当期目录

显示方式:
封面
2023 年 6 期封面
2023, 45(6)
摘要:
目次
2023 年 6 期目次
2023, 45(6)
摘要:
文献综述
“双碳”目标下二氧化碳捕集、利用与封存技术及产业化发展路径
李阳, 赵清民, 薛兆杰
2023, 45(6): 655-660. doi: 10.13639/j.odpt.202201052
摘要:
碳捕集利用与封存技术(CCUS)是有效减少化石能源燃烧及工业过程碳排放的重要手段,可有效降低碳减排的经济、社会和环境成本,是实现碳中和目标的重要技术支撑。中国CCUS技术发展迅速,已经具备了大规模应用到各行业中的技术可行性,但CCUS大规模部署仍面临诸多问题。为此,系统梳理了碳捕集技术、CO2驱油封存技术、CO2化学转化利用技术发展现状,分析了“双碳”目标(2023年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和)下CCUS发展面临的机遇,提出CCUS技术及产业化发展路径和3种主要产业发展模式,着力培育相关产业集群,打造低碳零碳示范基地,助力碳中和目标的实现。
钻井完井
基于构型界面控制的浅层优快钻井取心卡层方法
苏朝博
2023, 45(6): 661-667. doi: 10.13639/j.odpt.202305035
摘要:
渤海油田浅层新近系明下段储层砂体具有“薄、散、杂”的沉积特征,加之工程、地质和人为条件等影响,传统卡层方法难以对优快取心层位进行准确的对比和判断,导致进层多,砂岩收获率不高,为此,提出构型界面约束和钻井参数变化相结合判断卡层循环点的方法。首先以录井、测井、钻井等资料为基础,制定构型界面划分方案,对已钻井进行构型分析,建立目标区闭合、等时构型格架;然后将钻井实时资料输入构型格架,分析拾取层次界面,预测取心砂体位置;最后根据钻井参数变化,停钻循环,判断是否取心。在渤海油田3口井进行了应用,现场试验表明,该方法能在优快钻井背景下实现精准卡层,达到进层2.0 m以内的目的,有效提高了井场钻井取心工作效率和质量,起到了降本增效的作用。
钻具和环空双密度钻井液碳酸盐岩储层钻井工艺
丁志敏, 郑权宝, 邵长春, 袁野, 夏天果, 孙志
2023, 45(6): 668-674. doi: 10.13639/j.odpt.202310026
摘要:
碳酸盐岩储层非均质性强,同一层段可能存在多套压力系统,钻井过程中易发生恶性漏失、溢漏同存等复杂,常规钻井工艺无法有效平衡安全钻进与钻井成本的问题,为此提出基于水眼和环空的双密度非常规钻井技术,根据井况在环空和钻具水眼内采用不同密度的钻井液,不建立循环进行钻进,通过测量环空液面高度及套压等方式实时跟踪地层压力变化情况,及时优选钻井液密度,实现在复杂地层的快速钻进。塔里木油田不同区块完成10余口井现场应用,使用低密度钻井液成功多钻进尺1 881.62 m,在多打进尺的同时降低钻井液成本。应用结果表明,该技术可在不堵漏、不增加其他设备的情况下穿越恶性漏失层及油气活跃频繁出现高套压的地层,在大幅提高生产时效的同时实现成本节约,能满足轨迹监测需求,必要时可定向钻进以保证轨迹符合设计要求。该技术可实现最大限度钻揭储层,最大化实现地质目的及释放产能,进一步满足高效开发的要求,具有较好的应用前景。
深层页岩油水平井复合盐弱凝胶钻井液技术
王广财, 刘万成, 陈向明, 郑江波, 马平平, 熊开俊, 孔繁玲
2023, 45(6): 675-682. doi: 10.13639/j.odpt.202307067
摘要:
吐哈油田准东吉新2区块深层长段水平井钻井过程中存在泥岩井壁易失稳、井眼净化难度大、减摩降阻困难等问题,对钻井液抑制性、封堵防塌性、携岩性和润滑性提出了较高要求,为此,进行了钻井液技术研究。采用NaCl、KCl、甲酸钠和ZNP-1复配,使钻井液体系具有强抑制性,解决了井壁失稳难题;采用“沥青粉+丙烯基树脂封堵剂+固壁剂”实现了微米~亚微米~纳米孔喉微裂缝全封堵;采用低荧光润滑剂和囊包减阻剂复配,提高了钻井液润滑能力;采用弱凝胶提切剂提高了钻井液携岩能力。最后形成了复合盐弱凝胶钻井液体系配方:清水+4%膨润土+0.2%烧碱+15%NaCl+5%KCl+15%NaCOOH+1%ZNP-1+1%DRGJ-1+0.5%LV-CMC+4%沥青粉+2%树脂封堵剂+2%固壁剂+0.3%弱凝胶+2%低荧光润滑剂+3%囊包减阻剂+重晶石,并对其性能进行了评价,结果表明:16 h泥页岩线性膨胀率为7.21%,动切力不小于11 Pa,滤饼黏滞系数不大于0.061 2,钻井液活度不大于0.76,高温高压滤失量低于10 mL,可抗10%钻屑和5%CaSO4污染。在吉新2区块应用5井次,与邻井吉新2、吉新2-2井相比,钻井周期降低了33.05%,二开平均井径扩大率降低了68.49%,平均复杂率降低了68.19%。该技术为油田同类型深层长段水平井安全优快钻井提供了技术支撑。
废弃聚磺钻井液固相资源化绿色处理剂
徐贵勤, 谢水祥, 任雯, 张明栋, 潘莉芳, 刘国宇, 岳长涛, 李松辉
2023, 45(6): 683-689. doi: 10.13639/j.odpt.202308040
摘要:
随着国家环保要求的日趋严格,聚磺钻屑的有效处置成为了油气田企业亟需解决的问题,传统处置方式固化填埋、制备建材等存在潜在环境风险大、消纳能力受限等不足,而且聚磺钻屑中丰富的有机质没有得到有效利用。为此提出通过添加绿化土改良剂,将聚磺钻屑制备成绿化土,以实现对聚磺钻屑的资源化无害化处理。基于响应曲面法,得到了改良剂的最佳配方为生物质活性炭A、腐殖酸钠B、复合生物肥C、鱼骨粉D、柠檬酸E和仿生固化剂F的质量比为4.00∶1.80∶0.15∶0.15∶1.00∶3.00。应用该改良剂将威204H10平台聚磺钻屑制备成JH-绿化土,土壤发芽指数由15.77%提高到91.10%,COD、pH、有机质含量、总石油烃等指标均符合国家相关标准,浸出液中重金属含量符合GB/T 14848—2017《地下水质量标准》要求。该技术为聚磺钻屑的无害化资源化处置开拓了新思路,提高了聚磺钻屑的资源化率。
有机缓释微乳酸解堵机制
贾江鸿, 蓝强, 黄维安, 王雪晨, 李秀灵
2023, 45(6): 690-695. doi: 10.13639/j.odpt.202302044
摘要:
有机缓释微乳酸解堵作用机理尚不明晰。通过界面张力法、润滑系数法、钻屑溶蚀率法、SEM扫描法深入研究了有机缓释微乳酸的作用机理。研究发现,有机缓释微乳酸可将其与地层流体之间的界面张力降低至20.0 mN/m以下,提高其在地层中的渗透作用;可把钻井液润滑系数降低40%以上,进一步提其与地层岩石的接触几率;岩石溶蚀率仅为裸酸的43.8%,缓速而稳定,可进入储层深部解堵;可将岩石表面水化膜厚度减小50%以上;可使钻具表面的接触角从50.2°降低至8.3°,有效提高井壁和钻具的清洁度。综合分析其解堵作用机理为:内部酸液在油相的包裹下具有缓释作用,在地层高温高压条件下,通过有效降低其与地层流体之间的界面张力、在岩石表面的吸附有效减小水化膜和接触角,进一步提高了其在地层中的渗透作用,从而实现储层深部解堵。
基于符号聚合近似法的钻井液漏失类型自动识别
史肖燕, 季勇, 崔猛, 李忠明, 赵飞
2023, 45(6): 696-703. doi: 10.13639/j.odpt.202302038
摘要:
目前钻井液漏失类型判断需基于详细的地质工程信息,并辅以人工分析,漏失类型识别存在着主观性和滞后性。基于钻井液漏失原因和参数表征规律,建立了裂缝性、孔隙性、溶洞性和诱导裂缝性4种漏失类型特征曲线模版,并采用符号聚合近似(SAX)方法对特征曲线进行字符化转换;通过获取待识别井漏失特征曲线的SAX字符串,并计算与模版字符串的相似性,再根据量化的相似度自动识别漏失类型。实例井验证结果显示,该方法能直接利用录井数据自动识别漏失类型,识别效率相比传统的人工分析方法提升了90%以上。该方法既可用于海量历史数据挖掘分析,为后续钻井提供指导,也可用于实时漏失类型判断,为堵漏措施的选择提供科学依据。
钻井压耗工程公式估算漏层位置
罗黎敏, 谭睿, 耿立军, 李小波, 徐正贤, 闫伟
2023, 45(6): 704-711. doi: 10.13639/j.odpt.202310001
摘要:
钻井作业过程中井漏现象会损害油气储层,引发井塌、井喷、卡钻以及部分井段报废等恶性事件,是制约油气田安全高效开发的技术难题,准确判定漏层位置是现场解决钻井井漏问题的关键。常规漏层位置确定方法计算复杂、误差大、经济性差,因此基于钻井压耗公式和立压、套压数据提出了一种快速估算漏层位置和喷漏转换时间的方法。根据入口注入流量、排量、循环压耗和流态数据计算流态摩阻,结合漏失前后立压、套压数据迭代计算漏失层位、确定漏点位置,并根据转喷立压、套压确定漏喷转换时间。对渤海区域2口漏失井的漏层位置计算发现,估算的漏层位置与现场探明的漏层位置重叠性较高,计算误差低于5.06%,估算漏层范围100%覆盖现场漏失层位;并且立压越大,漏喷转换时间越长。该方法计算过程方便简洁,降低过多输入参数精度不足带来的误差,可作为漏层位置确定的前置计算方法为现场堵漏作业提供技术支撑。
大洋钻探船月池扶正器结构准静态设计方法
宋宇, 黄芳飞, 段明星, 张行
2023, 45(6): 712-719. doi: 10.13639/j.odpt.202301024
摘要:
大洋钻探船较浮式平台船体幅值响应更剧烈,钻柱与月池干涉风险高,为此,设计了一种月池扶正器。针对钻柱运动特点和载荷分布,设计了月池扶正器整体结构,还原海上洋流载荷激励,分析了月池扶正器在钻井、下套管及钻井船漂移3种不同工况下的极限承载能力,根据极限状态下的破坏模式分析各工况的载荷分布和风险点,并提出结构改进方案。研究表明:月池扶正器易发生失效破坏的位置在销轴处;月池扶正器在钻井船漂移工况下较为危险;通过调整基座销轴位置,并增加一组抱瓦油缸,可以降低整体结构和销轴的载荷分布。该研究成果为后续月池扶正器结构优化设计提供了理论支撑。
油气开采
间歇生产气井关井续流阶段井筒内流体状态气液劈分模拟方法
司想, 张宝, 景宏涛, 彭建云, 唐佳鑫, 韩国庆
2023, 45(6): 720-728, 737. doi: 10.13639/j.odpt.202311014
摘要:
间歇生产井大部分无封隔器,从储层产出的气水存在气液量劈分以及油管、环空内液面高度随关井时间变化等问题。常规处理办法是通过简单假设气液在管鞋处的油套管流向来确定关井阶段油套管液面变化,会产生较大的误差。采用离散井筒模型,考虑零液流两相流动规律和油套管压力平衡,建立天然气井间歇生产气液劈分模型。利用该模型可以获取气泡在零液流液柱流动过程中的压力分布、流型变化、液柱高度波动、气泡流速等关键参数。同时,搭建全尺寸井筒实验装置模拟间歇生产井关井阶段气泡上升过程,通过摄影机观察零液流液柱中流型分布,测量液柱中气泡速度和压力。研究结果表明,气泡在零液流液柱中主要分布形式是分散气泡和泰勒泡,随着气体流速增大,泰勒泡流动占主导因素。根据实验结果对所建立的模型中流体压力、流型变化和气泡速度进行验证,准确率超过95%。该模型可精确描述间歇生产气井关井续流阶段气液流动规律和压力分布。
油藏近井耦合确定的射孔方位与油田开发的关系
潘豪, 曹砚锋, 文敏, 侯泽宁, 马楠, 齐致远
2023, 45(6): 729-737. doi: 10.13639/j.odpt.202311052
摘要:
为了在油藏数值模拟中实现水平井不同射孔方位的精确模拟,并提高油藏数值模拟在井筒处及近井区域的模拟精度,探究水平井各种射孔方位对油藏开发的影响,利用角点网格、分层非结构化网格以及三维径向网格等3种网格建立了油藏-近井-井筒精细耦合模型,实现了近井的径向渗流和射孔方位的空间分布的精细描述。利用该耦合模型研究了2种不同井径条件下的顶部、中部、底部和全部射孔4种射孔方位对油藏开发的影响。模拟结果表明,顶部射孔的波及范围最大,井底压力最低,累产油量最高,生产效果最佳;中部和全部射孔的生产效果相近,其波及范围和累产油量等在4种射孔方位里为中等,但井底压力较高;底部射孔的波及范围最小,井底压力较低,累产油量最低,生产效果最差。因此,水平井的射孔方位选择优先考虑顶部射孔,但因顶部射孔的井底压力较低,若有可能造成脱气则考虑中部或全部射孔,不建议选择底部射孔。
压敏性多重介质气藏压裂水平井渗流特征
朱绍鹏, 欧进晶
2023, 45(6): 738-747. doi: 10.13639/j.odpt.202310002
摘要:
超高压、异常高压气藏气井生产压降容易引起强的压敏效应,为研究压敏性多重介质气藏压裂水平井渗流特征,建立了压敏性多重介质气藏多段压裂水平井渗流模型。采用点源函数、摄动法、Laplace变换法、Fourier积分变换法得到拉式空间下不稳定压力解,进而采用Duhamel原理与Stehfest数值反演求得了实空间下井底压力,绘制了试井双对数理论图版。研究表明:应力敏感会增大晚期渗流阶段的压降反应,表现为试井双对数曲线末端上翘;随窜流系数增大,多重介质气藏中窜流段越早发生,压力导数曲线上窜流凹子越往左移;人工裂缝条数越多、角度越小、半长越大,压力导数曲线越往下移。采用新建立的压敏性多重介质气藏渗流模型,结合实测压力恢复数据,拟合解释了实际储层参数及渗流特征,并验证了模型的准确性。
阶梯泵注-压降测试确定压裂后地层裂缝形态
蔡玎宁, 程时清, 李依吉川, 白文鹏, 徐泽轩, 汪洋
2023, 45(6): 748-755. doi: 10.13639/j.odpt.202303036
摘要:
小型压裂测试可用于了解储层压裂特征并获取储层参数,对于正式压裂施工参数设计具有指导作用。通过优化阶梯-压降测试参数分析方法,将测试过程分为泵注段-泵注早期、泵注段-裂缝扩展期和压降段-裂缝延伸闭合期等3个阶段。针对测试阶梯少、阶梯时间不相等、拐点不明显等情况,分别应用不稳定渗流的径向流和线性流模型分析泵注早期和裂缝扩展期的压力特征,明确裂缝扩展时机和裂缝延伸压力;基于压裂液动态滤失时的体积平衡关系,配合其他压降测试方法,计算停泵后裂缝延伸的长度和宽度及岩石断裂韧性。研究结果表明,该方法弥补了不规范测试中因排量-压力曲线拐点不清晰而无法获得有效的裂缝延伸压力的不足,所获得的储层和压裂参数计算结果可靠;在缺少实验的情况下得到了合理的断裂韧性参考值,扩大了阶梯排量测试的应用范围。
自发渗吸对页岩油储层压裂后闷井的影响
韦世明, 金衍, 夏阳, 徐丹, 曾萍
2023, 45(6): 756-765. doi: 10.13639/j.odpt.202302025
摘要:
针对目前页岩油储层压裂后是否闷井、闷井时间设计缺乏理论指导的难题,建立了考虑毛细管渗吸的油水两相渗流模型,并采用有限元-有限体积方法进行闷井和生产联合模拟,模拟过程考虑了页岩基质渗吸是否产生微裂缝对渗吸和生产的影响,研究了闷井时间和毛管力对闷井过程中页岩基质吸水量和开井后页岩油产量的影响。分析模拟结果发现:若页岩基质渗吸压裂液后产生微裂缝,渗吸作用能够明显提高页岩油产量;随着闷井时间和页岩亲水性增加,页岩基质渗吸压裂液后产生更多微裂缝,且水油置换作用更强,页岩油产量也随之增加。若页岩基质渗吸压裂液不产生微裂缝,渗吸作用将降低页岩油产量;随着闷井时间和页岩亲水性增加,基质中的含水饱和度增加,油相相对渗透率降低,页岩油产量随之降低。该研究成果明确了并非所有页岩油储层均适合压裂后闷井,对页岩油储层压裂设计具有重要指导意义。
抽油机超级电容储能系统
张中慧, 郑强, 刘晓玲, 黄润晶, 陈昭伟
2023, 45(6): 766-772. doi: 10.13639/j.odpt.202311048
摘要:
针对抽油机系统平衡块难以维持完全平衡、倒发电现象造成电网污染、制动引起发热及能源浪费等问题,提出基于超级电容的抽油机储能系统整体方案,设计了超级电容模组、快速充放电单元、倒发电状态识别系统、保护系统等具体功能模块,在胜利油田3口试验井完成抽油机储能系统的现场试验分析。结果表明,超级电容为抽油机储能系统的优选储存介质,循环17万次后容量为251 F,容量保持率86.55%,满足抽油机储能系统使用需求;充电时采用ZVS移相软开关技术,功率器件处于0电压开通状态损耗最小;增加抽油机储能系统后,抽油机耗电量明显下降,3#抽油机的节电比例达到27.0%,每天节电量为27.11 kW · h,每年可节约电费6 829元。研究成果在充分利用抽油机倒发电能量、避免能量浪费等方面具有重要工程应用价值和显著经济效益,为后续推广应用抽油机节能工艺提供技术经验。
无储能光-电微网下的抽油机井群间抽混合整数非线性优化方法
高小永, 李晨龙, 檀朝东, 黄付宇, 米思怡, 袁宇
2023, 45(6): 773-782. doi: 10.13639/j.odpt.202311042
摘要:
多数低渗透油藏丛式井因供液不足而采用间抽采油方式,光伏、风电等绿电引入油田生产后在减少碳排放方面发挥了重要作用。为解决人工制定的错峰开井和间抽制度存在的井群运行能耗高等问题,以各抽油机的启停状态和电源频率,以及各光伏机组和高压电网的出力为决策变量,用直流母线实现抽油机组倒发电电能互馈,根据井群生产需求充分考虑源荷端约束,以系统运行成本最低为目标,建立一种无储能环节光-电微网下的错峰开井和间抽运行的混合整数非线性模型,用Gurobi对该问题求解。案例分析结果表明,所建模型求解结果与高压电网供电下井群常开以及人为制定间抽制度比较,井群耗电量分别降低35.687%和15.219%,系统运行成本分别降低35.471%和23.884%,并且相较于后者井群日产量提高21.620%。研究将光伏引入抽油机间抽系统,建立调度模型,大幅降低井群运行能耗和运行成本,凸显了模型的有效性。
基于双向数据无缆传输的分层注水技术
孙鹏, 何祖清, 彭汉修
2023, 45(6): 783-788. doi: 10.13639/j.odpt.202208079
摘要:
老油田注水井套损逐年增多,层间矛盾突出,传统分层注水调配测调工作量大、周期长、效率低,为此,进行了智能分层注水技术研究,实现了温度、压力、流量及水嘴状态等参数双向无缆传输和注水量实时调配。井下双向数据无缆传输系统由地面系统和井下系统组成,地面系统包括地面信号控制系统、控制电路,井下系统包括压力波双向通讯系统、双向锚、智能配水器。进行了智能完井室内模拟,验证了控制指令及控制电路的有效性和可靠性,并进行了7口井的现场试验,结果表明,双向数据传输成功率100%,分层注水调配成功率100%。该技术可为提高水驱油藏开发效果及降本增效提供很好的技术支撑。