E-mail Alert2019年 41卷 第5期
2019, 41(5): 555-561.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.001
摘要:
中国石油川渝地区勘探开发已由上二叠统—三叠系向更深的下二叠统—震旦系转移，区域向川中古隆起外围、川西下二叠统、川东寒武系进行战略拓展，地质条件愈加复杂，超深井的多压力系统、可钻性差、超高压超高温、高含硫等难题给钻完井工程带来巨大挑战。通过技术攻关，形成了集井身结构优化、个性化钻头、优质钻完井液、深井水平井钻井、精细控压钻井、特殊取心等技术为一体的超深井钻完井技术，为安岳气田龙王庙组资源快速转化、二叠系和泥盆系资源重大发现提供了强有力的技术支持，加速了川渝地区深层油气藏勘探开发进程。
中国石油川渝地区勘探开发已由上二叠统—三叠系向更深的下二叠统—震旦系转移，区域向川中古隆起外围、川西下二叠统、川东寒武系进行战略拓展，地质条件愈加复杂，超深井的多压力系统、可钻性差、超高压超高温、高含硫等难题给钻完井工程带来巨大挑战。通过技术攻关，形成了集井身结构优化、个性化钻头、优质钻完井液、深井水平井钻井、精细控压钻井、特殊取心等技术为一体的超深井钻完井技术，为安岳气田龙王庙组资源快速转化、二叠系和泥盆系资源重大发现提供了强有力的技术支持，加速了川渝地区深层油气藏勘探开发进程。
2019, 41(5): 562-567.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.002
摘要:
川西海相气藏平均埋深超6 000 m，增斜段钻遇的须二段—小塘子组地层属铁质胶结，岩石致密，可钻性级值大于8，机械钻速仅1.19 m/h；储层雷口坡组层理发育，局部区域破碎严重，井壁易失稳。针对后期大规模开发以大斜度定向井和水平井为主的现状，提出了一种基于川西海相工程地质特征，以造斜点优选、造斜率分层设计为核心的四增剖面设计思路：以降低难钻地层须家河组—小塘子组的造斜率或进尺作为造斜点优选原则；第一增斜段造斜率降至10~15 (°)/100 m，以提高定向效率；第二增斜段钻遇地层马鞍塘二段可钻性相对较好，以快速增斜、扭方位为主；第三增斜段钻遇地层马鞍塘一段，为提高机械钻速降低造斜率；第四增斜段钻遇地层马鞍塘一段底部至目的层雷口坡组，在保证矢量入靶要求下尽量设计低造斜率。该设计方案可以提高定向效率并降低安全钻井风险，对下一步川西海相超深水平井安全快速钻井具有借鉴意义。
川西海相气藏平均埋深超6 000 m，增斜段钻遇的须二段—小塘子组地层属铁质胶结，岩石致密，可钻性级值大于8，机械钻速仅1.19 m/h；储层雷口坡组层理发育，局部区域破碎严重，井壁易失稳。针对后期大规模开发以大斜度定向井和水平井为主的现状，提出了一种基于川西海相工程地质特征，以造斜点优选、造斜率分层设计为核心的四增剖面设计思路：以降低难钻地层须家河组—小塘子组的造斜率或进尺作为造斜点优选原则；第一增斜段造斜率降至10~15 (°)/100 m，以提高定向效率；第二增斜段钻遇地层马鞍塘二段可钻性相对较好，以快速增斜、扭方位为主；第三增斜段钻遇地层马鞍塘一段，为提高机械钻速降低造斜率；第四增斜段钻遇地层马鞍塘一段底部至目的层雷口坡组，在保证矢量入靶要求下尽量设计低造斜率。该设计方案可以提高定向效率并降低安全钻井风险，对下一步川西海相超深水平井安全快速钻井具有借鉴意义。
2019, 41(5): 568-572.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.003
摘要:
南海莺琼盆地高温高压井安全密度窗口极窄，部分井甚至无窗口，钻进过程中溢流、井漏、喷漏同层等复杂情况频发，多口井被迫提前完钻甚至报废。为解决窄安全密度窗口引起的钻井问题，经过多年的实践与摸索，通过优化套管下深拓宽安全密度窗口、薄弱地层挤水泥提高地层承压能力、使用小尺寸钻具显著降低循环压耗、优选抗高温弹性堵漏材料对诱导裂缝进行堵漏、使用纳米防漏隔离液及锰矿粉高密度水泥浆应对窄安全密度窗口固井漏失与压稳问题，形成一套针对高温高压窄安全密度窗口的钻井技术及配套工艺，详细探讨了各项技术原理及现场应用效果。南海西部莺琼盆地十几口高温高压探井的应用结果表明，该技术有效应对了井底温度高达212 ℃、地层压力系数超过2.30、窄安全密度窗口仅为0.04等恶劣井况，钻井复杂情况发生率得到显著降低，为类似窄安全密度窗口钻井提供借鉴。
南海莺琼盆地高温高压井安全密度窗口极窄，部分井甚至无窗口，钻进过程中溢流、井漏、喷漏同层等复杂情况频发，多口井被迫提前完钻甚至报废。为解决窄安全密度窗口引起的钻井问题，经过多年的实践与摸索，通过优化套管下深拓宽安全密度窗口、薄弱地层挤水泥提高地层承压能力、使用小尺寸钻具显著降低循环压耗、优选抗高温弹性堵漏材料对诱导裂缝进行堵漏、使用纳米防漏隔离液及锰矿粉高密度水泥浆应对窄安全密度窗口固井漏失与压稳问题，形成一套针对高温高压窄安全密度窗口的钻井技术及配套工艺，详细探讨了各项技术原理及现场应用效果。南海西部莺琼盆地十几口高温高压探井的应用结果表明，该技术有效应对了井底温度高达212 ℃、地层压力系数超过2.30、窄安全密度窗口仅为0.04等恶劣井况，钻井复杂情况发生率得到显著降低，为类似窄安全密度窗口钻井提供借鉴。
2019, 41(5): 573-579.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.004
摘要:
深水浅部地层成岩性差，井眼易塌、易漏，钻井液安全密度窗口窄，安全钻井液密度窗口的精确预测是深水钻井作业安全和成功的关键。通过分析水深浅部地层地应力、成岩特征，提出了深水地层密度分段预测方法，并据此确定了深水井的3个地应力纵向剖面(上覆岩层压力、水平最大地应力和水平最小地应力)；建立了深水浅层塑性地层井壁坍塌压力极限应变计算模型，实现了深水浅层安全钻井液密度窗口的精确预测，并在西非赤道几内亚湾深水S1井进行了应用，确定了S1井的钻井液安全密度窗口，保障了该深水井的安全快速钻井。
深水浅部地层成岩性差，井眼易塌、易漏，钻井液安全密度窗口窄，安全钻井液密度窗口的精确预测是深水钻井作业安全和成功的关键。通过分析水深浅部地层地应力、成岩特征，提出了深水地层密度分段预测方法，并据此确定了深水井的3个地应力纵向剖面(上覆岩层压力、水平最大地应力和水平最小地应力)；建立了深水浅层塑性地层井壁坍塌压力极限应变计算模型，实现了深水浅层安全钻井液密度窗口的精确预测，并在西非赤道几内亚湾深水S1井进行了应用，确定了S1井的钻井液安全密度窗口，保障了该深水井的安全快速钻井。
2019, 41(5): 580-585.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.005
摘要:
为解决常低压裂缝性地层钻井过程中的易漏难堵问题，提出了一种气举高效降压穿漏的钻井新技术。该技术采用少量双壁钻杆注气将井筒上部钻井液举升，降低环空ECD实现易漏地层快速穿越。通过多相流模拟分析了立管压力、双壁钻杆下深、注气量及钻井液排量等关键工艺参数对环空ECD的影响，建立了以“最优气举效率”为目标的优化设计方法，并利用优化后施工方案，完成了一口常低压岩溶漏失井的先导试验。试验结果表明，利用该技术可在不堵漏的情况下快速建立稳定的循环，同时满足携岩及轨迹控制要求，大幅缩短因井漏引起的非生产时效，具有良好推广应用前景。
为解决常低压裂缝性地层钻井过程中的易漏难堵问题，提出了一种气举高效降压穿漏的钻井新技术。该技术采用少量双壁钻杆注气将井筒上部钻井液举升，降低环空ECD实现易漏地层快速穿越。通过多相流模拟分析了立管压力、双壁钻杆下深、注气量及钻井液排量等关键工艺参数对环空ECD的影响，建立了以“最优气举效率”为目标的优化设计方法，并利用优化后施工方案，完成了一口常低压岩溶漏失井的先导试验。试验结果表明，利用该技术可在不堵漏的情况下快速建立稳定的循环，同时满足携岩及轨迹控制要求，大幅缩短因井漏引起的非生产时效，具有良好推广应用前景。
2019, 41(5): 586-591.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.006
摘要:
为满足苏里格气田钻井清洁化生产需求，研制了适合钻井液、钻屑不落地处理工艺的关键设备，形成了一整套钻井液不落地施工工艺及操作流程，有效避免了因钻井液泄露造成的环境污染；研发了一种天然大分子环保型钻井液，生物毒性EC50为17.4×105 mg/L，无毒，BOD5/COD≥0.05，易生物降解，其他各项指标也达到环保要求，从源头上保障钻井液环保性能达标；研发了废弃钻井液固液分离及回用技术，现场推广应用400口井，缓解了苏里格生态脆弱地区环保压力和淡水资源短缺的压力。
为满足苏里格气田钻井清洁化生产需求，研制了适合钻井液、钻屑不落地处理工艺的关键设备，形成了一整套钻井液不落地施工工艺及操作流程，有效避免了因钻井液泄露造成的环境污染；研发了一种天然大分子环保型钻井液，生物毒性EC50为17.4×105 mg/L，无毒，BOD5/COD≥0.05，易生物降解，其他各项指标也达到环保要求，从源头上保障钻井液环保性能达标；研发了废弃钻井液固液分离及回用技术，现场推广应用400口井，缓解了苏里格生态脆弱地区环保压力和淡水资源短缺的压力。
2019, 41(5): 592-596.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.007
摘要:
大港港西、港东油田为典型的高孔高渗疏松砂岩油藏，在长期注水开发影响下地层水侵严重，采用传统松散地层密闭取心工艺很难保证取心收获率和密闭率。基于大港油田明化镇组、馆陶组地质特点和取心技术难点，针对传统密闭取心工艺作业效率低下、环境污染等问题，对内筒总成进行了优化设计，采用低冲蚀取心钻头，解决了水淹地层疏松砂岩取心收获率低及出心工艺复杂问题；通过改进密闭液加工工艺，得到低毒环保的氯化石蜡基密闭液，采用密闭液水浴加热法及密闭液回收装置，形成了安全、环保的密闭液处理工艺。现场2口井整体密闭取心成功作业表明，采取的技术措施科学合理，能有效提高密闭取心作业效率和取心质量，满足取心作业和钻井现场安全、环保的要求。
大港港西、港东油田为典型的高孔高渗疏松砂岩油藏，在长期注水开发影响下地层水侵严重，采用传统松散地层密闭取心工艺很难保证取心收获率和密闭率。基于大港油田明化镇组、馆陶组地质特点和取心技术难点，针对传统密闭取心工艺作业效率低下、环境污染等问题，对内筒总成进行了优化设计，采用低冲蚀取心钻头，解决了水淹地层疏松砂岩取心收获率低及出心工艺复杂问题；通过改进密闭液加工工艺，得到低毒环保的氯化石蜡基密闭液，采用密闭液水浴加热法及密闭液回收装置，形成了安全、环保的密闭液处理工艺。现场2口井整体密闭取心成功作业表明，采取的技术措施科学合理，能有效提高密闭取心作业效率和取心质量，满足取心作业和钻井现场安全、环保的要求。
2019, 41(5): 597-602.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.008
摘要:
为了进一步优化油基钻屑无害化处理技术，提高资源可回收性，研究了一种利用超临界CO2萃取法处理油基钻屑的工艺。在室内建立实验研究装置，对超临界CO2萃取法处理油基钻屑工艺进行了对比研究。实验成功萃取出钻屑中的基础油，处理后的干钻屑含油率最低可达0.13%，表明该工艺在技术上可行，且萃取出的基础油固相含量低、无异味，满足二次配制钻井液的要求。此外，根据实验结果，分析了压力、温度、时间、钻屑含水率、夹带剂等因素对于萃取效果的影响，推荐了该工艺工业化应用的关键参数：萃取压力为10 MPa，萃取温度为35 ℃，萃取时间为1 h，萃取系统CO2最低循环压力为4.5～5.7 MPa，冷却制冷温度为1～5 ℃，不使用夹带剂，为该工艺在现场的应用推广提供了技术支持。
为了进一步优化油基钻屑无害化处理技术，提高资源可回收性，研究了一种利用超临界CO2萃取法处理油基钻屑的工艺。在室内建立实验研究装置，对超临界CO2萃取法处理油基钻屑工艺进行了对比研究。实验成功萃取出钻屑中的基础油，处理后的干钻屑含油率最低可达0.13%，表明该工艺在技术上可行，且萃取出的基础油固相含量低、无异味，满足二次配制钻井液的要求。此外，根据实验结果，分析了压力、温度、时间、钻屑含水率、夹带剂等因素对于萃取效果的影响，推荐了该工艺工业化应用的关键参数：萃取压力为10 MPa，萃取温度为35 ℃，萃取时间为1 h，萃取系统CO2最低循环压力为4.5～5.7 MPa，冷却制冷温度为1～5 ℃，不使用夹带剂，为该工艺在现场的应用推广提供了技术支持。
2019, 41(5): 603-607.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.009
摘要:
渤海油田Ø177.8 mm套管内通径较小，其一次多层充填防砂服务管柱的双层内管尺寸较小，无法满足压裂充填高排量的要求，只能进行逐层射孔逐层压裂充填，完井时效低，工期费用高，且不能下入分采管柱。分析了传统Ø177.8 mm套管充填防砂工具应用中存在的问题，提出了Ø177.8 mm套管一次多层压裂充填工具的国产化研制方向，即增大冲管尺寸。该套工具将防砂管柱的内通径由76.2 mm增至98.55 mm，可以下入分采管柱；服务管柱冲管外径由73.0 mm增至88.9 mm，小环空截面积达16.77 cm2，过流面积较大，摩阻较小，反循环压力可以控制在20.69 MPa以内，可以实现一次多层压裂充填。该套工具2018年在渤海油田现场应用24口井，取得了较好的经济效益，现正在渤海油田大规模推广应用。
渤海油田Ø177.8 mm套管内通径较小，其一次多层充填防砂服务管柱的双层内管尺寸较小，无法满足压裂充填高排量的要求，只能进行逐层射孔逐层压裂充填，完井时效低，工期费用高，且不能下入分采管柱。分析了传统Ø177.8 mm套管充填防砂工具应用中存在的问题，提出了Ø177.8 mm套管一次多层压裂充填工具的国产化研制方向，即增大冲管尺寸。该套工具将防砂管柱的内通径由76.2 mm增至98.55 mm，可以下入分采管柱；服务管柱冲管外径由73.0 mm增至88.9 mm，小环空截面积达16.77 cm2，过流面积较大，摩阻较小，反循环压力可以控制在20.69 MPa以内，可以实现一次多层压裂充填。该套工具2018年在渤海油田现场应用24口井，取得了较好的经济效益，现正在渤海油田大规模推广应用。
2019, 41(5): 608-613.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.010
摘要:
体积压裂过程中井屏障完整性失效问题突出。基于页岩气井体积压裂技术特点和MIT24臂井径测井数据，分析了页岩气井压裂过程井屏障系统及其失效模式。根据水力学原理，体积压裂砂堵、停泵瞬间过程井筒内流体流速突变产生水锤效应，水锤压力在井筒内以斯通利波形式沿固−液界面传播。综合考虑水锤压力及流体压缩力因素影响，建立了水锤效应发生过程井筒流体最大波动压力计算模型；分析了压裂砂堵停泵瞬间水锤效应引起的井筒流体压力变化特征及其对套管安全强度系数的影响。研究表明：体积压裂砂堵停泵过程最大水锤压力达31.88 MPa；考虑水锤效应影响，套管的抗挤强度系数降低至0.95。综合考虑页岩气地层滑移错动、套管低温收缩导致抗挤能力降低等情况，体积压裂过程在不均匀外挤载荷影响下足以导致套管发生局部损坏。基于以上研究结果，提出井筒流体压力波动的施工对策，对基于体积压裂完井方式的页岩气井屏障完整性管理具有指导意义。
体积压裂过程中井屏障完整性失效问题突出。基于页岩气井体积压裂技术特点和MIT24臂井径测井数据，分析了页岩气井压裂过程井屏障系统及其失效模式。根据水力学原理，体积压裂砂堵、停泵瞬间过程井筒内流体流速突变产生水锤效应，水锤压力在井筒内以斯通利波形式沿固−液界面传播。综合考虑水锤压力及流体压缩力因素影响，建立了水锤效应发生过程井筒流体最大波动压力计算模型；分析了压裂砂堵停泵瞬间水锤效应引起的井筒流体压力变化特征及其对套管安全强度系数的影响。研究表明：体积压裂砂堵停泵过程最大水锤压力达31.88 MPa；考虑水锤效应影响，套管的抗挤强度系数降低至0.95。综合考虑页岩气地层滑移错动、套管低温收缩导致抗挤能力降低等情况，体积压裂过程在不均匀外挤载荷影响下足以导致套管发生局部损坏。基于以上研究结果，提出井筒流体压力波动的施工对策，对基于体积压裂完井方式的页岩气井屏障完整性管理具有指导意义。
2019, 41(5): 614-623.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.011
摘要:
随着气田开发时间的延长，产水气田的出水井数量迅速增加，导致产量大幅下降，给气田稳产和国家供气的稳定带来了严峻挑战。排水采气技术作为解决气井出水、保障气田稳产的主体技术，正面临着一系列新的挑战，现有排水采气技术现场不适应性问题逐渐突出。如果对排水采气技术面临的现状和技术瓶颈不清楚，会导致攻关方向不明确，严重制约技术的进一步发展。因此，从中国已开发气田的系统分析出发，探讨了排水采气技术在气田开发过程中的作用及地位，阐述了国内外排水采气近年的研究进展，并剖析了现场存在的问题，梳理出了中国排水采气当前阶段面临的三大挑战，并结合国内外排水采气技术的研究现状与面临的问题，为未来排水采气技术的发展提出了六个攻关方向。研究结果对排水采气技术的发展具有指导意义。
随着气田开发时间的延长，产水气田的出水井数量迅速增加，导致产量大幅下降，给气田稳产和国家供气的稳定带来了严峻挑战。排水采气技术作为解决气井出水、保障气田稳产的主体技术，正面临着一系列新的挑战，现有排水采气技术现场不适应性问题逐渐突出。如果对排水采气技术面临的现状和技术瓶颈不清楚，会导致攻关方向不明确，严重制约技术的进一步发展。因此，从中国已开发气田的系统分析出发，探讨了排水采气技术在气田开发过程中的作用及地位，阐述了国内外排水采气近年的研究进展，并剖析了现场存在的问题，梳理出了中国排水采气当前阶段面临的三大挑战，并结合国内外排水采气技术的研究现状与面临的问题，为未来排水采气技术的发展提出了六个攻关方向。研究结果对排水采气技术的发展具有指导意义。
2019, 41(5): 624-629.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.012
摘要:
大牛地气田多层合采气井历年产量剖面测试数据差异较大，常规劈分方法难以适用，且大量未测试井需要开展产量劈分工作。针对合采井产量劈分问题，结合大牛地气田合采井生产动态数据，提出了累计产量剖面法；利用突变理论建立了合采气井产量劈分模型，得到了合采井各层产量劈分系数。研究表明，与产剖测试数据相比，累计产量剖面法能得到较稳定的产量剖面，计算方差可减小70%以上；与KH值劈分法相比，突变法平均误差能降低50%以上，更接近稳定的产量剖面劈分结果。因此，累计产量剖面法能削弱产剖测试异常对劈分结果的影响，突变法更适用于大牛地气田合采气井产量劈分计算。研究成果可提高大牛地合采井各层的动态储量、泄气半径等参数计算的准确度，为气田开发提供技术支持。
大牛地气田多层合采气井历年产量剖面测试数据差异较大，常规劈分方法难以适用，且大量未测试井需要开展产量劈分工作。针对合采井产量劈分问题，结合大牛地气田合采井生产动态数据，提出了累计产量剖面法；利用突变理论建立了合采气井产量劈分模型，得到了合采井各层产量劈分系数。研究表明，与产剖测试数据相比，累计产量剖面法能得到较稳定的产量剖面，计算方差可减小70%以上；与KH值劈分法相比，突变法平均误差能降低50%以上，更接近稳定的产量剖面劈分结果。因此，累计产量剖面法能削弱产剖测试异常对劈分结果的影响，突变法更适用于大牛地气田合采气井产量劈分计算。研究成果可提高大牛地合采井各层的动态储量、泄气半径等参数计算的准确度，为气田开发提供技术支持。
2019, 41(5): 630-635.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.013
摘要:
格子Boltzmann方法(LBM)在孔隙尺度流动模拟方面具有模型简洁、易于并行计算的优势，对于不同类型的流动状态，相应的理论LBM模型被提出，但理论模型的适用性和准确性仍待研究。针对流体在孔隙尺度层面上的等温不可压缩流动，采用不同的LBM模型进行了建模、编程，计算了单相流体在毛细管中的流动，并将计算结果与对应解析解进行了对比，分析了不同LBM数值模型的数值精度和稳定性。结果表明，在模拟孔隙尺度层面，对于毛细管定常流动，Zou-Hou模型的模拟结果与解析解吻合度及稳定性最高；但在模拟非定常流动问题时，Zou-Hou模型无法求解，应优先考虑He-Luo模型。研究结果为多孔介质流动模拟技术的适用性评价和模型优选提供技术参考。
格子Boltzmann方法(LBM)在孔隙尺度流动模拟方面具有模型简洁、易于并行计算的优势，对于不同类型的流动状态，相应的理论LBM模型被提出，但理论模型的适用性和准确性仍待研究。针对流体在孔隙尺度层面上的等温不可压缩流动，采用不同的LBM模型进行了建模、编程，计算了单相流体在毛细管中的流动，并将计算结果与对应解析解进行了对比，分析了不同LBM数值模型的数值精度和稳定性。结果表明，在模拟孔隙尺度层面，对于毛细管定常流动，Zou-Hou模型的模拟结果与解析解吻合度及稳定性最高；但在模拟非定常流动问题时，Zou-Hou模型无法求解，应优先考虑He-Luo模型。研究结果为多孔介质流动模拟技术的适用性评价和模型优选提供技术参考。
2019, 41(5): 636-642.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.014
摘要:
小型测试压裂分析是认识储层特征、优化主压裂设计、提高施工效率的有效举措。采用FracproPT2011压裂软件，对大庆海拉尔油田南屯组20口井的小型测试压裂效果进行了分析；结合地层断层发育特点和三轴岩石力学测定结果，研究了现场压裂施工困难的客观原因。结果显示：南屯组储层压裂井底停泵压力梯度和闭合应力梯度区间分别为0.018 0~0.026 9 MPa/m、0.015 4~0.023 2 MPa/m，平均达到0.021 6 MPa/m、0.019 4 MPa/m；气测渗透率主要集中在(0.1~0.3)×10−3 μm2之间，占比65%，存在天然裂缝和压裂多裂缝；压裂过程中的射孔孔眼摩阻和近井弯曲摩阻区间分别为0.85~2.86 MPa、1.42~14.36 MPa。发育断层引起的构造应力主体区间为5.0~10 MPa，最小水平主应力梯度为0.016 4 MPa/m，岩石杨氏模量和泊松比分别为36 090~38 400 MPa、0.24~0.39。附加构造应力、较高的最小主应力、杨氏模量大和泊松比大是南屯组储层压裂施工压力和停泵压力异常高以及低砂比、易砂堵的四大主因。
小型测试压裂分析是认识储层特征、优化主压裂设计、提高施工效率的有效举措。采用FracproPT2011压裂软件，对大庆海拉尔油田南屯组20口井的小型测试压裂效果进行了分析；结合地层断层发育特点和三轴岩石力学测定结果，研究了现场压裂施工困难的客观原因。结果显示：南屯组储层压裂井底停泵压力梯度和闭合应力梯度区间分别为0.018 0~0.026 9 MPa/m、0.015 4~0.023 2 MPa/m，平均达到0.021 6 MPa/m、0.019 4 MPa/m；气测渗透率主要集中在(0.1~0.3)×10−3 μm2之间，占比65%，存在天然裂缝和压裂多裂缝；压裂过程中的射孔孔眼摩阻和近井弯曲摩阻区间分别为0.85~2.86 MPa、1.42~14.36 MPa。发育断层引起的构造应力主体区间为5.0~10 MPa，最小水平主应力梯度为0.016 4 MPa/m，岩石杨氏模量和泊松比分别为36 090~38 400 MPa、0.24~0.39。附加构造应力、较高的最小主应力、杨氏模量大和泊松比大是南屯组储层压裂施工压力和停泵压力异常高以及低砂比、易砂堵的四大主因。
2019, 41(5): 643-648.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.015
摘要:
超低渗透油藏具有储层致密、天然裂缝发育等特征，难以建立有效的注采驱替系统，为提高单井产量，通常采用常规重复压裂，但常规重复压裂仅能增加裂缝长度，提高裂缝导流能力，而不能有效增加裂缝带宽，扩大裂缝侧向波及范围。提出了宽带体积压裂技术理念，即通过在原人工裂缝侧向开启次生裂缝或沟通天然裂缝，增加裂缝带宽，对宽带体积压裂裂缝的合理带宽进行了优化，建立了合理裂缝带宽计算方法，在此基础上采用正交试验方法对主、次裂缝的导流能力，裂缝半长等其他缝网参数进行了优化设计。结果表明：以超低渗透油藏某一井组为例，重复压裂合理裂缝带宽范围为13~46 m，其中G127-160井缝网参数最优方案为主裂缝导流能力0.15 μm2 · cm，裂缝半长140 m，裂缝带宽50 m，次裂缝导流能力0.04 μm2 · cm，在此方案下模拟的重复压裂可控制含水上升速度,显著提高措施累计产油量。该研究为挖潜超低渗透油藏老井裂缝侧向剩余油提供了技术思路。
超低渗透油藏具有储层致密、天然裂缝发育等特征，难以建立有效的注采驱替系统，为提高单井产量，通常采用常规重复压裂，但常规重复压裂仅能增加裂缝长度，提高裂缝导流能力，而不能有效增加裂缝带宽，扩大裂缝侧向波及范围。提出了宽带体积压裂技术理念，即通过在原人工裂缝侧向开启次生裂缝或沟通天然裂缝，增加裂缝带宽，对宽带体积压裂裂缝的合理带宽进行了优化，建立了合理裂缝带宽计算方法，在此基础上采用正交试验方法对主、次裂缝的导流能力，裂缝半长等其他缝网参数进行了优化设计。结果表明：以超低渗透油藏某一井组为例，重复压裂合理裂缝带宽范围为13~46 m，其中G127-160井缝网参数最优方案为主裂缝导流能力0.15 μm2 · cm，裂缝半长140 m，裂缝带宽50 m，次裂缝导流能力0.04 μm2 · cm，在此方案下模拟的重复压裂可控制含水上升速度,显著提高措施累计产油量。该研究为挖潜超低渗透油藏老井裂缝侧向剩余油提供了技术思路。
2019, 41(5): 649-656.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.016
摘要:
TZ气田吉迪克组储层具有巨厚、中孔、中低渗、天然裂缝发育不均等特征。钻井液侵入对储层的伤害主要为储层强非均质性引起的“非线性”伤害、天然裂缝引起的“非径向”伤害，解堵难度较大。基于实验研究优选了酸液体系，基于天然裂缝开启判别模型明确了张开天然裂缝的临界排量，通过实验评价了裂缝性储层网络裂缝酸化的解堵效果。研究成果联合均匀布酸及网络裂缝酸化工艺的理念，形成了酸液立体放置优化方法，最终优选了13.5%HCl+1%HF+4%转向剂的土酸自转向酸进行均匀布酸以及13.5%HCl+1%HF的土酸进行深度酸化，并优化了实现网络裂缝酸化的最低排量为3 m3/min。提出的优化方法在TZ-C-X2井进行了现场应用，酸化后总表皮因数由15.43降低至0.09，酸化效果明显，为厚层非均质砂岩的高效酸化设计提供了技术支撑。
TZ气田吉迪克组储层具有巨厚、中孔、中低渗、天然裂缝发育不均等特征。钻井液侵入对储层的伤害主要为储层强非均质性引起的“非线性”伤害、天然裂缝引起的“非径向”伤害，解堵难度较大。基于实验研究优选了酸液体系，基于天然裂缝开启判别模型明确了张开天然裂缝的临界排量，通过实验评价了裂缝性储层网络裂缝酸化的解堵效果。研究成果联合均匀布酸及网络裂缝酸化工艺的理念，形成了酸液立体放置优化方法，最终优选了13.5%HCl+1%HF+4%转向剂的土酸自转向酸进行均匀布酸以及13.5%HCl+1%HF的土酸进行深度酸化，并优化了实现网络裂缝酸化的最低排量为3 m3/min。提出的优化方法在TZ-C-X2井进行了现场应用，酸化后总表皮因数由15.43降低至0.09，酸化效果明显，为厚层非均质砂岩的高效酸化设计提供了技术支撑。
2019, 41(5): 657-662.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.017
摘要:
埕岛海上油田平台大部分油水井均采用防砂管柱，冻胶体系在现场注入和地下渗流过程中均存在剪切问题。针对上述问题，在实验室内模拟施工过程中滤砂管及地层对冻胶的剪切作用，研究了埕岛油田调剖用冻胶体系经滤砂管及填砂管剪切后的黏度保留率、成胶时间、成胶强度以及剪切后对填砂管的封堵效果。实验结果表明，优选的冻胶配方在通过滤砂管剪切后黏度保留率大于80%，冻胶的成胶时间略有增加，但对成胶后冻胶的强度无影响；继续通过不同渗透率填砂管后，冻胶的黏度保留率分别为88.1%和94.3%，填砂管剪切后的冻胶基液成胶时间有所延长，但成胶强度不变，且成胶后对不同渗透率填砂管的封堵率分别为95%、98.9%和99.7%。表明优选的冻胶调剖体系在经过滤砂管及地层剪切后仍可以满足现场施工要求。
埕岛海上油田平台大部分油水井均采用防砂管柱，冻胶体系在现场注入和地下渗流过程中均存在剪切问题。针对上述问题，在实验室内模拟施工过程中滤砂管及地层对冻胶的剪切作用，研究了埕岛油田调剖用冻胶体系经滤砂管及填砂管剪切后的黏度保留率、成胶时间、成胶强度以及剪切后对填砂管的封堵效果。实验结果表明，优选的冻胶配方在通过滤砂管剪切后黏度保留率大于80%，冻胶的成胶时间略有增加，但对成胶后冻胶的强度无影响；继续通过不同渗透率填砂管后，冻胶的黏度保留率分别为88.1%和94.3%，填砂管剪切后的冻胶基液成胶时间有所延长，但成胶强度不变，且成胶后对不同渗透率填砂管的封堵率分别为95%、98.9%和99.7%。表明优选的冻胶调剖体系在经过滤砂管及地层剪切后仍可以满足现场施工要求。
2019, 41(5): 663-669.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.018
摘要:
迪那2气藏为高压裂缝性致密砂岩凝析气藏，采用衰竭式开发。单井普遍、持续出砂，堵塞井筒，严重影响气田正常生产。根据经验出砂指标判断基质出砂可能性小，单纯的基质因素很难造成当前的出砂现状。结合迪那地质条件、实际开发情况，从岩石力学角度出发，寻找岩石抗压强度相对薄弱区和有效上覆压力相对高值区，获取出砂影响因素。结果表明：导致岩石抗压强度降低的主要原因有砾岩和含砾岩层抗压强度薄弱带，断层、裂缝抗压强度薄弱带，射孔、酸化抗压强度薄弱带；导致有效上覆压力增加的主要原因为地层压力下降引起的有效上覆压力整体上升，越靠近射孔底部岩石受到的有效上覆压力越大，污染、集流、应力敏感等引起的附加表皮加大生产压差，生产压差越大，近井带受到的有效上覆压力越大。通过Hoek-Brown强度准则判断部分岩石在以上因素综合影响下可达到破坏条件。通过以上认识，提出防治措施，如优化射孔层段和射孔方位、加大孔密和穿深、采用清洁完井工艺，指出防治方向如井位优化、陶瓷防砂等。
迪那2气藏为高压裂缝性致密砂岩凝析气藏，采用衰竭式开发。单井普遍、持续出砂，堵塞井筒，严重影响气田正常生产。根据经验出砂指标判断基质出砂可能性小，单纯的基质因素很难造成当前的出砂现状。结合迪那地质条件、实际开发情况，从岩石力学角度出发，寻找岩石抗压强度相对薄弱区和有效上覆压力相对高值区，获取出砂影响因素。结果表明：导致岩石抗压强度降低的主要原因有砾岩和含砾岩层抗压强度薄弱带，断层、裂缝抗压强度薄弱带，射孔、酸化抗压强度薄弱带；导致有效上覆压力增加的主要原因为地层压力下降引起的有效上覆压力整体上升，越靠近射孔底部岩石受到的有效上覆压力越大，污染、集流、应力敏感等引起的附加表皮加大生产压差，生产压差越大，近井带受到的有效上覆压力越大。通过Hoek-Brown强度准则判断部分岩石在以上因素综合影响下可达到破坏条件。通过以上认识，提出防治措施，如优化射孔层段和射孔方位、加大孔密和穿深、采用清洁完井工艺，指出防治方向如井位优化、陶瓷防砂等。
2019, 41(5): 670-675.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.019
摘要:
2017年5月我国海域天然气水合物试采成功，在其防砂关键技术上也取得了突破性成果。针对弱固结、细粒含量较高、防砂难度较大的泥质粉砂型储层，通过分析国内外天然气水合物试采防砂关键技术，结合我国南海海域试采储层的粒径分布范围和充填砾石混合的特点，建立混合粒径组合等效孔隙尺寸模型，计算得出部分工业砾石混合粒径砾石堆积的孔隙分布范围，进而换算成挡砂粒径。在此理论分析的基础上，设计物理模型实验对不同粒径砾石条件下的仿真储层进行阻砂实验，验证了0.23~0.32 mm的砾石可以阻挡0.04 mm以下的泥质粉砂型储层大量出砂，为我国天然气水合物试采防砂砾石尺寸的选择提供了理论依据。
2017年5月我国海域天然气水合物试采成功，在其防砂关键技术上也取得了突破性成果。针对弱固结、细粒含量较高、防砂难度较大的泥质粉砂型储层，通过分析国内外天然气水合物试采防砂关键技术，结合我国南海海域试采储层的粒径分布范围和充填砾石混合的特点，建立混合粒径组合等效孔隙尺寸模型，计算得出部分工业砾石混合粒径砾石堆积的孔隙分布范围，进而换算成挡砂粒径。在此理论分析的基础上，设计物理模型实验对不同粒径砾石条件下的仿真储层进行阻砂实验，验证了0.23~0.32 mm的砾石可以阻挡0.04 mm以下的泥质粉砂型储层大量出砂，为我国天然气水合物试采防砂砾石尺寸的选择提供了理论依据。
2019, 41(5): 676-680.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.05.020
摘要:
非侵入式的稠油出砂监测技术是通过安装在管壁的传感器接收砂粒撞击信号实现出砂监测，为获得最优的砂粒撞击振动信号，保障出砂数据的可靠性和准确性，需要找到传感器在90°弯管处的最优安装位置。在室内条件下，建立了油水砂三相流的弯道流动模型，通过Fluent软件模拟了含砂油流在90°弯管中的运动轨迹，确定了砂粒在弯道流动的撞击管壁速度最大位置在弯管下游约管道直径2倍处，同时，通过建立的多相含砂流体出砂监测实验平台，对安装在不同位置的传感器的出砂监测信号进行了对比分析，验证了多相流条件下的理论模拟结果。研究表明，在弯管下游约2倍管径处安装传感器可以得到最可靠的出砂信号，该模拟研究结果为现场应用过程中传感器的安装提供了重要理论依据，保障了出砂监测数据的可靠性。
非侵入式的稠油出砂监测技术是通过安装在管壁的传感器接收砂粒撞击信号实现出砂监测，为获得最优的砂粒撞击振动信号，保障出砂数据的可靠性和准确性，需要找到传感器在90°弯管处的最优安装位置。在室内条件下，建立了油水砂三相流的弯道流动模型，通过Fluent软件模拟了含砂油流在90°弯管中的运动轨迹，确定了砂粒在弯道流动的撞击管壁速度最大位置在弯管下游约管道直径2倍处，同时，通过建立的多相含砂流体出砂监测实验平台，对安装在不同位置的传感器的出砂监测信号进行了对比分析，验证了多相流条件下的理论模拟结果。研究表明，在弯管下游约2倍管径处安装传感器可以得到最可靠的出砂信号，该模拟研究结果为现场应用过程中传感器的安装提供了重要理论依据，保障了出砂监测数据的可靠性。
