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2022,
44(6):
665-670. doi: 10.13639/j.odpt.2022.06.001
摘要:
顺北油田IV号条带地质构造属滑移断裂带，以奥陶系碳酸盐岩储层为主，多采用水平井/定向井方式开发，平均垂深接近8 000 m，井底温度最高达174 ℃，超深、高温、复杂地质条件给该区域定向钻井带来了井眼轨迹控制难、仪器故障率高、气侵处理时效低等技术难题。为解决上述技术难题，进一步优化了井身剖面，降低了定向难度，复合钻进比例平均提高10%；通过优配钻具组合、优选钻进参数、应用工具面稳定调控工艺和地震数据随钻指导钻井技术，井眼轨迹控制效率大幅度提高，中靶率100%；在井筒温度场分布规律研究基础上，配套了高温随钻测量工艺，仪器故障率由23%降至9.3%；利用简易控压钻井技术提高了储层气侵处理效率。该技术现场应用12口井，储层定向周期较设计平均缩短14.3%，平均机械钻速较邻区提高32.1%，可进一步推广应用。
顺北油田IV号条带地质构造属滑移断裂带，以奥陶系碳酸盐岩储层为主，多采用水平井/定向井方式开发，平均垂深接近8 000 m，井底温度最高达174 ℃，超深、高温、复杂地质条件给该区域定向钻井带来了井眼轨迹控制难、仪器故障率高、气侵处理时效低等技术难题。为解决上述技术难题，进一步优化了井身剖面，降低了定向难度，复合钻进比例平均提高10%；通过优配钻具组合、优选钻进参数、应用工具面稳定调控工艺和地震数据随钻指导钻井技术，井眼轨迹控制效率大幅度提高，中靶率100%；在井筒温度场分布规律研究基础上，配套了高温随钻测量工艺，仪器故障率由23%降至9.3%；利用简易控压钻井技术提高了储层气侵处理效率。该技术现场应用12口井，储层定向周期较设计平均缩短14.3%，平均机械钻速较邻区提高32.1%，可进一步推广应用。
2022,
44(6):
671-677. doi: 10.13639/j.odpt.2022.06.002
摘要:
为了保护生态环境，提高单井产量，长庆气田部署了多口水平段超过3 000 m的井。针对超长水平段井裸眼段长，存在井下摩阻大、扭矩大的问题，选取了S135钢级钻柱和清砂钻杆减阻工具，采用旋转导向井眼轨迹控制技术，优化了钻进参数：最佳钻井液环空返速为1.20~1.30 m/s、最低钻柱转速为60 r/min，选用氯化钾、石灰石和高性能润滑剂提高钻井液及其所形成滤饼的润滑性，控制钻井液有害固相含量，其动塑比提高至0.5 Pa/(mPa · s)，最终形成了一套长庆致密气田超长水平段降摩减阻技术。将该技术应用于水平段长度为5 256 m的靖51-X井，其水平段平均全角变化率为0.74 (°)/30 m，钻井液固相含量最高为16%，完钻后最大起钻摩阻为380 kN，下钻最大摩阻为280 kN。实践表明在超长水平段应用该技术具有良好的降摩减阻效果。
为了保护生态环境，提高单井产量，长庆气田部署了多口水平段超过3 000 m的井。针对超长水平段井裸眼段长，存在井下摩阻大、扭矩大的问题，选取了S135钢级钻柱和清砂钻杆减阻工具，采用旋转导向井眼轨迹控制技术，优化了钻进参数：最佳钻井液环空返速为1.20~1.30 m/s、最低钻柱转速为60 r/min，选用氯化钾、石灰石和高性能润滑剂提高钻井液及其所形成滤饼的润滑性，控制钻井液有害固相含量，其动塑比提高至0.5 Pa/(mPa · s)，最终形成了一套长庆致密气田超长水平段降摩减阻技术。将该技术应用于水平段长度为5 256 m的靖51-X井，其水平段平均全角变化率为0.74 (°)/30 m，钻井液固相含量最高为16%，完钻后最大起钻摩阻为380 kN，下钻最大摩阻为280 kN。实践表明在超长水平段应用该技术具有良好的降摩减阻效果。
2022,
44(6):
678-683. doi: 10.13639/j.odpt.2022.06.003
摘要:
驿探1井位于鄂尔多斯盆地西缘冲断带，由于该区块地层倾角大、刘家沟及石千峰组裂缝发育、地质构造复杂，因此防斜打直、防漏堵漏和井壁失稳是该井钻探施工过程中的主要技术难点。针对驿探1井上部地层狗腿度超标、断层地应力异常、井壁稳定性差、地层承压能力弱等问题，通过优化钻具组合,采用套管防磨工艺、高性能钻井液、韧性水泥护壁等技术措施，解决了钻井过程中存在的卡钻、频繁断钻具、井壁失稳等技术难题，保证了该井的安全顺利完钻，有力地促进了复杂地质构造条件下风险探井安全高效钻进技术的提高。
驿探1井位于鄂尔多斯盆地西缘冲断带，由于该区块地层倾角大、刘家沟及石千峰组裂缝发育、地质构造复杂，因此防斜打直、防漏堵漏和井壁失稳是该井钻探施工过程中的主要技术难点。针对驿探1井上部地层狗腿度超标、断层地应力异常、井壁稳定性差、地层承压能力弱等问题，通过优化钻具组合,采用套管防磨工艺、高性能钻井液、韧性水泥护壁等技术措施，解决了钻井过程中存在的卡钻、频繁断钻具、井壁失稳等技术难题，保证了该井的安全顺利完钻，有力地促进了复杂地质构造条件下风险探井安全高效钻进技术的提高。
2022,
44(6):
684-692. doi: 10.13639/j.odpt.2022.06.004
摘要:
塔里木库车山前古近系复合盐层严重漏失给安全钻井带来了巨大挑战。针对库车山前复合盐层重点漏失层段，分析漏失段地质特征、地质力学特征，结合钻井施工参数，判断漏失类型，分析易漏岩性组合分布与漏失压力，探讨预防钻井液漏失方法。研究结果表明：膏盐岩段盐岩夹含盐泥岩、含膏泥岩，膏质泥岩夹泥岩、灰质泥岩是主要漏层岩性组合，宏、微观分析可见天然裂缝不发育，物性测试表明孔渗较低，不具备直接发生漏失的原有物质基础；含膏泥岩、含盐泥岩抗拉强度0.61~1.12 MPa，平均值0.946 MPa，在压力作用下易产生裂缝；钻井液平均漏速小于20 m3/h，具有微漏~小漏特征，通过降排量降密度可有效缓解漏失。通过盐间漏失层地质、地质力学、工程特征分析，认为复合盐层漏失为诱导破裂型漏失，漏失压力为地层破裂压力，约等于水平最小地应力，并通过模拟应力场数据与实钻漏失点数据对比进行验证。综上分析，明确膏盐岩段易漏岩性组合分布和建立复合盐层黏弹性三维地质力学模型求取水平最小地应力是预防复合盐层漏失的关键，对减少盐间漏失具有重要意义。
塔里木库车山前古近系复合盐层严重漏失给安全钻井带来了巨大挑战。针对库车山前复合盐层重点漏失层段，分析漏失段地质特征、地质力学特征，结合钻井施工参数，判断漏失类型，分析易漏岩性组合分布与漏失压力，探讨预防钻井液漏失方法。研究结果表明：膏盐岩段盐岩夹含盐泥岩、含膏泥岩，膏质泥岩夹泥岩、灰质泥岩是主要漏层岩性组合，宏、微观分析可见天然裂缝不发育，物性测试表明孔渗较低，不具备直接发生漏失的原有物质基础；含膏泥岩、含盐泥岩抗拉强度0.61~1.12 MPa，平均值0.946 MPa，在压力作用下易产生裂缝；钻井液平均漏速小于20 m3/h，具有微漏~小漏特征，通过降排量降密度可有效缓解漏失。通过盐间漏失层地质、地质力学、工程特征分析，认为复合盐层漏失为诱导破裂型漏失，漏失压力为地层破裂压力，约等于水平最小地应力，并通过模拟应力场数据与实钻漏失点数据对比进行验证。综上分析，明确膏盐岩段易漏岩性组合分布和建立复合盐层黏弹性三维地质力学模型求取水平最小地应力是预防复合盐层漏失的关键，对减少盐间漏失具有重要意义。
2022,
44(6):
693-700. doi: 10.13639/j.odpt.2022.06.005
摘要:
钻井液长期浸泡会对层理性页岩产生影响，进而影响到页岩地层的井壁稳定性。利用川南地区龙马溪组页岩开展了不同钻井液浸泡后页岩单、三轴力学实验，分析了其力学特性及破坏形式的变化特征，并探讨了井壁失稳机理。结果表明：受层理影响，页岩力学特性具有明显的各向异性特征，且具有围压效应；油基钻井液对层理面的润滑作用增强了各向异性，页岩沿层理面发生剪切破坏，破坏形式受层理面控制；水基钻井液对页岩造成水化损伤，微裂缝扩展沟通层理，降低了各向异性，易发生复合破坏，破坏形式受基质体和层理面双重控制，井壁更易失稳；黏土矿物水化作用和孔缝毛细管效应是页岩地层井壁失稳的根本原因。该研究可为层理性页岩井壁稳定分析提供参考。
钻井液长期浸泡会对层理性页岩产生影响，进而影响到页岩地层的井壁稳定性。利用川南地区龙马溪组页岩开展了不同钻井液浸泡后页岩单、三轴力学实验，分析了其力学特性及破坏形式的变化特征，并探讨了井壁失稳机理。结果表明：受层理影响，页岩力学特性具有明显的各向异性特征，且具有围压效应；油基钻井液对层理面的润滑作用增强了各向异性，页岩沿层理面发生剪切破坏，破坏形式受层理面控制；水基钻井液对页岩造成水化损伤，微裂缝扩展沟通层理，降低了各向异性，易发生复合破坏，破坏形式受基质体和层理面双重控制，井壁更易失稳；黏土矿物水化作用和孔缝毛细管效应是页岩地层井壁失稳的根本原因。该研究可为层理性页岩井壁稳定分析提供参考。
2022,
44(6):
701-705. doi: 10.13639/j.odpt.2022.06.006
摘要:
老油田经过多年开采，部分油藏整体进入特高含水开发阶段，剩余油高度分散，稳产难度大，同时，油井纵向上油层均经历多次补孔、封层重射等措施作业，导致井筒状况复杂，不能满足单井措施要求，严重影响了油藏井网重构效果。为完善井筒条件，满足CO2协同吞吐、调堵+吞吐等逐层上返开发的措施需要，开展了定向井小套管二次完井矿场试验。针对施工过程中管串下入难度大、固井质量难以保证等技术难点，形成了高效打通道、液压滚珠整形、小套管固井等系列定向井小套管二次完井技术，达到了复杂井长井段封堵、耐CO2腐蚀、井筒承压高等效果，实现了井筒重塑，为油田井网完善、提高可采储量提供了技术支持。
老油田经过多年开采，部分油藏整体进入特高含水开发阶段，剩余油高度分散，稳产难度大，同时，油井纵向上油层均经历多次补孔、封层重射等措施作业，导致井筒状况复杂，不能满足单井措施要求，严重影响了油藏井网重构效果。为完善井筒条件，满足CO2协同吞吐、调堵+吞吐等逐层上返开发的措施需要，开展了定向井小套管二次完井矿场试验。针对施工过程中管串下入难度大、固井质量难以保证等技术难点，形成了高效打通道、液压滚珠整形、小套管固井等系列定向井小套管二次完井技术，达到了复杂井长井段封堵、耐CO2腐蚀、井筒承压高等效果，实现了井筒重塑，为油田井网完善、提高可采储量提供了技术支持。
2022,
44(6):
706-710. doi: 10.13639/j.odpt.2022.06.007
摘要:
在维修更换防喷器闸板、胶芯等作业前必须对防喷器关闭腔和开启腔卸压，而传统三位四通转阀存在操作复杂、压力浪费、各阀件磨损、管汇卸压后所有控制对象均无法远程操作的问题，为此，设计了自卸压四位四通转阀。在原有阀体及阀芯内部分别新增一条卸压油道，并将其改造成自卸压四位四通转阀，实际操作时只需将该转阀手柄扳至卸压位，便既能保留管汇压力，又可对维修作业对象进行独立卸压，卸压后仍可远程液压控制除维修对象外的其他控制对象，使得维修和更换防喷器闸板、胶芯等作业过程更加低耗、简单高效。该设计降低了各阀件长期开关造成磨损，大幅度提升了作业效率。
在维修更换防喷器闸板、胶芯等作业前必须对防喷器关闭腔和开启腔卸压，而传统三位四通转阀存在操作复杂、压力浪费、各阀件磨损、管汇卸压后所有控制对象均无法远程操作的问题，为此，设计了自卸压四位四通转阀。在原有阀体及阀芯内部分别新增一条卸压油道，并将其改造成自卸压四位四通转阀，实际操作时只需将该转阀手柄扳至卸压位，便既能保留管汇压力，又可对维修作业对象进行独立卸压，卸压后仍可远程液压控制除维修对象外的其他控制对象，使得维修和更换防喷器闸板、胶芯等作业过程更加低耗、简单高效。该设计降低了各阀件长期开关造成磨损，大幅度提升了作业效率。
2022,
44(6):
711-718. doi: 10.13639/j.odpt.2022.06.008
摘要:
盐穴储气库具有储层渗透性低、损伤恢复能力强、注采率高、短期吞吐量大、垫层气量低并可完全回收等优点，在国外应用广泛，然而国内盐穴储气库由于盐岩品位差，造腔结束后大量盐岩不溶物堆积在腔体底部形成沉渣，沉渣空隙中存在着大量无法被排出的卤水，造成了储气空间资源的巨大浪费，如何使其腔体空间得到最大化利用是当下需要亟待解决的问题。对国内盐穴储气库盐层地质及其底部沉渣空间利用技术进行了调研，指出虽然在沉渣上方进行注气排卤工艺已日臻成熟，但还需对排卤管柱下入沉渣底部技术进一步深入研究。从管柱下入和起出、管柱下入后的堵塞问题及解决方案、管径参数优化以及未来储氢等方面提出了相关建议，以期对国内盐穴储气库空间利用率技术研究提供借鉴。
盐穴储气库具有储层渗透性低、损伤恢复能力强、注采率高、短期吞吐量大、垫层气量低并可完全回收等优点，在国外应用广泛，然而国内盐穴储气库由于盐岩品位差，造腔结束后大量盐岩不溶物堆积在腔体底部形成沉渣，沉渣空隙中存在着大量无法被排出的卤水，造成了储气空间资源的巨大浪费，如何使其腔体空间得到最大化利用是当下需要亟待解决的问题。对国内盐穴储气库盐层地质及其底部沉渣空间利用技术进行了调研，指出虽然在沉渣上方进行注气排卤工艺已日臻成熟，但还需对排卤管柱下入沉渣底部技术进一步深入研究。从管柱下入和起出、管柱下入后的堵塞问题及解决方案、管径参数优化以及未来储氢等方面提出了相关建议，以期对国内盐穴储气库空间利用率技术研究提供借鉴。
2022,
44(6):
719-726, 739. doi: 10.13639/j.odpt.2022.06.009
摘要:
针对深层页岩气高温高压条件下等温吸附曲线出现先增高后降低的现象，修正了Langmuir吸附模型，建立了考虑超临界吸附和非线性流动机理的深层页岩气压裂水平井气水两相流动数学模型，并基于有限元方法对模型进行求解，利用该数学模型对比分析了基质渗透率、改造区面积和主裂缝渗透率等因素对气水运动规律的影响。研究结果表明：改造区面积并不是越大越好，当改造区面积增大到一定程度时再继续增大改造区面积对提高产量效果不明显；开采过程中，主裂缝内流体会先流入井筒，之后改造区流体流入主裂缝，最后再由基质内流体对改造区进行补充，因此前期主要受主裂缝渗透率影响，后期主要受基质渗透率影响。研究结果对于深层页岩气田开发具有一定的指导意义。
针对深层页岩气高温高压条件下等温吸附曲线出现先增高后降低的现象，修正了Langmuir吸附模型，建立了考虑超临界吸附和非线性流动机理的深层页岩气压裂水平井气水两相流动数学模型，并基于有限元方法对模型进行求解，利用该数学模型对比分析了基质渗透率、改造区面积和主裂缝渗透率等因素对气水运动规律的影响。研究结果表明：改造区面积并不是越大越好，当改造区面积增大到一定程度时再继续增大改造区面积对提高产量效果不明显；开采过程中，主裂缝内流体会先流入井筒，之后改造区流体流入主裂缝，最后再由基质内流体对改造区进行补充，因此前期主要受主裂缝渗透率影响，后期主要受基质渗透率影响。研究结果对于深层页岩气田开发具有一定的指导意义。
2022,
44(6):
727-732. doi: 10.13639/j.odpt.2022.06.010
摘要:
华北油田于20世纪90年代在古潜山油藏开展了注氮气重力驱提高采收率试验，在试验区形成了“气顶-富集油带-底水”的格局，先期采用裸眼完井利用旧井采油，只出气不出油，为此，进行了油藏工程、采油工艺一体化研究，提出“隔—控—分”采油工艺设计理念，通过克服重力分异、密度差影响的有效驻留承压堵漏，隔绝气相、水相与井筒直接沟通。借助火山熔岩喷发、岩浆冷凝堆积的自然原理，基于热敏树脂特殊的温敏流变性能，实现了“滞留温控闪凝”承压堵漏，解决了高角度大缝大洞发育储层恶性漏失的问题，提高了固井完井质量，结合人工举升控制生产压差，实现了有限厚度富集油的有效采出，坚定了古潜山发展注气重力驱的信心。
华北油田于20世纪90年代在古潜山油藏开展了注氮气重力驱提高采收率试验，在试验区形成了“气顶-富集油带-底水”的格局，先期采用裸眼完井利用旧井采油，只出气不出油，为此，进行了油藏工程、采油工艺一体化研究，提出“隔—控—分”采油工艺设计理念，通过克服重力分异、密度差影响的有效驻留承压堵漏，隔绝气相、水相与井筒直接沟通。借助火山熔岩喷发、岩浆冷凝堆积的自然原理，基于热敏树脂特殊的温敏流变性能，实现了“滞留温控闪凝”承压堵漏，解决了高角度大缝大洞发育储层恶性漏失的问题，提高了固井完井质量，结合人工举升控制生产压差，实现了有限厚度富集油的有效采出，坚定了古潜山发展注气重力驱的信心。
2022,
44(6):
733-739. doi: 10.13639/j.odpt.2022.06.011
摘要:
吉兰泰油田潜山变质岩储层埋藏浅(400~650 m)，非均质性强，发育有高角度天然裂缝和底水系统，压裂改造存在压开难度大、底水易沟通、原有工艺适应性差、甜点认识不清等问题。通过分析变质岩储层特征和前期改造经验，确定最佳避水高度100~120 m可实现控水目的；优选桥射联作压裂工艺和25 ℃低温可溶桥塞，满足大排量、大规模体积压裂需求；优化射孔方位，避射顶部120°，降低出砂风险；优选水溶性暂堵剂，形成层间/层内暂堵工艺，暂堵后压力抬升5~8 MPa；通过远探测声波成像技术明确地质-工程双甜点，形成少段多簇改造模式。在吉华1区块潜山变质岩储层13口井共74段361簇实施压裂作业，较2020年前期试验单井改造段数平均减少2段，压后初期日产油提高48%，截至2022年6月底，累产液超2.66万t，累产油超2.45万t，实现了浅层变质岩储层高效改造和开发。
吉兰泰油田潜山变质岩储层埋藏浅(400~650 m)，非均质性强，发育有高角度天然裂缝和底水系统，压裂改造存在压开难度大、底水易沟通、原有工艺适应性差、甜点认识不清等问题。通过分析变质岩储层特征和前期改造经验，确定最佳避水高度100~120 m可实现控水目的；优选桥射联作压裂工艺和25 ℃低温可溶桥塞，满足大排量、大规模体积压裂需求；优化射孔方位，避射顶部120°，降低出砂风险；优选水溶性暂堵剂，形成层间/层内暂堵工艺，暂堵后压力抬升5~8 MPa；通过远探测声波成像技术明确地质-工程双甜点，形成少段多簇改造模式。在吉华1区块潜山变质岩储层13口井共74段361簇实施压裂作业，较2020年前期试验单井改造段数平均减少2段，压后初期日产油提高48%，截至2022年6月底，累产液超2.66万t，累产油超2.45万t，实现了浅层变质岩储层高效改造和开发。
2022,
44(6):
740-745. doi: 10.13639/j.odpt.2022.06.012
摘要:
东胜气田锦30井区主要目的层盒1段为致密低渗砂岩气藏，储层非均质性强，长缝压裂改造效果差。开展了缝网体积压裂适应性评价和岩心裂缝扩展规律研究，明确了形成复杂缝网的主控因素，并通过数值模拟优化压裂施工参数。研究表明：锦30井区盒1段储层脆性指数高、天然裂缝发育、两向应力差异小，低黏液和大排量施工易形成复杂缝；施工排量8~10 m3/min、液量700~800 m3、变黏压裂液组合为10 mPa · s+100 mPa · s、前置液比例50%~55%、平均砂比20%~22%时，压裂裂缝复杂程度高、改造体积大。现场应用34口直/定向井，压后平均产量1.85×104 m3/d，较长缝压裂提高68.2%，证实了变黏压裂液体积压裂技术在锦30井区具有良好的适应性，可进一步推广。
东胜气田锦30井区主要目的层盒1段为致密低渗砂岩气藏，储层非均质性强，长缝压裂改造效果差。开展了缝网体积压裂适应性评价和岩心裂缝扩展规律研究，明确了形成复杂缝网的主控因素，并通过数值模拟优化压裂施工参数。研究表明：锦30井区盒1段储层脆性指数高、天然裂缝发育、两向应力差异小，低黏液和大排量施工易形成复杂缝；施工排量8~10 m3/min、液量700~800 m3、变黏压裂液组合为10 mPa · s+100 mPa · s、前置液比例50%~55%、平均砂比20%~22%时，压裂裂缝复杂程度高、改造体积大。现场应用34口直/定向井，压后平均产量1.85×104 m3/d，较长缝压裂提高68.2%，证实了变黏压裂液体积压裂技术在锦30井区具有良好的适应性，可进一步推广。
2022,
44(6):
746-751. doi: 10.13639/j.odpt.2022.00.013
摘要:
为了进一步提高压裂效率，降低压裂成本，在玛湖四井平台进行了双井同步压裂试验，即采用1套压裂车组对4口井及以上的多井平台中的2口井同时进行压裂作业。与同区块相同水马力传统拉链式压裂施工相比，双井同步压裂完井时间缩短45%，日均施工效率提高70%，但由于地质因素、工程因素和设备因素造成双井同步压裂施工不能同步，每段仅两簇的射孔设计导致孔眼堵塞引发施工压力突升，桥塞失封和移位造成施工压力突降。对目前存在问题分析后指出双井同步压裂实施还需在布井及钻井规划、核心设备升级和射孔方案优化等方面进一步攻关，形成适用于国内非常规油气田开发的双井同步压裂技术模板。
为了进一步提高压裂效率，降低压裂成本，在玛湖四井平台进行了双井同步压裂试验，即采用1套压裂车组对4口井及以上的多井平台中的2口井同时进行压裂作业。与同区块相同水马力传统拉链式压裂施工相比，双井同步压裂完井时间缩短45%，日均施工效率提高70%，但由于地质因素、工程因素和设备因素造成双井同步压裂施工不能同步，每段仅两簇的射孔设计导致孔眼堵塞引发施工压力突升，桥塞失封和移位造成施工压力突降。对目前存在问题分析后指出双井同步压裂实施还需在布井及钻井规划、核心设备升级和射孔方案优化等方面进一步攻关，形成适用于国内非常规油气田开发的双井同步压裂技术模板。
2022,
44(6):
752-757. doi: 10.13639/j.odpt.2022.06.014
摘要:
针对大庆敖南油田碳捕获、利用与封存(CCUS)试验区水驱老井转CO2注入井井筒密封性失效风险高的问题，开展了井筒完整性评价研究。通过试验区老井井况分析，确定了井筒完整性评价技术体系，采用层次分析法确定指标权重。针对以往完整性评价过程对于单一指标评价依靠专家经验法的不足，创新采用数值模拟分析方法，给出了套管及水泥环等单因素风险评价指标确定原则，采用模糊综合评价方法建立了水驱老井转CO2注入井风险量化分级方法。结果表明：试验区361口注水井中等风险以上井占比41%，需要立即治理或报废处理；对低风险井进一步查套分析，加强监控。建议在国内各大CCUS试验区推广应用注入井风险评价方法及管理理念，为水驱老井的安全运行提供保障。
针对大庆敖南油田碳捕获、利用与封存(CCUS)试验区水驱老井转CO2注入井井筒密封性失效风险高的问题，开展了井筒完整性评价研究。通过试验区老井井况分析，确定了井筒完整性评价技术体系，采用层次分析法确定指标权重。针对以往完整性评价过程对于单一指标评价依靠专家经验法的不足，创新采用数值模拟分析方法，给出了套管及水泥环等单因素风险评价指标确定原则，采用模糊综合评价方法建立了水驱老井转CO2注入井风险量化分级方法。结果表明：试验区361口注水井中等风险以上井占比41%，需要立即治理或报废处理；对低风险井进一步查套分析，加强监控。建议在国内各大CCUS试验区推广应用注入井风险评价方法及管理理念，为水驱老井的安全运行提供保障。
2022,
44(6):
758-762. doi: 10.13639/j.odpt.2022.06.015
摘要:
现有的防砂管柱打捞技术对割点位置、井斜和钻具组合对切割作业的影响考虑较少。从打捞防砂管柱的关键环节切割和套铣入手，确定了水力机械切割点位置，对切割时刀片受力进行了计算，并对切割影响因素进行了分析，阐明了套铣防砂管柱的关键技术。研究表明：井斜小于12°，应适当增加钻铤数量来提高钻具旋转稳定性；井斜在12°~55°之间，应减小切割压力、增加钻铤数量、延长切割时间来保障切割作业；井斜大于55°，选择减小切割压力、减少钻铤数量、增加扶正器或者减扭器来提高切割成功率。应用该技术在渤海油田辽东、渤南、渤西区块共进行60余井次防砂管柱打捞作业，大幅度提高了防砂管柱打捞效率和大修作业时效。
现有的防砂管柱打捞技术对割点位置、井斜和钻具组合对切割作业的影响考虑较少。从打捞防砂管柱的关键环节切割和套铣入手，确定了水力机械切割点位置，对切割时刀片受力进行了计算，并对切割影响因素进行了分析，阐明了套铣防砂管柱的关键技术。研究表明：井斜小于12°，应适当增加钻铤数量来提高钻具旋转稳定性；井斜在12°~55°之间，应减小切割压力、增加钻铤数量、延长切割时间来保障切割作业；井斜大于55°，选择减小切割压力、减少钻铤数量、增加扶正器或者减扭器来提高切割成功率。应用该技术在渤海油田辽东、渤南、渤西区块共进行60余井次防砂管柱打捞作业，大幅度提高了防砂管柱打捞效率和大修作业时效。
2022,
44(6):
763-768, 790. doi: 10.13639/j.odpt.2022.06.016
摘要:
为保证辽河油田双6储气库应急调峰期间强注强采和安全运行要求，以SL1井为例，综合考虑库区地层压力安全区间10~24 MPa、注采管柱抗冲蚀及地层携液能力三方面因素，开展双6储气库注采能力评价研究。在2017—2020年“四注四采”周期内，连续开展产能试井，监测流压与注采气量，建立二项式产能方程，计算不同地层压力下的极限注采气量；计算得到Ø114.3 mm气密封注采管柱的临界冲蚀流量及临界携液流量，确定单井安全注采制度；总结SL1井地层压力随累计注(采)气量变化规律，预测该井安全累计注气量为0.942×108~2.713×108 m3；在库区连通并达到统一压力系统后，预测当双6库区安全库容为7.623×108~34.510×108m3时，才能保证地层压力及注采气容量满足气库安全运行。
为保证辽河油田双6储气库应急调峰期间强注强采和安全运行要求，以SL1井为例，综合考虑库区地层压力安全区间10~24 MPa、注采管柱抗冲蚀及地层携液能力三方面因素，开展双6储气库注采能力评价研究。在2017—2020年“四注四采”周期内，连续开展产能试井，监测流压与注采气量，建立二项式产能方程，计算不同地层压力下的极限注采气量；计算得到Ø114.3 mm气密封注采管柱的临界冲蚀流量及临界携液流量，确定单井安全注采制度；总结SL1井地层压力随累计注(采)气量变化规律，预测该井安全累计注气量为0.942×108~2.713×108 m3；在库区连通并达到统一压力系统后，预测当双6库区安全库容为7.623×108~34.510×108m3时，才能保证地层压力及注采气容量满足气库安全运行。
2022,
44(6):
769-776. doi: 10.13639/j.odpt.2022.06.017
摘要:
钻完井工程历经百年发展，经历了概念-经验-科学-自动化钻井4个发展阶段，形成了以钻完井工艺原理、方法为指导，以装备、工具、软件为手段的钻完井工程技术体系。当前，全球碳中和愿景的实施，将大幅度减少对油气能源的需求与油气勘探开发投资，油服企业碳足迹控制和安全环保保障压力增大，工程技术服务效益空间被压缩，以绿色低碳为特征的石油钻井转型势在必然。石油钻井的数字化、智能化是顺应新达峰目标和碳中和愿景、实现其高质量发展的必由之路。调研了油气钻井数字化、智能化技术发展现状，分析了目前钻井工程技术发展面临的挑战，提出了从智能钻完井技术的3个层面实现传统工程技术转型升级、跨越式发展，将智能地面装备、智能井下工具依托智能软件作为交互系统协同运行，完成一个闭环钻井优化过程，形成钻完井数字化转型协同生态，实现数字化转型升级，大幅度提升钻完井作业效率和保障生产安全。
钻完井工程历经百年发展，经历了概念-经验-科学-自动化钻井4个发展阶段，形成了以钻完井工艺原理、方法为指导，以装备、工具、软件为手段的钻完井工程技术体系。当前，全球碳中和愿景的实施，将大幅度减少对油气能源的需求与油气勘探开发投资，油服企业碳足迹控制和安全环保保障压力增大，工程技术服务效益空间被压缩，以绿色低碳为特征的石油钻井转型势在必然。石油钻井的数字化、智能化是顺应新达峰目标和碳中和愿景、实现其高质量发展的必由之路。调研了油气钻井数字化、智能化技术发展现状，分析了目前钻井工程技术发展面临的挑战，提出了从智能钻完井技术的3个层面实现传统工程技术转型升级、跨越式发展，将智能地面装备、智能井下工具依托智能软件作为交互系统协同运行，完成一个闭环钻井优化过程，形成钻完井数字化转型协同生态，实现数字化转型升级，大幅度提升钻完井作业效率和保障生产安全。
2022,
44(6):
777-783. doi: 10.13639/j.odpt.2022.06.018
摘要:
稠油油藏蒸汽吞吐过程中汽窜的产生与油藏地质和开发工程等因素有关，目前识别汽窜的方式局限于油藏工程、数值模拟等，此类方法无法准确判别各因素的不确定性和相关性，机器学习方法可识别海量数据间的隐含关系，准确度高且模型易维护。分析了汽窜的影响因素，构建基础数据集后对数据进行特征工程处理，包括数据重构、缺失值处理、维度转换及相似性分析，建立了汽窜预测特征属性集；采取Wrapper方法、Embedded方法、主成成分分析法对数据集进行降维处理，形成3套不同的特征组合方案；分别采用随机森林、SVM、神经网络和XGBoost算法建立汽窜预测模型，给出不同模型的预测准确率和预测汽窜通道分布。研究结果表明：注汽强度、层位渗透率极值和邻井距离对汽窜的影响程度最大，表现最好的组合模型是：PCA数据集+XGBoost模型，该方案在训练集上的准确率为97.20%，在验证集上的准确率为96.11%，实现了对汽窜的精准预警。
稠油油藏蒸汽吞吐过程中汽窜的产生与油藏地质和开发工程等因素有关，目前识别汽窜的方式局限于油藏工程、数值模拟等，此类方法无法准确判别各因素的不确定性和相关性，机器学习方法可识别海量数据间的隐含关系，准确度高且模型易维护。分析了汽窜的影响因素，构建基础数据集后对数据进行特征工程处理，包括数据重构、缺失值处理、维度转换及相似性分析，建立了汽窜预测特征属性集；采取Wrapper方法、Embedded方法、主成成分分析法对数据集进行降维处理，形成3套不同的特征组合方案；分别采用随机森林、SVM、神经网络和XGBoost算法建立汽窜预测模型，给出不同模型的预测准确率和预测汽窜通道分布。研究结果表明：注汽强度、层位渗透率极值和邻井距离对汽窜的影响程度最大，表现最好的组合模型是：PCA数据集+XGBoost模型，该方案在训练集上的准确率为97.20%，在验证集上的准确率为96.11%，实现了对汽窜的精准预警。
2022,
44(6):
784-790. doi: 10.13639/j.odpt.2022.06.019
摘要:
为了解决电潜螺杆泵产液量虚拟计量的预测精度和稳定性，提出了一种基于双重注意力机制的卷积神经网络(CNN)和门控循环单元(GRU)混合模型(CNN-BiGRU)。油井产量预测易受油压、套压及泵工况等因素的影响，先利用皮尔逊相关系数和主成分分析法对数据进行降维，并确定主要影响因素；再利用CNN网络的局部连接和全局共享来提取历史油井产液量的空间特征；然后将特征送入GRU网络，提取数据的时间特征；最后利用双重注意力机制为不同的特征赋值对应的权值，进一步提升模型的预测精准度。将该方法应用到50 000条产液量数据样本上，模型预测精准度RMSE和MAPE分别取得5.24%、3.17%。与GRU、CNN-GRU模型相比，所提方法应用效果显著，能有效提升预测精度，具有一定的工程应用价值。
为了解决电潜螺杆泵产液量虚拟计量的预测精度和稳定性，提出了一种基于双重注意力机制的卷积神经网络(CNN)和门控循环单元(GRU)混合模型(CNN-BiGRU)。油井产量预测易受油压、套压及泵工况等因素的影响，先利用皮尔逊相关系数和主成分分析法对数据进行降维，并确定主要影响因素；再利用CNN网络的局部连接和全局共享来提取历史油井产液量的空间特征；然后将特征送入GRU网络，提取数据的时间特征；最后利用双重注意力机制为不同的特征赋值对应的权值，进一步提升模型的预测精准度。将该方法应用到50 000条产液量数据样本上，模型预测精准度RMSE和MAPE分别取得5.24%、3.17%。与GRU、CNN-GRU模型相比，所提方法应用效果显著，能有效提升预测精度，具有一定的工程应用价值。
