E-mail Alert2019年 41卷 第4期
2019, 41(4): 405-411.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.001
摘要:
由于煤岩割理交错发育，采用常规井眼坍塌压力预测模型不能准确指导钻井作业，甚至有可能引发井壁失稳事故。通过分析煤岩理化性能和微观结构，确定井壁失稳类型以力学失稳为主；结合弹性力学、岩石力学、单一弱面破坏准则等理论，建立了煤岩地层水平井坍塌压力计算模型；以DB-X01井、DB-X04井与红河油田煤层段为例，根据所建模型进行井眼轨迹优化，得出最佳钻进井斜角与方位角；结合DB-X01井J2kz煤层，分析了割理产状、地应力机制以及井眼轨迹对坍塌压力的影响，为煤系地层水平井井眼轨迹优化研究提供参考。
由于煤岩割理交错发育，采用常规井眼坍塌压力预测模型不能准确指导钻井作业，甚至有可能引发井壁失稳事故。通过分析煤岩理化性能和微观结构，确定井壁失稳类型以力学失稳为主；结合弹性力学、岩石力学、单一弱面破坏准则等理论，建立了煤岩地层水平井坍塌压力计算模型；以DB-X01井、DB-X04井与红河油田煤层段为例，根据所建模型进行井眼轨迹优化，得出最佳钻进井斜角与方位角；结合DB-X01井J2kz煤层，分析了割理产状、地应力机制以及井眼轨迹对坍塌压力的影响，为煤系地层水平井井眼轨迹优化研究提供参考。
2019, 41(4): 412-417.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.002
摘要:
我国煤层气平均单井产量偏低，如何快速提高单井产气量是当前亟待解决的问题。基于不同煤储层的地质条件，选择科学的配套工程技术是提高煤层气开发效益的关键。以沁南盆地柿庄南区块为例，基于大量的试验数据和工程实践，提出影响煤层气开发效果的主导地质因素，总结已实施钻完井工艺的优缺点和适用性，优选出适合研究区地质特征的开发技术。研究结果表明：影响柿庄南区块煤层气开发工艺效果的地质因素主要是地应力、煤体结构和地质构造；对于类似柿庄南区块地质特征的低渗储层，选择水平井开发更为高效；断层对煤层气开发影响较大。
我国煤层气平均单井产量偏低，如何快速提高单井产气量是当前亟待解决的问题。基于不同煤储层的地质条件，选择科学的配套工程技术是提高煤层气开发效益的关键。以沁南盆地柿庄南区块为例，基于大量的试验数据和工程实践，提出影响煤层气开发效果的主导地质因素，总结已实施钻完井工艺的优缺点和适用性，优选出适合研究区地质特征的开发技术。研究结果表明：影响柿庄南区块煤层气开发工艺效果的地质因素主要是地应力、煤体结构和地质构造；对于类似柿庄南区块地质特征的低渗储层，选择水平井开发更为高效；断层对煤层气开发影响较大。
2019, 41(4): 418-423.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.003
摘要:
渭北煤层气田传统定向井和直井面临压裂改造效果差、单井产量低等生产难题，根据井网部署和煤层地质特点，提出了适合渭北煤层气老井改造的水平井布井方案。针对渭北煤层气田上部地层漏失、下部煤层埋深和厚度变化大、煤层易垮塌等水平井钻井难点，利用Petrel软件进行地质建模，准确标定煤层层位，通过Landmark钻井工程设计软件计算并精确建立了入靶井斜-靶前距-井眼狗腿度计算图表，实现不同地层倾角、厚度下的井眼轨迹优化设计；配套优选可循环微泡沫钻井液，解决上部地层漏失和煤层垮塌严重问题。现场应用表明，水平段位于煤层以上3 m范围，水平井全井段钻井液漏失量低，钻进速度快；同时通过集成应用分段压裂改造技术，水平井在主力11#煤层横向上可一次改造6口低效生产井，压裂缝网之间和井间干扰明显，有助于增大泄流面积，提高水平井单井产量。
渭北煤层气田传统定向井和直井面临压裂改造效果差、单井产量低等生产难题，根据井网部署和煤层地质特点，提出了适合渭北煤层气老井改造的水平井布井方案。针对渭北煤层气田上部地层漏失、下部煤层埋深和厚度变化大、煤层易垮塌等水平井钻井难点，利用Petrel软件进行地质建模，准确标定煤层层位，通过Landmark钻井工程设计软件计算并精确建立了入靶井斜-靶前距-井眼狗腿度计算图表，实现不同地层倾角、厚度下的井眼轨迹优化设计；配套优选可循环微泡沫钻井液，解决上部地层漏失和煤层垮塌严重问题。现场应用表明，水平段位于煤层以上3 m范围，水平井全井段钻井液漏失量低，钻进速度快；同时通过集成应用分段压裂改造技术，水平井在主力11#煤层横向上可一次改造6口低效生产井，压裂缝网之间和井间干扰明显，有助于增大泄流面积，提高水平井单井产量。
2019, 41(4): 424-429.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.004
摘要:
地质条件与工程技术匹配程度决定了煤层气开发效果,为进一步摸索适合韩城矿区煤储层特点的开发技术,不断改善该区煤层气开发效果，在总结该区丛式井组射孔压裂及多分支水平井技术开发效果基础上，结合该区煤储层低孔、低渗及低压的特点，应用L型水平井套管钻井技术。该技术三开采用套管钻进，完钻后不进行固井作业，直接射孔完井。结果表明该类开发技术具有一般水平井开发技术的优点，与多分支水平井相比能够保持井壁的稳定性，同时避免固井作业及压裂改造带来的不利影响，产气效果明显趋好。
地质条件与工程技术匹配程度决定了煤层气开发效果,为进一步摸索适合韩城矿区煤储层特点的开发技术,不断改善该区煤层气开发效果，在总结该区丛式井组射孔压裂及多分支水平井技术开发效果基础上，结合该区煤储层低孔、低渗及低压的特点，应用L型水平井套管钻井技术。该技术三开采用套管钻进，完钻后不进行固井作业，直接射孔完井。结果表明该类开发技术具有一般水平井开发技术的优点，与多分支水平井相比能够保持井壁的稳定性，同时避免固井作业及压裂改造带来的不利影响，产气效果明显趋好。
2019, 41(4): 430-434.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.005
摘要:
针对织金区块存在表层漏失、摩阻大、下套管困难等难题，从堵漏方式优选、井眼轨道优化设计、井身结构优化、钻井液体系优选、完井管串优化等方面进行了织金煤层气浅层大位移水平井钻完井技术研究，并在ZP-4井进行了成功应用。采用“导管跟钻”技术成功解决了表层漏失难题；采用优化的双增轨道设计，在满足近钻头地质导向对着陆点垂深精确调整的要求下，避免了单增轨道调整后容易出现“S”型轨迹的现象，降低了摩阻，保证了中靶精度；采用优化的完井管柱设计，成功实现了浅层大位移水平井生产套管的顺利下入。实践表明，织金煤层气浅层大位移水平井钻完井技术解决了该区块钻井存在的表层漏失、摩阻大、下套管困难等难题，为织金区块后续低成本、高效开发提供了技术支持。
针对织金区块存在表层漏失、摩阻大、下套管困难等难题，从堵漏方式优选、井眼轨道优化设计、井身结构优化、钻井液体系优选、完井管串优化等方面进行了织金煤层气浅层大位移水平井钻完井技术研究，并在ZP-4井进行了成功应用。采用“导管跟钻”技术成功解决了表层漏失难题；采用优化的双增轨道设计，在满足近钻头地质导向对着陆点垂深精确调整的要求下，避免了单增轨道调整后容易出现“S”型轨迹的现象，降低了摩阻，保证了中靶精度；采用优化的完井管柱设计，成功实现了浅层大位移水平井生产套管的顺利下入。实践表明，织金煤层气浅层大位移水平井钻完井技术解决了该区块钻井存在的表层漏失、摩阻大、下套管困难等难题，为织金区块后续低成本、高效开发提供了技术支持。
2019, 41(4): 435-440.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.006
摘要:
我国海洋天然气水合物具有埋深浅、层薄、欠压实、弱胶结的成藏特点，长水平井可能是未来商业化开发的有效模式。然而在海洋天然气水合物层钻水平井过程中，由于水合物层欠压实、弱胶结岩石力学强度极低且含水合物的岩屑颗粒会在其重力作用下沉积，造成携岩不畅，从而增大钻具摩阻、扭矩并制约水平井眼的延伸能力。为此，建立了直角扩径、45°斜角扩径、圆弧扩径3种不同扩径方式模型，并用EDEM和FLUENT进行耦合仿真得到了携岩所需临界流速理论图版。仿真研究结果表明：在3种不同扩径方式下，水合物丰度一定时，随着含水合物的岩屑颗粒增大，携岩所需临界流速增大，随着钻井液密度增大，携岩所需临界流速减小；钻井液密度一定时，随着水合物丰度增大，携岩所需临界流速减小；水合物丰度和钻井液密度一定时，直角扩径方式的携岩能力最差，45°斜角扩径方式携岩能力中等，圆弧扩径方式的携岩能力最强。研究结果为海洋天然气水合物藏水平井开采模式的施工参数优化提供了前期技术支撑。
我国海洋天然气水合物具有埋深浅、层薄、欠压实、弱胶结的成藏特点，长水平井可能是未来商业化开发的有效模式。然而在海洋天然气水合物层钻水平井过程中，由于水合物层欠压实、弱胶结岩石力学强度极低且含水合物的岩屑颗粒会在其重力作用下沉积，造成携岩不畅，从而增大钻具摩阻、扭矩并制约水平井眼的延伸能力。为此，建立了直角扩径、45°斜角扩径、圆弧扩径3种不同扩径方式模型，并用EDEM和FLUENT进行耦合仿真得到了携岩所需临界流速理论图版。仿真研究结果表明：在3种不同扩径方式下，水合物丰度一定时，随着含水合物的岩屑颗粒增大，携岩所需临界流速增大，随着钻井液密度增大，携岩所需临界流速减小；钻井液密度一定时，随着水合物丰度增大，携岩所需临界流速减小；水合物丰度和钻井液密度一定时，直角扩径方式的携岩能力最差，45°斜角扩径方式携岩能力中等，圆弧扩径方式的携岩能力最强。研究结果为海洋天然气水合物藏水平井开采模式的施工参数优化提供了前期技术支撑。
2019, 41(4): 441-447.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.007
摘要:
井口压力的自动调节与反馈控制是控制压力钻井技术(MPD)得以成功应用的根本。现有的井口回压控制方法较少考虑节流阀系统结构特征及流通特性，存在控制响应慢，控制效果差的问题。针对井口回压控制上述问题进行研究，基于节流阀的工作特性、电液比例控制原理、反馈控制方法，提出了一种井口压力三级反馈控制方法，实现了一级开度曲线双向反馈控制，二级井口回压快速粗调，三级井口回压精细反馈控制。制定了该三级反馈控制方法的详细实现流程，开发了井口回压控制模块，通过实验验证了控制方法的响应时间和精度，井口回压控制精度误差在±0.1 MPa以内，新的井口回压精细控制方法为井筒压力的精细控制奠定基础。
井口压力的自动调节与反馈控制是控制压力钻井技术(MPD)得以成功应用的根本。现有的井口回压控制方法较少考虑节流阀系统结构特征及流通特性，存在控制响应慢，控制效果差的问题。针对井口回压控制上述问题进行研究，基于节流阀的工作特性、电液比例控制原理、反馈控制方法，提出了一种井口压力三级反馈控制方法，实现了一级开度曲线双向反馈控制，二级井口回压快速粗调，三级井口回压精细反馈控制。制定了该三级反馈控制方法的详细实现流程，开发了井口回压控制模块，通过实验验证了控制方法的响应时间和精度，井口回压控制精度误差在±0.1 MPa以内，新的井口回压精细控制方法为井筒压力的精细控制奠定基础。
2019, 41(4): 448-454.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.008
摘要:
井眼轨道整体防碰设计是保障密集丛式井钻井施工安全的关键因素之一，而上部井段井眼轨道设计参数的优选与优化则是降低井眼轨迹碰撞风险的基础。对比分析了国内现行标准对密集丛式井整体井眼轨道防碰设计的指导作用及适用性。针对密集丛式井整体井眼轨道防碰设计问题，应用实钻井眼轨迹碰撞风险分析的分离系数概念，计算分析了分离系数为1时，密集丛式井上部井段造斜点深度、邻井造斜点深度差、造斜率、造斜方位等4个关键参数的临界值。研究结果表明：井口间距是影响密集丛式井上部井段井眼轨道防碰设计参数取值的关键，井口间距越小，临界造斜点深度、造斜深度差及造斜方位差越小，临界造斜率越大；现行标准所规定的邻井造斜点深度差预留了足够的安全余量，加密调整井防碰设计时可适当减小。
井眼轨道整体防碰设计是保障密集丛式井钻井施工安全的关键因素之一，而上部井段井眼轨道设计参数的优选与优化则是降低井眼轨迹碰撞风险的基础。对比分析了国内现行标准对密集丛式井整体井眼轨道防碰设计的指导作用及适用性。针对密集丛式井整体井眼轨道防碰设计问题，应用实钻井眼轨迹碰撞风险分析的分离系数概念，计算分析了分离系数为1时，密集丛式井上部井段造斜点深度、邻井造斜点深度差、造斜率、造斜方位等4个关键参数的临界值。研究结果表明：井口间距是影响密集丛式井上部井段井眼轨道防碰设计参数取值的关键，井口间距越小，临界造斜点深度、造斜深度差及造斜方位差越小，临界造斜率越大；现行标准所规定的邻井造斜点深度差预留了足够的安全余量，加密调整井防碰设计时可适当减小。
2019, 41(4): 455-459.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.009
摘要:
井身结构优化是钻完井降本提效的主要措施之一。论证了目前渤海油田常规定向井所采用的Ø444.50 mm井眼(Ø339.73 mm表层套管)+Ø311.15 mm井眼(Ø244.47 mm生产套管)、Ø444.50 mm井眼(Ø339.73 mm表层套管)+Ø250.82 mm井眼(Ø177.80 mm生产套管)两种井身结构组合的优缺点，提出了Ø311.15 mm井眼(Ø273.05 mm表层套管)+Ø241.30 mm井眼(Ø193.67 mm生产套管)的井身结构，并论证了该组合的钻完井可行性。现场应用表明，与邻井相比，采用优化后的井身结构机械钻速可提高35.8%，单井可节约钻井成本约200万元，降本增效成果显著，具有非常广阔的应用前景。
井身结构优化是钻完井降本提效的主要措施之一。论证了目前渤海油田常规定向井所采用的Ø444.50 mm井眼(Ø339.73 mm表层套管)+Ø311.15 mm井眼(Ø244.47 mm生产套管)、Ø444.50 mm井眼(Ø339.73 mm表层套管)+Ø250.82 mm井眼(Ø177.80 mm生产套管)两种井身结构组合的优缺点，提出了Ø311.15 mm井眼(Ø273.05 mm表层套管)+Ø241.30 mm井眼(Ø193.67 mm生产套管)的井身结构，并论证了该组合的钻完井可行性。现场应用表明，与邻井相比，采用优化后的井身结构机械钻速可提高35.8%，单井可节约钻井成本约200万元，降本增效成果显著，具有非常广阔的应用前景。
2019, 41(4): 460-466.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.010
摘要:
旋转导向工具相比于滑动导向工具具有机械钻速快、摩阻扭矩小、水平位移延伸能力强、井眼轨迹易调控等优点。推靠式旋转导向工具引入国内市场后，总体应用情况较好，但在部分地区也出现了工具造斜能力不足的问题。根据底部钻具组合纵横弯曲梁方法，建立了推靠式旋转导向工具变截面BHA力学模型以及井斜趋势角分析模型，并在此基础上分析了BHA结构参数、钻压、钻头各向异性和岩石可钻性对工具造斜能力的影响规律。分析结果表明，偏置力、第1跨钻柱长度及外径、第2跨钻柱外径、钻头侧向切削能力对工具造斜能力的影响较大。根据分析结果对推靠式旋转导向工具的底部钻具结构进行了优化，在塔中地区取得了较好的应用效果。
旋转导向工具相比于滑动导向工具具有机械钻速快、摩阻扭矩小、水平位移延伸能力强、井眼轨迹易调控等优点。推靠式旋转导向工具引入国内市场后，总体应用情况较好，但在部分地区也出现了工具造斜能力不足的问题。根据底部钻具组合纵横弯曲梁方法，建立了推靠式旋转导向工具变截面BHA力学模型以及井斜趋势角分析模型，并在此基础上分析了BHA结构参数、钻压、钻头各向异性和岩石可钻性对工具造斜能力的影响规律。分析结果表明，偏置力、第1跨钻柱长度及外径、第2跨钻柱外径、钻头侧向切削能力对工具造斜能力的影响较大。根据分析结果对推靠式旋转导向工具的底部钻具结构进行了优化，在塔中地区取得了较好的应用效果。
2019, 41(4): 467-474.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.011
摘要:
高探1井是2018年新疆油田的一口风险探井，位于准噶尔盆地南缘冲断带四棵树凹陷高泉东背斜构造，该井塔西河组地层存在断层、破碎带，安集海河组地层具有极强水敏性，吐谷鲁群组地层存在高压水层。钻井过程中，易出现井壁失稳、阻卡、井下复杂情况高发等难题。针对该构造的地质特点，分析采用油基钻井液钻井过程中的技术难点，提出相应的技术对策。通过实验优选出强封堵高密度油基钻井液的配方，对其性能进行实验分析评价。实验结果表明，强封堵高密度油基钻井液30 min高温高压滤失量2.8 mL，60 min高温高压滤失量2.9 mL，30 min后滤失量趋于0；对安集海河组泥岩的膨胀率为0.7%，岩屑滚动回收率为97.6%；抗10%岩屑、15%水、4%水泥、15%NaCl、3%石膏污染；在−30 ℃下，钻井液的漏斗黏度126 s、初切8 Pa、终切16 Pa。现场应用表明，强封堵高密度油基钻井液能够解决新疆准噶尔盆地南缘冲断带四棵树凹陷高泉东背斜构造地层钻井的难题，复杂事故率降至1%，钻井周期缩短50%、钻井综合成本降低50%，提质提效效果显著。建议在新疆准噶尔盆地南缘地区强水敏性地层、高地应力地层等复杂地层超深井中进一步推广应用。
高探1井是2018年新疆油田的一口风险探井，位于准噶尔盆地南缘冲断带四棵树凹陷高泉东背斜构造，该井塔西河组地层存在断层、破碎带，安集海河组地层具有极强水敏性，吐谷鲁群组地层存在高压水层。钻井过程中，易出现井壁失稳、阻卡、井下复杂情况高发等难题。针对该构造的地质特点，分析采用油基钻井液钻井过程中的技术难点，提出相应的技术对策。通过实验优选出强封堵高密度油基钻井液的配方，对其性能进行实验分析评价。实验结果表明，强封堵高密度油基钻井液30 min高温高压滤失量2.8 mL，60 min高温高压滤失量2.9 mL，30 min后滤失量趋于0；对安集海河组泥岩的膨胀率为0.7%，岩屑滚动回收率为97.6%；抗10%岩屑、15%水、4%水泥、15%NaCl、3%石膏污染；在−30 ℃下，钻井液的漏斗黏度126 s、初切8 Pa、终切16 Pa。现场应用表明，强封堵高密度油基钻井液能够解决新疆准噶尔盆地南缘冲断带四棵树凹陷高泉东背斜构造地层钻井的难题，复杂事故率降至1%，钻井周期缩短50%、钻井综合成本降低50%，提质提效效果显著。建议在新疆准噶尔盆地南缘地区强水敏性地层、高地应力地层等复杂地层超深井中进一步推广应用。
2019, 41(4): 475-479.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.012
摘要:
我国多个油气田处于高陡构造、地层倾角较大地区，面临防斜打直和钻井提速的难题。渤海钻探自主研发的BH-VDT5000 垂直钻井系统在国内多个油气田进行了成功应用，但在个别井垂直钻井施工中发生导向块落井事故。通过导向块井下工作受力分析，认定事故发生的原因是单驼峰结构导致导向块接触井壁处于压缩状态时，弹簧销与导向块腰孔发生接触摩擦，从而磨损断裂。提出将导向块的单驼峰结构改为双驼峰结构的技术方案，同时在弹簧销内加入实体销和在导向块两侧设计挡板结构，防止复杂的工况把弹簧销带出。改进后的BH-VDT5000垂直钻井系统在塔里木油田山前克深1102井一开Ø558.8 mm和二开Ø431.8 mm井段进行了现场应用，取得了良好效果。
我国多个油气田处于高陡构造、地层倾角较大地区，面临防斜打直和钻井提速的难题。渤海钻探自主研发的BH-VDT5000 垂直钻井系统在国内多个油气田进行了成功应用，但在个别井垂直钻井施工中发生导向块落井事故。通过导向块井下工作受力分析，认定事故发生的原因是单驼峰结构导致导向块接触井壁处于压缩状态时，弹簧销与导向块腰孔发生接触摩擦，从而磨损断裂。提出将导向块的单驼峰结构改为双驼峰结构的技术方案，同时在弹簧销内加入实体销和在导向块两侧设计挡板结构，防止复杂的工况把弹簧销带出。改进后的BH-VDT5000垂直钻井系统在塔里木油田山前克深1102井一开Ø558.8 mm和二开Ø431.8 mm井段进行了现场应用，取得了良好效果。
2019, 41(4): 480-488.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.013
摘要:
为了探明聚能射孔爆轰冲击载荷下套管的力学性能，在LS-DYNA软件中建立射孔弹-射孔枪-套管三维模型，应用ALE算子分离算法，实现爆轰、药型罩固流转化、侵彻套管和射孔枪的大变形与流固耦合仿真，分析爆轰波叠加对能量、密度、射流速度、套管和射孔枪强度的影响。结果表明，射孔枪射孔孔径为18.7 mm，套管射孔孔径为7.7 mm，穿透射孔枪盲孔过程消耗了大量能量；射孔枪各孔相连125 mm宽带内，最小应力774 MPa，接近材料屈服强度，高爆轰压力作用下发生了“胀枪”；对比单射孔弹射穿套管，3枚射孔弹所用时间减少了8 μs，最大应力增加了260 MPa，并且套管应力值超过材料屈服强度范围(较单枚增加了2.5 mm的圆环)，爆轰重叠区域中心的套管应力也提高了739 MPa，说明爆轰波弹间的叠加加重了对套管的伤害。研究结果为射孔枪安全优化设计和爆轰冲击下套管的力学性能分析提供了技术指导和新思路。
为了探明聚能射孔爆轰冲击载荷下套管的力学性能，在LS-DYNA软件中建立射孔弹-射孔枪-套管三维模型，应用ALE算子分离算法，实现爆轰、药型罩固流转化、侵彻套管和射孔枪的大变形与流固耦合仿真，分析爆轰波叠加对能量、密度、射流速度、套管和射孔枪强度的影响。结果表明，射孔枪射孔孔径为18.7 mm，套管射孔孔径为7.7 mm，穿透射孔枪盲孔过程消耗了大量能量；射孔枪各孔相连125 mm宽带内，最小应力774 MPa，接近材料屈服强度，高爆轰压力作用下发生了“胀枪”；对比单射孔弹射穿套管，3枚射孔弹所用时间减少了8 μs，最大应力增加了260 MPa，并且套管应力值超过材料屈服强度范围(较单枚增加了2.5 mm的圆环)，爆轰重叠区域中心的套管应力也提高了739 MPa，说明爆轰波弹间的叠加加重了对套管的伤害。研究结果为射孔枪安全优化设计和爆轰冲击下套管的力学性能分析提供了技术指导和新思路。
2019, 41(4): 489-493.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.014
摘要:
总结煤层气井排采控制工艺的发展历程，在现阶段自动化排采技术的基础上，展望未来智慧排采工艺的发展方向。自动化排采设备控制精度高，维护方便，综合运营成本低，目前在煤层气开发领域已大量推广，但是排采控制制度及设备参数的设定，全部依靠人工凭借经验手动设置，存在较为严重的不确定性。将机器学习算法与煤层气井自动化排采技术跨领域结合，进行智慧排采决策系统的开发，为煤层气井智慧排采提供准确的产能预测和排采制度设置，是该领域未来的一个重点研究方向。
总结煤层气井排采控制工艺的发展历程，在现阶段自动化排采技术的基础上，展望未来智慧排采工艺的发展方向。自动化排采设备控制精度高，维护方便，综合运营成本低，目前在煤层气开发领域已大量推广，但是排采控制制度及设备参数的设定，全部依靠人工凭借经验手动设置，存在较为严重的不确定性。将机器学习算法与煤层气井自动化排采技术跨领域结合，进行智慧排采决策系统的开发，为煤层气井智慧排采提供准确的产能预测和排采制度设置，是该领域未来的一个重点研究方向。
2019, 41(4): 494-501.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.015
摘要:
考虑到断层对油气井压力及压力导数的动态响应有较大的影响，首先构建在无穷大外边界条件下且考虑井筒储集效应和表皮效应的煤层气渗流模型，并引入求解该类模型的相似构造法进行求解，再利用镜像反映原理得到煤层气井在夹角断层边界下的镜像解，根据叠加原理可得到基于夹角断层边界条件下的煤层气井的解析解，最后绘制无因次井底压力的双对数曲线、半对数曲线、一阶压力导数 (PPD)曲线和二阶对数压力导数(SLPD)曲线，并分析夹角断层边界对煤层气井井底压力的影响规律。所得结论可为试井解释人员提供便利，同时也为断层的识别方法提供了进一步的补充和完善。
考虑到断层对油气井压力及压力导数的动态响应有较大的影响，首先构建在无穷大外边界条件下且考虑井筒储集效应和表皮效应的煤层气渗流模型，并引入求解该类模型的相似构造法进行求解，再利用镜像反映原理得到煤层气井在夹角断层边界下的镜像解，根据叠加原理可得到基于夹角断层边界条件下的煤层气井的解析解，最后绘制无因次井底压力的双对数曲线、半对数曲线、一阶压力导数 (PPD)曲线和二阶对数压力导数(SLPD)曲线，并分析夹角断层边界对煤层气井井底压力的影响规律。所得结论可为试井解释人员提供便利，同时也为断层的识别方法提供了进一步的补充和完善。
2019, 41(4): 502-508.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.016
摘要:
煤层气区块排采制度以现场经验为主，与区块的地质条件及开发现状结合较少。压降漏斗的扩展形态是煤层气井地质特征和开发方式的具体表现形式，利用压降规律建立合理的排采制度是煤层气田科学开发的关键环节。将压降漏斗横向上的压降半径和纵向上的压降大小比值称为压降漏斗表征系数，分析认为压降漏斗表征系数越大，单井产气量越大。以保德区块试验区为例，通过Eclipse建模及Matlab画图工具箱分析了3种不同煤层渗透率、地下水流体势及试验区井组间干扰对压降漏斗表征系数的影响后，建立了合理放气套压与合理压降速率等排采参数与压降漏斗表征系数的函数关系式，计算了滚动开发区C1~C13井的合理放气套压以及S1~S12井的合理压降速率，结果表明理论计算排采参数值与生产实际值差值越小的井，单井产气量越高，表明该方法建立的煤层气井排采参数计算方法可靠，可指导见套压未放气井和见气井的合理排采，为煤层气区块的定量化排采提供理论依据。
煤层气区块排采制度以现场经验为主，与区块的地质条件及开发现状结合较少。压降漏斗的扩展形态是煤层气井地质特征和开发方式的具体表现形式，利用压降规律建立合理的排采制度是煤层气田科学开发的关键环节。将压降漏斗横向上的压降半径和纵向上的压降大小比值称为压降漏斗表征系数，分析认为压降漏斗表征系数越大，单井产气量越大。以保德区块试验区为例，通过Eclipse建模及Matlab画图工具箱分析了3种不同煤层渗透率、地下水流体势及试验区井组间干扰对压降漏斗表征系数的影响后，建立了合理放气套压与合理压降速率等排采参数与压降漏斗表征系数的函数关系式，计算了滚动开发区C1~C13井的合理放气套压以及S1~S12井的合理压降速率，结果表明理论计算排采参数值与生产实际值差值越小的井，单井产气量越高，表明该方法建立的煤层气井排采参数计算方法可靠，可指导见套压未放气井和见气井的合理排采，为煤层气区块的定量化排采提供理论依据。
2019, 41(4): 509-515.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.017
摘要:
油气储层的敏感性评价是合理制定钻采技术措施和储层保护原则，防止储层伤害的基础，而储层临界流速的确定又是其他敏感性评价的前提。流速敏感性评价通常采用模拟地层水进行，而对于气藏，尤其是煤层气的开采不同于常规油气储层，大多渗透率低，且存在排水和采气两个环节，因此现有的液测岩心流动实验的评价方法无法对其进行全面、有效的流速敏感性评价。为此，以动能定理为依据建立了“气液等效”的流速敏感性评价新方法，使得气测法和液测法取得的临界流速能够进行等效替代，并充分考虑气体滑脱效应，推导出了气测法确定临界流速的计算方法，从而建立了煤层气储层流速敏感性气测实验方法。实验结果表明，气测法能够应用于流速敏感性评价中，且临界流速的推导结果与液测法结果误差在20%以内，具有较强的参考性，适合于煤储层的流速敏感性评价。
油气储层的敏感性评价是合理制定钻采技术措施和储层保护原则，防止储层伤害的基础，而储层临界流速的确定又是其他敏感性评价的前提。流速敏感性评价通常采用模拟地层水进行，而对于气藏，尤其是煤层气的开采不同于常规油气储层，大多渗透率低，且存在排水和采气两个环节，因此现有的液测岩心流动实验的评价方法无法对其进行全面、有效的流速敏感性评价。为此，以动能定理为依据建立了“气液等效”的流速敏感性评价新方法，使得气测法和液测法取得的临界流速能够进行等效替代，并充分考虑气体滑脱效应，推导出了气测法确定临界流速的计算方法，从而建立了煤层气储层流速敏感性气测实验方法。实验结果表明，气测法能够应用于流速敏感性评价中，且临界流速的推导结果与液测法结果误差在20%以内，具有较强的参考性，适合于煤储层的流速敏感性评价。
2019, 41(4): 516-520.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.018
摘要:
在油藏注水开发过程中，油藏储层物性、开发方式等动态数据发生变化都会综合反映在生产数据中，因此基于油藏动态数据反演的相对渗透率曲线更具有代表性。从相对渗透率曲线的表征出发，结合油藏工程方法，建立了基于动态数据反演的相对渗透率曲线，并将其运用于实际油藏，最后采用数值模拟技术对比分析了岩心驱替和动态数据反演获得的相对渗透率曲线对剩余油分布的影响。结果表明，与岩心驱替所得相渗曲线相比，基于动态数据反演的相渗曲线的相对渗透率高，对应的残余油饱和度低；基于动态数据反演的相对渗透率能更加真实的反映油水流动能力，在数值模拟中有较好的应用效果。该研究为水驱开发油藏后期开发优化提供理论支撑。
在油藏注水开发过程中，油藏储层物性、开发方式等动态数据发生变化都会综合反映在生产数据中，因此基于油藏动态数据反演的相对渗透率曲线更具有代表性。从相对渗透率曲线的表征出发，结合油藏工程方法，建立了基于动态数据反演的相对渗透率曲线，并将其运用于实际油藏，最后采用数值模拟技术对比分析了岩心驱替和动态数据反演获得的相对渗透率曲线对剩余油分布的影响。结果表明，与岩心驱替所得相渗曲线相比，基于动态数据反演的相渗曲线的相对渗透率高，对应的残余油饱和度低；基于动态数据反演的相对渗透率能更加真实的反映油水流动能力，在数值模拟中有较好的应用效果。该研究为水驱开发油藏后期开发优化提供理论支撑。
2019, 41(4): 521-528.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.019
摘要:
传统的统计分析方法存在散点乱、数据量大、难以分析总结出规律等问题，无法准确判定致密油水平井体积压裂主控因素。提出了一套的基于模糊集合理论水平井体积压裂效果评价方法：首先根据模糊集合理论建立了水平井产量分类方法，以鄂尔多斯盆地55口致密油水平井为例，根据产量对55口水平井进行分类；其次，通过分类数据的归一化处理得到每个因素变化区间的斜率，并据此绘制产量影响因素暴风图；最后，结合各影响因素的权重，通过多元回归方法建立了考虑多因素的水平井体积压裂产量预测模型。研究结果表明，该方法能够清晰准确地反映出各因素对体积压裂水平井开发效果的影响，并给出不同因素对体积压裂水平井产量影响程度。结合油田生产实例进行了分析，预测产量的平均相对误差仅为7.6%，为油田现场的压裂方案优化和产量预测提供了理论依据。
传统的统计分析方法存在散点乱、数据量大、难以分析总结出规律等问题，无法准确判定致密油水平井体积压裂主控因素。提出了一套的基于模糊集合理论水平井体积压裂效果评价方法：首先根据模糊集合理论建立了水平井产量分类方法，以鄂尔多斯盆地55口致密油水平井为例，根据产量对55口水平井进行分类；其次，通过分类数据的归一化处理得到每个因素变化区间的斜率，并据此绘制产量影响因素暴风图；最后，结合各影响因素的权重，通过多元回归方法建立了考虑多因素的水平井体积压裂产量预测模型。研究结果表明，该方法能够清晰准确地反映出各因素对体积压裂水平井开发效果的影响，并给出不同因素对体积压裂水平井产量影响程度。结合油田生产实例进行了分析，预测产量的平均相对误差仅为7.6%，为油田现场的压裂方案优化和产量预测提供了理论依据。
2019, 41(4): 529-533.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.020
摘要:
深层页岩气藏水平井压裂存在注入压力高、加砂难、稳产能力低等问题，针对永川龙马溪气藏地质特点，以形成体积压裂缝网为目标，采用优化后的高黏、低黏组合液体及粒径70/140目+40/70目+30/50目组合支撑剂，选择大通径免钻桥塞和可溶桥塞分段工艺，采用地质工程双甜点地球物理预测技术确定分段分簇位置，结合6段制混合注入模式和特殊加砂工艺保证顺利加砂，并配套了射孔优化、缝口暂堵技术、压后闷井方案增加裂缝复杂程度。实施井获得了较好的增产效果，达到体积改造目的。
深层页岩气藏水平井压裂存在注入压力高、加砂难、稳产能力低等问题，针对永川龙马溪气藏地质特点，以形成体积压裂缝网为目标，采用优化后的高黏、低黏组合液体及粒径70/140目+40/70目+30/50目组合支撑剂，选择大通径免钻桥塞和可溶桥塞分段工艺，采用地质工程双甜点地球物理预测技术确定分段分簇位置，结合6段制混合注入模式和特殊加砂工艺保证顺利加砂，并配套了射孔优化、缝口暂堵技术、压后闷井方案增加裂缝复杂程度。实施井获得了较好的增产效果，达到体积改造目的。
2019, 41(4): 534-540.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.021
摘要:
随着油田开发的不断深入，南泥湾油田新建产能主要以常规井扩边开发为主，开发效果不理想，平均单井日产油0.4 t。为了提高储量的有效动用程度，开展了水平井压裂开发研究。针对长6储层地质特征，采用减小段间距（60~80 m减小到20 m）、增加簇数（2~3簇增加到5簇）等措施对水平段进行均匀有效的压裂，以增加排量与液量的方式使储层改造体积增大，并开展了现场优化试验。N199平2井现场施工及地面、井下裂缝监测表明，采用大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂，利用主体段塞及变粒径加砂方式，入地液量为7 957.9 m3，是其他压裂方式的2.5~3.5倍，油井稳定日产油达到了9.5 t/d，是其他压裂方式的2倍多。现场应用结果表明，优化后的水平井压裂参数合理，大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂工艺具有良好的推广应用前景。
随着油田开发的不断深入，南泥湾油田新建产能主要以常规井扩边开发为主，开发效果不理想，平均单井日产油0.4 t。为了提高储量的有效动用程度，开展了水平井压裂开发研究。针对长6储层地质特征，采用减小段间距（60~80 m减小到20 m）、增加簇数（2~3簇增加到5簇）等措施对水平段进行均匀有效的压裂，以增加排量与液量的方式使储层改造体积增大，并开展了现场优化试验。N199平2井现场施工及地面、井下裂缝监测表明，采用大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂，利用主体段塞及变粒径加砂方式，入地液量为7 957.9 m3，是其他压裂方式的2.5~3.5倍，油井稳定日产油达到了9.5 t/d，是其他压裂方式的2倍多。现场应用结果表明，优化后的水平井压裂参数合理，大液量大排量低砂比滑溜水分段压裂工艺具有良好的推广应用前景。
2019, 41(4): 541-548.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.022
摘要:
潮坪相碳酸盐岩储层具有溶蚀孔洞、天然微裂缝发育的特征，酸压改造形成的酸压缝网能极大改善井周储层物性、改变储层流体流动形态。根据实际酸压油井压力响应早期未显示酸压裂缝渗流特征的现象，基于酸压有效改造的概念建立了潮坪相碳酸盐岩储层酸压改造油井压力动态模型。利用Laplace变换和Stehfest数值反演得到实空间压力解，分析了储层缝洞特征、酸压改造程度、改造范围、储层边界对压力动态的影响。研究结果表明：酸压改造储层与未改造储层之间存在明显的过渡流，改造程度和改造范围共同控制过渡流形态。新模型在潮坪相碳酸盐岩酸压改造油井的应用实例证明了酸压有效改造区假设的可行性，为酸压效果评价工作提供了新思路，对后期酸化解堵、重复酸压等方案措施的制定具有指导意义。
潮坪相碳酸盐岩储层具有溶蚀孔洞、天然微裂缝发育的特征，酸压改造形成的酸压缝网能极大改善井周储层物性、改变储层流体流动形态。根据实际酸压油井压力响应早期未显示酸压裂缝渗流特征的现象，基于酸压有效改造的概念建立了潮坪相碳酸盐岩储层酸压改造油井压力动态模型。利用Laplace变换和Stehfest数值反演得到实空间压力解，分析了储层缝洞特征、酸压改造程度、改造范围、储层边界对压力动态的影响。研究结果表明：酸压改造储层与未改造储层之间存在明显的过渡流，改造程度和改造范围共同控制过渡流形态。新模型在潮坪相碳酸盐岩酸压改造油井的应用实例证明了酸压有效改造区假设的可行性，为酸压效果评价工作提供了新思路，对后期酸化解堵、重复酸压等方案措施的制定具有指导意义。
2019, 41(4): 549-554.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.04.023
摘要:
水平井出砂严重制约了油气田的正常开采，甚至会引发油井故障等一系列问题。目前常规冲砂技术——工具旋转射流冲砂对固定砂床清洗效果一般，为此，提出了工具内脉冲射流冲砂技术，并研制出了内脉冲射流工具。基于Eulerian两相流模型，建立了水平井段脉冲射流冲砂数值模型；对比分析了脉冲射流与旋转射流冲砂效果，并对射流频率、冲砂排量、砂床高度、砂粒直径等敏感性参数进行了分析。研究表明：内脉冲射流冲砂效率明显高于旋转射流冲砂，所需时间可缩短约37.5%；脉冲频率为0.71 Hz、砂床高度小于12.5 mm、砂粒直径小于0.8 mm时冲砂效率最优。预期后续可对内脉冲射流冲砂工具进行实验研究，数模计算结果对后续实验方案的建立具有指导意义。
水平井出砂严重制约了油气田的正常开采，甚至会引发油井故障等一系列问题。目前常规冲砂技术——工具旋转射流冲砂对固定砂床清洗效果一般，为此，提出了工具内脉冲射流冲砂技术，并研制出了内脉冲射流工具。基于Eulerian两相流模型，建立了水平井段脉冲射流冲砂数值模型；对比分析了脉冲射流与旋转射流冲砂效果，并对射流频率、冲砂排量、砂床高度、砂粒直径等敏感性参数进行了分析。研究表明：内脉冲射流冲砂效率明显高于旋转射流冲砂，所需时间可缩短约37.5%；脉冲频率为0.71 Hz、砂床高度小于12.5 mm、砂粒直径小于0.8 mm时冲砂效率最优。预期后续可对内脉冲射流冲砂工具进行实验研究，数模计算结果对后续实验方案的建立具有指导意义。
