E-mail Alert2020年 42卷 第3期
2020, 42(3): 253-260.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.001
摘要:
经过长期的钻井提速理论研究及现场应用，业内相继研发出多种类型的振动冲击提速工具，并取得了一定效果。分别对轴向振动冲击和扭向振动冲击提速技术的类型、工艺原理及技术现状进行了分析，并对轴扭复合冲击提速技术原理及现状进行了阐述。结合目前振动冲击钻井技术现状，阐述了振动冲击钻井技术的发展趋势，即结合非常规油气资源开发技术需求，加大长水平段钻井提速技术研究工作、延长振动冲击钻井提速工具的井下使用寿命等，并结合油田发展技术需求，加大井下智能钻井提速技术的研究力度，以期降低油田开发成本。
经过长期的钻井提速理论研究及现场应用，业内相继研发出多种类型的振动冲击提速工具，并取得了一定效果。分别对轴向振动冲击和扭向振动冲击提速技术的类型、工艺原理及技术现状进行了分析，并对轴扭复合冲击提速技术原理及现状进行了阐述。结合目前振动冲击钻井技术现状，阐述了振动冲击钻井技术的发展趋势，即结合非常规油气资源开发技术需求，加大长水平段钻井提速技术研究工作、延长振动冲击钻井提速工具的井下使用寿命等，并结合油田发展技术需求，加大井下智能钻井提速技术的研究力度，以期降低油田开发成本。
2020, 42(3): 261-264, 270.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.002
摘要:
在钻井过程中，实钻井眼轨迹与原设计井眼轨道都有一定的差值。当差值较大时，为了钻达靶区，必须及时地对待钻段井眼轨道进行修正设计。无论原始设计是二维的还是三维的，施工过程的修正井眼轨道设计都是三维的。给出了针对滑动送钻导向钻井系统提出的三维水平井修正井眼轨道设计的斜平面圆弧-直线-斜平面圆弧法的物理模型，提出了更适于旋转导向钻井系统的两种三维水平井修正井眼轨道设计方法——二次函数法和弹性管柱插连法的物理模型、数学模型，并对其潜在价值和待攻克的问题进行了分析。
在钻井过程中，实钻井眼轨迹与原设计井眼轨道都有一定的差值。当差值较大时，为了钻达靶区，必须及时地对待钻段井眼轨道进行修正设计。无论原始设计是二维的还是三维的，施工过程的修正井眼轨道设计都是三维的。给出了针对滑动送钻导向钻井系统提出的三维水平井修正井眼轨道设计的斜平面圆弧-直线-斜平面圆弧法的物理模型，提出了更适于旋转导向钻井系统的两种三维水平井修正井眼轨道设计方法——二次函数法和弹性管柱插连法的物理模型、数学模型，并对其潜在价值和待攻克的问题进行了分析。
2020, 42(3): 265-270.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.003
摘要:
地层压力预测与监测一直是油气钻井的一项重要任务，准确预测地层压力是保证钻井从设计到施工顺利安全进行的重要前提。地层压力钻前预测法是通过地震资料来预测地层压力，但是预测结果精度不高，孔隙压力预测结果与井底实际压力之间存在较大误差。为了根据随钻测量数据动态更新孔隙压力预测结果，不断降低其不确定度，提出了基于Bayes理论的含可信度孔隙压力随钻修正方法。孔隙压力后验概率信息综合了钻前孔隙压力预测信息以及随钻孔隙压力观测信息，在钻前预测的基础上利用随钻资料进行修正与更新，最大限度地保证了钻进过程中钻头位置局部孔隙压力预测准确度。该研究可以为钻井作业过程中动态风险评估提供实时且更为准确的孔隙压力，辅助钻井作业人员快速、准确地进行施工方案的决策，减少由于压力信息不准确带来的钻井风险。
地层压力预测与监测一直是油气钻井的一项重要任务，准确预测地层压力是保证钻井从设计到施工顺利安全进行的重要前提。地层压力钻前预测法是通过地震资料来预测地层压力，但是预测结果精度不高，孔隙压力预测结果与井底实际压力之间存在较大误差。为了根据随钻测量数据动态更新孔隙压力预测结果，不断降低其不确定度，提出了基于Bayes理论的含可信度孔隙压力随钻修正方法。孔隙压力后验概率信息综合了钻前孔隙压力预测信息以及随钻孔隙压力观测信息，在钻前预测的基础上利用随钻资料进行修正与更新，最大限度地保证了钻进过程中钻头位置局部孔隙压力预测准确度。该研究可以为钻井作业过程中动态风险评估提供实时且更为准确的孔隙压力，辅助钻井作业人员快速、准确地进行施工方案的决策，减少由于压力信息不准确带来的钻井风险。
2020, 42(3): 271-275.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.004
摘要:
杨税务潜山带位于渤海湾盆地廊固凹陷，储层埋藏深，钻遇地层复杂，建井周期长，钻探成本高。针对杨税务潜山井优化井身结构、缩短建井周期这一技术难点进行了攻关，在对地层压力剖面分析、奥陶系潜山碳酸盐岩漏失以及石炭—二叠系复杂地层井壁失稳机理研究的基础上，逐步形成了敏感性泥页岩井壁稳定技术、潜山碳酸盐岩防漏技术、超高温深井尾管固井技术，以AT2X1侧钻井为契机，利用较低钻井液密度一开次顺利钻穿石炭—二叠系复杂地层和奥陶系碳酸盐岩潜山储层，为该区块后续井井身结构由四开简化为三开做了有益尝试。AT2X1井的成功侧钻，为该地区潜山内幕钻探，一开次钻穿潜山内幕的府君山组，解决潜山内幕中徐庄组、毛庄组、馒头组等泥岩地层垮塌提供了技术借鉴。
杨税务潜山带位于渤海湾盆地廊固凹陷，储层埋藏深，钻遇地层复杂，建井周期长，钻探成本高。针对杨税务潜山井优化井身结构、缩短建井周期这一技术难点进行了攻关，在对地层压力剖面分析、奥陶系潜山碳酸盐岩漏失以及石炭—二叠系复杂地层井壁失稳机理研究的基础上，逐步形成了敏感性泥页岩井壁稳定技术、潜山碳酸盐岩防漏技术、超高温深井尾管固井技术，以AT2X1侧钻井为契机，利用较低钻井液密度一开次顺利钻穿石炭—二叠系复杂地层和奥陶系碳酸盐岩潜山储层，为该区块后续井井身结构由四开简化为三开做了有益尝试。AT2X1井的成功侧钻，为该地区潜山内幕钻探，一开次钻穿潜山内幕的府君山组，解决潜山内幕中徐庄组、毛庄组、馒头组等泥岩地层垮塌提供了技术借鉴。
2020, 42(3): 276-281.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.005
摘要:
顺北特深层断溶体油藏以水平井开发为主，顺北5-5H井是该油田一口Ø120.65 mm的小井眼水平井，钻遇二叠系、志留系井漏复杂，且地层温度高、定向工具缺乏、摩阻扭矩大，导致安全成井、轨迹控制、位移延伸难度大。针对该井地层井漏复杂，优化专封井身结构，配套了防漏技术，保障了安全成井；研究配套了井眼轨道优化技术、抗高温测量工具、降摩减阻技术、位移延伸能力评估和小井眼轨迹控制技术，形成了超深Ø120.65 mm小井眼定向钻井技术。通过集成应用，顺利完成水平井钻井施工,完钻井深8 520 m，丰富了超深小井眼水平井定向钻井技术，为顺北油气田特深油气藏勘探开发提供了技术支撑。
顺北特深层断溶体油藏以水平井开发为主，顺北5-5H井是该油田一口Ø120.65 mm的小井眼水平井，钻遇二叠系、志留系井漏复杂，且地层温度高、定向工具缺乏、摩阻扭矩大，导致安全成井、轨迹控制、位移延伸难度大。针对该井地层井漏复杂，优化专封井身结构，配套了防漏技术，保障了安全成井；研究配套了井眼轨道优化技术、抗高温测量工具、降摩减阻技术、位移延伸能力评估和小井眼轨迹控制技术，形成了超深Ø120.65 mm小井眼定向钻井技术。通过集成应用，顺利完成水平井钻井施工,完钻井深8 520 m，丰富了超深小井眼水平井定向钻井技术，为顺北油气田特深油气藏勘探开发提供了技术支撑。
2020, 42(3): 282-288.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.006
摘要:
蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)是开采特超稠油最重要的方法之一，为了降低开采成本，使用直井钻机代替斜井钻机钻浅垂深SAGD井。从共享井口井身结构、浅层造斜、井眼轨迹控制、钻井液性能和井眼延伸及管柱下入分析直井钻机钻浅垂深SAGD井的难点，提出对应的关键技术及解决方案。在中海油服新疆实钻试验基地进行了实钻试验，试验表明利用直井钻机代替斜井钻机钻浅垂深SAGD井可行有效。该方法对浅垂深目的层的SAGD井组的钻完井作业及同类井的作业提供了技术支持，值得推广应用。
蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)是开采特超稠油最重要的方法之一，为了降低开采成本，使用直井钻机代替斜井钻机钻浅垂深SAGD井。从共享井口井身结构、浅层造斜、井眼轨迹控制、钻井液性能和井眼延伸及管柱下入分析直井钻机钻浅垂深SAGD井的难点，提出对应的关键技术及解决方案。在中海油服新疆实钻试验基地进行了实钻试验，试验表明利用直井钻机代替斜井钻机钻浅垂深SAGD井可行有效。该方法对浅垂深目的层的SAGD井组的钻完井作业及同类井的作业提供了技术支持，值得推广应用。
2020, 42(3): 289-295, 300.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.007
摘要:
目前现场越来越重视完井方式的选择，普遍开始采用数学方法综合多个指标定量地进行完井方式的优选。为增加对完井评价值数据的利用程度，实现对原始数据的全面考察，提升对备选完井方式的认识水平，引入Vague集理论，建立了完井方式Vague值优选模型。该模型以产能、经济、工程3个方面的8个指标构建了完井方式评价体系，以层次(AHP)-熵权法确定了评价指标的权重分配，以更加科学合理的Vague值构建方法获得了完井方式Vague值评价矩阵，并最终以Vague值的相似性度量为基础，通过构造理想完井方式并与备选完井方式进行多指标加权相似度量，实现了对备选完井方式的精细准确评价。使用该模型对一口实际示例井进行了完井方式优选，从5种备选完井方式中得到了最优的完井方案，与单值优选模型对比结果表明，Vague值优选模型合理有效，且对备选完井方式具有更好的区分度，能够为完井方式的优选提供更加客观可靠的指导。
目前现场越来越重视完井方式的选择，普遍开始采用数学方法综合多个指标定量地进行完井方式的优选。为增加对完井评价值数据的利用程度，实现对原始数据的全面考察，提升对备选完井方式的认识水平，引入Vague集理论，建立了完井方式Vague值优选模型。该模型以产能、经济、工程3个方面的8个指标构建了完井方式评价体系，以层次(AHP)-熵权法确定了评价指标的权重分配，以更加科学合理的Vague值构建方法获得了完井方式Vague值评价矩阵，并最终以Vague值的相似性度量为基础，通过构造理想完井方式并与备选完井方式进行多指标加权相似度量，实现了对备选完井方式的精细准确评价。使用该模型对一口实际示例井进行了完井方式优选，从5种备选完井方式中得到了最优的完井方案，与单值优选模型对比结果表明，Vague值优选模型合理有效，且对备选完井方式具有更好的区分度，能够为完井方式的优选提供更加客观可靠的指导。
2020, 42(3): 296-300.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.008
摘要:
哈拉哈塘区块标准井二开裸眼段长达5 200 m，二开井段存在不同程度的阻卡复杂，严重阻碍了该区块的提速和产能建设。以HA9-13X井为例，分析了二开不同井段的阻卡原因，提出了相应的钻井液技术措施：白垩系及以上地层因钻井液黏切偏高导致阻卡，采用“较低黏切、有限包被抑制、高失水和强封堵”钻井液技术，同时配合大排量紊流携砂防止阻卡；侏罗系、三叠系、二叠系泥页岩垮塌导致阻卡，进入侏罗系之前转换成全阳离子钻井液体系，并引入成膜封堵剂FDM-1强化封堵防塌防止阻卡；定向井段采用传统的“固−液”润滑方法防止托压，效果不明显，加入0.3%~0.5%特制蛭石，通过改变钻具与井壁之间的接触方式，有效降低摩阻200~300 kN，解决了长裸眼定向存在的托压和黏附卡钻问题。现场应用表明，针对不同井段的钻井液防阻卡措施有效保证了该区块二开长裸眼井段的安全快速钻井，未发生井下阻卡事故复杂。
哈拉哈塘区块标准井二开裸眼段长达5 200 m，二开井段存在不同程度的阻卡复杂，严重阻碍了该区块的提速和产能建设。以HA9-13X井为例，分析了二开不同井段的阻卡原因，提出了相应的钻井液技术措施：白垩系及以上地层因钻井液黏切偏高导致阻卡，采用“较低黏切、有限包被抑制、高失水和强封堵”钻井液技术，同时配合大排量紊流携砂防止阻卡；侏罗系、三叠系、二叠系泥页岩垮塌导致阻卡，进入侏罗系之前转换成全阳离子钻井液体系，并引入成膜封堵剂FDM-1强化封堵防塌防止阻卡；定向井段采用传统的“固−液”润滑方法防止托压，效果不明显，加入0.3%~0.5%特制蛭石，通过改变钻具与井壁之间的接触方式，有效降低摩阻200~300 kN，解决了长裸眼定向存在的托压和黏附卡钻问题。现场应用表明，针对不同井段的钻井液防阻卡措施有效保证了该区块二开长裸眼井段的安全快速钻井，未发生井下阻卡事故复杂。
2020, 42(3): 301-308.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.009
摘要:
大庆油田喇嘛甸区块储层大多为高渗透油层，随着注采的深入，陆续变化为大孔道高渗层，这类油层在钻井中易造成钻井井漏、钻井液滤液伤害储层，采油过程中易出现低效循环或无效循环等问题。为解决井漏和钻井液伤害储层问题，研制了以成膜聚合物、可降解颗粒和天然纤维为主要成分的锁孔成膜封堵剂，通过锁孔成膜封堵剂的室内加量优选实验、性能配伍实验，得到了锁孔成膜封堵剂在钻井液中的加量为2%~3%，确定了钻井液配方为：2%膨润土+0.5% HX-D阳离子聚合物抑制剂+1%阳离子黏土稳定剂NW-1+1.5%井壁稳定剂FRJ-Ⅱ+0.5%HPAN+1%改性沥青+0.2%氢氧化钾+2%~3%锁孔成膜封堵剂，形成了钻井过程中的锁孔成膜防漏封堵技术，现场应用过程中防漏成功率提高了9.3%，钻井液侵入带平均厚度由原来的29 mm降至5 mm，有效保护了储层。为解决采油过程中低效循环或无效循环问题，研制开发了以油泥砂为主剂的一种堵水调剖剂，通过堵水调剖封堵物强化时间与最终强度实验，确定了堵水调剖悬浮液中油泥砂与胶结剂的比例为20∶1、胶结剂的质量分数为5%，设计了现场堵水调剖技术方案以及应用要点和注意事项，在现场试验4口井，含水最大降幅为7.0%，累计增油837 t。该封堵技术有效解决了大孔道高渗层开采后期钻采过程中出现的上述各种问题，为大孔道高渗层后期的顺利钻采提供了技术保障。
大庆油田喇嘛甸区块储层大多为高渗透油层，随着注采的深入，陆续变化为大孔道高渗层，这类油层在钻井中易造成钻井井漏、钻井液滤液伤害储层，采油过程中易出现低效循环或无效循环等问题。为解决井漏和钻井液伤害储层问题，研制了以成膜聚合物、可降解颗粒和天然纤维为主要成分的锁孔成膜封堵剂，通过锁孔成膜封堵剂的室内加量优选实验、性能配伍实验，得到了锁孔成膜封堵剂在钻井液中的加量为2%~3%，确定了钻井液配方为：2%膨润土+0.5% HX-D阳离子聚合物抑制剂+1%阳离子黏土稳定剂NW-1+1.5%井壁稳定剂FRJ-Ⅱ+0.5%HPAN+1%改性沥青+0.2%氢氧化钾+2%~3%锁孔成膜封堵剂，形成了钻井过程中的锁孔成膜防漏封堵技术，现场应用过程中防漏成功率提高了9.3%，钻井液侵入带平均厚度由原来的29 mm降至5 mm，有效保护了储层。为解决采油过程中低效循环或无效循环问题，研制开发了以油泥砂为主剂的一种堵水调剖剂，通过堵水调剖封堵物强化时间与最终强度实验，确定了堵水调剖悬浮液中油泥砂与胶结剂的比例为20∶1、胶结剂的质量分数为5%，设计了现场堵水调剖技术方案以及应用要点和注意事项，在现场试验4口井，含水最大降幅为7.0%，累计增油837 t。该封堵技术有效解决了大孔道高渗层开采后期钻采过程中出现的上述各种问题，为大孔道高渗层后期的顺利钻采提供了技术保障。
2020, 42(3): 309-313.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.010
摘要:
固井水泥石力学性能直接关系到水泥环的长期密封效果。获取固井水泥石的力学性能参数主要通过三轴力学试验进行，有效制备试样对固井水泥石三轴力学试验研究乃至水泥环完整性分析至关重要。基于固井水泥石三轴力学试验试样的特殊性，设计探索了正方体水泥石养护成形后取心的正方体取心制样以及借助于模具一次养护成形制样等2种试样制备方法；研制了用于模具养护制样方法的Ø25.4 mm×50.8 mm小试样和Ø50.8 mm×101.6 mm大试样2套圆柱形水泥石养护模具；通过散点分布、均方根误差分析、标准差分析等对比研究了56组不同制样方法获取试样的力学试验数据，结果表明，小试样模具制样养护方法在数据可靠性、制样效率及成本等方面均优于其他方法，推荐作为固井水泥石三轴力学试验试样制备方法。
固井水泥石力学性能直接关系到水泥环的长期密封效果。获取固井水泥石的力学性能参数主要通过三轴力学试验进行，有效制备试样对固井水泥石三轴力学试验研究乃至水泥环完整性分析至关重要。基于固井水泥石三轴力学试验试样的特殊性，设计探索了正方体水泥石养护成形后取心的正方体取心制样以及借助于模具一次养护成形制样等2种试样制备方法；研制了用于模具养护制样方法的Ø25.4 mm×50.8 mm小试样和Ø50.8 mm×101.6 mm大试样2套圆柱形水泥石养护模具；通过散点分布、均方根误差分析、标准差分析等对比研究了56组不同制样方法获取试样的力学试验数据，结果表明，小试样模具制样养护方法在数据可靠性、制样效率及成本等方面均优于其他方法，推荐作为固井水泥石三轴力学试验试样制备方法。
2020, 42(3): 314-321.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.011
摘要:
水泥环失效是导致持续套管压力的重要原因之一，严重威胁油气井的安全生产。基于气体渗流方程，利用水泥环综合渗透率表征水泥环失效程度，建立了考虑气体溶解的持续环空压力预测模型，通过与现场实测数据的对比表明模型具有较高的预测精度。考虑气体溶解可准确预测进入环空的气体泄漏量，溶解效应对于压力早期建立过程具有重要影响，随着溶解度的增加预测误差增大，适当增加压力测试数据有利于减小预测误差。利用建立的模型对陵水气田进行了持续套管压力预测，结果表明，随着水泥环综合渗透率的增加，持续套管环空压力上升速度明显加快，环空流体密度减小会导致持续最大环空压力升高，预置环空体积可以延缓环空压力的上升。从工程角度，保证气井整个服役期水泥环的完整性和考虑钻井液沉降的影响对于环空压力管理具有重要意义。
水泥环失效是导致持续套管压力的重要原因之一，严重威胁油气井的安全生产。基于气体渗流方程，利用水泥环综合渗透率表征水泥环失效程度，建立了考虑气体溶解的持续环空压力预测模型，通过与现场实测数据的对比表明模型具有较高的预测精度。考虑气体溶解可准确预测进入环空的气体泄漏量，溶解效应对于压力早期建立过程具有重要影响，随着溶解度的增加预测误差增大，适当增加压力测试数据有利于减小预测误差。利用建立的模型对陵水气田进行了持续套管压力预测，结果表明，随着水泥环综合渗透率的增加，持续套管环空压力上升速度明显加快，环空流体密度减小会导致持续最大环空压力升高，预置环空体积可以延缓环空压力的上升。从工程角度，保证气井整个服役期水泥环的完整性和考虑钻井液沉降的影响对于环空压力管理具有重要意义。
2020, 42(3): 322-328.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.012
摘要:
针对超音速雾化排水采气工艺在川西坳陷中浅层气藏应用缺乏理论指导的问题，开展了数值模拟研究及现场试验。首先，基于川西坳陷中浅层有水气藏生产井实际工况建立了超音速雾化喷管数值模型，围绕气井生产动态特征开展了喷管两相流数值模拟，并通过室内实验结果验证了模型正确性，通过求解获得了雾化喷管内部流体各相流动特征参数的分布。对气井生产特征参数以及喷管结构参数进行了敏感性分析，明确影响超音速雾化排水采气工艺应用效果的主控因素，形成了适用于川西坳陷中浅层气藏的超音速雾化排水采气工艺理论。研究表明：喷管渐缩段对于流体流动特性影响较小，而流体流经喷管喉部至渐扩段，各特征参数发生剧烈变化；气体流经雾化喷管被加速达到音速时，临界压力比值为1.35，该数值可作为判断工艺有效性的技术指标；入口压力对工艺效果整体影响较大，而产气量及气液比则主要通过控制喷管入口前井段的携液来影响工艺效果，被气流携带进入喷管内部的积液均在超音速气流作用下实现雾化。基于理论研究设计了施工参数，优选气井开展了现场试验，结果表明超音速雾化排水采气技术可实现气井节流稳压的同时强化见水气井的携液能力，改善井筒流态，降低井筒压力损失，对延长川西坳陷中浅层气井稳产期具有重要意义。
针对超音速雾化排水采气工艺在川西坳陷中浅层气藏应用缺乏理论指导的问题，开展了数值模拟研究及现场试验。首先，基于川西坳陷中浅层有水气藏生产井实际工况建立了超音速雾化喷管数值模型，围绕气井生产动态特征开展了喷管两相流数值模拟，并通过室内实验结果验证了模型正确性，通过求解获得了雾化喷管内部流体各相流动特征参数的分布。对气井生产特征参数以及喷管结构参数进行了敏感性分析，明确影响超音速雾化排水采气工艺应用效果的主控因素，形成了适用于川西坳陷中浅层气藏的超音速雾化排水采气工艺理论。研究表明：喷管渐缩段对于流体流动特性影响较小，而流体流经喷管喉部至渐扩段，各特征参数发生剧烈变化；气体流经雾化喷管被加速达到音速时，临界压力比值为1.35，该数值可作为判断工艺有效性的技术指标；入口压力对工艺效果整体影响较大，而产气量及气液比则主要通过控制喷管入口前井段的携液来影响工艺效果，被气流携带进入喷管内部的积液均在超音速气流作用下实现雾化。基于理论研究设计了施工参数，优选气井开展了现场试验，结果表明超音速雾化排水采气技术可实现气井节流稳压的同时强化见水气井的携液能力，改善井筒流态，降低井筒压力损失，对延长川西坳陷中浅层气井稳产期具有重要意义。
2020, 42(3): 329-333.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.013
摘要:
页岩气井水平段采用Ø139.7 mm套管完井，受地层构造影响，部分气井B、A靶点垂深差大，呈现下倾型特征，水平段携液能力差，随地层能量衰竭，积液易堆积在油管鞋以下水平段，造成气井水淹，采用气举、柱塞、泡排等工艺难以复产。在原有生产管柱内，优选更小尺寸的连续油管下至水平段，增大气体流速，提高气井携液能力，同时可实现小直径管+气举+泡排复合排水采气，排出水平段积液。研究表明，Ø50.8 mm连续油管适用于水气比小于 1.5 m3/104 m3气井，Ø38.1 mm连续油管适用于水气比小于1 m3/104 m3的气井。现场应用表明，下倾型水平段积液气井下入连续油管至水平段中部后，油套压变化稳定，气井连续携液气量降低，井筒内气液分布均匀，滑脱损失降低。连续油管排水采气工艺能够有效解决下倾型页岩气水平段积液问题，实现页岩气井低产阶段连续稳定生产。
页岩气井水平段采用Ø139.7 mm套管完井，受地层构造影响，部分气井B、A靶点垂深差大，呈现下倾型特征，水平段携液能力差，随地层能量衰竭，积液易堆积在油管鞋以下水平段，造成气井水淹，采用气举、柱塞、泡排等工艺难以复产。在原有生产管柱内，优选更小尺寸的连续油管下至水平段，增大气体流速，提高气井携液能力，同时可实现小直径管+气举+泡排复合排水采气，排出水平段积液。研究表明，Ø50.8 mm连续油管适用于水气比小于 1.5 m3/104 m3气井，Ø38.1 mm连续油管适用于水气比小于1 m3/104 m3的气井。现场应用表明，下倾型水平段积液气井下入连续油管至水平段中部后，油套压变化稳定，气井连续携液气量降低，井筒内气液分布均匀，滑脱损失降低。连续油管排水采气工艺能够有效解决下倾型页岩气水平段积液问题，实现页岩气井低产阶段连续稳定生产。
2020, 42(3): 334-339.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.014
摘要:
致密油藏长缝压裂压力动态和产量变化规律目前尚未明确，开发方案设计缺少理论模型指导。针对长缝压裂基质-裂缝复合流动问题，建立了考虑储层启动压力梯度、裂缝内高速非达西渗流影响的长缝压裂直井基质-裂缝复合流动模型，并运用Laplace变换、点源函数、Stehest数值反演等方法进行求解，明确了致密油藏长缝压裂井压力响应特征和影响因素。研究结果表明，无因次压力及压力导数随启动压力梯度的增加而增大，但启动压力梯度对无因次压力及压力导数的前期影响较小，后期影响较大；非达西渗流系数对无因次压力及压力导数曲线的前期影响较大，随着非达西渗流系数的增大，无因次压力及压力导数增大；裂缝中非达西渗流系数越大，压裂井的产量越低，且压裂井的最佳裂缝半长越小。研究成果为致密油藏长缝压裂方案设计、试井分析等工作提供理论指导。
致密油藏长缝压裂压力动态和产量变化规律目前尚未明确，开发方案设计缺少理论模型指导。针对长缝压裂基质-裂缝复合流动问题，建立了考虑储层启动压力梯度、裂缝内高速非达西渗流影响的长缝压裂直井基质-裂缝复合流动模型，并运用Laplace变换、点源函数、Stehest数值反演等方法进行求解，明确了致密油藏长缝压裂井压力响应特征和影响因素。研究结果表明，无因次压力及压力导数随启动压力梯度的增加而增大，但启动压力梯度对无因次压力及压力导数的前期影响较小，后期影响较大；非达西渗流系数对无因次压力及压力导数曲线的前期影响较大，随着非达西渗流系数的增大，无因次压力及压力导数增大；裂缝中非达西渗流系数越大，压裂井的产量越低，且压裂井的最佳裂缝半长越小。研究成果为致密油藏长缝压裂方案设计、试井分析等工作提供理论指导。
2020, 42(3): 340-345.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.015
摘要:
页岩气开发后期常采用泡排工艺，其产生的泡排废水与压裂返排液混合后，引入的表面活性剂会大大增加水体处理难度，现有水处理工艺无法满足现场需求，为降低压裂返排液处理难度，有必要从源头重新寻找解决办法。从处理剂PAC的角度重新研究了泡排用表面活性剂的选择，以川南压裂返排液为研究对象，考察了4类表面活性剂对处理剂PAC的影响，同时测定悬浮物Zeta电位以研究影响规律，接着进行了起泡性评价，最终优选出对絮凝影响较小且起泡性良好的表面活性剂。现场应用结果表明，表面活性剂对PAC影响的顺序为阴离子型>非离子型>两性离子型≈阳离子型，十二烷基乙氧基磺基甜菜碱为最佳表面活性剂。现场泡排工艺采用后，满足泡排要求的同时可使下游压裂返排液处理剂PAC日均浓度从400~600 mg/L降低至300~400 mg/L，应用效果良好且具有进一步推广应用的价值。
页岩气开发后期常采用泡排工艺，其产生的泡排废水与压裂返排液混合后，引入的表面活性剂会大大增加水体处理难度，现有水处理工艺无法满足现场需求，为降低压裂返排液处理难度，有必要从源头重新寻找解决办法。从处理剂PAC的角度重新研究了泡排用表面活性剂的选择，以川南压裂返排液为研究对象，考察了4类表面活性剂对处理剂PAC的影响，同时测定悬浮物Zeta电位以研究影响规律，接着进行了起泡性评价，最终优选出对絮凝影响较小且起泡性良好的表面活性剂。现场应用结果表明，表面活性剂对PAC影响的顺序为阴离子型>非离子型>两性离子型≈阳离子型，十二烷基乙氧基磺基甜菜碱为最佳表面活性剂。现场泡排工艺采用后，满足泡排要求的同时可使下游压裂返排液处理剂PAC日均浓度从400~600 mg/L降低至300~400 mg/L，应用效果良好且具有进一步推广应用的价值。
2020, 42(3): 346-350.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.016
摘要:
双水平井SAGD技术是油砂开采的主要方式。针对SAGD预热启动时间长的问题，采用蒸汽循环前注入溶剂方式，缩短预热时间，提高蒸汽利用效率。对溶剂与原油混合后降黏效率进行了测试；采用一维填砂模型，开展溶剂注入性能研究；采用三维物理模型，开展不同预热启动方式实验研究，分析SAGD不同启动方式的温度场、压力场随时间的变化规律。并以加拿大油砂为目标进行了SAGD启动方式及工艺参数优化。结果表明，溶剂可以大幅度降低原油黏度，前置注入溶剂可提高蒸汽注入能力，蒸汽-溶剂复合循环启动时间沿程平均降低幅度达15%，蒸汽注入量可减少21.4%。通过油藏数值模拟方法对比得出，加入溶剂井间达到80 ℃需要90 d，时间减少50%。因此，采用蒸汽-溶剂复合循环启动技术，可以有效提高加拿大油砂开采启动效率，并大幅度降低成本。
双水平井SAGD技术是油砂开采的主要方式。针对SAGD预热启动时间长的问题，采用蒸汽循环前注入溶剂方式，缩短预热时间，提高蒸汽利用效率。对溶剂与原油混合后降黏效率进行了测试；采用一维填砂模型，开展溶剂注入性能研究；采用三维物理模型，开展不同预热启动方式实验研究，分析SAGD不同启动方式的温度场、压力场随时间的变化规律。并以加拿大油砂为目标进行了SAGD启动方式及工艺参数优化。结果表明，溶剂可以大幅度降低原油黏度，前置注入溶剂可提高蒸汽注入能力，蒸汽-溶剂复合循环启动时间沿程平均降低幅度达15%，蒸汽注入量可减少21.4%。通过油藏数值模拟方法对比得出，加入溶剂井间达到80 ℃需要90 d，时间减少50%。因此，采用蒸汽-溶剂复合循环启动技术，可以有效提高加拿大油砂开采启动效率，并大幅度降低成本。
2020, 42(3): 351-355.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.017
摘要:
苏北油田兴北区块为典型“小、碎、深、薄、低”极复杂断块稠油底水油藏。原油胶质、沥青质含量高，黏度大，原油流动性差导致开发矛盾突出。为了实现该类复杂小断块稠油油藏的有效开发，提出了底水稠油油藏CO2与降黏剂复合吞吐技术方法，降黏剂是该技术成功实施的核心。通过在降黏剂分子中引入苯环结构来降低胶质、沥青质间的π-π堆积作用，合成了新型高分子表面活性剂型降黏剂。矿场应用表明，该降黏剂具有较好的耐温抗盐性，对苏北油田不同种类的稠油均具有良好的降黏效果。同时，CO2与该降黏剂混注时，在油藏温度压力条件下仍具有稳定的降黏率。本次合成的新型降黏剂在兴北油田取得了较好的增油降水效果，具有广阔的应用前景。
苏北油田兴北区块为典型“小、碎、深、薄、低”极复杂断块稠油底水油藏。原油胶质、沥青质含量高，黏度大，原油流动性差导致开发矛盾突出。为了实现该类复杂小断块稠油油藏的有效开发，提出了底水稠油油藏CO2与降黏剂复合吞吐技术方法，降黏剂是该技术成功实施的核心。通过在降黏剂分子中引入苯环结构来降低胶质、沥青质间的π-π堆积作用，合成了新型高分子表面活性剂型降黏剂。矿场应用表明，该降黏剂具有较好的耐温抗盐性，对苏北油田不同种类的稠油均具有良好的降黏效果。同时，CO2与该降黏剂混注时，在油藏温度压力条件下仍具有稳定的降黏率。本次合成的新型降黏剂在兴北油田取得了较好的增油降水效果，具有广阔的应用前景。
2020, 42(3): 356-362.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.018
摘要:
砾岩油藏微观孔隙结构复杂、宏观非均质性强，并且注采井距较小导致优势通道发育，聚窜矛盾突出，聚合物驱开发效果较差。以克拉玛依七东1区砾岩油藏为例，提出了小井距条件下聚合物驱注采耦合理论及方法。针对注采敏感井组通过注采耦合调控方法，拉大注采井距、变化流线，以控制聚合物窜流，有效启动优势通道屏蔽型剩余油，实现砾岩油藏聚合物精细化驱替，精准调控。结果表明，处于聚合物驱中后期的砾岩油藏在实施注采耦合方法调控策略后，整体含水回返趋势得到有效控制，油井聚窜得到抑制。针对目标油藏开展注采耦合参数优化，采用时间比例为1∶1对称型结构，注采耦合半周期为60 d时采出程度提高1.89%，效果最好。研究结果对砾岩油藏聚合物驱中后期提高采收率的有效开展具有指导意义。
砾岩油藏微观孔隙结构复杂、宏观非均质性强，并且注采井距较小导致优势通道发育，聚窜矛盾突出，聚合物驱开发效果较差。以克拉玛依七东1区砾岩油藏为例，提出了小井距条件下聚合物驱注采耦合理论及方法。针对注采敏感井组通过注采耦合调控方法，拉大注采井距、变化流线，以控制聚合物窜流，有效启动优势通道屏蔽型剩余油，实现砾岩油藏聚合物精细化驱替，精准调控。结果表明，处于聚合物驱中后期的砾岩油藏在实施注采耦合方法调控策略后，整体含水回返趋势得到有效控制，油井聚窜得到抑制。针对目标油藏开展注采耦合参数优化，采用时间比例为1∶1对称型结构，注采耦合半周期为60 d时采出程度提高1.89%，效果最好。研究结果对砾岩油藏聚合物驱中后期提高采收率的有效开展具有指导意义。
2020, 42(3): 363-368.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.019
摘要:
为了探索特高含水后期剩余油的潜力区和不同驱油方法提高采收率的机理，采用三维大模型物理模拟实验，研究了高倍数水驱、活性剂驱、聚合物驱、二元复合驱、微球-乳化剂驱过程中注入压力、波及系数的变化情况和剩余油饱和度的分布特征。研究结果表明，特高含水后期提高采收率的潜力区为未波及区的剩余油和已波及的弱水洗区和中水洗区，而不是强水洗区；继续高倍数水驱和超低界面张力活性剂驱不能进一步扩大波及系数，提高采收率潜力小，需采用深部调堵+微调驱油相结合的技术。自聚集微球-乳化剂驱具有封堵-驱替-再封堵-再驱替的特点，可扩大波及系数38.6%，提高采收率19.1%，其封堵能力、波及范围和驱油效率均明显高于聚合物驱和二元复合驱，具有良好的应用前景。
为了探索特高含水后期剩余油的潜力区和不同驱油方法提高采收率的机理，采用三维大模型物理模拟实验，研究了高倍数水驱、活性剂驱、聚合物驱、二元复合驱、微球-乳化剂驱过程中注入压力、波及系数的变化情况和剩余油饱和度的分布特征。研究结果表明，特高含水后期提高采收率的潜力区为未波及区的剩余油和已波及的弱水洗区和中水洗区，而不是强水洗区；继续高倍数水驱和超低界面张力活性剂驱不能进一步扩大波及系数，提高采收率潜力小，需采用深部调堵+微调驱油相结合的技术。自聚集微球-乳化剂驱具有封堵-驱替-再封堵-再驱替的特点，可扩大波及系数38.6%，提高采收率19.1%，其封堵能力、波及范围和驱油效率均明显高于聚合物驱和二元复合驱，具有良好的应用前景。
2020, 42(3): 369-374.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.020
摘要:
对于非均质性较强、长期注水开发的高温砂岩油藏，存在含水上升快、剩余油分布复杂、常规治理难度大等开发问题，一般采用深部调驱技术可以改善油藏开发效果。华北油田L断块储层温度高达115 ℃，处于高含水、高采出程度开发后期，应用数值模拟方法宏观研究剩余油分布，判定水流优势通道，自主研制新型耐高温复合交联剂，采用多井组联合同步调驱方式开展了现场试验。5个井组共注入4 4150 m3调驱剂，高峰期日增油25 t，综合含水下降9.5%，截至2019年12月累计增油12 780 t。现场试验结果表明，耐高温复合交联可动凝胶体系在L断块的深部调驱取得了显著的降水增油效果，剩余油分布研究及水流优势通道判定为调驱方案设计提供了可靠依据，为同类油藏开展深部调驱提供技术借鉴。
对于非均质性较强、长期注水开发的高温砂岩油藏，存在含水上升快、剩余油分布复杂、常规治理难度大等开发问题，一般采用深部调驱技术可以改善油藏开发效果。华北油田L断块储层温度高达115 ℃，处于高含水、高采出程度开发后期，应用数值模拟方法宏观研究剩余油分布，判定水流优势通道，自主研制新型耐高温复合交联剂，采用多井组联合同步调驱方式开展了现场试验。5个井组共注入4 4150 m3调驱剂，高峰期日增油25 t，综合含水下降9.5%，截至2019年12月累计增油12 780 t。现场试验结果表明，耐高温复合交联可动凝胶体系在L断块的深部调驱取得了显著的降水增油效果，剩余油分布研究及水流优势通道判定为调驱方案设计提供了可靠依据，为同类油藏开展深部调驱提供技术借鉴。
