E-mail Alert2019年 41卷 第6期
2019, 41(6): 681-689.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.001
摘要:
全球天然气水合物资源丰富，被世界各国视为未来石油和天然气的战略性接替能源。天然气水合物主要分布于深水海底浅层和陆地冻土区中，其中海域天然气水合物资源较为丰富，然而，目前海域天然气水合物储层钻完井工程实践较少，存在着许多技术难题和挑战。为了研究和应用海域天然气水合物地层钻完井技术，介绍了美国、日本、印度、中国等国家海域天然气水合物地层的钻探与试采活动，分析了海域天然气水合物地层钻完井技术发展现状，指出在天然气水合物地层钻完井工程中存在的基础性技术难题主要包括钻井液密度窗口窄、天然气水合物相变、井壁失稳、井口不稳定性、出砂防砂等。此外，针对钻完井工程存在的技术难题，对海域天然气水合物地层控压钻井、套管钻井、水平井钻井、防砂和钻井液等关键技术的未来发展进行了展望分析，以期为我国海域天然气水合物地层安全高效钻完井设计提供参考。
全球天然气水合物资源丰富，被世界各国视为未来石油和天然气的战略性接替能源。天然气水合物主要分布于深水海底浅层和陆地冻土区中，其中海域天然气水合物资源较为丰富，然而，目前海域天然气水合物储层钻完井工程实践较少，存在着许多技术难题和挑战。为了研究和应用海域天然气水合物地层钻完井技术，介绍了美国、日本、印度、中国等国家海域天然气水合物地层的钻探与试采活动，分析了海域天然气水合物地层钻完井技术发展现状，指出在天然气水合物地层钻完井工程中存在的基础性技术难题主要包括钻井液密度窗口窄、天然气水合物相变、井壁失稳、井口不稳定性、出砂防砂等。此外，针对钻完井工程存在的技术难题，对海域天然气水合物地层控压钻井、套管钻井、水平井钻井、防砂和钻井液等关键技术的未来发展进行了展望分析，以期为我国海域天然气水合物地层安全高效钻完井设计提供参考。
2019, 41(6): 690-696.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.002
摘要:
为保障深水天然气水合物开采的安全进行，降低钻井导管组合系统下沉和水合物地层失稳的事故风险，针对深水天然气水合物钻井作业过程中导管喷射到位解锁、表层套管固井和紧急脱离等3个阶段导管组合系统的下入深度设计与竖向承载力进行研究。结合桩基理论建立不同阶段作业工况下钻井导管竖向承载力的计算模型，确定不同作业阶段钻井导管的最小下入深度，然后基于TOUGH+HYDRATE和FLAC3D软件建立水合物地层稳定性数值分析模型，研究试采作业过程中水合物地层的稳定性，根据摩尔-库伦破坏准则，确定水合物地层的安全试采时间。以南海某天然气水合物喷射钻井作业为例，考虑浅层土壤的工程地质特征以及钻井作业过程中由于钻井液侵入导致水合物地层分解，给出导管安全下深设计的推荐值为98 m，为保证水合物地层的安全承载，建议水合物的安全试采时间不应超过60 d。研究结果可为深水天然气水合物钻井导管的现场作业提供技术参考。
为保障深水天然气水合物开采的安全进行，降低钻井导管组合系统下沉和水合物地层失稳的事故风险，针对深水天然气水合物钻井作业过程中导管喷射到位解锁、表层套管固井和紧急脱离等3个阶段导管组合系统的下入深度设计与竖向承载力进行研究。结合桩基理论建立不同阶段作业工况下钻井导管竖向承载力的计算模型，确定不同作业阶段钻井导管的最小下入深度，然后基于TOUGH+HYDRATE和FLAC3D软件建立水合物地层稳定性数值分析模型，研究试采作业过程中水合物地层的稳定性，根据摩尔-库伦破坏准则，确定水合物地层的安全试采时间。以南海某天然气水合物喷射钻井作业为例，考虑浅层土壤的工程地质特征以及钻井作业过程中由于钻井液侵入导致水合物地层分解，给出导管安全下深设计的推荐值为98 m，为保证水合物地层的安全承载，建议水合物的安全试采时间不应超过60 d。研究结果可为深水天然气水合物钻井导管的现场作业提供技术参考。
2019, 41(6): 697-702.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.003
摘要:
连续管套管开窗轨迹和窗口形状对侧钻井质量影响较大，当前对连续管套管开窗轨迹预测缺少针对性的研究和专用商业工程软件。针对两铣鞋钻具组合下的造斜器套管开窗进行研究，采用纵横弯曲法，并以马达不失速和力的有效性等为约束条件，建立一维井筒连续管套管开窗轨迹预测模型，然后根据铣鞋运动轨迹，采用逐点法描绘出窗口轮廓形状。以近似实际工程数据为示例进行计算分析，结果表明，满足一定约束条件下预测得到的钻进轨迹与套管开窗质量与现场经验和认识更为接近。该研究方法和结论可作为一维井身结构下开窗钻具优选和施工参数等施工方案辅助设计的一种手段或重要参考,并且可为二维(连续造斜段)和三维井身结构下连续管套管开窗的拓展研究提供一定的借鉴。
连续管套管开窗轨迹和窗口形状对侧钻井质量影响较大，当前对连续管套管开窗轨迹预测缺少针对性的研究和专用商业工程软件。针对两铣鞋钻具组合下的造斜器套管开窗进行研究，采用纵横弯曲法，并以马达不失速和力的有效性等为约束条件，建立一维井筒连续管套管开窗轨迹预测模型，然后根据铣鞋运动轨迹，采用逐点法描绘出窗口轮廓形状。以近似实际工程数据为示例进行计算分析，结果表明，满足一定约束条件下预测得到的钻进轨迹与套管开窗质量与现场经验和认识更为接近。该研究方法和结论可作为一维井身结构下开窗钻具优选和施工参数等施工方案辅助设计的一种手段或重要参考,并且可为二维(连续造斜段)和三维井身结构下连续管套管开窗的拓展研究提供一定的借鉴。
2019, 41(6): 703-707.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.004
摘要:
中秋区块为塔里木油田3000万吨产能建设重点区块。塔里木油田山前井盐膏地层因地质条件复杂，普遍使用油基钻井液钻井。ZQ1井盐膏地层亦使用油基钻井液，因新近系苏维依组存在低压层，在钻进过程中发生井漏，使用油基钻井液堵漏成功率低，耗时达60多天。为有效解决油基钻井液盐膏层阻卡、堵漏成功率低、钻井液成本高等问题，决定在ZQ2井吉迪克组高压盐膏层和苏维依组低压易漏层采用水基钻井液套打技术。ZQ2井盐膏层水基钻井液技术有效解决了吉迪克组“盐、膏、泥”污染导致的钻井液流变性和失水造壁性控制难的问题，采取主动防漏技术顺利钻穿苏维依组低压易漏层，未出现盐间“软泥岩”堵地面管汇的问题，钻井液性能稳定，井眼畅通。该技术为加快塔里木油田3000万吨产能建设提供了新的可行的钻井液技术思路。
中秋区块为塔里木油田3000万吨产能建设重点区块。塔里木油田山前井盐膏地层因地质条件复杂，普遍使用油基钻井液钻井。ZQ1井盐膏地层亦使用油基钻井液，因新近系苏维依组存在低压层，在钻进过程中发生井漏，使用油基钻井液堵漏成功率低，耗时达60多天。为有效解决油基钻井液盐膏层阻卡、堵漏成功率低、钻井液成本高等问题，决定在ZQ2井吉迪克组高压盐膏层和苏维依组低压易漏层采用水基钻井液套打技术。ZQ2井盐膏层水基钻井液技术有效解决了吉迪克组“盐、膏、泥”污染导致的钻井液流变性和失水造壁性控制难的问题，采取主动防漏技术顺利钻穿苏维依组低压易漏层，未出现盐间“软泥岩”堵地面管汇的问题，钻井液性能稳定，井眼畅通。该技术为加快塔里木油田3000万吨产能建设提供了新的可行的钻井液技术思路。
2019, 41(6): 708-713.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.005
摘要:
为解决高温高压超深井KS1井存在的溢漏同存、岩盐层缩径、盐水层高压、顶替效率低、固井窜槽等固井难题，该井四开固井采用了特殊的固井工艺流程，先采用底部尾管悬挂固井工艺，再进行五开钻进、五开尾管固井、五开中完作业(钻塞、刮壁、电测等工序)后再下铣锥对四开铣喇叭口及回接筒进行修整，最后进行四开回接套管固井工艺。为了确保四开尾管固井作业顺利，根据钻井复杂情况，充分分析了固井作业存在的难点，从通井技术、下套管技术、水泥浆体系、固井排量、固井施工工艺等方面制定了详细的技术措施。固井质量测井解释表明，高压盐水层、漏失层、敏感地层均得到了有效封固，实现了“穿鞋戴帽”的目标，为后续油气开发、井筒完整性等创造了有利条件。该井的固井成功为今后类似复杂岩盐层固井作业提供了经验。
为解决高温高压超深井KS1井存在的溢漏同存、岩盐层缩径、盐水层高压、顶替效率低、固井窜槽等固井难题，该井四开固井采用了特殊的固井工艺流程，先采用底部尾管悬挂固井工艺，再进行五开钻进、五开尾管固井、五开中完作业(钻塞、刮壁、电测等工序)后再下铣锥对四开铣喇叭口及回接筒进行修整，最后进行四开回接套管固井工艺。为了确保四开尾管固井作业顺利，根据钻井复杂情况，充分分析了固井作业存在的难点，从通井技术、下套管技术、水泥浆体系、固井排量、固井施工工艺等方面制定了详细的技术措施。固井质量测井解释表明，高压盐水层、漏失层、敏感地层均得到了有效封固，实现了“穿鞋戴帽”的目标，为后续油气开发、井筒完整性等创造了有利条件。该井的固井成功为今后类似复杂岩盐层固井作业提供了经验。
2019, 41(6): 714-717.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.006
摘要:
在完成页岩气开发井压裂试气评价工作后，因现场实际情况暂未达到试采条件，为满足同平台后期钻井施工要求，需对气井进行连续油管临时封井注水泥作业。针对连续油管临时封井注水泥工艺存在的技术难点，从桥塞选型、坐封方式、水泥浆体系、注替流程和循环洗井施工工艺等方面进行优化改进，形成一套成熟的连续油管临时封井注水泥技术。在涪陵工区JYX-6HF井等5口井进行了成功应用，取得了良好的应用效果。
在完成页岩气开发井压裂试气评价工作后，因现场实际情况暂未达到试采条件，为满足同平台后期钻井施工要求，需对气井进行连续油管临时封井注水泥作业。针对连续油管临时封井注水泥工艺存在的技术难点，从桥塞选型、坐封方式、水泥浆体系、注替流程和循环洗井施工工艺等方面进行优化改进，形成一套成熟的连续油管临时封井注水泥技术。在涪陵工区JYX-6HF井等5口井进行了成功应用，取得了良好的应用效果。
2019, 41(6): 718-721.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.007
摘要:
由于大位移定向井井斜大、位移长，射孔完井时存在电缆校深仪器下入难度高、常规封隔器坐封困难等问题，无法实现精准负压射孔，给开采底水油藏和薄油藏带来很大困难。为了解决大位移定向井精准负压射孔问题，根据大位移定向井特点，通过对比分析常规射孔管柱，引入非旋转坐封封隔器和随钻测井工具，优化施工参数和程序，优化设计了一套大位移定向井一趟多层精准负压射孔方案。现场开展3井次试验，日产液量400 m3/d，含水＜10%。现场试验表明，通过对比钻井和射孔作业的测井数据可以较准确定位射孔深度，非旋坐封转封隔器操作简单且一次坐封成功率高，射孔后循环压井时有原油返出说明有一定负压效果，该射孔管柱在大位移定向井中有较好的适应性。
由于大位移定向井井斜大、位移长，射孔完井时存在电缆校深仪器下入难度高、常规封隔器坐封困难等问题，无法实现精准负压射孔，给开采底水油藏和薄油藏带来很大困难。为了解决大位移定向井精准负压射孔问题，根据大位移定向井特点，通过对比分析常规射孔管柱，引入非旋转坐封封隔器和随钻测井工具，优化施工参数和程序，优化设计了一套大位移定向井一趟多层精准负压射孔方案。现场开展3井次试验，日产液量400 m3/d，含水＜10%。现场试验表明，通过对比钻井和射孔作业的测井数据可以较准确定位射孔深度，非旋坐封转封隔器操作简单且一次坐封成功率高，射孔后循环压井时有原油返出说明有一定负压效果，该射孔管柱在大位移定向井中有较好的适应性。
2019, 41(6): 722-727.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.008
摘要:
海洋隔水导管作为连接海底井口与海面平台间的关键结构，在稠油热采注蒸汽循环过程中也具有重要的隔热保温功效。硅烷-纳米陶瓷作为新型的隔热涂层材料具有低热导率、高保温率、耐水性好、耐高温性强等其他隔热材料不可比拟的优越性。首先运用红外灯加热的方法对普通纳米陶瓷和硅烷-纳米陶瓷涂料进行了隔热性能测试，其次通过自制的隔水导管加热装置模拟隔热涂层实际服役工况，评估了3类隔水导管隔热涂料的保温效果，分析了不同涂层结构与厚度的硅烷-纳米陶瓷隔热保温涂层对隔水导管隔热效果的影响。研究结果表明，硅烷-纳米陶瓷涂料在350 ℃内温环境下隔热保温率可以高达到70%以上，采用外壁喷涂的隔热方式保温效果最明显；随着涂层厚度的增加，隔热效果越好，涂层厚度达到500 μm时保温率可以提高至80%。隔水导管硅烷-纳米陶瓷涂料的研制与运用对提高蒸汽驱油效果、降低能源消耗有重要意义。
海洋隔水导管作为连接海底井口与海面平台间的关键结构，在稠油热采注蒸汽循环过程中也具有重要的隔热保温功效。硅烷-纳米陶瓷作为新型的隔热涂层材料具有低热导率、高保温率、耐水性好、耐高温性强等其他隔热材料不可比拟的优越性。首先运用红外灯加热的方法对普通纳米陶瓷和硅烷-纳米陶瓷涂料进行了隔热性能测试，其次通过自制的隔水导管加热装置模拟隔热涂层实际服役工况，评估了3类隔水导管隔热涂料的保温效果，分析了不同涂层结构与厚度的硅烷-纳米陶瓷隔热保温涂层对隔水导管隔热效果的影响。研究结果表明，硅烷-纳米陶瓷涂料在350 ℃内温环境下隔热保温率可以高达到70%以上，采用外壁喷涂的隔热方式保温效果最明显；随着涂层厚度的增加，隔热效果越好，涂层厚度达到500 μm时保温率可以提高至80%。隔水导管硅烷-纳米陶瓷涂料的研制与运用对提高蒸汽驱油效果、降低能源消耗有重要意义。
2019, 41(6): 728-733.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.009
摘要:
由于受到下入方式的限制，连续管无法在井眼内旋转，造成定向困难，严重影响了连续管钻井技术的应用与推广，为此，设计了一种连续管钻井用电液定向器。通过电子控制-液压驱动-机械传动的方式对底部钻具组合工具面进行调整，实现连续管定向操作。通过机械传动系统受力分析，得到摩擦系数与接触倾角对机械效率和输出扭矩的影响；建立了液压驱动系统的动态特性模型，仿真了整个液压驱动过程，得到各个阶段中活塞位移和活塞受力的变化情况，以及传动接触面冲击力与活塞运动速度的关系。研究结果为定向器机械传动系统和液压驱动系统的优化设计提供了理论依据。
由于受到下入方式的限制，连续管无法在井眼内旋转，造成定向困难，严重影响了连续管钻井技术的应用与推广，为此，设计了一种连续管钻井用电液定向器。通过电子控制-液压驱动-机械传动的方式对底部钻具组合工具面进行调整，实现连续管定向操作。通过机械传动系统受力分析，得到摩擦系数与接触倾角对机械效率和输出扭矩的影响；建立了液压驱动系统的动态特性模型，仿真了整个液压驱动过程，得到各个阶段中活塞位移和活塞受力的变化情况，以及传动接触面冲击力与活塞运动速度的关系。研究结果为定向器机械传动系统和液压驱动系统的优化设计提供了理论依据。
2019, 41(6): 734-738.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.010
摘要:
水平井压裂套变是近几年国内页岩气开发中普遍存在的一个技术问题，为了研究水平井压裂套变机理和控制套变发生，对页岩气水平井压裂过程进行分析，结合威远202区块和204区块的储层地质特点，通过对100余口压裂水平井的基础资料进行分析研究，找到了套变发生的特点和引起套变发生的主要原因。威远压裂水平井套变的主要影响因素是地质储层特点、压裂设计和地应力特点，套变的位置绝大多数位于层理缝发育的甜点区中。威远202区块的部分套变井与水平井段钻穿坚硬的五峰组有关，一部分套变点位于A靶点附近；威远204区块的压裂水平井的套变点也是主要位于A靶点附近的甜点区中。研究结果为进一步预测套变和防止套变发生提供了技术指导和经验基础。
水平井压裂套变是近几年国内页岩气开发中普遍存在的一个技术问题，为了研究水平井压裂套变机理和控制套变发生，对页岩气水平井压裂过程进行分析，结合威远202区块和204区块的储层地质特点，通过对100余口压裂水平井的基础资料进行分析研究，找到了套变发生的特点和引起套变发生的主要原因。威远压裂水平井套变的主要影响因素是地质储层特点、压裂设计和地应力特点，套变的位置绝大多数位于层理缝发育的甜点区中。威远202区块的部分套变井与水平井段钻穿坚硬的五峰组有关，一部分套变点位于A靶点附近；威远204区块的压裂水平井的套变点也是主要位于A靶点附近的甜点区中。研究结果为进一步预测套变和防止套变发生提供了技术指导和经验基础。
2019, 41(6): 739-748.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.011
摘要:
用矢量场论知识，将由福希海默方程等价转化而来的渗流速度关于压强梯度的显式函数代入流体渗流连续方程，对所得方程进行先展开后化简运算，得到正交高速非线性渗流控制方程。正交高速非线性渗流控制方程和正交低速非线性渗流控制方程统称正交非线性渗流控制方程。面对繁琐的正交非线性渗流控制方程，在求其符号解举步维艰的情况下运用矢量场论和微分几何知识对正交非线性渗流进行了流场几何分析，得出新的认识，即“曲渗定理：共形映射不适用于除直流场外的正交非线性渗流场。”为了绕过求正交非线性渗流控制方程符号解过程中的边界条件，应用复势公式和“平面稳态流速场运动学通式”中的度量张量公式，将笛卡尔坐标系内的正交非线性渗流控制方程转换成了既定问题相应势流坐标系内的正交非线性渗流控制方程。鉴于势流坐标系内的正交非线性渗流控制方程依然繁琐，即其曲流场符号解难以直接求得，建议先探寻能间接获得正交非线性渗流场函数的某种未知映射。
用矢量场论知识，将由福希海默方程等价转化而来的渗流速度关于压强梯度的显式函数代入流体渗流连续方程，对所得方程进行先展开后化简运算，得到正交高速非线性渗流控制方程。正交高速非线性渗流控制方程和正交低速非线性渗流控制方程统称正交非线性渗流控制方程。面对繁琐的正交非线性渗流控制方程，在求其符号解举步维艰的情况下运用矢量场论和微分几何知识对正交非线性渗流进行了流场几何分析，得出新的认识，即“曲渗定理：共形映射不适用于除直流场外的正交非线性渗流场。”为了绕过求正交非线性渗流控制方程符号解过程中的边界条件，应用复势公式和“平面稳态流速场运动学通式”中的度量张量公式，将笛卡尔坐标系内的正交非线性渗流控制方程转换成了既定问题相应势流坐标系内的正交非线性渗流控制方程。鉴于势流坐标系内的正交非线性渗流控制方程依然繁琐，即其曲流场符号解难以直接求得，建议先探寻能间接获得正交非线性渗流场函数的某种未知映射。
2019, 41(6): 749-755.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.012
摘要:
为准确判别水驱油藏开发中后期储层中形成的高耗水层带，从储层的渗流特征出发将具有高耗水层带的储层视为双层油藏，根据渗流力学理论和叠加原理建立了储层在形成高耗水层带后的干扰试井数学模型，分析了高耗水层带对观察井压力响应的影响，并进行了敏感性分析。进而以实测值与预测值差的平方和最小为目标函数，基于最优化理论建立了高耗水层带定量表征的数学模型。利用遗传算法对该模型进行求解，可得到高耗水层带的渗透率和体积等参数，提出了利用干扰试井方法定量解释高耗水层带参数的步骤。将该方法在胜利油田进行了矿场应用，结果表明该方法准确有效，解释结果与井间示踪剂测试具有较好的一致性，且测试时间由几个月缩短为1~2周。该研究成果可对现场的高耗水层带判别和开发方案调整提供理论参考。
为准确判别水驱油藏开发中后期储层中形成的高耗水层带，从储层的渗流特征出发将具有高耗水层带的储层视为双层油藏，根据渗流力学理论和叠加原理建立了储层在形成高耗水层带后的干扰试井数学模型，分析了高耗水层带对观察井压力响应的影响，并进行了敏感性分析。进而以实测值与预测值差的平方和最小为目标函数，基于最优化理论建立了高耗水层带定量表征的数学模型。利用遗传算法对该模型进行求解，可得到高耗水层带的渗透率和体积等参数，提出了利用干扰试井方法定量解释高耗水层带参数的步骤。将该方法在胜利油田进行了矿场应用，结果表明该方法准确有效，解释结果与井间示踪剂测试具有较好的一致性，且测试时间由几个月缩短为1~2周。该研究成果可对现场的高耗水层带判别和开发方案调整提供理论参考。
2019, 41(6): 756-762.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.013
摘要:
酒东油田注水井近井地带易堵塞，严重影响了该油田的采收率。为了研究酒东油田注水井堵塞原因，对其注入水主要水质指标进行了测试分析，并通过岩心驱替实验量化分析了注入水水质指标对岩心渗透率的损害程度。首先，采用单因素分析法开展了注入水矿化度、悬浮物含量、悬浮物粒径、含油量对岩心渗透率的损害率实验，然后根据单因素实验结果设计正交实验，通过正交实验研究了矿化度、悬浮物含量、悬浮物粒径、含油量协同作用对岩心渗透率的损害率，并对正交实验后的岩心进行扫描电镜分析，进一步明确了注入水对岩心的损害情况。由正交实验结果可知，悬浮物含量对岩心渗透率的损害程度最大，其次是悬浮物粒径和矿化度百分比，含油量对岩心渗透率的损害程度最小。当模拟注入水矿化度百分比90%、悬浮物含量8 mg/L、悬浮物粒径2 μm、含油量6 mg/L时，岩心的渗透率损害率最低。
酒东油田注水井近井地带易堵塞，严重影响了该油田的采收率。为了研究酒东油田注水井堵塞原因，对其注入水主要水质指标进行了测试分析，并通过岩心驱替实验量化分析了注入水水质指标对岩心渗透率的损害程度。首先，采用单因素分析法开展了注入水矿化度、悬浮物含量、悬浮物粒径、含油量对岩心渗透率的损害率实验，然后根据单因素实验结果设计正交实验，通过正交实验研究了矿化度、悬浮物含量、悬浮物粒径、含油量协同作用对岩心渗透率的损害率，并对正交实验后的岩心进行扫描电镜分析，进一步明确了注入水对岩心的损害情况。由正交实验结果可知，悬浮物含量对岩心渗透率的损害程度最大，其次是悬浮物粒径和矿化度百分比，含油量对岩心渗透率的损害程度最小。当模拟注入水矿化度百分比90%、悬浮物含量8 mg/L、悬浮物粒径2 μm、含油量6 mg/L时，岩心的渗透率损害率最低。
2019, 41(6): 763-767.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.014
摘要:
针对影响塔里木油田高温、高盐、高压致密砂岩气藏开发效果的水锁效应，在现有技术的基础上筛选并复配了适用于该气藏的高效防/解水锁剂，配方为：0.1%改性烷基糖苷+0.02%氟碳表面活性剂+4%甲醇。利用致密砂岩气藏天然岩心，通过自吸实验、驱替实验和液相滞留实验，开展高效防/解水锁剂评价。实验结果表明：复配体系具有较好的吸附性和表面活性，处理后岩心自吸能力大幅度减弱，岩心含水饱和度降低了15%以上；随着驱替压力的升高，岩心渗透率增加；驱替压力为3.445 MPa时，处理前后岩心气测渗透率平均改善率在50%以上；在相同驱替压力下，与处理前相比，岩心的渗流能力增强，含水饱和度下降，大大减轻了岩心的水锁效应。该复配体系的研究，对恢复和提高致密砂岩气藏的产能，有一定的技术指导意义。
针对影响塔里木油田高温、高盐、高压致密砂岩气藏开发效果的水锁效应，在现有技术的基础上筛选并复配了适用于该气藏的高效防/解水锁剂，配方为：0.1%改性烷基糖苷+0.02%氟碳表面活性剂+4%甲醇。利用致密砂岩气藏天然岩心，通过自吸实验、驱替实验和液相滞留实验，开展高效防/解水锁剂评价。实验结果表明：复配体系具有较好的吸附性和表面活性，处理后岩心自吸能力大幅度减弱，岩心含水饱和度降低了15%以上；随着驱替压力的升高，岩心渗透率增加；驱替压力为3.445 MPa时，处理前后岩心气测渗透率平均改善率在50%以上；在相同驱替压力下，与处理前相比，岩心的渗流能力增强，含水饱和度下降，大大减轻了岩心的水锁效应。该复配体系的研究，对恢复和提高致密砂岩气藏的产能，有一定的技术指导意义。
2019, 41(6): 768-772, 816.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.015
摘要:
为了充分发挥储层裂缝与基质之间的渗吸作用，增大注水波及体积，提高水驱采收率，以延长X区块长6油藏为研究对象，利用室内静态渗吸实验分析逆向渗吸影响因素，并采用考虑渗吸作用的数值模拟技术对X区块周期注水进行参数优化。结果表明，X区块渗吸方式主要为逆向渗吸，且储层渗透率、孔隙度的增大可以提高渗吸驱油效率；随着含水饱和度的增加，渗吸驱油效率降低；界面张力与渗吸驱油效率在一定范围内呈反比关系；X区块注水生产时，优选非稳态的周期注水方式，其优化工作制度为注20 d停30 d、注采比1.0~1.2、注水量8~12 m3/d。通过矿场现场实施，区块产油量小幅增加，含水率明显降低，较连续性注水开发方式可提高采收率2.5~3.5百分点，为特低渗油藏非稳态周期注水开发提供了有效的理论基础及现场应用依据。
为了充分发挥储层裂缝与基质之间的渗吸作用，增大注水波及体积，提高水驱采收率，以延长X区块长6油藏为研究对象，利用室内静态渗吸实验分析逆向渗吸影响因素，并采用考虑渗吸作用的数值模拟技术对X区块周期注水进行参数优化。结果表明，X区块渗吸方式主要为逆向渗吸，且储层渗透率、孔隙度的增大可以提高渗吸驱油效率；随着含水饱和度的增加，渗吸驱油效率降低；界面张力与渗吸驱油效率在一定范围内呈反比关系；X区块注水生产时，优选非稳态的周期注水方式，其优化工作制度为注20 d停30 d、注采比1.0~1.2、注水量8~12 m3/d。通过矿场现场实施，区块产油量小幅增加，含水率明显降低，较连续性注水开发方式可提高采收率2.5~3.5百分点，为特低渗油藏非稳态周期注水开发提供了有效的理论基础及现场应用依据。
2019, 41(6): 773-787.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.016
摘要:
记述了中国油田油井堵水、注水井调剖，以及调驱、深部液流转向等技术的起源、试验、发展、成熟、更替的过程。在这60年中，油井机械封隔器分层堵水技术、水玻璃-氯化钙化学堵水技术、聚丙烯酰胺-黏土注水井调剖技术、膨胀颗粒深部调剖、弱凝胶调驱技术、聚合物微球深部液流转向技术、区块整体调剖PI、RE、RS决策技术，以及近十年发展的水平井化学及机械控水技术、选择性堵水技术等是具有里程碑意义的技术。随着油气田开发程度的加深，高温、深井、裂缝、海上等油藏的堵水调剖技术，水平井、气井的堵水技术，以及智能化学剂技术、高效选择性堵水技术、聚驱后的调驱技术等将会成为研究的重点。
记述了中国油田油井堵水、注水井调剖，以及调驱、深部液流转向等技术的起源、试验、发展、成熟、更替的过程。在这60年中，油井机械封隔器分层堵水技术、水玻璃-氯化钙化学堵水技术、聚丙烯酰胺-黏土注水井调剖技术、膨胀颗粒深部调剖、弱凝胶调驱技术、聚合物微球深部液流转向技术、区块整体调剖PI、RE、RS决策技术，以及近十年发展的水平井化学及机械控水技术、选择性堵水技术等是具有里程碑意义的技术。随着油气田开发程度的加深，高温、深井、裂缝、海上等油藏的堵水调剖技术，水平井、气井的堵水技术，以及智能化学剂技术、高效选择性堵水技术、聚驱后的调驱技术等将会成为研究的重点。
2019, 41(6): 788-795.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.017
摘要:
塔河油田属于典型的缝洞型碳酸盐岩油藏，油藏温度高达120~150 ℃，地层水总矿化度(20~25)×104 mg/L。对筛选出的耐温抗盐型体膨颗粒XN-T进行了物理覆膜，并对其膨胀性能、封堵性能进行了评价。实验结果表明，覆膜型体膨颗粒具有较好的延缓膨胀性能，24 h达到最大膨胀倍数约5倍，130 ℃下240 h的膨胀倍数仍有3.6倍；体膨颗粒在130 ℃下的封堵率达到98.4%，推荐现场使用覆薄膜的XN-T体膨颗粒。借助玻璃刻蚀微观可视化模型，研究了覆膜型体膨颗粒缝洞中的堵水机理及卡封运移的规律，并对颗粒注入参数及注入方式进行了优化。研究结果从微观尺度上证实了覆膜型体膨颗粒能在缝洞油藏的高渗孔缝中形成有效的“堆积”、“桥接”、“附着驻留”，迫使流体进入低渗小孔缝中，增大波及系数，提高采收率；体膨颗粒在储层中运移、封堵的次数越多，在多次挤压、剪切、变形作用下，封堵性能越差，第1次突破压力为0.48 MPa，后面逐渐降低，最终突破压力降为0.03 MPa。对覆膜型体膨颗粒进行注入参数优化：颗粒粒径为0.4~0.6 mm，颗粒浓度取固液比10%，推荐塔河油田现场试验采用有机覆膜型体膨颗粒+耐高温抗高盐型萘酚凝胶二元复合型深部调堵技术。现场试验采用凝胶与颗粒混注工艺，达到了增产目的。
塔河油田属于典型的缝洞型碳酸盐岩油藏，油藏温度高达120~150 ℃，地层水总矿化度(20~25)×104 mg/L。对筛选出的耐温抗盐型体膨颗粒XN-T进行了物理覆膜，并对其膨胀性能、封堵性能进行了评价。实验结果表明，覆膜型体膨颗粒具有较好的延缓膨胀性能，24 h达到最大膨胀倍数约5倍，130 ℃下240 h的膨胀倍数仍有3.6倍；体膨颗粒在130 ℃下的封堵率达到98.4%，推荐现场使用覆薄膜的XN-T体膨颗粒。借助玻璃刻蚀微观可视化模型，研究了覆膜型体膨颗粒缝洞中的堵水机理及卡封运移的规律，并对颗粒注入参数及注入方式进行了优化。研究结果从微观尺度上证实了覆膜型体膨颗粒能在缝洞油藏的高渗孔缝中形成有效的“堆积”、“桥接”、“附着驻留”，迫使流体进入低渗小孔缝中，增大波及系数，提高采收率；体膨颗粒在储层中运移、封堵的次数越多，在多次挤压、剪切、变形作用下，封堵性能越差，第1次突破压力为0.48 MPa，后面逐渐降低，最终突破压力降为0.03 MPa。对覆膜型体膨颗粒进行注入参数优化：颗粒粒径为0.4~0.6 mm，颗粒浓度取固液比10%，推荐塔河油田现场试验采用有机覆膜型体膨颗粒+耐高温抗高盐型萘酚凝胶二元复合型深部调堵技术。现场试验采用凝胶与颗粒混注工艺，达到了增产目的。
2019, 41(6): 796-801.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.018
摘要:
筛管冲蚀损坏是油井常见的防砂失效形式，现有筛管冲蚀模型过于复杂，不能直接应用于在役油井筛管失效风险的量化分析。为了解决筛管冲蚀模型的现场应用问题，首先通过大量的室内实验数据拟合建立了冲蚀质量损失率的数学模型，并根据油田现场实际生产情况进一步简化模型，提出表征筛管冲蚀作用程度的参数C，建立了基于油井动态生产数据的筛管冲蚀失效分析的数学模型。以渤海Q油田为例，进行出砂油井筛管失效的计算分析，分析结果与现场测试结果完全一致，表明该模型可有效判断出砂油井井下筛管的工作状态。最后通过在役井C值与冲蚀临界值Ca的对比分析，形成了基于筛管冲蚀在役井的出砂风险预警方法，从而实现精准把控油田的出砂管理风险。
筛管冲蚀损坏是油井常见的防砂失效形式，现有筛管冲蚀模型过于复杂，不能直接应用于在役油井筛管失效风险的量化分析。为了解决筛管冲蚀模型的现场应用问题，首先通过大量的室内实验数据拟合建立了冲蚀质量损失率的数学模型，并根据油田现场实际生产情况进一步简化模型，提出表征筛管冲蚀作用程度的参数C，建立了基于油井动态生产数据的筛管冲蚀失效分析的数学模型。以渤海Q油田为例，进行出砂油井筛管失效的计算分析，分析结果与现场测试结果完全一致，表明该模型可有效判断出砂油井井下筛管的工作状态。最后通过在役井C值与冲蚀临界值Ca的对比分析，形成了基于筛管冲蚀在役井的出砂风险预警方法，从而实现精准把控油田的出砂管理风险。
2019, 41(6): 802-805.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.019
摘要:
越来越多的海上油田步入开发中后期，储层压力衰减严重，致使产量递减率大，严重影响油田开发效益。注水开发是补充地层能量保障油田稳产的最佳手段。针对海上油田出砂严重及大注入量需求问题，研究了一种适用于海上注水井的大通径分层防砂工艺管柱，通过管柱关键工具的优化设计，使得防砂管柱全通径由Ø120.65 mm提高至Ø152.4 mm；分层注水管柱中心管由Ø88.9 mm增大至Ø114.3 mm。该管柱可以提高单井的最大注水量，解决海上油田存在的井口压力受限导致注水量受限和无法满足油藏配注要求等问题，同时也利于后期的修井、弃井作业，为分层防砂工艺管柱设计提供参考。
越来越多的海上油田步入开发中后期，储层压力衰减严重，致使产量递减率大，严重影响油田开发效益。注水开发是补充地层能量保障油田稳产的最佳手段。针对海上油田出砂严重及大注入量需求问题，研究了一种适用于海上注水井的大通径分层防砂工艺管柱，通过管柱关键工具的优化设计，使得防砂管柱全通径由Ø120.65 mm提高至Ø152.4 mm；分层注水管柱中心管由Ø88.9 mm增大至Ø114.3 mm。该管柱可以提高单井的最大注水量，解决海上油田存在的井口压力受限导致注水量受限和无法满足油藏配注要求等问题，同时也利于后期的修井、弃井作业，为分层防砂工艺管柱设计提供参考。
2019, 41(6): 806-810.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.020
摘要:
为了解决海上油田现有的机械防污染工具存在注酸通道开启压力不准，在大斜度井中丢手困难等问题，针对海上油田自身特点，研制了新型机械防污染工具及专用的丢手工具。该工具通过液压实现脱手，同时增加了扶正机构，优化了弹簧调节机构，并对压缩弹簧和弹性爪进行了受力分析，通过弹簧优化设计及采取特殊防腐工艺，提高了工具的防腐性能和压力调节性能，工具应用时不受井斜限制。现场应用表明，在井斜86°的油井中，新型机械防污染工具配套专用的液压丢手工具，投入Ø57 mm钢球、油管打压10 MPa，即可实现新型防污染工具丢手；地面加压8 MPa，即可开启注酸通道，为海上油田储层防污染措施提供了技术支持。
为了解决海上油田现有的机械防污染工具存在注酸通道开启压力不准，在大斜度井中丢手困难等问题，针对海上油田自身特点，研制了新型机械防污染工具及专用的丢手工具。该工具通过液压实现脱手，同时增加了扶正机构，优化了弹簧调节机构，并对压缩弹簧和弹性爪进行了受力分析，通过弹簧优化设计及采取特殊防腐工艺，提高了工具的防腐性能和压力调节性能，工具应用时不受井斜限制。现场应用表明，在井斜86°的油井中，新型机械防污染工具配套专用的液压丢手工具，投入Ø57 mm钢球、油管打压10 MPa，即可实现新型防污染工具丢手；地面加压8 MPa，即可开启注酸通道，为海上油田储层防污染措施提供了技术支持。
2019, 41(6): 811-816.
doi: 10.13639/j.odpt.2019.06.021
摘要:
传统治理井口隐患的压井方式对储层伤害严重，机械封堵又受客观因素影响较大。冷冻暂堵技术不受管柱尺寸、背压阀结构等条件限制，可对冷冻暂堵桥塞反向试压，实现泄漏井口装置的带压更换,已逐步成为国内井口隐患治理作业的主流技术手段。然而冷冻暂堵技术在施工过程中，暂堵剂配方、冷冻时间等关键技术参数均由工程师经验决定，往往不能给出准确的参数取值，存在安全隐患。结合室内实验及现场施工，研究了影响冷冻暂堵作业能否顺利实施的关键技术，包括暂堵剂配方、暂堵剂注入量、冷冻温度及冷冻时间。结果表明，暂堵剂最佳配方为水、黏土、增黏剂的体积比为2∶1∶1；计算暂堵剂注入量需附加1.2~1.4的修正系数；−20 ℃为形成冷冻暂堵桥塞的临界温度；井口压力降至最小值后开始上升时的时间点为冷冻时间的临界点。研究成果现场应用效果良好，对于优化施工设计、降低作业成本及人员劳动强度具有重要意义。
传统治理井口隐患的压井方式对储层伤害严重，机械封堵又受客观因素影响较大。冷冻暂堵技术不受管柱尺寸、背压阀结构等条件限制，可对冷冻暂堵桥塞反向试压，实现泄漏井口装置的带压更换,已逐步成为国内井口隐患治理作业的主流技术手段。然而冷冻暂堵技术在施工过程中，暂堵剂配方、冷冻时间等关键技术参数均由工程师经验决定，往往不能给出准确的参数取值，存在安全隐患。结合室内实验及现场施工，研究了影响冷冻暂堵作业能否顺利实施的关键技术，包括暂堵剂配方、暂堵剂注入量、冷冻温度及冷冻时间。结果表明，暂堵剂最佳配方为水、黏土、增黏剂的体积比为2∶1∶1；计算暂堵剂注入量需附加1.2~1.4的修正系数；−20 ℃为形成冷冻暂堵桥塞的临界温度；井口压力降至最小值后开始上升时的时间点为冷冻时间的临界点。研究成果现场应用效果良好，对于优化施工设计、降低作业成本及人员劳动强度具有重要意义。
