E-mail Alert2021年 43卷 第2期
2021, 43(2): 131-138.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.001
摘要:
越来越多的油气田勘探开发实践表明，“地质工程一体化是实现复杂油气藏效益勘探开发的必由之路”。总结了地质工程一体化技术的研究和应用现状，剖析了其发展过程、实现思路，列举了国内外典型应用实例，梳理了地质工程一体化攻关方向。分析发现，北美地区以及国内西南油气田、浙江油气田、塔里木油气田、新疆油气田、长庆油田、大港油田、吉林油田等油田区块已开展了地质工程一体化应用实践；BHGE、斯伦贝谢、哈里伯顿等公司也积极与油田合作，提供地质工程一体化服务及软件平台。长宁页岩气示范区通过实施地质工程一体化，日产气量提高127%、钻遇率提高1.8倍、钻井周期缩短53.3%，开发井各生产指标都超过了设计指标。我国地质工程一体化急需攻关方向包括：①形成统一的地质工程一体化思想；②建立健全地质工程一体化运行机制；③强化地质工程一体化考核；④加快页岩气地质工程一体化开发技术突破；⑤加强地质力学在地质工程一体化中的应用；⑥培养地质工程一体化复合型人才。
越来越多的油气田勘探开发实践表明，“地质工程一体化是实现复杂油气藏效益勘探开发的必由之路”。总结了地质工程一体化技术的研究和应用现状，剖析了其发展过程、实现思路，列举了国内外典型应用实例，梳理了地质工程一体化攻关方向。分析发现，北美地区以及国内西南油气田、浙江油气田、塔里木油气田、新疆油气田、长庆油田、大港油田、吉林油田等油田区块已开展了地质工程一体化应用实践；BHGE、斯伦贝谢、哈里伯顿等公司也积极与油田合作，提供地质工程一体化服务及软件平台。长宁页岩气示范区通过实施地质工程一体化，日产气量提高127%、钻遇率提高1.8倍、钻井周期缩短53.3%，开发井各生产指标都超过了设计指标。我国地质工程一体化急需攻关方向包括：①形成统一的地质工程一体化思想；②建立健全地质工程一体化运行机制；③强化地质工程一体化考核；④加快页岩气地质工程一体化开发技术突破；⑤加强地质力学在地质工程一体化中的应用；⑥培养地质工程一体化复合型人才。
2021, 43(2): 139-145.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.002
摘要:
随着海洋油气勘探开发的不断深入，深水深层井(简称双深井)已成为全球勘探开发热点。双深井比常规深水井面临更加复杂的井下地质环境、海洋环境，作业的风险更大。近年来，随着深水钻井作业的不断进步，当前已初步形成了一套双深井钻井关键技术，包括井身结构、控压钻井、钻井液体系、固井工艺、井控、水下井口、井筒完整性等7个方面。双深井钻井关键技术为加速海洋油气勘探开发提供了技术基础，成果已应用到南海X区块，取得了良好的效果。实践证明，当前双深井钻井关键技术已初步适应深水深层井的钻井作业需要，未来还需推进自动化、规模化、信息化、智能化钻井设备和工艺的研发，以保障双深井安全高效的作业。
随着海洋油气勘探开发的不断深入，深水深层井(简称双深井)已成为全球勘探开发热点。双深井比常规深水井面临更加复杂的井下地质环境、海洋环境，作业的风险更大。近年来，随着深水钻井作业的不断进步，当前已初步形成了一套双深井钻井关键技术，包括井身结构、控压钻井、钻井液体系、固井工艺、井控、水下井口、井筒完整性等7个方面。双深井钻井关键技术为加速海洋油气勘探开发提供了技术基础，成果已应用到南海X区块，取得了良好的效果。实践证明，当前双深井钻井关键技术已初步适应深水深层井的钻井作业需要，未来还需推进自动化、规模化、信息化、智能化钻井设备和工艺的研发，以保障双深井安全高效的作业。
2021, 43(2): 146-150, 159.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.003
摘要:
井眼轨迹控制是定向井工程师的基本工作任务，以前常常凭经验估算控制参数。针对单根的“复合+滑动”钻进过程，使用恒工具面角曲线建立了数学模型；使用最优化思想给出了求解这个数学模型的两个算法，给出了施工参数设计的最优方案。使用理论模型数据对算法进行了大量验证，结果表明，该算法可以以非常高的数值精度(10−9)反算出理论模型参数；对于实际钻井数据，算法精度为10−2，满足工程精度要求。该方法可以应用于现场定向井工程师日常的控制参数设计工作中，结合MWD数据实时采集，在电控系统的钻井反馈实时控制中也有广泛的应用前景。
井眼轨迹控制是定向井工程师的基本工作任务，以前常常凭经验估算控制参数。针对单根的“复合+滑动”钻进过程，使用恒工具面角曲线建立了数学模型；使用最优化思想给出了求解这个数学模型的两个算法，给出了施工参数设计的最优方案。使用理论模型数据对算法进行了大量验证，结果表明，该算法可以以非常高的数值精度(10−9)反算出理论模型参数；对于实际钻井数据，算法精度为10−2，满足工程精度要求。该方法可以应用于现场定向井工程师日常的控制参数设计工作中，结合MWD数据实时采集，在电控系统的钻井反馈实时控制中也有广泛的应用前景。
2021, 43(2): 151-159.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.004
摘要:
硬脆性裂缝油页岩地层钻进易发生井壁坍塌，严重制约页岩油气有效开发。考虑化学势差、水力压差和裂缝渗流对近井带地层压力的影响，建立页岩井周应力分布模型，基于页岩地层裂缝面产状，构建了任一裂缝面产状下剪应力与正应力计算模型，并以裂缝面上剪应力大于摩擦力为含裂缝面页岩地层的破坏准则，形成了含裂缝面页岩地层的流-固-化-热井壁稳定多场耦合模型。ZH凹陷硬脆性裂缝油页岩地层井壁稳定性分析结果表明，该区块沿最小水平地应力方位钻进，地层坍塌压力最低值为1.173 g/cm3，地层裂缝存在使得该方位坍塌压力最低值升高0.05 g/cm3；水平井眼10 d时间坍塌压力升至1.38 g/cm3；渗流作用使得地层坍塌压力升高0.04 g/cm3，其中低温低活度钻井液可以有效降低井壁坍塌压力，利于ZH凹陷油页岩地层井壁稳定。
硬脆性裂缝油页岩地层钻进易发生井壁坍塌，严重制约页岩油气有效开发。考虑化学势差、水力压差和裂缝渗流对近井带地层压力的影响，建立页岩井周应力分布模型，基于页岩地层裂缝面产状，构建了任一裂缝面产状下剪应力与正应力计算模型，并以裂缝面上剪应力大于摩擦力为含裂缝面页岩地层的破坏准则，形成了含裂缝面页岩地层的流-固-化-热井壁稳定多场耦合模型。ZH凹陷硬脆性裂缝油页岩地层井壁稳定性分析结果表明，该区块沿最小水平地应力方位钻进，地层坍塌压力最低值为1.173 g/cm3，地层裂缝存在使得该方位坍塌压力最低值升高0.05 g/cm3；水平井眼10 d时间坍塌压力升至1.38 g/cm3；渗流作用使得地层坍塌压力升高0.04 g/cm3，其中低温低活度钻井液可以有效降低井壁坍塌压力，利于ZH凹陷油页岩地层井壁稳定。
2021, 43(2): 160-169, 238.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.005
摘要:
砂砾对绕丝筛管的反复冲刷并造成筛管的筛网孔径变形等局部破坏，是最终造成绕丝筛管防砂失效的主要原因。对绕丝筛管冲蚀破坏的理论研究既要考虑筛管的质量损失，也要考虑筛网变形对绕丝筛管的防砂影响。基于冲蚀-动网格耦合理论，建立了CFD有限元模型，通过Mclaury磨损预测模型与Realizable k-\begin{document}$\varepsilon $\end{document} ![]()
![]()
砂砾对绕丝筛管的反复冲刷并造成筛管的筛网孔径变形等局部破坏，是最终造成绕丝筛管防砂失效的主要原因。对绕丝筛管冲蚀破坏的理论研究既要考虑筛管的质量损失，也要考虑筛网变形对绕丝筛管的防砂影响。基于冲蚀-动网格耦合理论，建立了CFD有限元模型，通过Mclaury磨损预测模型与Realizable k-
2021, 43(2): 170-176.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.006
摘要:
针对密集丛式井施工中，套管磁干扰情况复杂、防碰施工困难和井间关系难以定位等问题，提出了采用套管坐标截面法对出现套管磁干扰的丛式井直井段进行井眼轨迹定位的方法。通过合理简化套管附近空间磁化模型，建立了套管横截面磁场的数学模型。同时，通过套管磁干扰的模拟实验，获取了套管横截面磁场的分布规律，在此基础上提出了套管坐标截面法，并利用此方法反演测点所处的套管空间位置，绘制正钻井的磁干扰井段井眼轨迹，实现在磁干扰井段准确判断测点与邻井套管的相对空间关系。通过华北油田10口丛式井的现场施工试验，验证了套管坐标截面法的正确性和准确性，实现了丛式井防碰关系的精准定位，解决了密集丛式井施工中的防碰问题。
针对密集丛式井施工中，套管磁干扰情况复杂、防碰施工困难和井间关系难以定位等问题，提出了采用套管坐标截面法对出现套管磁干扰的丛式井直井段进行井眼轨迹定位的方法。通过合理简化套管附近空间磁化模型，建立了套管横截面磁场的数学模型。同时，通过套管磁干扰的模拟实验，获取了套管横截面磁场的分布规律，在此基础上提出了套管坐标截面法，并利用此方法反演测点所处的套管空间位置，绘制正钻井的磁干扰井段井眼轨迹，实现在磁干扰井段准确判断测点与邻井套管的相对空间关系。通过华北油田10口丛式井的现场施工试验，验证了套管坐标截面法的正确性和准确性，实现了丛式井防碰关系的精准定位，解决了密集丛式井施工中的防碰问题。
2021, 43(2): 177-183.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.007
摘要:
渤海油田渤中凹陷西南环深层含油气构造储量丰富，开发潜力巨大。但该区块存在地质条件复杂、目的层高温高压、压力系统复杂、深部地层可钻性差等难点，给钻探作业带来诸多挑战。针对渤中凹陷西南环深层探井作业的技术难点，创新采用“非标井眼+随钻扩眼+非标套管”的井身结构设计方法，保证封隔各层位的必封点，可以满足地层评价要求；针对不同井段优化钻具组合，形成了一套全井段提速技术体系，破岩效率显著增加；研发出一套抗温无固相储层保护钻井液体系，抗温极限由170 ℃提升至200 ℃以上，满足了潜山地层储层保护的性能要求；针对潜山地层构建精细压力技术，提高机械钻速，有效降低了潜山井漏及压差卡钻风险。研究成果对确保渤中区域深层探井钻井安全、提高钻速、降低成本具有借鉴作用。
渤海油田渤中凹陷西南环深层含油气构造储量丰富，开发潜力巨大。但该区块存在地质条件复杂、目的层高温高压、压力系统复杂、深部地层可钻性差等难点，给钻探作业带来诸多挑战。针对渤中凹陷西南环深层探井作业的技术难点，创新采用“非标井眼+随钻扩眼+非标套管”的井身结构设计方法，保证封隔各层位的必封点，可以满足地层评价要求；针对不同井段优化钻具组合，形成了一套全井段提速技术体系，破岩效率显著增加；研发出一套抗温无固相储层保护钻井液体系，抗温极限由170 ℃提升至200 ℃以上，满足了潜山地层储层保护的性能要求；针对潜山地层构建精细压力技术，提高机械钻速，有效降低了潜山井漏及压差卡钻风险。研究成果对确保渤中区域深层探井钻井安全、提高钻速、降低成本具有借鉴作用。
2021, 43(2): 184-188.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.008
摘要:
南海东部惠州区域上部古近系地层煤层易掉块，硬脆性泥页岩水化膨胀后存在井壁垮塌风险，而下部前古近系火成岩地层温度高、岩石致密、孔渗低，这些地层特点要求钻井液体系具有良好的抑制性能、封堵性能、抗高温性能和储层保护性能，而常规钻井液体系无法同时满足要求。结合邻井资料、地层岩性特点及地质要求，在上部古近系地层使用强封堵聚合物钻井液体系，该体系具有良好的泥页岩抑制性能，且在复合堵漏剂加量仅4%时就具有良好封堵性能；下部前古近系地层使用抗高温无固相钻井液体系，该体系可满足井底150 ℃高温要求，且岩心渗透率恢复率达85%，储层保护性能好。现场应用表明，在上、下地层分别使用两种钻井液体系，解决了古近系煤层掉块、硬脆性泥页岩垮塌问题，满足了前古近系地层高温和储层保护要求，不仅确保了井下作业安全，也为测试作业顺利进行提供了保障，该研究为同类地层钻井钻井液体系优选提供了借鉴。
南海东部惠州区域上部古近系地层煤层易掉块，硬脆性泥页岩水化膨胀后存在井壁垮塌风险，而下部前古近系火成岩地层温度高、岩石致密、孔渗低，这些地层特点要求钻井液体系具有良好的抑制性能、封堵性能、抗高温性能和储层保护性能，而常规钻井液体系无法同时满足要求。结合邻井资料、地层岩性特点及地质要求，在上部古近系地层使用强封堵聚合物钻井液体系，该体系具有良好的泥页岩抑制性能，且在复合堵漏剂加量仅4%时就具有良好封堵性能；下部前古近系地层使用抗高温无固相钻井液体系，该体系可满足井底150 ℃高温要求，且岩心渗透率恢复率达85%，储层保护性能好。现场应用表明，在上、下地层分别使用两种钻井液体系，解决了古近系煤层掉块、硬脆性泥页岩垮塌问题，满足了前古近系地层高温和储层保护要求，不仅确保了井下作业安全，也为测试作业顺利进行提供了保障，该研究为同类地层钻井钻井液体系优选提供了借鉴。
2021, 43(2): 189-196.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.009
摘要:
压回法压井作为非常规井控的有效技术之一，可以减少和避免溢流井喷等事故中地面及平台的危险。目前对于压回过程的计算中，只针对井筒内流动进行研究，而没有考虑储层性质的影响, 因此不完全符合现场实际情况需求。为了研究储层性质对压回过程的影响，首先建立了井筒气液两相流动模型，然后综合考虑泥饼、储层污染带、储层渗透率、孔隙度和饱和度因素影响下的压井液在压回储层后的流动规律，并分析了压回过程井筒的压力变化规律，最后定量出不同因素对压回储层效率的影响。研究结果表明，储层含气饱和度与泥饼渗透率对压井影响较小，而储层厚度、孔隙度影响较大，综合考虑不同储层性质影响的压回法压井能对气井安全钻井提供了技术保障。
压回法压井作为非常规井控的有效技术之一，可以减少和避免溢流井喷等事故中地面及平台的危险。目前对于压回过程的计算中，只针对井筒内流动进行研究，而没有考虑储层性质的影响, 因此不完全符合现场实际情况需求。为了研究储层性质对压回过程的影响，首先建立了井筒气液两相流动模型，然后综合考虑泥饼、储层污染带、储层渗透率、孔隙度和饱和度因素影响下的压井液在压回储层后的流动规律，并分析了压回过程井筒的压力变化规律，最后定量出不同因素对压回储层效率的影响。研究结果表明，储层含气饱和度与泥饼渗透率对压井影响较小，而储层厚度、孔隙度影响较大，综合考虑不同储层性质影响的压回法压井能对气井安全钻井提供了技术保障。
2021, 43(2): 197-202.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.010
摘要:
针对MPD钻井影响压力调控精度的关键问题，从底层调控硬件到顶层测算模型及调控方法等进行了原创性研究。首先针对现有节流阀难以满足回压精细控制的难题，提出了过流面积轴向动态优化的压降线性调控新理念，并设计出在25%~85%的开度范围内压降随开度线性变化的节流阀；然后针对井筒压力难以准确测算、控制模型复杂等问题，建立了一种实时模型系数预测方法，实现了井底压力实时准确测算；最后结合回压快速调控实现了井筒压力串级控制，解决了井筒压力精细调控难题。开发了井筒压力调控模块，通过实验及应用验证了控制方法的效果，井底压力控制精度达到0.2 MPa。研究结果为井筒压力精细调控提供理论与技术支撑。
针对MPD钻井影响压力调控精度的关键问题，从底层调控硬件到顶层测算模型及调控方法等进行了原创性研究。首先针对现有节流阀难以满足回压精细控制的难题，提出了过流面积轴向动态优化的压降线性调控新理念，并设计出在25%~85%的开度范围内压降随开度线性变化的节流阀；然后针对井筒压力难以准确测算、控制模型复杂等问题，建立了一种实时模型系数预测方法，实现了井底压力实时准确测算；最后结合回压快速调控实现了井筒压力串级控制，解决了井筒压力精细调控难题。开发了井筒压力调控模块，通过实验及应用验证了控制方法的效果，井底压力控制精度达到0.2 MPa。研究结果为井筒压力精细调控提供理论与技术支撑。
2021, 43(2): 203-211.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.011
摘要:
地热尾水回灌是维持地热资源可持续开采和预防地面沉降等地质环境问题的有效措施，对于各类正在开采的地热储层都具有重要意义，是决定地热能开发成败的关键因素。但地热回灌过程中可能引起生产井采出液温度降低、回灌井结垢和腐蚀、砂岩热储回灌井井筒和周围热储堵塞等问题，使得回灌效率降低，影响热储生产能力。为更好地解决地热尾水回灌问题，以国内外地热尾水回灌现状为出发点，调研了常见的回灌技术，分析了尾水回灌面临的主要问题和影响因素，并提出4点建议：(1)加强对地热储层研究，提高开发方式和热储的匹配度；(2)合理进行回灌设计，确保回灌系统的长时间平稳运行；(3)设置动态监测系统，作为后期开发的参考；(4)对回灌技术进行创新研发，提高尾水回灌量，实现经济上的最大化。这对降低地热尾水回灌难度，提高地热能的利用率，促进地热资源可持续开发具有重要意义。
地热尾水回灌是维持地热资源可持续开采和预防地面沉降等地质环境问题的有效措施，对于各类正在开采的地热储层都具有重要意义，是决定地热能开发成败的关键因素。但地热回灌过程中可能引起生产井采出液温度降低、回灌井结垢和腐蚀、砂岩热储回灌井井筒和周围热储堵塞等问题，使得回灌效率降低，影响热储生产能力。为更好地解决地热尾水回灌问题，以国内外地热尾水回灌现状为出发点，调研了常见的回灌技术，分析了尾水回灌面临的主要问题和影响因素，并提出4点建议：(1)加强对地热储层研究，提高开发方式和热储的匹配度；(2)合理进行回灌设计，确保回灌系统的长时间平稳运行；(3)设置动态监测系统，作为后期开发的参考；(4)对回灌技术进行创新研发，提高尾水回灌量，实现经济上的最大化。这对降低地热尾水回灌难度，提高地热能的利用率，促进地热资源可持续开发具有重要意义。
2021, 43(2): 212-216.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.012
摘要:
油井提液是油田进入高含水期后的一项重要稳产措施，常规极限产液水平研究的关键点仅局限于能量供给水平、极限生产压差的判断，对极限提液水平主要以达西线性方法预测，其中均假定油藏中流体流过的多孔介质是刚性的，储层渗透率恒定不变。渤海湾的海上油田广泛分布高孔隙度、高渗透率、胶结程度差的疏松砂岩油藏，储层的特点和提液方式造成了流体流过的多孔介质会发生弹性与塑性变化、骨架变形与出砂，导致渗流条件发生根本性转变，使用常规极限产液水平预测方法误差大。以剖析常规极限产液水平研究为出发点，理论分析多孔介质变化影响因素、规律，与油田生产实践资料结合，将其变化规律融入渗流理论中，进而推导了考虑流固耦合下产液水平预测方法。将此预测方法应用于渤海C油田，与油田实际数据对比，误差率仅为5%，比常规方法提高40%~50%，具有一定推广意义。
油井提液是油田进入高含水期后的一项重要稳产措施，常规极限产液水平研究的关键点仅局限于能量供给水平、极限生产压差的判断，对极限提液水平主要以达西线性方法预测，其中均假定油藏中流体流过的多孔介质是刚性的，储层渗透率恒定不变。渤海湾的海上油田广泛分布高孔隙度、高渗透率、胶结程度差的疏松砂岩油藏，储层的特点和提液方式造成了流体流过的多孔介质会发生弹性与塑性变化、骨架变形与出砂，导致渗流条件发生根本性转变，使用常规极限产液水平预测方法误差大。以剖析常规极限产液水平研究为出发点，理论分析多孔介质变化影响因素、规律，与油田生产实践资料结合，将其变化规律融入渗流理论中，进而推导了考虑流固耦合下产液水平预测方法。将此预测方法应用于渤海C油田，与油田实际数据对比，误差率仅为5%，比常规方法提高40%~50%，具有一定推广意义。
2021, 43(2): 217-225.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.013
摘要:
电流卡片诊断是一种典型的电潜泵工况诊断手段，传统的电流卡片模式识别需要人工完成，存在技术壁垒，会引入主观误差。人工神经网络作为一种机器学习算法，能够弥补人工识别的误差。为实现快速、准确而且客观的模式识别。通过对收集到的电流卡片经过数据预处理后得到的电流数据特征值与实际工况的对应关系，建立人工神经网络模型。利用建立的人工神经网络模型进行工况诊断，具有传统电流卡片人工识别不可比拟的优点。通过采用上述方法搭建人工神经网络模型并进行模式识别，通过提取未参与训练的井的电流卡片数据对工况诊断模型进行验证，达到了较高的准确率，证明了使用人工神经网络对电流卡片进行快速模式识别、实现工况诊断的可行性和可靠性。
电流卡片诊断是一种典型的电潜泵工况诊断手段，传统的电流卡片模式识别需要人工完成，存在技术壁垒，会引入主观误差。人工神经网络作为一种机器学习算法，能够弥补人工识别的误差。为实现快速、准确而且客观的模式识别。通过对收集到的电流卡片经过数据预处理后得到的电流数据特征值与实际工况的对应关系，建立人工神经网络模型。利用建立的人工神经网络模型进行工况诊断，具有传统电流卡片人工识别不可比拟的优点。通过采用上述方法搭建人工神经网络模型并进行模式识别，通过提取未参与训练的井的电流卡片数据对工况诊断模型进行验证，达到了较高的准确率，证明了使用人工神经网络对电流卡片进行快速模式识别、实现工况诊断的可行性和可靠性。
2021, 43(2): 226-232.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.014
摘要:
中东地区哈法亚油田的Mishrif油藏为强非均质性整装背斜油藏，在构造边部进行酸压先导性改造试验过程中，受边底水影响，改造规模有限；储层岩石岩性纯不利于酸压过程中酸液的非均匀刻蚀；杨氏模量低，应力隔层遮挡能力较差，不利于缝长的延伸和缝高的控制；酸岩反应后原油乳化问题严重不利于返排。数值模拟和实验结果表明：针对储层特点，采用多级交替注入酸压工艺，优化注入工艺参数，能够增加酸岩反应作用距离，实现非均匀刻蚀；采用纤维暂堵降滤、互溶剂破乳助排配套技术，解决了压裂过程中酸液滤失大和压后返排困难的难题，最后阶段的闭合酸化增加了井筒附近的导流能力。优选了“交联压裂液+胶凝酸”的液体体系有效延缓了酸压反应速率，在现场MF3井取得了很好的应用效果，有效酸蚀缝长达到80 m，单井测试日产油达到317 t/d，储层改造效果显著。该研究为中东地区此类储层动用提供了有效的工程技术手段。
中东地区哈法亚油田的Mishrif油藏为强非均质性整装背斜油藏，在构造边部进行酸压先导性改造试验过程中，受边底水影响，改造规模有限；储层岩石岩性纯不利于酸压过程中酸液的非均匀刻蚀；杨氏模量低，应力隔层遮挡能力较差，不利于缝长的延伸和缝高的控制；酸岩反应后原油乳化问题严重不利于返排。数值模拟和实验结果表明：针对储层特点，采用多级交替注入酸压工艺，优化注入工艺参数，能够增加酸岩反应作用距离，实现非均匀刻蚀；采用纤维暂堵降滤、互溶剂破乳助排配套技术，解决了压裂过程中酸液滤失大和压后返排困难的难题，最后阶段的闭合酸化增加了井筒附近的导流能力。优选了“交联压裂液+胶凝酸”的液体体系有效延缓了酸压反应速率，在现场MF3井取得了很好的应用效果，有效酸蚀缝长达到80 m，单井测试日产油达到317 t/d，储层改造效果显著。该研究为中东地区此类储层动用提供了有效的工程技术手段。
2021, 43(2): 233-238.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.015
摘要:
塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂成功，但施工过程中排量参数尚未有计算数据支撑，不利于暂堵转向重复酸压技术推广应用。以裂缝几何形状模型为基础，利用数值迭代方法建立了暂堵转向压裂排量优化设计模型，确定了碳酸盐岩暂堵阶段和压裂阶段最优化排量，形成了“低排量注入暂堵液封堵尖端，高排量注入压裂液实现转向”的暂堵转向施工方法。分析发现：排量要同时满足转向压力需求和裂缝长度需求；随着时间延长，排量开启裂缝扩展长度逐渐无法满足暂堵剂所需裂缝长度，暂堵剂起不到转向作用。利用优化设计模型对现场条件进行排量优化表明，暂堵阶段排量控制在3.0 m3/min以下、压裂液压裂阶段施工排量控制在6.0 m3/min以上，最适合转向压裂。研究为现场应用提供了理论支撑。
塔河油田碳酸盐岩储层暂堵转向压裂成功，但施工过程中排量参数尚未有计算数据支撑，不利于暂堵转向重复酸压技术推广应用。以裂缝几何形状模型为基础，利用数值迭代方法建立了暂堵转向压裂排量优化设计模型，确定了碳酸盐岩暂堵阶段和压裂阶段最优化排量，形成了“低排量注入暂堵液封堵尖端，高排量注入压裂液实现转向”的暂堵转向施工方法。分析发现：排量要同时满足转向压力需求和裂缝长度需求；随着时间延长，排量开启裂缝扩展长度逐渐无法满足暂堵剂所需裂缝长度，暂堵剂起不到转向作用。利用优化设计模型对现场条件进行排量优化表明，暂堵阶段排量控制在3.0 m3/min以下、压裂液压裂阶段施工排量控制在6.0 m3/min以上，最适合转向压裂。研究为现场应用提供了理论支撑。
2021, 43(2): 239-243.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.016
摘要:
库车山前区域深层高温高压低孔低渗气藏多封隔器分层压裂作业易发生封隔器失效、钢球堵塞管柱及射孔段下部替液不干净等问题，成为影响储层改造作业成功的关键问题。为解决上述问题，在完井管柱上加装了伸缩短节并延伸管柱至射孔段底界；研发了一种高强度铝合金可溶球，以三聚氰胺为过渡层的复合有机硅树脂涂层为其特殊保护膜，其承压强度在69 MPa以上且溶解速度先慢后快；研发了一种全通径压裂阀，采用棘爪式结构和投球打压方式，滑套打开侧孔时扩径通过球，使球移动至管柱底部，其通径可与下部封隔器保持一致，形成了适用于深层高温高压气井的多封隔器分层压裂工艺。现场累计应用14井次，未出现封隔器压裂时失效、管柱堵塞和替液不净等问题。分析表明：伸缩短节能够缓解温度效应和管内外压差产生的轴向力；可溶球满足压裂施工需求的同时，避免了滞留堵塞现象的出现；延伸管柱配合全通径压裂阀为射孔段替液和压裂液有效注入提供了通道，解决了射孔段钻井液沉淀堵塞和支撑剂沉积在井底的问题。多封隔器分层压裂工艺能够为深层高温高压气井储层压裂改造提供可靠技术支撑。
库车山前区域深层高温高压低孔低渗气藏多封隔器分层压裂作业易发生封隔器失效、钢球堵塞管柱及射孔段下部替液不干净等问题，成为影响储层改造作业成功的关键问题。为解决上述问题，在完井管柱上加装了伸缩短节并延伸管柱至射孔段底界；研发了一种高强度铝合金可溶球，以三聚氰胺为过渡层的复合有机硅树脂涂层为其特殊保护膜，其承压强度在69 MPa以上且溶解速度先慢后快；研发了一种全通径压裂阀，采用棘爪式结构和投球打压方式，滑套打开侧孔时扩径通过球，使球移动至管柱底部，其通径可与下部封隔器保持一致，形成了适用于深层高温高压气井的多封隔器分层压裂工艺。现场累计应用14井次，未出现封隔器压裂时失效、管柱堵塞和替液不净等问题。分析表明：伸缩短节能够缓解温度效应和管内外压差产生的轴向力；可溶球满足压裂施工需求的同时，避免了滞留堵塞现象的出现；延伸管柱配合全通径压裂阀为射孔段替液和压裂液有效注入提供了通道，解决了射孔段钻井液沉淀堵塞和支撑剂沉积在井底的问题。多封隔器分层压裂工艺能够为深层高温高压气井储层压裂改造提供可靠技术支撑。
2021, 43(2): 244-249.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.017
摘要:
特超稠油油藏普遍采用蒸汽辅助重力泄油(SAGD)方式开发，在前期注水改造阶段储层剪胀扩容导致剪切带产生剪切裂缝，孔隙度和含水/油饱和度发生变化。为了研究注水过程中水的有效渗透率的动态演化规律，考虑孔隙度和含水饱和度随扩容体积应变的变化，通过Kozeny-Poiseuille方程和Touhidi-Baghini方程关联绝对渗透率和孔隙度的关系，通过油、水两相相渗曲线方程关联水的有效渗透率和含水饱和度的关系，建立了3个剪胀诱导渗透率演化数学模型，并根据实验数据对各个模型的预测效果进行了评价分析。研究结果表明，传统的Kozeny-Carman方程只适用于孔隙性颗粒介质，不适用于克拉玛依陆相油砂这种由沥青基底式胶结形成的复合材料骨架，也不适用描述剪切扩容带内剪切裂缝引起的渗透率演化。基于Touhidi-Baghini方程建立的剪胀诱导渗透率模型，可以准确预测注水过程中水的有效渗透率演化规律，为渗透率的相关研究提供参考。
特超稠油油藏普遍采用蒸汽辅助重力泄油(SAGD)方式开发，在前期注水改造阶段储层剪胀扩容导致剪切带产生剪切裂缝，孔隙度和含水/油饱和度发生变化。为了研究注水过程中水的有效渗透率的动态演化规律，考虑孔隙度和含水饱和度随扩容体积应变的变化，通过Kozeny-Poiseuille方程和Touhidi-Baghini方程关联绝对渗透率和孔隙度的关系，通过油、水两相相渗曲线方程关联水的有效渗透率和含水饱和度的关系，建立了3个剪胀诱导渗透率演化数学模型，并根据实验数据对各个模型的预测效果进行了评价分析。研究结果表明，传统的Kozeny-Carman方程只适用于孔隙性颗粒介质，不适用于克拉玛依陆相油砂这种由沥青基底式胶结形成的复合材料骨架，也不适用描述剪切扩容带内剪切裂缝引起的渗透率演化。基于Touhidi-Baghini方程建立的剪胀诱导渗透率模型，可以准确预测注水过程中水的有效渗透率演化规律，为渗透率的相关研究提供参考。
2021, 43(2): 250-253.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.018
摘要:
与传统钢丝投捞分层调配相比，无缆智能配水器在海上大排量注水井分层配注中的时效有很大提升。但由于行业内还没有形成对海上大排量无缆智能配水器水嘴开度选择的相关标准，现场调配时只能根据现有经验尝试性选择水嘴开度，所以现有分层测调的时效仍有待提升。针对此问题，应用FLUENT软件对无缆智能配水器15级开度及不同流量(0~500 m3/d)所产生的水嘴压力损失大小进行了模拟，共形成137组水嘴开度、流量、压力损失数据，并将该模拟数据应用于渤海油田3口注水井共11个注水层段的调配作业中。现场调配结果表明，在11个注水层段水嘴开度的选配均一次性完成的情况下配注合格率达到90%以上，单层测调时效较经验法提升1/2~2/3，可用于指导海上大排量注水井测调工作。
与传统钢丝投捞分层调配相比，无缆智能配水器在海上大排量注水井分层配注中的时效有很大提升。但由于行业内还没有形成对海上大排量无缆智能配水器水嘴开度选择的相关标准，现场调配时只能根据现有经验尝试性选择水嘴开度，所以现有分层测调的时效仍有待提升。针对此问题，应用FLUENT软件对无缆智能配水器15级开度及不同流量(0~500 m3/d)所产生的水嘴压力损失大小进行了模拟，共形成137组水嘴开度、流量、压力损失数据，并将该模拟数据应用于渤海油田3口注水井共11个注水层段的调配作业中。现场调配结果表明，在11个注水层段水嘴开度的选配均一次性完成的情况下配注合格率达到90%以上，单层测调时效较经验法提升1/2~2/3，可用于指导海上大排量注水井测调工作。
2021, 43(2): 254-258.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.019
摘要:
针对风城超稠油油藏SAGD开发过程中水平段动用程度低、蒸汽腔扩展不均匀的问题，利用传热学理论及公式推导，得出水平生产井温度系数T*的半对数曲线斜率，即温降系数m与蒸汽腔体积存在的指数关系。通过风城A井区a1井组的数值模型拟合，计算了各测温点温降系数m，并回归出温降系数m与对应蒸汽腔体积的指数关系式，最后用邻井实测数据验证了关系式的适用性。研究结果表明，邻井实测数据计算结果与数模结果基本一致，证明该关系式具有较强的实用性，实践中可直接利用此关系式描述蒸汽腔形态，为SAGD蒸汽腔的快速、定量描述提供指导。
针对风城超稠油油藏SAGD开发过程中水平段动用程度低、蒸汽腔扩展不均匀的问题，利用传热学理论及公式推导，得出水平生产井温度系数T*的半对数曲线斜率，即温降系数m与蒸汽腔体积存在的指数关系。通过风城A井区a1井组的数值模型拟合，计算了各测温点温降系数m，并回归出温降系数m与对应蒸汽腔体积的指数关系式，最后用邻井实测数据验证了关系式的适用性。研究结果表明，邻井实测数据计算结果与数模结果基本一致，证明该关系式具有较强的实用性，实践中可直接利用此关系式描述蒸汽腔形态，为SAGD蒸汽腔的快速、定量描述提供指导。
2021, 43(2): 259-264.
doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.020
摘要:
针对春光油田低温稀油油藏采油井细粉砂出砂严重的问题，研制了泡沫+树脂固砂体系。实验以改性三聚氰胺甲醛树脂为主剂，以抗压强度和渗透率为指标确定了固化剂、起泡剂、稳泡剂等组分质量分数，考察了气液体积比、扩孔方式等对固结性能的影响，形成了泡沫+树脂固砂体系。通过反向冲刷实验，确定了固砂深度。实验结果表明，以N2为气相、SDS为发泡剂、CMC为稳泡剂、酸式盐和有机酸混合物为固化剂的泡沫+树脂固砂体系具有低密度、高强度和高渗透的特点，25 ℃时固结体密度为0.54~0.62 g/cm3，抗压强度达到6.12 MPa，渗透率达到1.76 μm2。截至2020年12月，在春光油田开展泡沫+树脂固砂技术现场试验27井次，平均检泵周期由35 d延长至112 d，取得了良好的防砂效果。
针对春光油田低温稀油油藏采油井细粉砂出砂严重的问题，研制了泡沫+树脂固砂体系。实验以改性三聚氰胺甲醛树脂为主剂，以抗压强度和渗透率为指标确定了固化剂、起泡剂、稳泡剂等组分质量分数，考察了气液体积比、扩孔方式等对固结性能的影响，形成了泡沫+树脂固砂体系。通过反向冲刷实验，确定了固砂深度。实验结果表明，以N2为气相、SDS为发泡剂、CMC为稳泡剂、酸式盐和有机酸混合物为固化剂的泡沫+树脂固砂体系具有低密度、高强度和高渗透的特点，25 ℃时固结体密度为0.54~0.62 g/cm3，抗压强度达到6.12 MPa，渗透率达到1.76 μm2。截至2020年12月，在春光油田开展泡沫+树脂固砂技术现场试验27井次，平均检泵周期由35 d延长至112 d，取得了良好的防砂效果。
