E-mail Alert2020年 42卷 第6期
2020, 42(6): 673-678.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.001
摘要:
JHW00421井是吉木萨尔油田第1口超长水平段页岩油水平井，设计水平段长度3 027 m，面临钻进摩阻及扭矩大、井壁易失稳、井眼轨迹控制难度大、井眼清洁难度大、油层套管下入困难等诸多钻井难题。为攻克以上技术难题，开展了以下技术研究和现场实践：优化井身结构并将Ø244.5 mm技术套管下至A靶点以实现水平段专打；采用旋转导向工具对水平段轨迹进行精准控制并减小井眼曲折度；采用油水比85∶15的油基钻井液，降低长水平段井壁失稳风险、钻井管柱与井壁摩阻系数；基于水平井井筒清洁“传输带”理论，制定详细的井筒清洁技术方案以确保井筒“干净”；优选套管柱摩阻计算模型并合理选取摩阻系数，准确预测套管柱下入能力并优选下套管方案；采用多扶正器通井钻具组合、优化套管扶正器类型及安放位置以降低下套管阻力；采用油基冲洗型隔离液并优选注水泥参数来提高水平段固井质量。该井完钻井深5 830 m，实际完成水平段长度达3 100 m，水平段固井质量测井解释为优质，对今后同类超长水平段水平井设计和施工有借鉴和指导作用。
JHW00421井是吉木萨尔油田第1口超长水平段页岩油水平井，设计水平段长度3 027 m，面临钻进摩阻及扭矩大、井壁易失稳、井眼轨迹控制难度大、井眼清洁难度大、油层套管下入困难等诸多钻井难题。为攻克以上技术难题，开展了以下技术研究和现场实践：优化井身结构并将Ø244.5 mm技术套管下至A靶点以实现水平段专打；采用旋转导向工具对水平段轨迹进行精准控制并减小井眼曲折度；采用油水比85∶15的油基钻井液，降低长水平段井壁失稳风险、钻井管柱与井壁摩阻系数；基于水平井井筒清洁“传输带”理论，制定详细的井筒清洁技术方案以确保井筒“干净”；优选套管柱摩阻计算模型并合理选取摩阻系数，准确预测套管柱下入能力并优选下套管方案；采用多扶正器通井钻具组合、优化套管扶正器类型及安放位置以降低下套管阻力；采用油基冲洗型隔离液并优选注水泥参数来提高水平段固井质量。该井完钻井深5 830 m，实际完成水平段长度达3 100 m，水平段固井质量测井解释为优质，对今后同类超长水平段水平井设计和施工有借鉴和指导作用。
2020, 42(6): 679-683.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.002
摘要:
为寻求南华北盆地安徽北部地区油气资源勘查的突破，在亳州、阜阳一带部署了多口勘探井。针对皖亳参1井中古生界地层可钻性差、取心易堵及取心难度大等难点，采用配置双扶正器取心筒、调节岩心爪间隙、优选PDC钻头以及优化取心参数等方法，高效完成230 m破碎层取心，收获率达96.89%；针对皖太参1井二开长裸眼井段发生失返性漏失、卡钻等井下复杂，采用多种堵漏配方堵漏，以及复合震击-卡点爆炸-套铣等一系列工序成功解卡。通过多口井的技术实践，形成了一套适宜于亳州—阜阳地区页岩气调查井的高效取心技术和复杂处理方法，为下一步该地区同类井钻井施工提供借鉴。
为寻求南华北盆地安徽北部地区油气资源勘查的突破，在亳州、阜阳一带部署了多口勘探井。针对皖亳参1井中古生界地层可钻性差、取心易堵及取心难度大等难点，采用配置双扶正器取心筒、调节岩心爪间隙、优选PDC钻头以及优化取心参数等方法，高效完成230 m破碎层取心，收获率达96.89%；针对皖太参1井二开长裸眼井段发生失返性漏失、卡钻等井下复杂，采用多种堵漏配方堵漏，以及复合震击-卡点爆炸-套铣等一系列工序成功解卡。通过多口井的技术实践，形成了一套适宜于亳州—阜阳地区页岩气调查井的高效取心技术和复杂处理方法，为下一步该地区同类井钻井施工提供借鉴。
2020, 42(6): 684-690.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.003
摘要:
为有效解决库车山前井因高陡构造、高含砾石及地层各向异性导致的井斜控制难、钻头涡动及钻具黏滑问题，塔里木油田在克深A井盐上高含砾石地层康村组、吉迪克组应用了“垂直钻井工具+等壁厚螺杆”提速钻具组合。优选了适用于库车山前地区的输出功率高、性能稳定、处理复杂能力强的螺杆钻具，并通过钻柱力学及水力学优化设计解决了与垂直钻井工具的配套问题，实钻过程可用钻压高、扭矩平稳、机械钻速快，能够有效控制井斜并改善钻头涡动、钻具黏滑等非正常钻进状态，达到了解放钻压、保护钻头和提高破岩效率的目的，相比邻井同层位同井段机械钻速、单趟钻进尺分别有75%~262%、51%~134%的提高。验证了“垂直钻井工具+等壁厚螺杆”钻具组合在库车山前高陡含砾地层的提速应用可行性，可在库车山前井盐上地层规模推广使用。
为有效解决库车山前井因高陡构造、高含砾石及地层各向异性导致的井斜控制难、钻头涡动及钻具黏滑问题，塔里木油田在克深A井盐上高含砾石地层康村组、吉迪克组应用了“垂直钻井工具+等壁厚螺杆”提速钻具组合。优选了适用于库车山前地区的输出功率高、性能稳定、处理复杂能力强的螺杆钻具，并通过钻柱力学及水力学优化设计解决了与垂直钻井工具的配套问题，实钻过程可用钻压高、扭矩平稳、机械钻速快，能够有效控制井斜并改善钻头涡动、钻具黏滑等非正常钻进状态，达到了解放钻压、保护钻头和提高破岩效率的目的，相比邻井同层位同井段机械钻速、单趟钻进尺分别有75%~262%、51%~134%的提高。验证了“垂直钻井工具+等壁厚螺杆”钻具组合在库车山前高陡含砾地层的提速应用可行性，可在库车山前井盐上地层规模推广使用。
2020, 42(6): 691-696.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.004
摘要:
液动冲击器钻井技术是解决深井硬地层钻速慢、钻井效率低的有效方法之一。为了研究射吸式冲击器的实际工作状况，对现有的射吸式冲击器进行了有限元模拟分析，研究了不同冲锤质量、泵排量、喷嘴直径对冲击功和冲击频率的影响，优选出最优的工作参数。结果表明，在边界条件、泵排量和喷嘴直径保持不变时，随着冲锤质量的提高，工具冲击功增大，冲击频率降低；当冲锤质量为9.675 kg时，冲击频率为1 397次/min，冲击功和冲击频率均较大，冲锤回程消耗能量较小，此时冲锤质量为最优；当喷嘴直径不变时，随着泵排量增大，工具内部压降和冲击频率均提高；当泵排量不变时，随着喷嘴直径增大，工具内部压降和冲击频率均降低。该有限元模拟分析了不同工作参数下冲击器的工作效果，为现场的实际应用奠定了良好的基础。
液动冲击器钻井技术是解决深井硬地层钻速慢、钻井效率低的有效方法之一。为了研究射吸式冲击器的实际工作状况，对现有的射吸式冲击器进行了有限元模拟分析，研究了不同冲锤质量、泵排量、喷嘴直径对冲击功和冲击频率的影响，优选出最优的工作参数。结果表明，在边界条件、泵排量和喷嘴直径保持不变时，随着冲锤质量的提高，工具冲击功增大，冲击频率降低；当冲锤质量为9.675 kg时，冲击频率为1 397次/min，冲击功和冲击频率均较大，冲锤回程消耗能量较小，此时冲锤质量为最优；当喷嘴直径不变时，随着泵排量增大，工具内部压降和冲击频率均提高；当泵排量不变时，随着喷嘴直径增大，工具内部压降和冲击频率均降低。该有限元模拟分析了不同工作参数下冲击器的工作效果，为现场的实际应用奠定了良好的基础。
2020, 42(6): 697-702.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.005
摘要:
压力衰竭地层易发生井漏、井塌等井下复杂，其主要原因是油气压力下降后岩石特性参数以及地应力发生改变。如果沿用压力未衰竭时的安全钻井液密度窗口将会导致钻井液密度选用不合理，增大井下复杂情况的发生几率。为解决上述问题，考虑岩石特性参数变化对地应力的影响，假设地层岩石为横观各向同性弹性材料，建立了新的地应力计算模型，以DF气田的DF111调整井为例，分析地应力影响因素。结果表明：岩石弹性模量增加会导致水平地应力差增大，且其对最小水平主地应力的影响随井深增加而变大；泊松比的变化不会改变水平地应力差；DF111调整井储层压力由1.03 g/cm3衰竭到0.46 g/cm3，最小水平主地应力下降20.5%，最大水平主地应力下降16.1%，地层发生井漏的主要原因是地应力降低导致岩石有效剪应力增大。
压力衰竭地层易发生井漏、井塌等井下复杂，其主要原因是油气压力下降后岩石特性参数以及地应力发生改变。如果沿用压力未衰竭时的安全钻井液密度窗口将会导致钻井液密度选用不合理，增大井下复杂情况的发生几率。为解决上述问题，考虑岩石特性参数变化对地应力的影响，假设地层岩石为横观各向同性弹性材料，建立了新的地应力计算模型，以DF气田的DF111调整井为例，分析地应力影响因素。结果表明：岩石弹性模量增加会导致水平地应力差增大，且其对最小水平主地应力的影响随井深增加而变大；泊松比的变化不会改变水平地应力差；DF111调整井储层压力由1.03 g/cm3衰竭到0.46 g/cm3，最小水平主地应力下降20.5%，最大水平主地应力下降16.1%，地层发生井漏的主要原因是地应力降低导致岩石有效剪应力增大。
2020, 42(6): 703-707.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.006
摘要:
南海西部永乐区块某井水深1 893 m，泥线温度2.3 ℃，安全密度窗口极窄，其中目的层静态压力窗口只有0.1 g/cm3。为解决窄密度窗口水基钻井液安全钻进与水合物抑制的矛盾，在不影响钻井液流变性的情况下，利用乙烯基三甲氧基硅烷、乙烯基三乙氧基硅烷及固化剂等对玻璃微珠表面进行改性，制备了一种密度为0.4 g/cm3左右的新型密度减轻剂。室内实验结果表明，该密度减轻剂抗压能力能够达到40 MPa，对HEM钻井液体系流变性能影响小，能够有效降低钻井液密度0.4~0.6 g/cm3，室内相关钻井液性能测试与现场实测数据相吻合，现场应用结果表明该密度减轻剂有效拓宽了现场安全密度窗口，现场作业顺利并且易维护，无复杂情况出现。
南海西部永乐区块某井水深1 893 m，泥线温度2.3 ℃，安全密度窗口极窄，其中目的层静态压力窗口只有0.1 g/cm3。为解决窄密度窗口水基钻井液安全钻进与水合物抑制的矛盾，在不影响钻井液流变性的情况下，利用乙烯基三甲氧基硅烷、乙烯基三乙氧基硅烷及固化剂等对玻璃微珠表面进行改性，制备了一种密度为0.4 g/cm3左右的新型密度减轻剂。室内实验结果表明，该密度减轻剂抗压能力能够达到40 MPa，对HEM钻井液体系流变性能影响小，能够有效降低钻井液密度0.4~0.6 g/cm3，室内相关钻井液性能测试与现场实测数据相吻合，现场应用结果表明该密度减轻剂有效拓宽了现场安全密度窗口，现场作业顺利并且易维护，无复杂情况出现。
2020, 42(6): 708-713.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.007
摘要:
深水钻井液在低温、高压条件下受到天然气侵容易生成天然气水合物，导致钻井液性能恶化、水合物堵塞管线等问题，常用的方法是添加水合物抑制剂，传统热力学抑制剂盐醇加量达20%以上，存在成本高、污染重的缺点，有必要开展新型动力学抑制剂研制。通过在二元共聚物中引入一种长链单体，合成了一种三元长侧链共聚物抑制剂YHHI-1。室内采用红外光谱、元素分析等对聚合物进行表征，用高压釜对聚合物抑制性能进行评价，考察了不同加量对基浆、实验浆低温老化性能及水合物生成时间的影响。结果表明，合成反应6 h黏均分子量可达约12万，红外光谱证实其结构包含预期官能团，元素分析证实单体反应程度约100%。2%YHHI-1水溶液抑制结晶时间达120.52 min。在5%的膨润土浆中加入1.0%YHHI-1可以将钻井液API滤失量降低至5 mL以内，并显著改善钻井液低温老化性能；当YHHI-1加量增至1.5%，模拟海水钻井液API滤失量降低至3 mL，低温老化后动塑比为0.5 Pa/(mPa · s)，无性能突变现象。不同YHHI-1加量下，5%膨润土浆、模拟海水钻井液的水合物生成实验表明，在基浆中加入1.0%YHHI-1，无水合物生成时间大于5 h；在实验浆加入1.5% YHHI-1，无水合物生成时间可达3 h以上。
深水钻井液在低温、高压条件下受到天然气侵容易生成天然气水合物，导致钻井液性能恶化、水合物堵塞管线等问题，常用的方法是添加水合物抑制剂，传统热力学抑制剂盐醇加量达20%以上，存在成本高、污染重的缺点，有必要开展新型动力学抑制剂研制。通过在二元共聚物中引入一种长链单体，合成了一种三元长侧链共聚物抑制剂YHHI-1。室内采用红外光谱、元素分析等对聚合物进行表征，用高压釜对聚合物抑制性能进行评价，考察了不同加量对基浆、实验浆低温老化性能及水合物生成时间的影响。结果表明，合成反应6 h黏均分子量可达约12万，红外光谱证实其结构包含预期官能团，元素分析证实单体反应程度约100%。2%YHHI-1水溶液抑制结晶时间达120.52 min。在5%的膨润土浆中加入1.0%YHHI-1可以将钻井液API滤失量降低至5 mL以内，并显著改善钻井液低温老化性能；当YHHI-1加量增至1.5%，模拟海水钻井液API滤失量降低至3 mL，低温老化后动塑比为0.5 Pa/(mPa · s)，无性能突变现象。不同YHHI-1加量下，5%膨润土浆、模拟海水钻井液的水合物生成实验表明，在基浆中加入1.0%YHHI-1，无水合物生成时间大于5 h；在实验浆加入1.5% YHHI-1，无水合物生成时间可达3 h以上。
2020, 42(6): 714-719.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.008
摘要:
依据自由基水溶液聚合原理，以2–丙烯酰胺基–2甲基丙磺酸钠(AMPS)、苯乙烯磺酸钠(SSS)和3-二甲胺基烯丙基膦酸(DMAAPA)三种单体合成了含膦聚合物缓凝剂OPR-1。经正交试验考察了OPR-1 对水泥浆缓凝性能及早其抗压强度的影响，进而得出最佳合成条件：单体的质量比mAMPS∶mSSS∶mDMAAPA为4∶3∶3，引发剂加量0.3%，反应温度50 ℃，pH值6~7，反应时间4 h。经红外光谱测试聚合物OPR-1即为分子结构设计目标产物。在不同的温度压力下分别测试了不同加量OPR-1缓凝剂的水泥浆稠化时间，结果表明OPR-1缓凝剂具有较高的抗温性能，在160 ℃、101 MPa条件下，水泥浆的稠化时间均可延长至334 min。测试了不同加量OPR-1缓凝剂的水泥浆水泥石的早期抗压强度，未出现超缓凝现象。通过扫描电子显微镜表征结合现有的水泥浆缓凝理论，讨论了OPR-1缓凝机理，认为缓凝现象的发生，是由于OPR-1与水泥中的 Ca2+、Al3+等形成在高温下不易破坏的强螯合结构，形成复杂的“晶核毒化”作用，阻碍了晶核的生长发育。
依据自由基水溶液聚合原理，以2–丙烯酰胺基–2甲基丙磺酸钠(AMPS)、苯乙烯磺酸钠(SSS)和3-二甲胺基烯丙基膦酸(DMAAPA)三种单体合成了含膦聚合物缓凝剂OPR-1。经正交试验考察了OPR-1 对水泥浆缓凝性能及早其抗压强度的影响，进而得出最佳合成条件：单体的质量比mAMPS∶mSSS∶mDMAAPA为4∶3∶3，引发剂加量0.3%，反应温度50 ℃，pH值6~7，反应时间4 h。经红外光谱测试聚合物OPR-1即为分子结构设计目标产物。在不同的温度压力下分别测试了不同加量OPR-1缓凝剂的水泥浆稠化时间，结果表明OPR-1缓凝剂具有较高的抗温性能，在160 ℃、101 MPa条件下，水泥浆的稠化时间均可延长至334 min。测试了不同加量OPR-1缓凝剂的水泥浆水泥石的早期抗压强度，未出现超缓凝现象。通过扫描电子显微镜表征结合现有的水泥浆缓凝理论，讨论了OPR-1缓凝机理，认为缓凝现象的发生，是由于OPR-1与水泥中的 Ca2+、Al3+等形成在高温下不易破坏的强螯合结构，形成复杂的“晶核毒化”作用，阻碍了晶核的生长发育。
2020, 42(6): 720-725.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.009
摘要:
乌兹别克斯坦费尔甘纳盆地具有高温、高压、高含盐、高含硫、地层压力窗口窄的特点，明15井是费尔甘纳盆地明格布拉克油田的一口重点深探井。邻井资料显示该区块油藏埋藏深，地层温度高，油层上部地层压力变化大，存在多个高压盐水层和低压漏失层，实际安全钻井液密度窗口只有0.02 g/cm3，导致固井事故率高，固井质量差。为了提高固井质量，降低四开油层段钻井风险，明15井三开使用Ø244.5 mm技术套管全井封固油层顶部0~5 177 m井段。优选了锰铁矿和赤铁矿的“二元级配”组合，配合新型聚合物交联防窜剂和大温差缓凝剂，形成了2.35 g/cm3和2.45 g/cm3的高密度抗高温、抗盐、防窜水泥浆体系；首次使用深井大套管分级固井降低固井施工和漏失风险；利用低返速壁面剪切原理，调整水泥浆和隔离液的壁面剪切力在15~30 Pa之间，实现了深井低返速下的高顶替效率。明15井三开固井质量合格率80%，优质率48%，创下区块最好水平，该固井技术的成功应用为明格和其他区块高密度、高温和高、低压同层固井提供了宝贵的成功经验。
乌兹别克斯坦费尔甘纳盆地具有高温、高压、高含盐、高含硫、地层压力窗口窄的特点，明15井是费尔甘纳盆地明格布拉克油田的一口重点深探井。邻井资料显示该区块油藏埋藏深，地层温度高，油层上部地层压力变化大，存在多个高压盐水层和低压漏失层，实际安全钻井液密度窗口只有0.02 g/cm3，导致固井事故率高，固井质量差。为了提高固井质量，降低四开油层段钻井风险，明15井三开使用Ø244.5 mm技术套管全井封固油层顶部0~5 177 m井段。优选了锰铁矿和赤铁矿的“二元级配”组合，配合新型聚合物交联防窜剂和大温差缓凝剂，形成了2.35 g/cm3和2.45 g/cm3的高密度抗高温、抗盐、防窜水泥浆体系；首次使用深井大套管分级固井降低固井施工和漏失风险；利用低返速壁面剪切原理，调整水泥浆和隔离液的壁面剪切力在15~30 Pa之间，实现了深井低返速下的高顶替效率。明15井三开固井质量合格率80%，优质率48%，创下区块最好水平，该固井技术的成功应用为明格和其他区块高密度、高温和高、低压同层固井提供了宝贵的成功经验。
2020, 42(6): 726-730.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.010
摘要:
深部油气藏埋藏较深，钻遇复杂层系较多，受地质及工程因素影响，井壁坍塌或缩径现象更加突出。采用实验或理论方法研究不规则井眼注水泥问题成本高、难度大，常规数值模拟难以追踪井壁坍塌或缩径扰动引起的顶替界面突变特征。因此提出基于相场法的注水泥顶替数学模型，以表面张力为耦合变量，用Navier-Stokes方程描述流体流动，用Cahn-Hilliard方程追踪顶替界面变化，解决了井壁不规则引起的数值模拟不易收敛的难题，并通过数值方法模拟了注水泥时的流场及顶替界面演变过程，揭示了井壁坍塌或缩径对顶替效率的影响机理和规律。模拟发现井壁坍塌或缩径扰动会引起旋涡。扩径井段，旋涡强度较小时扩径区被顶替液不易被“旋出”，从而产生滞留或顶替死角；扩径率超过15%时，井壁坍塌对被顶替液滞留现象的影响越来越严重；缩径井段，旋涡会使下游产生混浆现象；缩径超过10%后，缩径对混浆影响越来越严重。研究表明，相场法解决了井壁不规则导致的注水泥顶替数值模拟时不容易收敛的问题，有助于揭示井壁坍塌或缩径影响注水泥顶替效率的作用机理。
深部油气藏埋藏较深，钻遇复杂层系较多，受地质及工程因素影响，井壁坍塌或缩径现象更加突出。采用实验或理论方法研究不规则井眼注水泥问题成本高、难度大，常规数值模拟难以追踪井壁坍塌或缩径扰动引起的顶替界面突变特征。因此提出基于相场法的注水泥顶替数学模型，以表面张力为耦合变量，用Navier-Stokes方程描述流体流动，用Cahn-Hilliard方程追踪顶替界面变化，解决了井壁不规则引起的数值模拟不易收敛的难题，并通过数值方法模拟了注水泥时的流场及顶替界面演变过程，揭示了井壁坍塌或缩径对顶替效率的影响机理和规律。模拟发现井壁坍塌或缩径扰动会引起旋涡。扩径井段，旋涡强度较小时扩径区被顶替液不易被“旋出”，从而产生滞留或顶替死角；扩径率超过15%时，井壁坍塌对被顶替液滞留现象的影响越来越严重；缩径井段，旋涡会使下游产生混浆现象；缩径超过10%后，缩径对混浆影响越来越严重。研究表明，相场法解决了井壁不规则导致的注水泥顶替数值模拟时不容易收敛的问题，有助于揭示井壁坍塌或缩径影响注水泥顶替效率的作用机理。
2020, 42(6): 731-737.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.011
摘要:
华北油田勘探历史久远且开发历程复杂，包含直井、定向井、大斜度井等多种井型，井筒完整性问题复杂，永久性封井难度大。为从封井设计源头保证废弃井永久性封井的安全，减少环保风险，以Y油田为例，对华北油田面临的永久性封井难点进行了分析。影响废弃井井筒完整性的关键因素是井屏障，结合Y油田实际情况，详细分析了其永久性封井面临的挑战，包括井筒完整性数据不全、固井质量不合格、已封井井屏障设置不合理、地下淡水层保护问题、地层完整性潜在风险、标准规范合理性问题及封井成本控制等。同时，结合国内外永久性封井经验给出相应技术对策和建议。分析结果为华北油田Y油田及类似油田的永久性封井设计、作业等提供参考。
华北油田勘探历史久远且开发历程复杂，包含直井、定向井、大斜度井等多种井型，井筒完整性问题复杂，永久性封井难度大。为从封井设计源头保证废弃井永久性封井的安全，减少环保风险，以Y油田为例，对华北油田面临的永久性封井难点进行了分析。影响废弃井井筒完整性的关键因素是井屏障，结合Y油田实际情况，详细分析了其永久性封井面临的挑战，包括井筒完整性数据不全、固井质量不合格、已封井井屏障设置不合理、地下淡水层保护问题、地层完整性潜在风险、标准规范合理性问题及封井成本控制等。同时，结合国内外永久性封井经验给出相应技术对策和建议。分析结果为华北油田Y油田及类似油田的永久性封井设计、作业等提供参考。
2020, 42(6): 738-744.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.012
摘要:
页岩油已成为我国现阶段油气开发的重点，而基于水平井和水力压裂的立体开发模式可以有效提高页岩油的开采效率。立体开发过程造成储层压降，进而诱发储层地应力状态发生复杂变化，干扰邻近深度层的工程作业。为了研究立体开发对储层地应力演化的影响，根据孔隙弹性力学理论，综合储层渗流、岩石骨架线弹性变形和现场资料建立了页岩油储层三维地应力演化数学模型，表征了储层纵向和横向的孔压、地应力的时空演化特征，并分析了三维立体空间下SRV(储层改造区域)对这些响应特征的影响。研究表明，SRV对储层地应力响应具有增强作用；立体开发对储层地应力响应的影响随着纵向上靠近SRV中心而增大；不同深度层均会出现地应力大小和主应力方向的变化；出现层间应力干扰现象，造成地层破裂压力扰动，破裂难度随立体空间中位置的不同而发生改变。研究结果可为我国现阶段页岩油立体开发提供理论基础。
页岩油已成为我国现阶段油气开发的重点，而基于水平井和水力压裂的立体开发模式可以有效提高页岩油的开采效率。立体开发过程造成储层压降，进而诱发储层地应力状态发生复杂变化，干扰邻近深度层的工程作业。为了研究立体开发对储层地应力演化的影响，根据孔隙弹性力学理论，综合储层渗流、岩石骨架线弹性变形和现场资料建立了页岩油储层三维地应力演化数学模型，表征了储层纵向和横向的孔压、地应力的时空演化特征，并分析了三维立体空间下SRV(储层改造区域)对这些响应特征的影响。研究表明，SRV对储层地应力响应具有增强作用；立体开发对储层地应力响应的影响随着纵向上靠近SRV中心而增大；不同深度层均会出现地应力大小和主应力方向的变化；出现层间应力干扰现象，造成地层破裂压力扰动，破裂难度随立体空间中位置的不同而发生改变。研究结果可为我国现阶段页岩油立体开发提供理论基础。
2020, 42(6): 745-751.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.013
摘要:
薄煤层气藏较高的应力敏感性和互层性导致其改造效果受射孔参数影响尤为突出。将渗流-应力-损伤耦合模型应用于薄煤层群射孔参数优化研究中，结合现场测井与施工资料，模拟了各射孔参数下薄煤层压裂裂缝的起裂与拓展，基于储层损伤体积定量评价射孔参数对改造效果的影响；分析了影响煤层产能的因素和间接压裂的增产机理，并开展了薄煤层顶底板间接压裂的数值模拟。模拟结果表明：射孔数对损伤体积的影响最大，射孔深度和相位角次之，射孔间距影响最小；与常规压裂相比，顶底板射孔的间接压裂需要更长的泵注时间和压力。本研究建立的有限元数值模型可用于分析近井筒裂缝起裂问题，对现场射孔和压裂优化设计具有指导意义。
薄煤层气藏较高的应力敏感性和互层性导致其改造效果受射孔参数影响尤为突出。将渗流-应力-损伤耦合模型应用于薄煤层群射孔参数优化研究中，结合现场测井与施工资料，模拟了各射孔参数下薄煤层压裂裂缝的起裂与拓展，基于储层损伤体积定量评价射孔参数对改造效果的影响；分析了影响煤层产能的因素和间接压裂的增产机理，并开展了薄煤层顶底板间接压裂的数值模拟。模拟结果表明：射孔数对损伤体积的影响最大，射孔深度和相位角次之，射孔间距影响最小；与常规压裂相比，顶底板射孔的间接压裂需要更长的泵注时间和压力。本研究建立的有限元数值模型可用于分析近井筒裂缝起裂问题，对现场射孔和压裂优化设计具有指导意义。
2020, 42(6): 752-756.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.014
摘要:
中东及中亚地区碳酸盐岩储层弹性模量较低，仅为中国碳酸盐岩储层弹性模量的1/2~1/3。这类储层酸压后增产有效期短、裂缝导流能力难于保持。为此开展了室内实验，研究储层弹性模量、排量和酸压工艺对裂缝导流能力的影响。结果表明：对于低弹性模量(＜20 GPa)碳酸盐岩来说，采用胶凝酸酸压，在闭合应力超过20 MPa后导流能力无法保持；对于低弹性模量碳酸盐岩，高排量比低排量的导流能力强。高闭合应力条件下，闭合酸化可以有效提高裂缝导流能力，且闭合酸化时低排量注酸导流能力提高效果更好。中东S油田碳酸盐岩酸压后虽然产生大量的酸蚀蚓孔，但没有形成有效的导流能力，采用加砂压裂后导流能力更好。
中东及中亚地区碳酸盐岩储层弹性模量较低，仅为中国碳酸盐岩储层弹性模量的1/2~1/3。这类储层酸压后增产有效期短、裂缝导流能力难于保持。为此开展了室内实验，研究储层弹性模量、排量和酸压工艺对裂缝导流能力的影响。结果表明：对于低弹性模量(＜20 GPa)碳酸盐岩来说，采用胶凝酸酸压，在闭合应力超过20 MPa后导流能力无法保持；对于低弹性模量碳酸盐岩，高排量比低排量的导流能力强。高闭合应力条件下，闭合酸化可以有效提高裂缝导流能力，且闭合酸化时低排量注酸导流能力提高效果更好。中东S油田碳酸盐岩酸压后虽然产生大量的酸蚀蚓孔，但没有形成有效的导流能力，采用加砂压裂后导流能力更好。
2020, 42(6): 757-761, 796.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.015
摘要:
为了提高相渗透率改善剂的耐温性、抗盐性和时效性，以改型丙烯酰胺（AM）为主体，植入阴离子基团，采用溶液聚合的方法，合成了一种新型疏水缔合型聚合物（HHA-RPM）并配制出HHA-RPM体系。对体系的耐温性、抗盐性、时效性和相渗改善效果进行了室内评价实验，并开展了现场应用试验。室内实验表明，在90 ~120 ℃区间，体系有良好的耐温性能；当含盐量为1.0%时，依然保持一定的黏度，表明了该体系具有良好的抗盐性；添加了0.05%抗氧化剂，该体系具有良好的时效性；该相渗改善剂体系能有效降低水相渗透率，对油相渗透率影响较小。现场应用表明，该体系的增油降水效果显著，初期平均单井日增油3.61 t，含水率平均降低17.66百分点。
为了提高相渗透率改善剂的耐温性、抗盐性和时效性，以改型丙烯酰胺（AM）为主体，植入阴离子基团，采用溶液聚合的方法，合成了一种新型疏水缔合型聚合物（HHA-RPM）并配制出HHA-RPM体系。对体系的耐温性、抗盐性、时效性和相渗改善效果进行了室内评价实验，并开展了现场应用试验。室内实验表明，在90 ~120 ℃区间，体系有良好的耐温性能；当含盐量为1.0%时，依然保持一定的黏度，表明了该体系具有良好的抗盐性；添加了0.05%抗氧化剂，该体系具有良好的时效性；该相渗改善剂体系能有效降低水相渗透率，对油相渗透率影响较小。现场应用表明，该体系的增油降水效果显著，初期平均单井日增油3.61 t，含水率平均降低17.66百分点。
2020, 42(6): 762-766.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.016
摘要:
苏桥储气库XS注采井采用筛管完井，下入筛管井段4 900~5 400 m，储层温度160 ℃，目前压力系数0.8，常规的机械转向、化学转向存在适用性差、施工难度大、封堵效果不佳等问题。基于超分子化学自组装原理，用氯化锂、β-环糊精、C8H17OH、甲基纤维素、N-甲基甲酰胺合成了一种液体暂堵转向剂，该转向剂在常温下为液态，在温度升高至储层温度的过程中，其相态分别表现为液态-固态-液态。室内测试了液体暂堵转向剂封堵强度、相变时间、对剖缝岩心的伤害程度，实验结果表明，该转向剂具有易注入、易返排、低伤害的特点，有效解决了高温、长井段、筛管完井等条件下转向工艺受限的问题，可对特殊气井的暂堵转向酸压提供技术支持。
苏桥储气库XS注采井采用筛管完井，下入筛管井段4 900~5 400 m，储层温度160 ℃，目前压力系数0.8，常规的机械转向、化学转向存在适用性差、施工难度大、封堵效果不佳等问题。基于超分子化学自组装原理，用氯化锂、β-环糊精、C8H17OH、甲基纤维素、N-甲基甲酰胺合成了一种液体暂堵转向剂，该转向剂在常温下为液态，在温度升高至储层温度的过程中，其相态分别表现为液态-固态-液态。室内测试了液体暂堵转向剂封堵强度、相变时间、对剖缝岩心的伤害程度，实验结果表明，该转向剂具有易注入、易返排、低伤害的特点，有效解决了高温、长井段、筛管完井等条件下转向工艺受限的问题，可对特殊气井的暂堵转向酸压提供技术支持。
2020, 42(6): 767-771.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.017
摘要:
以加拿大长湖油田McMurray组油砂储层为研究对象，利用数值模拟方法，对注采井组井间的倾斜泥质夹层进行表征，模拟对比了倾斜泥质夹层的倾斜角度、夹层间距、延展长度对蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开发效果的影响。研究表明，注采井间的倾斜泥质夹层(IBIP)对SAGD生产指标影响较大，在夹层间距20~40 m IBIP型的模型中，夹层倾斜角度越大、间距越小、延伸长度越长，则产量高峰时间越推迟滞后，产油峰值越低，累积产油量逐渐增大。夹层间距大于40 m的IBIP型的模型，倾斜角度越大、间距越大、延展长度越短，则产油高峰时间会提前，产油峰值降低。因此在倾斜角度3°、夹层间距40 m、延伸长度12 m处达到整体日产油峰值最高值；在倾斜角度8°，夹层间距20 m处达到整体最终累积产油量最高值。研究结果可指导下一步双水平井SAGD井位部署。
以加拿大长湖油田McMurray组油砂储层为研究对象，利用数值模拟方法，对注采井组井间的倾斜泥质夹层进行表征，模拟对比了倾斜泥质夹层的倾斜角度、夹层间距、延展长度对蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开发效果的影响。研究表明，注采井间的倾斜泥质夹层(IBIP)对SAGD生产指标影响较大，在夹层间距20~40 m IBIP型的模型中，夹层倾斜角度越大、间距越小、延伸长度越长，则产量高峰时间越推迟滞后，产油峰值越低，累积产油量逐渐增大。夹层间距大于40 m的IBIP型的模型，倾斜角度越大、间距越大、延展长度越短，则产油高峰时间会提前，产油峰值降低。因此在倾斜角度3°、夹层间距40 m、延伸长度12 m处达到整体日产油峰值最高值；在倾斜角度8°，夹层间距20 m处达到整体最终累积产油量最高值。研究结果可指导下一步双水平井SAGD井位部署。
2020, 42(6): 772-778.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.018
摘要:
针对低渗透油藏CO2驱开发后期的气窜问题，利用小分子胺类化合物和一种改性长链烷基阴离子表面活性剂制备了新型CO2响应性凝胶封窜体系。在不同温度(25 ℃、70 ℃)、不同压力(常压、8 MPa)下对体系接触CO2前后的流变性进行了测试，利用环境扫描电镜和核磁共振表征了其微观结构，通过岩心物理模拟实验评价了体系的封窜性能。实验结果表明，体系在接触CO2前为黏度与水相近的溶液，接触CO2之后则转变为高黏凝胶状态，且表现出黏弹性；接触CO2后体系内部结构由松散分离的无序排列转变为排列有序紧密连接，形成三维网状聚集结构。核磁共振测试结果证实了体系接触CO2之后小分子胺类化合物发生质子化的现象，形成“伪双子表面活性剂”，再通过自组装聚集缠绕形成蠕虫状胶束，造成体系接触CO2后黏度急剧增大。高低渗双管并联岩心实验表明，多孔介质条件下该体系对于高渗岩心的封堵率大于90%。研究结果为低渗储层CO2驱开发后期的气窜封堵提供了技术指导。
针对低渗透油藏CO2驱开发后期的气窜问题，利用小分子胺类化合物和一种改性长链烷基阴离子表面活性剂制备了新型CO2响应性凝胶封窜体系。在不同温度(25 ℃、70 ℃)、不同压力(常压、8 MPa)下对体系接触CO2前后的流变性进行了测试，利用环境扫描电镜和核磁共振表征了其微观结构，通过岩心物理模拟实验评价了体系的封窜性能。实验结果表明，体系在接触CO2前为黏度与水相近的溶液，接触CO2之后则转变为高黏凝胶状态，且表现出黏弹性；接触CO2后体系内部结构由松散分离的无序排列转变为排列有序紧密连接，形成三维网状聚集结构。核磁共振测试结果证实了体系接触CO2之后小分子胺类化合物发生质子化的现象，形成“伪双子表面活性剂”，再通过自组装聚集缠绕形成蠕虫状胶束，造成体系接触CO2后黏度急剧增大。高低渗双管并联岩心实验表明，多孔介质条件下该体系对于高渗岩心的封堵率大于90%。研究结果为低渗储层CO2驱开发后期的气窜封堵提供了技术指导。
2020, 42(6): 779-783.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.019
摘要:
为了满足现场深部调驱的需求，研究适用于临界温度(65~75 ℃)条件下的凝胶调驱体系配方。采用室内实验评价方法对聚丙烯酰胺(HPAM)-有机铬和聚丙烯酰胺(HPAM)-酚醛树脂共2种常用凝胶体系在70 ℃条件下的适应性进行了分析与评价。研究结果表明，酚醛树脂凝胶比有机铬凝胶的成胶黏度高，黏弹性模量大，说明附着力和抗剪切能力强；成胶的浓度下限低，可大大降低调驱成本。然而，酚醛树脂凝胶存在交联速度慢、交联时间过长(120~140 h)等问题，因此引入金属离子增加交联反应类型，将交联时间缩短至48 h；得到了适用于临界温度下的可动凝胶体系配方：聚合物浓度为1 200 mg/L，交联剂浓度为1 300 mg/L，促胶剂浓度为50 mg/L。对应凝胶体系的交联时间为48 h，成胶黏度为2 100 mPa · s，70 ℃条件下，恒温考察90 d，黏度保持率达到70%以上，并且仍保持较好的黏弹性，未出现破胶、析水现象，说明体系长期稳定性良好。
为了满足现场深部调驱的需求，研究适用于临界温度(65~75 ℃)条件下的凝胶调驱体系配方。采用室内实验评价方法对聚丙烯酰胺(HPAM)-有机铬和聚丙烯酰胺(HPAM)-酚醛树脂共2种常用凝胶体系在70 ℃条件下的适应性进行了分析与评价。研究结果表明，酚醛树脂凝胶比有机铬凝胶的成胶黏度高，黏弹性模量大，说明附着力和抗剪切能力强；成胶的浓度下限低，可大大降低调驱成本。然而，酚醛树脂凝胶存在交联速度慢、交联时间过长(120~140 h)等问题，因此引入金属离子增加交联反应类型，将交联时间缩短至48 h；得到了适用于临界温度下的可动凝胶体系配方：聚合物浓度为1 200 mg/L，交联剂浓度为1 300 mg/L，促胶剂浓度为50 mg/L。对应凝胶体系的交联时间为48 h，成胶黏度为2 100 mPa · s，70 ℃条件下，恒温考察90 d，黏度保持率达到70%以上，并且仍保持较好的黏弹性，未出现破胶、析水现象，说明体系长期稳定性良好。
2020, 42(6): 784-790.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.020
摘要:
泥岩具有极强吸水性能，泥岩水化膨胀将会使套管服役环境恶化，降低套管使用寿命。为研究不同驱替液水化泥岩层后对套管服役的影响，首先针对目的区块泥岩进行组分、水化膨胀及力学实验，并在此基础上建立不同水化膨胀工况泥岩层的有限元模型，分析泥岩层水化膨胀对套管外挤载荷和套管应力变形影响。研究结果表明：泥岩层理发育，吸水后岩石易分散，聚合物化学液对泥岩水化作用相对更弱；泥岩水化后岩石强度降低，纯水和聚合物化学液浸泡后岩石强度分别降低为原样的1/20~1/15和1/3~1/2；泥岩水化膨胀增加了水化岩层段的套管外挤载荷和套管应力，与注纯水相比，注化学液可以降低套管外挤载荷和应力水平，对保护套管和延长套管使用寿命更加有利。
泥岩具有极强吸水性能，泥岩水化膨胀将会使套管服役环境恶化，降低套管使用寿命。为研究不同驱替液水化泥岩层后对套管服役的影响，首先针对目的区块泥岩进行组分、水化膨胀及力学实验，并在此基础上建立不同水化膨胀工况泥岩层的有限元模型，分析泥岩层水化膨胀对套管外挤载荷和套管应力变形影响。研究结果表明：泥岩层理发育，吸水后岩石易分散，聚合物化学液对泥岩水化作用相对更弱；泥岩水化后岩石强度降低，纯水和聚合物化学液浸泡后岩石强度分别降低为原样的1/20~1/15和1/3~1/2；泥岩水化膨胀增加了水化岩层段的套管外挤载荷和套管应力，与注纯水相比，注化学液可以降低套管外挤载荷和应力水平，对保护套管和延长套管使用寿命更加有利。
2020, 42(6): 791-796.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.021
摘要:
为了检测评价大张坨地下储气库注采井的技术状况及油套管实际腐蚀情况，利用多层管柱电磁探伤技术，对注采井油套管进行了探伤检测，分别获得油套管壁厚数据，并对油套管剩余壁厚、腐蚀速率进行了进一步的统计分析。研究结果表明，油套管腐蚀速率与注采井设计前的室内实验、生产过程的挂片监测试验数据相比有较大差异；油套管实际腐蚀量随井深增加而增加，环空保护液、水泥环界面附近及井口段腐蚀量显著增加。建议在储气库注采井油套管设计时，盈余量应显著大于常规油气井，特别是井口200 m段及下部位置。储气库注采井应在完成建井或注采井服役5 a内进行油套管基准壁厚的检测。
为了检测评价大张坨地下储气库注采井的技术状况及油套管实际腐蚀情况，利用多层管柱电磁探伤技术，对注采井油套管进行了探伤检测，分别获得油套管壁厚数据，并对油套管剩余壁厚、腐蚀速率进行了进一步的统计分析。研究结果表明，油套管腐蚀速率与注采井设计前的室内实验、生产过程的挂片监测试验数据相比有较大差异；油套管实际腐蚀量随井深增加而增加，环空保护液、水泥环界面附近及井口段腐蚀量显著增加。建议在储气库注采井油套管设计时，盈余量应显著大于常规油气井，特别是井口200 m段及下部位置。储气库注采井应在完成建井或注采井服役5 a内进行油套管基准壁厚的检测。
2020, 42(6): 797-803, 810.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.022
摘要:
微粒运移是一种重要的储层损害类型，地下储气库井在注气过程中因注气压力递增或波动而诱发储层微粒运移。当前，基于储气库注气压力变化下的微粒运移机理尚不明确，且少有系统开展模拟储气库注气压力变化下的微粒运移实验研究。为此，选用相国寺储气库黄龙组碳酸盐岩储层岩心制取裂缝岩心，分别开展了应力敏感实验、气体速敏实验、模拟储气库注气压力递增和压力波动情形下的岩心流动实验，测试压力递增和压力波动的岩心渗透率和出口端微粒浊度，并借助X射线衍射和扫描电镜等手段，分析储层微粒运移的潜在微粒类型，揭示了储气库注气压力动态变化诱发储层微粒运移机理。实验表明：①驱替压力递增和压力波动实验中的压力梯度远大于速敏实验中岩心发生速敏时(微粒运移)的临界压力梯度，岩心应力敏感程度为弱~中等偏弱；②驱替压力递增和波动下岩心平均渗透率损害率分别为77%和57%；③驱替压力递增和压力波动引起储层裂缝壁面脆弱结构附着能力下降是微粒运移的重要诱发机制。分析认为，注气压力递增或频繁波动会诱发储气库储层微粒运移损害，应预防钻完井过程中外来固相微粒侵入，并对储层中固有微粒进行清除。
微粒运移是一种重要的储层损害类型，地下储气库井在注气过程中因注气压力递增或波动而诱发储层微粒运移。当前，基于储气库注气压力变化下的微粒运移机理尚不明确，且少有系统开展模拟储气库注气压力变化下的微粒运移实验研究。为此，选用相国寺储气库黄龙组碳酸盐岩储层岩心制取裂缝岩心，分别开展了应力敏感实验、气体速敏实验、模拟储气库注气压力递增和压力波动情形下的岩心流动实验，测试压力递增和压力波动的岩心渗透率和出口端微粒浊度，并借助X射线衍射和扫描电镜等手段，分析储层微粒运移的潜在微粒类型，揭示了储气库注气压力动态变化诱发储层微粒运移机理。实验表明：①驱替压力递增和压力波动实验中的压力梯度远大于速敏实验中岩心发生速敏时(微粒运移)的临界压力梯度，岩心应力敏感程度为弱~中等偏弱；②驱替压力递增和波动下岩心平均渗透率损害率分别为77%和57%；③驱替压力递增和压力波动引起储层裂缝壁面脆弱结构附着能力下降是微粒运移的重要诱发机制。分析认为，注气压力递增或频繁波动会诱发储气库储层微粒运移损害，应预防钻完井过程中外来固相微粒侵入，并对储层中固有微粒进行清除。
2020, 42(6): 804-810.
doi: 10.13639/j.odpt.2020.06.023
摘要:
为解决高气液比油井井下气液高效分离的技术难题，开发设计了一种适用于多流型流体的井下三级高效气液分离器，建立了一套用于多流型的气液两相实验评价系统，实验中分离器入口液相流量为5~300 m3/d，入口含气率为5.0%~94.1%。实验研究结果表明，内筒体和外筒体之间的液位高度是保证分离器高效分离的关键指标。液位高度控制在合理临界液位下可实现在宽流程、高含气率、多流型，特别是振荡流型下气液混合物的高效分离，同时验证了该分离器具有较强的自适应能力，入口含气率在26.7%~94.1%范围内变化可实现高效的气液分离效率。该技术实现了井下小尺寸空间、高含气率、宽流程及多流型工况环境下气液高效分离，为海上油气田高含气井况电泵排液/举升的平稳运行提供有效解决方案。
为解决高气液比油井井下气液高效分离的技术难题，开发设计了一种适用于多流型流体的井下三级高效气液分离器，建立了一套用于多流型的气液两相实验评价系统，实验中分离器入口液相流量为5~300 m3/d，入口含气率为5.0%~94.1%。实验研究结果表明，内筒体和外筒体之间的液位高度是保证分离器高效分离的关键指标。液位高度控制在合理临界液位下可实现在宽流程、高含气率、多流型，特别是振荡流型下气液混合物的高效分离，同时验证了该分离器具有较强的自适应能力，入口含气率在26.7%~94.1%范围内变化可实现高效的气液分离效率。该技术实现了井下小尺寸空间、高含气率、宽流程及多流型工况环境下气液高效分离，为海上油气田高含气井况电泵排液/举升的平稳运行提供有效解决方案。
