工厂化”作业、地质工程一体化等页岩油开发前沿技术。最后对中国页岩油储层改造和开发存在的技术难点进行了分析，提出了相应的勘探开发建议。以期对我国页岩油开发提供借鉴和参考。
2019, 41(2): 224-229.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.016
摘要:
在国际油价持续处于低位震荡的背景下，为应对页岩油气井单井产量递减快、加密井钻井作业成本高的难题，北美页岩油气公司开始利用重复压裂技术对部分具有潜力的老井进行增产改造，提高页岩油气开发效益。论述了北美页岩油气重复压裂现状，分析了提高页岩油气重复压裂成功率所采用的关键技术，包括重复压裂选井原则、候选井压裂时机选择、暂堵转向技术、机械封隔技术和连续管重复压裂技术等。结合重复压裂技术面临的挑战和国内页岩油气开发现状，提出了重复压裂关键技术攻关建议。围绕这些关键技术进行研究，尽快形成适应于我国页岩油气区的重复压裂技术，对于经济高效开发页岩油气具有重要意义。
在国际油价持续处于低位震荡的背景下，为应对页岩油气井单井产量递减快、加密井钻井作业成本高的难题，北美页岩油气公司开始利用重复压裂技术对部分具有潜力的老井进行增产改造，提高页岩油气开发效益。论述了北美页岩油气重复压裂现状，分析了提高页岩油气重复压裂成功率所采用的关键技术，包括重复压裂选井原则、候选井压裂时机选择、暂堵转向技术、机械封隔技术和连续管重复压裂技术等。结合重复压裂技术面临的挑战和国内页岩油气开发现状，提出了重复压裂关键技术攻关建议。围绕这些关键技术进行研究，尽快形成适应于我国页岩油气区的重复压裂技术，对于经济高效开发页岩油气具有重要意义。
2019, 41(2): 230-235.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.017
摘要:
普光气田主体气藏属超深层、高含硫、中孔、低渗透构造-岩性气藏，主要含气层为三叠系飞仙关组、二叠系长兴组，产出剖面显示部分层段未动用或动用率低。暂堵转向酸压技术可改善产气剖面，提高储层动用程度，普光气田拟采用该技术。目前微地震监测技术虽对暂堵压裂裂缝转向及其扩展规律进行了定量分析，但受信号干扰误差较大。本文应用真三轴模拟实验装置，采用与储层物性类似的露头岩心，加载与实际储层对应的三向应力，采用自主研发的可降解酸压暂堵剂和高温清洁转向酸体系进行酸压暂堵转向实验。由露头暂堵酸压实验可知，转向酸作为压裂液明显有利于复杂裂缝的形成，加入暂堵剂后，起裂压力增加了5~10 MPa，且明显有新裂缝出现，表明暂堵剂暂堵效果显著。由暂堵酸压现场试验可知：在暂堵剂进入储层阶段，暂堵剂最高暂堵压力为66.13 MPa，比未注入暂堵剂的最高施工压力高了近20 MPa，表明暂堵剂在不断压实并封堵高渗层；在转向酸进入储层阶段，施工压力波动明显，表明转向酸向低渗层转移并不断开启新裂缝，与前期露头岩心暂堵酸压实验结果类似，验证了暂堵转向酸压技术的可靠性。
普光气田主体气藏属超深层、高含硫、中孔、低渗透构造-岩性气藏，主要含气层为三叠系飞仙关组、二叠系长兴组，产出剖面显示部分层段未动用或动用率低。暂堵转向酸压技术可改善产气剖面，提高储层动用程度，普光气田拟采用该技术。目前微地震监测技术虽对暂堵压裂裂缝转向及其扩展规律进行了定量分析，但受信号干扰误差较大。本文应用真三轴模拟实验装置，采用与储层物性类似的露头岩心，加载与实际储层对应的三向应力，采用自主研发的可降解酸压暂堵剂和高温清洁转向酸体系进行酸压暂堵转向实验。由露头暂堵酸压实验可知，转向酸作为压裂液明显有利于复杂裂缝的形成，加入暂堵剂后，起裂压力增加了5~10 MPa，且明显有新裂缝出现，表明暂堵剂暂堵效果显著。由暂堵酸压现场试验可知：在暂堵剂进入储层阶段，暂堵剂最高暂堵压力为66.13 MPa，比未注入暂堵剂的最高施工压力高了近20 MPa，表明暂堵剂在不断压实并封堵高渗层；在转向酸进入储层阶段，施工压力波动明显，表明转向酸向低渗层转移并不断开启新裂缝，与前期露头岩心暂堵酸压实验结果类似，验证了暂堵转向酸压技术的可靠性。
2019, 41(2): 236-241.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.018
摘要:
苏里格致密砂岩气藏大井组多井型的丛式井组机械分层压裂工艺不能满足多层、高排量压裂技术发展需求。为此，根据体积压裂理论进行了致密气田高排量混合水压裂工艺设计，采用滑溜水+基液+交联液的注入模式，低黏液占比40%~75%，排量6~8 m3/min；研发了连续油管底封分层压裂工具串：导向扶正器+机械式接箍定位器+机械锚定器+Y211封隔器+平衡阀+喷射器+机械式安全丢手接头+连续油管外卡瓦式连接头+连续油管，满足了连续解封和坐封的需求；为确保安全施工，研发了连续油管井口保护器，结合全过程防砂工艺制定了标准地面作业流程，形成了安全作业配套技术，并研发了压裂返排液处理装置，实现了压裂返排液再利用，最终形成苏里格致密气田丛式井组连续油管一体化压裂技术。截至2018年12月底现场试验32个井组201口井，压后单井产量较对比井提高15%，平均单井压裂作业周期由常规模式的19.5 d缩短至11.0 d，提产提速效果显著。
苏里格致密砂岩气藏大井组多井型的丛式井组机械分层压裂工艺不能满足多层、高排量压裂技术发展需求。为此，根据体积压裂理论进行了致密气田高排量混合水压裂工艺设计，采用滑溜水+基液+交联液的注入模式，低黏液占比40%~75%，排量6~8 m3/min；研发了连续油管底封分层压裂工具串：导向扶正器+机械式接箍定位器+机械锚定器+Y211封隔器+平衡阀+喷射器+机械式安全丢手接头+连续油管外卡瓦式连接头+连续油管，满足了连续解封和坐封的需求；为确保安全施工，研发了连续油管井口保护器，结合全过程防砂工艺制定了标准地面作业流程，形成了安全作业配套技术，并研发了压裂返排液处理装置，实现了压裂返排液再利用，最终形成苏里格致密气田丛式井组连续油管一体化压裂技术。截至2018年12月底现场试验32个井组201口井，压后单井产量较对比井提高15%，平均单井压裂作业周期由常规模式的19.5 d缩短至11.0 d，提产提速效果显著。
2019, 41(2): 242-248.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.019
摘要:
针对致密砂岩气藏采用超临界二氧化碳压裂技术开发中，未考虑二氧化碳流体对储层岩石力学影响，从而导致设计压裂施工参数与现场实际不吻合问题，取苏里格气田2 800 m左右石盒子组地层岩心，在围压38 MPa、温度85 ℃下，模拟地层条件开展超临界二氧化碳压裂致密砂岩岩石力学特征实验，测试二氧化碳注入压力从3 MPa增加到35 MPa，然后加轴向压力至岩石破坏，获得致密砂岩岩石应力—应变曲线。研究表明，随超临界二氧化碳注入压力增大，致密砂岩抗压强度、弹性模量均减小，泊松比则增加，脆性指数先略微增大而后呈减小趋势。拟合出脆性指数与二氧化碳注入压力的关系式，相关系数为0.903 6，注入压力为4.55 MPa时脆性指数极值为0.483 5。超临界二氧化碳压裂时应考虑注入压力对岩石力学参数的影响，弹性模量、泊松比、脆性指数等岩石力学参数影响致密砂岩裂缝起裂及扩展规律。
针对致密砂岩气藏采用超临界二氧化碳压裂技术开发中，未考虑二氧化碳流体对储层岩石力学影响，从而导致设计压裂施工参数与现场实际不吻合问题，取苏里格气田2 800 m左右石盒子组地层岩心，在围压38 MPa、温度85 ℃下，模拟地层条件开展超临界二氧化碳压裂致密砂岩岩石力学特征实验，测试二氧化碳注入压力从3 MPa增加到35 MPa，然后加轴向压力至岩石破坏，获得致密砂岩岩石应力—应变曲线。研究表明，随超临界二氧化碳注入压力增大，致密砂岩抗压强度、弹性模量均减小，泊松比则增加，脆性指数先略微增大而后呈减小趋势。拟合出脆性指数与二氧化碳注入压力的关系式，相关系数为0.903 6，注入压力为4.55 MPa时脆性指数极值为0.483 5。超临界二氧化碳压裂时应考虑注入压力对岩石力学参数的影响，弹性模量、泊松比、脆性指数等岩石力学参数影响致密砂岩裂缝起裂及扩展规律。
2019, 41(2): 249-253.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.020
摘要:
鄂尔多斯盆地低渗透油藏储量丰富，但注水驱油效果不佳且陕北地区水资源匮乏，亟需新的驱油技术降本增效。为此，基于吴起油沟油区长4+51油藏特征，利用20 m细管在60 ℃下进行了CO2驱替模拟实验，在此基础上，结合油藏特征设计了施工参数，并选取了5个井组进行CO2驱先导试验，通过注CO2前后地层压力对比、CO2驱油效果、实施区CO2泄露监测对现场施工情况进行了分析。研究表明：长4+51低渗透油藏满足CO2混相驱的要求，井口压力8 MPa、流速0.6 t/h的施工参数可保障其混相，CO2可在储层中均匀推进，地层压力稳步回升，注气2年同比注水驱油增产原油2 935.6 t，其换油比为3.03∶1，且在试验区土壤中未监测到CO2泄漏。该研究可为碳捕集、利用与封存(CCUS)技术在鄂尔多斯盆地的安全推广提供技术支持，为保障延长油田稳产及陕北地方经济可持续发展提供技术参考。
鄂尔多斯盆地低渗透油藏储量丰富，但注水驱油效果不佳且陕北地区水资源匮乏，亟需新的驱油技术降本增效。为此，基于吴起油沟油区长4+51油藏特征，利用20 m细管在60 ℃下进行了CO2驱替模拟实验，在此基础上，结合油藏特征设计了施工参数，并选取了5个井组进行CO2驱先导试验，通过注CO2前后地层压力对比、CO2驱油效果、实施区CO2泄露监测对现场施工情况进行了分析。研究表明：长4+51低渗透油藏满足CO2混相驱的要求，井口压力8 MPa、流速0.6 t/h的施工参数可保障其混相，CO2可在储层中均匀推进，地层压力稳步回升，注气2年同比注水驱油增产原油2 935.6 t，其换油比为3.03∶1，且在试验区土壤中未监测到CO2泄漏。该研究可为碳捕集、利用与封存(CCUS)技术在鄂尔多斯盆地的安全推广提供技术支持，为保障延长油田稳产及陕北地方经济可持续发展提供技术参考。
2019, 41(2): 254-258.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.021
摘要:
为了深入研究高温高盐油藏提高采收率的有效方法，探索高效黏弹性体系应用于该类油藏的可行性，在模拟的高温高盐油藏(矿化度20 000 mg/L，钙镁离子总浓度500 mg/L，油藏温度80 ℃)条件下，通过向羧酸型芥酸酰胺基丙基甜菜碱(LJS)溶液中加入低浓度的聚合物HPAM，制得了黏弹性蠕虫状胶束体系，并进一步研究了盐度、温度、老化时间等影响因素。结果表明，在模拟高温高盐油藏的苛刻条件下，黏弹性LJS/HPAM复合体系黏度达到37.22 mPa · s，油水界面张力降低到10−2 mN/m；在温度不变、提高盐度的条件下，LJS/HPAM复合体系的黏度和界面活性基本不变，即使老化90 d后，体系仍然表现出良好的稳定性。室内模拟驱油实验结果表明，该体系可以大幅度提高原油采收率，增幅达16.22%。研究结果为表面活性剂和聚合物复合体系在高温高盐油藏中的实际应用提供了指导和参考经验。
为了深入研究高温高盐油藏提高采收率的有效方法，探索高效黏弹性体系应用于该类油藏的可行性，在模拟的高温高盐油藏(矿化度20 000 mg/L，钙镁离子总浓度500 mg/L，油藏温度80 ℃)条件下，通过向羧酸型芥酸酰胺基丙基甜菜碱(LJS)溶液中加入低浓度的聚合物HPAM，制得了黏弹性蠕虫状胶束体系，并进一步研究了盐度、温度、老化时间等影响因素。结果表明，在模拟高温高盐油藏的苛刻条件下，黏弹性LJS/HPAM复合体系黏度达到37.22 mPa · s，油水界面张力降低到10−2 mN/m；在温度不变、提高盐度的条件下，LJS/HPAM复合体系的黏度和界面活性基本不变，即使老化90 d后，体系仍然表现出良好的稳定性。室内模拟驱油实验结果表明，该体系可以大幅度提高原油采收率，增幅达16.22%。研究结果为表面活性剂和聚合物复合体系在高温高盐油藏中的实际应用提供了指导和参考经验。
2019, 41(2): 259-264.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.02.022
摘要:
为了提高微生物采油效果，在微生物驱过程中引入化学驱和水驱调整工艺，并通过在油藏建立目标优势菌群微生物场提高原油采收率。以宝力格油田为例，通过目标优势菌群筛选及建立高效地面发酵工艺等技术措施，使注入液菌浓由106个/mL提高到108个/mL，注入液表面张力降低18.6%。同时研究了铬体系可动凝胶材料、胶体与微生物的相互影响，配套开展深部调驱、分注和分层改造等扩大波及体积措施。宝力格油田巴19和巴38断块试验区通过3年实施，油藏内部已经建立了目标菌群微生物场，采收率在2012年的基础上分别提高6.77和6.1个百分点，综合含水较水驱下降3.46个百分点到6.91个百分点，采出液菌浓由105个/mL增加到106个/mL，表面张力降低10.7%。通过油藏目标优势菌群微生物场提高采收率技术研究，为微生物采油技术的规模化实施提供可借鉴的技术理论。
为了提高微生物采油效果，在微生物驱过程中引入化学驱和水驱调整工艺，并通过在油藏建立目标优势菌群微生物场提高原油采收率。以宝力格油田为例，通过目标优势菌群筛选及建立高效地面发酵工艺等技术措施，使注入液菌浓由106个/mL提高到108个/mL，注入液表面张力降低18.6%。同时研究了铬体系可动凝胶材料、胶体与微生物的相互影响，配套开展深部调驱、分注和分层改造等扩大波及体积措施。宝力格油田巴19和巴38断块试验区通过3年实施，油藏内部已经建立了目标菌群微生物场，采收率在2012年的基础上分别提高6.77和6.1个百分点，综合含水较水驱下降3.46个百分点到6.91个百分点，采出液菌浓由105个/mL增加到106个/mL，表面张力降低10.7%。通过油藏目标优势菌群微生物场提高采收率技术研究，为微生物采油技术的规模化实施提供可借鉴的技术理论。
