E-mail Alert2022年 44卷 第2期
2022, 44(2): 139-144, 160.
doi: 10.13639/j.odpt.2022.02.001
摘要:
滑动钻进工况下造斜率的准确预测是钻井工程面临的难点问题。首先利用加权余量法，建立了导向钻具组合的三维力学模型，得到了滑动钻进过程下钻头机械载荷及导向钻具组合的摩阻分布；其次考虑滑动钻进过程中工具的造斜特性，建立了零侧向钻速准则下的滑动钻进造斜率预测模型及折算系数反演方法；最后利用一口页岩气水平井钻井数据，反演计算了该井造斜率折算系数，验证了滑动钻进造斜率预测模型的精度，并分析了钻井参数、轨迹参数、钻头切削特性、工具结构等对工具造斜率和摩阻的影响规律。研究结果表明：滑动导向模式下，通过适当增加工具结构弯角、降低钻压、提高钻头侧向切削能力等，有利于发挥工具的造斜性能，提高滑动钻进效率，为导向钻井参数优化、工具结构优化设计及井眼轨迹控制等提供重要依据。
滑动钻进工况下造斜率的准确预测是钻井工程面临的难点问题。首先利用加权余量法，建立了导向钻具组合的三维力学模型，得到了滑动钻进过程下钻头机械载荷及导向钻具组合的摩阻分布；其次考虑滑动钻进过程中工具的造斜特性，建立了零侧向钻速准则下的滑动钻进造斜率预测模型及折算系数反演方法；最后利用一口页岩气水平井钻井数据，反演计算了该井造斜率折算系数，验证了滑动钻进造斜率预测模型的精度，并分析了钻井参数、轨迹参数、钻头切削特性、工具结构等对工具造斜率和摩阻的影响规律。研究结果表明：滑动导向模式下，通过适当增加工具结构弯角、降低钻压、提高钻头侧向切削能力等，有利于发挥工具的造斜性能，提高滑动钻进效率，为导向钻井参数优化、工具结构优化设计及井眼轨迹控制等提供重要依据。
2022, 44(2): 145-152.
doi: 10.13639/j.odpt.2022.02.002
摘要:
川南海相深层页岩气资源丰富，是当前及未来页岩气开发的重要接替领域。由于深层页岩气具有层序多、井底温度高、地层压力高、优质储层薄等地质工程特征，在钻井中面临着导向仪器和钻井液耐温性不足、井眼轨迹控制难度高、工具井眼清洁困难、钻速慢及井下复杂风险高的难题。通过优选耐165 ℃高温旋转导向系统提升钻井时效降低趟钻次数，研制高效破岩PDC钻头提高机械钻速，采用降密度控压钻井降低井底钻井液密度，研发岩屑动态称重装置及可降解携砂纤维实现井眼高效清洁，利用钻井液地面降温系统保障井下工具正常作业，采用地质工程一体化导向钻井模式精准识别钻遇岩性和层位，形成了深层页岩气水平井钻井关键技术。现场应用结果显示，L203井区单井钻井周期由199 d缩短至82.6 d，Z201井区单井钻井周期由239.5 d缩短至118 d，实现深层页岩气铂金靶体平均钻遇率92.8%，对今后深层页岩气钻井提速提效具有示范指导作用。
川南海相深层页岩气资源丰富，是当前及未来页岩气开发的重要接替领域。由于深层页岩气具有层序多、井底温度高、地层压力高、优质储层薄等地质工程特征，在钻井中面临着导向仪器和钻井液耐温性不足、井眼轨迹控制难度高、工具井眼清洁困难、钻速慢及井下复杂风险高的难题。通过优选耐165 ℃高温旋转导向系统提升钻井时效降低趟钻次数，研制高效破岩PDC钻头提高机械钻速，采用降密度控压钻井降低井底钻井液密度，研发岩屑动态称重装置及可降解携砂纤维实现井眼高效清洁，利用钻井液地面降温系统保障井下工具正常作业，采用地质工程一体化导向钻井模式精准识别钻遇岩性和层位，形成了深层页岩气水平井钻井关键技术。现场应用结果显示，L203井区单井钻井周期由199 d缩短至82.6 d，Z201井区单井钻井周期由239.5 d缩短至118 d，实现深层页岩气铂金靶体平均钻遇率92.8%，对今后深层页岩气钻井提速提效具有示范指导作用。
2022, 44(2): 153-160.
doi: 10.13639/j.odpt.2022.02.003
摘要:
玛湖砾岩油藏上乌尔禾组井段地层非均质性强、井壁易坍塌；佳木河组层段可钻性差，且微裂缝发育导致井漏频繁；钻速时效相对较慢，井身结构复杂，钻完井周期长。针对上述技术难点，以玛湖凹陷金龙2井区为例，在地质岩性特征上综合考虑地层压力体系、钻井复杂情况、钻井成本等因素，提出了钻井液性能优化、井身结构优化、优选孕镶PDC混合钻头技术等方案。现场实践表明，金龙2井区上乌尔禾组泥岩段单井平均扩径率由45.2%降为13.8%，上乌尔禾组油藏水平井单井钻完井周期缩短50.5%；佳木河组水平段平均单井井漏次数减少73.7%，平均单井漏失量减少94.3%，佳木河组水平段机械钻速提高55.4%。研究成果为玛湖砾岩油藏水平井安全、高效完钻提供理论支撑，对玛湖500万t产能建设具有重要意义。
玛湖砾岩油藏上乌尔禾组井段地层非均质性强、井壁易坍塌；佳木河组层段可钻性差，且微裂缝发育导致井漏频繁；钻速时效相对较慢，井身结构复杂，钻完井周期长。针对上述技术难点，以玛湖凹陷金龙2井区为例，在地质岩性特征上综合考虑地层压力体系、钻井复杂情况、钻井成本等因素，提出了钻井液性能优化、井身结构优化、优选孕镶PDC混合钻头技术等方案。现场实践表明，金龙2井区上乌尔禾组泥岩段单井平均扩径率由45.2%降为13.8%，上乌尔禾组油藏水平井单井钻完井周期缩短50.5%；佳木河组水平段平均单井井漏次数减少73.7%，平均单井漏失量减少94.3%，佳木河组水平段机械钻速提高55.4%。研究成果为玛湖砾岩油藏水平井安全、高效完钻提供理论支撑，对玛湖500万t产能建设具有重要意义。
2022, 44(2): 161-167.
doi: 10.13639/j.odpt.2022.02.004
摘要:
顺北4XH井是顺北油田Ⅳ号断裂带的一口重点预探井，该井六开奥陶系一间房组及鹰山组地层发育微裂缝和溶孔，为碳酸盐岩裂缝型高压气藏，井底温度超过170 ℃。为提高钻井液体系高温胶体稳定性、封堵防塌、高温沉降稳定性，同时兼顾储层保护，通过关键处理剂研选，研制出一套耐温200 ℃、密度2.00~2.25 g/cm3的水基钻井液体系，180℃滤失量9.2 mL，200 ℃、7 d沉降稳定系数0.513。钻井液振荡流变、动态光散射实验及现场应用表明，体系具有良好流动和润滑性能、高温沉降稳定性，高温高压滤失量≤10 mL，实现对储层微裂缝实时封堵，取得了良好的屏蔽暂堵效果。
顺北4XH井是顺北油田Ⅳ号断裂带的一口重点预探井，该井六开奥陶系一间房组及鹰山组地层发育微裂缝和溶孔，为碳酸盐岩裂缝型高压气藏，井底温度超过170 ℃。为提高钻井液体系高温胶体稳定性、封堵防塌、高温沉降稳定性，同时兼顾储层保护，通过关键处理剂研选，研制出一套耐温200 ℃、密度2.00~2.25 g/cm3的水基钻井液体系，180℃滤失量9.2 mL，200 ℃、7 d沉降稳定系数0.513。钻井液振荡流变、动态光散射实验及现场应用表明，体系具有良好流动和润滑性能、高温沉降稳定性，高温高压滤失量≤10 mL，实现对储层微裂缝实时封堵，取得了良好的屏蔽暂堵效果。
2022, 44(2): 168-172, 185.
doi: 10.13639/j.odpt.2022.02.005
摘要:
巴彦河套盆地临河区块深层钻井过程中井壁失稳严重，制约油田的高效开发。利用X射线衍射、扫描电镜等分析测试方法对失稳地层岩样的黏土矿物成分和微观结构进行分析，确定井壁失稳原因主要是地层水敏性强，同时微裂缝发育，钻井液滤液侵入后，水楔作用下造成微裂缝扩张，地层水化引起坍塌压力的增加导致剥落掉块。解决井壁失稳的关键是针对性提高钻井液体系的抑制性和封堵性。结合现场钻井液技术需求,引入微纳米封堵剂提高钻井液体系的封堵能力、引入聚胺与KCl配合提高体系的抑制性能。室内实验表明，优化后的钻井液体系页岩膨胀降低率62%，滚动回收率可达90%以上。现场应用3口井，古近系地层平均井径扩大率小于20%，有效提高了巴彦河套盆地临河区块深层井壁稳定性,为油田的高效开发提供了技术支撑。
巴彦河套盆地临河区块深层钻井过程中井壁失稳严重，制约油田的高效开发。利用X射线衍射、扫描电镜等分析测试方法对失稳地层岩样的黏土矿物成分和微观结构进行分析，确定井壁失稳原因主要是地层水敏性强，同时微裂缝发育，钻井液滤液侵入后，水楔作用下造成微裂缝扩张，地层水化引起坍塌压力的增加导致剥落掉块。解决井壁失稳的关键是针对性提高钻井液体系的抑制性和封堵性。结合现场钻井液技术需求,引入微纳米封堵剂提高钻井液体系的封堵能力、引入聚胺与KCl配合提高体系的抑制性能。室内实验表明，优化后的钻井液体系页岩膨胀降低率62%，滚动回收率可达90%以上。现场应用3口井，古近系地层平均井径扩大率小于20%，有效提高了巴彦河套盆地临河区块深层井壁稳定性,为油田的高效开发提供了技术支撑。
2022, 44(2): 173-177.
doi: 10.13639/j.odpt.2022.02.006
摘要:
针对狮70井三开钻遇高压盐水层和漏失层，钻井液不能压稳高压水层，同时井底存在内循环，环空压力系统紊乱，固井期间易发生漏失，高压盐水层不易封固，固井质量难以保证的难题，通过水泥浆性能实验及固井工艺研究，设计了抗高温高密度堵漏水泥浆体系，该体系密度1.88~2.40 g/cm3，沉降稳定性小于0.03 g/cm3，SPN值小于3，稠化时间可调，24 h抗压强度大于18 MPa。现场采用正注反挤固井施工工艺，根据施工参数预测出施工需要的水泥浆稠化时间，通过缩短尾浆稠化时间，并在替浆后期降低施工排量的方法，使水泥浆在小排量顶替过程中逐渐稠化凝固，从而达到快速封固高压水层的目的，再通过反挤施工封固漏层以上井段，顺利完成了该井Ø273.05 mm尾管固井施工，套管鞋及漏层处固井质量优质，盐水层处固井质量合格，为该区块尾管固井积累了成功经验。
针对狮70井三开钻遇高压盐水层和漏失层，钻井液不能压稳高压水层，同时井底存在内循环，环空压力系统紊乱，固井期间易发生漏失，高压盐水层不易封固，固井质量难以保证的难题，通过水泥浆性能实验及固井工艺研究，设计了抗高温高密度堵漏水泥浆体系，该体系密度1.88~2.40 g/cm3，沉降稳定性小于0.03 g/cm3，SPN值小于3，稠化时间可调，24 h抗压强度大于18 MPa。现场采用正注反挤固井施工工艺，根据施工参数预测出施工需要的水泥浆稠化时间，通过缩短尾浆稠化时间，并在替浆后期降低施工排量的方法，使水泥浆在小排量顶替过程中逐渐稠化凝固，从而达到快速封固高压水层的目的，再通过反挤施工封固漏层以上井段，顺利完成了该井Ø273.05 mm尾管固井施工，套管鞋及漏层处固井质量优质，盐水层处固井质量合格，为该区块尾管固井积累了成功经验。
2022, 44(2): 178-185.
doi: 10.13639/j.odpt.2022.02.007
摘要:
南海西部油田滚动勘探部署大斜度井兼探多个目的层位，并利用高密度油基钻井液保障井壁稳定性，采用常规电缆地层测试作业风险高、难度大，而且常规的声波、密度、电阻率探头难以准确区别地层油与油基钻井液滤液，难以保障取到合格资料，因此需要应用随钻测井取样技术。FASTrak Prism随钻测压取样工具可随钻具组合入井，克服了电缆测井作业遇阻遇卡问题，随钻光谱技术可通过多通道光密度测量判断流体含气量(甲烷)实现地层原油准确识别。通过FASTrak Prism随钻测压取样技术在南海西部油田储量评价中的应用案例，展示了借助随钻光谱探头快速区分油基钻井液滤液和地层油的方法，可以为勘探开发一体化储量评价提供地层压力、储层物性和流体性质等关键资料，验证了该项技术在南海西部油田勘探开发一体化中实施的可行性。
南海西部油田滚动勘探部署大斜度井兼探多个目的层位，并利用高密度油基钻井液保障井壁稳定性，采用常规电缆地层测试作业风险高、难度大，而且常规的声波、密度、电阻率探头难以准确区别地层油与油基钻井液滤液，难以保障取到合格资料，因此需要应用随钻测井取样技术。FASTrak Prism随钻测压取样工具可随钻具组合入井，克服了电缆测井作业遇阻遇卡问题，随钻光谱技术可通过多通道光密度测量判断流体含气量(甲烷)实现地层原油准确识别。通过FASTrak Prism随钻测压取样技术在南海西部油田储量评价中的应用案例，展示了借助随钻光谱探头快速区分油基钻井液滤液和地层油的方法，可以为勘探开发一体化储量评价提供地层压力、储层物性和流体性质等关键资料，验证了该项技术在南海西部油田勘探开发一体化中实施的可行性。
2022, 44(2): 186-190.
doi: 10.13639/j.odpt.2022.02.008
摘要:
渤中34-9油田东营组火成岩地层平均机械钻速较低，对钻井作业时效影响较大，为此进行了火成岩地层岩石力学特性研究。基于现场测井资料计算出的岩石力学数据，运用数理统计学方法建立了研究区火成岩地层抗钻特性与测井声波时差间的关系模型，并利用模型对火成岩地层抗钻特性进行分析评价。研究结果表明，综合运用测井资料及岩石数据建立地层抗钻特性参数剖面, 能较好地反映该区火成岩的真实情况，岩石可钻性、抗压强度和抗剪强度的预测精度可达90%左右，在此基础上优选的钻头及钻具组合应用数十口井,火成岩地层机械钻速平均提高20%左右，有效提高了研究区块的提速提效水平。
渤中34-9油田东营组火成岩地层平均机械钻速较低，对钻井作业时效影响较大，为此进行了火成岩地层岩石力学特性研究。基于现场测井资料计算出的岩石力学数据，运用数理统计学方法建立了研究区火成岩地层抗钻特性与测井声波时差间的关系模型，并利用模型对火成岩地层抗钻特性进行分析评价。研究结果表明，综合运用测井资料及岩石数据建立地层抗钻特性参数剖面, 能较好地反映该区火成岩的真实情况，岩石可钻性、抗压强度和抗剪强度的预测精度可达90%左右，在此基础上优选的钻头及钻具组合应用数十口井,火成岩地层机械钻速平均提高20%左右，有效提高了研究区块的提速提效水平。
2022, 44(2): 191-198.
doi: 10.13639/j.odpt.2022.02.009
摘要:
页岩脆性是影响压裂裂缝规模、决定页岩滞留烃能否可动的关键指标之一，是页岩油平面甜点区、水平井钻探甜点靶层、压裂甜点段评价的主要参数之一。通过沧东凹陷孔二段17块页岩样品的X衍射矿物分析、有机碳分析以及岩石三轴力学实验，建立了以长英质矿物、碳酸盐、黏土、有机质为骨架的页岩脆性地质模型和5个基于矿物成分的页岩脆性评价公式。通过与力学参数脆性公式对比分析，优选出综合考虑页岩总有机碳含量、不同矿物脆度的脆性评价新方法以及简化的TOC、黏土两项关键参数的脆性评价方法，前者适用于XRD分析矿物成分资料丰富的层段，后者适用于测井评价。应用矿物含量法评价G108-8井孔二段C6层脆性，并结合含油性优选出高脆、高含油或中等含油的页岩作为工程-含油双甜点，Z1608和GX5井的试油结果验证了上述脆性评价方法在页岩油勘探中的有效性，为页岩油甜点段和压裂方案的设计提供了重要参考。
页岩脆性是影响压裂裂缝规模、决定页岩滞留烃能否可动的关键指标之一，是页岩油平面甜点区、水平井钻探甜点靶层、压裂甜点段评价的主要参数之一。通过沧东凹陷孔二段17块页岩样品的X衍射矿物分析、有机碳分析以及岩石三轴力学实验，建立了以长英质矿物、碳酸盐、黏土、有机质为骨架的页岩脆性地质模型和5个基于矿物成分的页岩脆性评价公式。通过与力学参数脆性公式对比分析，优选出综合考虑页岩总有机碳含量、不同矿物脆度的脆性评价新方法以及简化的TOC、黏土两项关键参数的脆性评价方法，前者适用于XRD分析矿物成分资料丰富的层段，后者适用于测井评价。应用矿物含量法评价G108-8井孔二段C6层脆性，并结合含油性优选出高脆、高含油或中等含油的页岩作为工程-含油双甜点，Z1608和GX5井的试油结果验证了上述脆性评价方法在页岩油勘探中的有效性，为页岩油甜点段和压裂方案的设计提供了重要参考。
2022, 44(2): 199-203, 210.
doi: 10.13639/j.odpt.2022.02.010
摘要:
以裂缝性油藏储层为研究对象，通过室内岩心模拟实验研究了注入水悬浮物和含油量对储层的伤害。研究结果表明，悬浮物颗粒直径中值、含油量是引起储层伤害的主要因素；当渗透率伤害率上限为20%，缝宽≤50 μm时，注水水质要求为：悬浮物颗粒直径中值(粒径中值)不应超过10 μm，悬浮固体含量不应超过10 mg/L，含油量不应超过10 mg/L；当缝宽介于50~100 μm时，注水水质要求为：悬浮物粒径中值不应超过20 μm，悬浮固体含量不应超过10 mg/L，含油量不应超过20 mg/L；当缝宽介于100~200 μm时，注水水质要求为：悬浮物粒径中值不应超过50 μm，悬浮固体含量不应超过50 mg/L，含油量不应超过40 mg/L；当缝宽大于200 μm时，注水水质要求为：悬浮物粒径中值不应超过60 μm，悬浮固体含量不应超过80 mg/L，含油量不应超过50 mg/L。研究结果可为裂缝型油藏高效注水开发提供理论依据。
以裂缝性油藏储层为研究对象，通过室内岩心模拟实验研究了注入水悬浮物和含油量对储层的伤害。研究结果表明，悬浮物颗粒直径中值、含油量是引起储层伤害的主要因素；当渗透率伤害率上限为20%，缝宽≤50 μm时，注水水质要求为：悬浮物颗粒直径中值(粒径中值)不应超过10 μm，悬浮固体含量不应超过10 mg/L，含油量不应超过10 mg/L；当缝宽介于50~100 μm时，注水水质要求为：悬浮物粒径中值不应超过20 μm，悬浮固体含量不应超过10 mg/L，含油量不应超过20 mg/L；当缝宽介于100~200 μm时，注水水质要求为：悬浮物粒径中值不应超过50 μm，悬浮固体含量不应超过50 mg/L，含油量不应超过40 mg/L；当缝宽大于200 μm时，注水水质要求为：悬浮物粒径中值不应超过60 μm，悬浮固体含量不应超过80 mg/L，含油量不应超过50 mg/L。研究结果可为裂缝型油藏高效注水开发提供理论依据。
2022, 44(2): 204-210.
doi: 10.13639/j.odpt.2022.02.011
摘要:
溶洞是塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层的主要储集空间，且井周许多发育储集体位于非水平最大主应力方向上，采用暂堵转向压裂可以实现非水平最大主应力方向上的储层改造。采用30 cm×30 cm×30 cm的天然碳酸盐岩露头进行缝内暂堵转向压裂模拟实验，通过CT扫描技术对一次压裂和暂堵压裂后的裂缝形态进行观测，探究了地应力差、天然裂缝和压裂液黏度对裂缝形态的影响，并进行暂堵起裂理论分析。研究结果表明：岩样天然裂缝或层理发育以及足够的暂堵压力是实现缝内暂堵转向压裂的必要条件；不同水平应力差下，均能实现缝内暂堵转向，并且地应力差越小，裂缝形态越复杂，改造越范围越大；暂堵剂进入裂缝内是保证转向压裂成功的重要条件，压裂液黏度过低时携砂能力差，形成的一次裂缝开度相对较小，易导致暂堵剂难以进入。研究结果为塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层压裂方案设计提供了理论依据。
溶洞是塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层的主要储集空间，且井周许多发育储集体位于非水平最大主应力方向上，采用暂堵转向压裂可以实现非水平最大主应力方向上的储层改造。采用30 cm×30 cm×30 cm的天然碳酸盐岩露头进行缝内暂堵转向压裂模拟实验，通过CT扫描技术对一次压裂和暂堵压裂后的裂缝形态进行观测，探究了地应力差、天然裂缝和压裂液黏度对裂缝形态的影响，并进行暂堵起裂理论分析。研究结果表明：岩样天然裂缝或层理发育以及足够的暂堵压力是实现缝内暂堵转向压裂的必要条件；不同水平应力差下，均能实现缝内暂堵转向，并且地应力差越小，裂缝形态越复杂，改造越范围越大；暂堵剂进入裂缝内是保证转向压裂成功的重要条件，压裂液黏度过低时携砂能力差，形成的一次裂缝开度相对较小，易导致暂堵剂难以进入。研究结果为塔河油田缝洞型碳酸盐岩储层压裂方案设计提供了理论依据。
2022, 44(2): 211-216.
doi: 10.13639/j.odpt.2022.02.012
摘要:
渤海砂岩中低渗油藏受注水开发影响，在储层深部逐渐产生中强水窜通道。为了解决常规聚合物微球体系无法同时满足砂岩储层调剖封堵和注入性要求的难题，开发了能够在地层深部形成网状结构的乳液聚合物/核壳微球复合调剖体系。室内考察了复合体系的聚集体黏度变化、粒径变化及在多孔介质中的动态传播性能，结果表明：水解度30%的乳液聚合物溶液与核壳电荷量1∶3的核壳聚合物微球以0.0646∶1的质量比混合时，黏度提升至18 mPa·s，粒径增长至102 μm，封堵率达到86.6%。应用该体系在渤海B油田S井组进行了矿场实验，井组增油超过5 600 m3，含水最高下降7个百分点，有效期超过6个月，取得了良好的控水增油效果。
渤海砂岩中低渗油藏受注水开发影响，在储层深部逐渐产生中强水窜通道。为了解决常规聚合物微球体系无法同时满足砂岩储层调剖封堵和注入性要求的难题，开发了能够在地层深部形成网状结构的乳液聚合物/核壳微球复合调剖体系。室内考察了复合体系的聚集体黏度变化、粒径变化及在多孔介质中的动态传播性能，结果表明：水解度30%的乳液聚合物溶液与核壳电荷量1∶3的核壳聚合物微球以0.0646∶1的质量比混合时，黏度提升至18 mPa·s，粒径增长至102 μm，封堵率达到86.6%。应用该体系在渤海B油田S井组进行了矿场实验，井组增油超过5 600 m3，含水最高下降7个百分点，有效期超过6个月，取得了良好的控水增油效果。
2022, 44(2): 217-224.
doi: 10.13639/j.odpt.2022.02.013
摘要:
针对海上油田水平井产液剖面测试条件苛刻、费用昂贵且准确性较差等问题，提出了一种基于智能固体示踪剂的海上水平井产液剖面测试方法。研究了智能固体示踪剂的释放规律和影响因素，实验结果表明：固体示踪剂与流体接触初期释放速率较快，随接触时间的推进释放速率变慢并逐渐趋于稳定；固体示踪剂的耐温和耐盐能力良好，释放速率与温度呈正比，与矿化度呈反比，且冲刷速率不影响释放速率。以固体示踪剂释放规律和水平井单相流稳态模型为理论基础，建立了水平井产液剖面的解释方法，并与主动开关控水和AICD控水技术同时在海上水平井进行了现场应用。结果表明：试验井调整控水工具前跟段、中段和趾段的产液贡献率分别为88.57%、5.43%和6%，调整控水工具后分别变为50%、17.19%和32.81%，说明调整控水工具后达到了均衡各段产液贡献的效果。该技术对于促进我国海上水平井高效经济开发具有重要实际意义。
针对海上油田水平井产液剖面测试条件苛刻、费用昂贵且准确性较差等问题，提出了一种基于智能固体示踪剂的海上水平井产液剖面测试方法。研究了智能固体示踪剂的释放规律和影响因素，实验结果表明：固体示踪剂与流体接触初期释放速率较快，随接触时间的推进释放速率变慢并逐渐趋于稳定；固体示踪剂的耐温和耐盐能力良好，释放速率与温度呈正比，与矿化度呈反比，且冲刷速率不影响释放速率。以固体示踪剂释放规律和水平井单相流稳态模型为理论基础，建立了水平井产液剖面的解释方法，并与主动开关控水和AICD控水技术同时在海上水平井进行了现场应用。结果表明：试验井调整控水工具前跟段、中段和趾段的产液贡献率分别为88.57%、5.43%和6%，调整控水工具后分别变为50%、17.19%和32.81%，说明调整控水工具后达到了均衡各段产液贡献的效果。该技术对于促进我国海上水平井高效经济开发具有重要实际意义。
2022, 44(2): 225-232.
doi: 10.13639/j.odpt.2022.02.014
摘要:
天然气水合物试采实践表明，电潜泵是降压开采天然气水合物最适宜的人工举升工艺。综合考虑复杂的分采管柱、周围海水环境的温度场、电潜泵和气液分离器等多种因素的影响，建立了降压开采海域天然气水合物电潜泵排采的井筒气液两相流模型，分析了不同管线的传热过程，预测不同管线的流型分布、温度和压力剖面等，并利用该模型进行生产优化。研究结果表明，在天然气水合物降压开采过程中，通过增加井口回压或电潜泵频率能够降低采气管线中的动液面高度，从而降低采气管线连续出水的风险。该研究为降压开采海域天然气水合物电潜泵排水采气的生产优化提供参考依据。
天然气水合物试采实践表明，电潜泵是降压开采天然气水合物最适宜的人工举升工艺。综合考虑复杂的分采管柱、周围海水环境的温度场、电潜泵和气液分离器等多种因素的影响，建立了降压开采海域天然气水合物电潜泵排采的井筒气液两相流模型，分析了不同管线的传热过程，预测不同管线的流型分布、温度和压力剖面等，并利用该模型进行生产优化。研究结果表明，在天然气水合物降压开采过程中，通过增加井口回压或电潜泵频率能够降低采气管线中的动液面高度，从而降低采气管线连续出水的风险。该研究为降压开采海域天然气水合物电潜泵排水采气的生产优化提供参考依据。
2022, 44(2): 233-240.
doi: 10.13639/j.odpt.2022.02.015
摘要:
物联网技术在恶劣环境和高风险的海洋钻完井行业极具优势。海洋油田在智能化建设过程中，通过构建海洋钻完井物联网核心架构，部署边缘物联采集神经末梢、完善工业化互联网建设，初步构建了基于物联网的海洋油田钻完井技术。在物联网技术的加持下，海洋钻完井技术在跨学科领域得到了快速进步，实现了井下、井筒信息数字化互联互通，形成地层信息与井轨迹信息数字化融合，实现油井全生命周期安全数字化，物资追踪技术保证了区域物资高效共享，也为人员安全提供了保证。物联网技术在海洋钻完井专业的应用是传统石油行业的大胆创新和突破，已取得了初步成果，应用前景广阔。
物联网技术在恶劣环境和高风险的海洋钻完井行业极具优势。海洋油田在智能化建设过程中，通过构建海洋钻完井物联网核心架构，部署边缘物联采集神经末梢、完善工业化互联网建设，初步构建了基于物联网的海洋油田钻完井技术。在物联网技术的加持下，海洋钻完井技术在跨学科领域得到了快速进步，实现了井下、井筒信息数字化互联互通，形成地层信息与井轨迹信息数字化融合，实现油井全生命周期安全数字化，物资追踪技术保证了区域物资高效共享，也为人员安全提供了保证。物联网技术在海洋钻完井专业的应用是传统石油行业的大胆创新和突破，已取得了初步成果，应用前景广阔。
2022, 44(2): 241-246.
doi: 10.13639/j.odpt.2022.02.016
摘要:
目前钻井作业工况识别和钻井时效分析主要依赖于现场仪器的传输效率和工程作业人员的经验诊断，存在无法处理大量实时施工数据、决策反馈机制慢、预测精度低等问题。为高效利用综合录井数据辅助工程人员进行优化决策，根据钻井过程记录的大量录井数据，开发了基于WITS标准和WITSML标准的数据传输模块，创建了将阈值法和神经网络法相结合的融合算法模型，建立包含井场信息数据和单井工况识别结果的历史数据表，编制软件对录井历史数据进行时效分析。研究结果显示，案例井的钻井工况智能识别与实际工况基本符合，预测精度大于90%，钻井时效统计误差小于1%，应用效果良好。该研究有效地提高了钻井工况识别和钻井时效分析的效率，对现场具有指导作用。
目前钻井作业工况识别和钻井时效分析主要依赖于现场仪器的传输效率和工程作业人员的经验诊断，存在无法处理大量实时施工数据、决策反馈机制慢、预测精度低等问题。为高效利用综合录井数据辅助工程人员进行优化决策，根据钻井过程记录的大量录井数据，开发了基于WITS标准和WITSML标准的数据传输模块，创建了将阈值法和神经网络法相结合的融合算法模型，建立包含井场信息数据和单井工况识别结果的历史数据表，编制软件对录井历史数据进行时效分析。研究结果显示，案例井的钻井工况智能识别与实际工况基本符合，预测精度大于90%，钻井时效统计误差小于1%，应用效果良好。该研究有效地提高了钻井工况识别和钻井时效分析的效率，对现场具有指导作用。
2022, 44(2): 247-252.
doi: 10.13639/j.odpt.2022.02.017
摘要:
录井引进、发展了数十项技术用于复杂储层的油气层评价，这些技术之间既有一致性，也有差异性、矛盾性，为解决这一难题，基于知识驱动的数据挖掘技术，以试油层录井、测井资料为数据源，结合研究区多种复杂储层的资料响应特征，挖掘敏感参数，再分别应用因子分析、多元判别、灰色关联分析方法，建立多参数储层流体性质评价模型。应用结果表明，建立的多参数评价模型客观、有效，在研究区实现了对生物降解油层、重稠油层、多油源油层的有效评价，为复杂储层的精准评价提供了借鉴经验，可进一步推广到相关领域，对提升油田勘探开发成效具有积极的作用。
录井引进、发展了数十项技术用于复杂储层的油气层评价，这些技术之间既有一致性，也有差异性、矛盾性，为解决这一难题，基于知识驱动的数据挖掘技术，以试油层录井、测井资料为数据源，结合研究区多种复杂储层的资料响应特征，挖掘敏感参数，再分别应用因子分析、多元判别、灰色关联分析方法，建立多参数储层流体性质评价模型。应用结果表明，建立的多参数评价模型客观、有效，在研究区实现了对生物降解油层、重稠油层、多油源油层的有效评价，为复杂储层的精准评价提供了借鉴经验，可进一步推广到相关领域，对提升油田勘探开发成效具有积极的作用。
2022, 44(2): 253-260.
doi: 10.13639/j.odpt.2022.02.018
摘要:
水驱开发老油田由于注采关系复杂、驱替场动态变化频繁，地下油水分布的格局发生了显著的变化，已进入到深度精细开发的新阶段。为促进石油工业智能化升级，综述了数据驱动的复杂油藏注采生产优化技术研究与应用，重点讨论了油藏注采连通性分析及生产优化的大数据驱动模型和智能算法研究进展。研究表明，复杂油藏精准构建和快速优化求解是油田生产开发智能化的关键，数据、机理与智能算法的交叉融合是未来智能油田开发研究的发展趋势。
水驱开发老油田由于注采关系复杂、驱替场动态变化频繁，地下油水分布的格局发生了显著的变化，已进入到深度精细开发的新阶段。为促进石油工业智能化升级，综述了数据驱动的复杂油藏注采生产优化技术研究与应用，重点讨论了油藏注采连通性分析及生产优化的大数据驱动模型和智能算法研究进展。研究表明，复杂油藏精准构建和快速优化求解是油田生产开发智能化的关键，数据、机理与智能算法的交叉融合是未来智能油田开发研究的发展趋势。
2022, 44(2): 261-268.
doi: 10.13639/j.odpt.2022.02.019
摘要:
为了减少电潜泵井电流卡片工况识别分析时的人为误差，建立了使用实时电流数据的基于机器学习的工况诊断模型。首先使用特征工程的方法，对电潜泵运行过程中的电流数据提取特征值；其次使用主成分分析法对特征值进行无监督降维聚类，并将聚类后的结果与实际工况进行对比证明聚类的有效性；然后使用降维后的带标签数据，建立逻辑回归模型；最后将未经训练的数据代入模型并进行误差分析。对A油田56口电潜泵井高密度实时电流数据进行了基于机器学习完整流程的工况诊断，结果表明，该模型在降低计算复杂度的同时，成功实现了正常工况、泵抽空、过载停泵、频繁短周期运行等4种常见工况的分类识别，诊断准确度、精确度、召回率均在80%以上，F1分数85%，达到了期望的分类效果，证明了应用机器学习方法，使用实时电流数据对电潜泵工况诊断的可行性和可靠性。
为了减少电潜泵井电流卡片工况识别分析时的人为误差，建立了使用实时电流数据的基于机器学习的工况诊断模型。首先使用特征工程的方法，对电潜泵运行过程中的电流数据提取特征值；其次使用主成分分析法对特征值进行无监督降维聚类，并将聚类后的结果与实际工况进行对比证明聚类的有效性；然后使用降维后的带标签数据，建立逻辑回归模型；最后将未经训练的数据代入模型并进行误差分析。对A油田56口电潜泵井高密度实时电流数据进行了基于机器学习完整流程的工况诊断，结果表明，该模型在降低计算复杂度的同时，成功实现了正常工况、泵抽空、过载停泵、频繁短周期运行等4种常见工况的分类识别，诊断准确度、精确度、召回率均在80%以上，F1分数85%，达到了期望的分类效果，证明了应用机器学习方法，使用实时电流数据对电潜泵工况诊断的可行性和可靠性。
