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, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021071
摘要:
水平井分段压裂技术是实现页岩油高效开发的关键，经过十几年的技术研究与实践，中国石化初步形成了以“超密切割布缝、暂堵转向、高强度加砂、储层保护”为主体的页岩油水平井分段压裂技术，并在部分地区实现了页岩油勘探重大突破，但是工艺参数和技术水平与国外水平井分段压裂技术相比尚有差距。为此，在介绍中国石化页岩油水平井分段压裂技术现状的基础上，对比了国内外主要页岩油区块地质特征差异，分析了中国石化页岩油压裂技术需求及面临的挑战，并针对中国石化陆相页岩油储层特点，从地质–开发–工程一体化研究与实施的角度，同时考虑经济性及现场可操作性，提出了中高成熟度页岩油压裂技术和中低成熟度页岩油原位改质技术的发展建议，对于尽快形成中国石化页岩油开发技术体系，实现页岩油经济效益开发具有一定的指导意义。
水平井分段压裂技术是实现页岩油高效开发的关键，经过十几年的技术研究与实践，中国石化初步形成了以“超密切割布缝、暂堵转向、高强度加砂、储层保护”为主体的页岩油水平井分段压裂技术，并在部分地区实现了页岩油勘探重大突破，但是工艺参数和技术水平与国外水平井分段压裂技术相比尚有差距。为此，在介绍中国石化页岩油水平井分段压裂技术现状的基础上，对比了国内外主要页岩油区块地质特征差异，分析了中国石化页岩油压裂技术需求及面临的挑战，并针对中国石化陆相页岩油储层特点，从地质–开发–工程一体化研究与实施的角度，同时考虑经济性及现场可操作性，提出了中高成熟度页岩油压裂技术和中低成熟度页岩油原位改质技术的发展建议，对于尽快形成中国石化页岩油开发技术体系，实现页岩油经济效益开发具有一定的指导意义。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021072
摘要:
针对陆相页岩油储层特点及勘探开发需求，中国石化围绕陆相页岩油优快钻井完井技术、测井录井评价技术和储层改造技术等进行攻关研究，并完成了17口探井，有力支撑了济阳坳陷、泌阳凹陷和四川盆地等区域的陆相页岩油勘探开发评价，实现了济阳坳陷页岩油勘探的重大突破。与国外页岩油工程技术相比，中国石化页岩油工程技术仍存在较大差距，为此，还需要进行页岩油井工厂多层系立体开发技术、超长水平段水平井钻井关键技术和页岩油地质–压裂一体化技术攻关，以形成完善的页岩油工程技术体系，满足提质提速提效提产的需求，实现陆相页岩油的效益开发。
针对陆相页岩油储层特点及勘探开发需求，中国石化围绕陆相页岩油优快钻井完井技术、测井录井评价技术和储层改造技术等进行攻关研究，并完成了17口探井，有力支撑了济阳坳陷、泌阳凹陷和四川盆地等区域的陆相页岩油勘探开发评价，实现了济阳坳陷页岩油勘探的重大突破。与国外页岩油工程技术相比，中国石化页岩油工程技术仍存在较大差距，为此，还需要进行页岩油井工厂多层系立体开发技术、超长水平段水平井钻井关键技术和页岩油地质–压裂一体化技术攻关，以形成完善的页岩油工程技术体系，满足提质提速提效提产的需求，实现陆相页岩油的效益开发。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021081
摘要:
北美海相页岩油采用长水平段水平井密切割体积压裂技术和“工厂化”施工技术等手段，已获得规模化商业开发，而国内陆相页岩油勘探开发起步晚，总体处于试验与示范阶段。为促进我国页岩油的勘探开发进程和页岩油开发技术的发展，总结分析了北美海相页岩油和国内陆相页岩油储层的基本特征、储层改造技术现状和特点，从中得到了诸多启示，从而针对国内陆相中高成熟度页岩油储层的特性，提出了强化基础与机理研究、进行多岩性偏塑性储层穿层压裂技术及复杂缝压裂技术攻关、研发多功能压裂液和压力敏感智能支撑剂、研究排采和CO2注采技术及进行压–驱–采一体化攻关的建议，以期提高我国陆相中高成熟度页岩油的开发效果。
北美海相页岩油采用长水平段水平井密切割体积压裂技术和“工厂化”施工技术等手段，已获得规模化商业开发，而国内陆相页岩油勘探开发起步晚，总体处于试验与示范阶段。为促进我国页岩油的勘探开发进程和页岩油开发技术的发展，总结分析了北美海相页岩油和国内陆相页岩油储层的基本特征、储层改造技术现状和特点，从中得到了诸多启示，从而针对国内陆相中高成熟度页岩油储层的特性，提出了强化基础与机理研究、进行多岩性偏塑性储层穿层压裂技术及复杂缝压裂技术攻关、研发多功能压裂液和压力敏感智能支撑剂、研究排采和CO2注采技术及进行压–驱–采一体化攻关的建议，以期提高我国陆相中高成熟度页岩油的开发效果。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021089
摘要:
为了解决准噶尔盆地吉木萨尔页岩储层因流度低和页岩层理发育缝高受限导致的水平井提产困难问题，提高下甜点二类储层的有效动用程度，开展了密切割改造提升缝控程度、薄互层穿层压裂增加纵向动用程度技术攻关。研究了密切割改造技术，将平均簇间距减小至13.6 m，大幅提高了页岩储层缝控程度；提高了直井压裂施工的排量及冻胶用量，验证了下甜点二类储层具备穿层压裂的可行性，形成了以水平井12～14 m3/min大排量、冻胶和滑溜水多段塞泵注、中小粒径支撑剂组合和2.7 m3/m高加砂强度等为核心的穿层压裂关键技术，保证了层理转折裂缝有效支撑。现场试验表明，该技术能够提高水平井压裂动用体积，二类储层试验水平井年累计产油量达9 183 t，是前期水平井产油量的3倍以上。研究结果表明，水平井密切割穿层压裂技术可以解决二类储层多薄油层的动用难题，为页岩油二类区水平井压裂有效动用提供了新的技术途径。
为了解决准噶尔盆地吉木萨尔页岩储层因流度低和页岩层理发育缝高受限导致的水平井提产困难问题，提高下甜点二类储层的有效动用程度，开展了密切割改造提升缝控程度、薄互层穿层压裂增加纵向动用程度技术攻关。研究了密切割改造技术，将平均簇间距减小至13.6 m，大幅提高了页岩储层缝控程度；提高了直井压裂施工的排量及冻胶用量，验证了下甜点二类储层具备穿层压裂的可行性，形成了以水平井12～14 m3/min大排量、冻胶和滑溜水多段塞泵注、中小粒径支撑剂组合和2.7 m3/m高加砂强度等为核心的穿层压裂关键技术，保证了层理转折裂缝有效支撑。现场试验表明，该技术能够提高水平井压裂动用体积，二类储层试验水平井年累计产油量达9 183 t，是前期水平井产油量的3倍以上。研究结果表明，水平井密切割穿层压裂技术可以解决二类储层多薄油层的动用难题，为页岩油二类区水平井压裂有效动用提供了新的技术途径。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021086
摘要:
为了掌握济阳坳陷博兴洼陷北部沙四纯上亚段页岩脆性各向异性的规律，选用该区块樊页X井泥灰质纹层页岩岩心，以通过室内试验获得的岩心应力–应变曲线为基准标定岩石力学参数，采用三维数值模拟方法，计算分析了岩心的泊松比、弹性模量和强度参数；并采用4种典型的脆性指数计算方法，计量了所有岩心的脆性指数。研究发现：随着围压增大，各力学参数的各向异性度都呈下降趋势，且弹性参数较强度参数的各向异性对围压变化更为敏感，因此建议采用弹性参数评价岩心力学特性的各向异性；基于能量守恒原理的脆性指数计算方法计算出的脆性指数较为客观；脆性指数随围压增加而显著下降，且随着层理倾角增大，脆性指数总体上呈先降低、后升高的变化趋势，也即在与内摩擦角角度接近的方向，脆性指数最低，0°和90°取心方向上的脆性指数较高。研究结果可为济阳坳陷页岩油储层可压性评价及选井选层提供理论依据。
为了掌握济阳坳陷博兴洼陷北部沙四纯上亚段页岩脆性各向异性的规律，选用该区块樊页X井泥灰质纹层页岩岩心，以通过室内试验获得的岩心应力–应变曲线为基准标定岩石力学参数，采用三维数值模拟方法，计算分析了岩心的泊松比、弹性模量和强度参数；并采用4种典型的脆性指数计算方法，计量了所有岩心的脆性指数。研究发现：随着围压增大，各力学参数的各向异性度都呈下降趋势，且弹性参数较强度参数的各向异性对围压变化更为敏感，因此建议采用弹性参数评价岩心力学特性的各向异性；基于能量守恒原理的脆性指数计算方法计算出的脆性指数较为客观；脆性指数随围压增加而显著下降，且随着层理倾角增大，脆性指数总体上呈先降低、后升高的变化趋势，也即在与内摩擦角角度接近的方向，脆性指数最低，0°和90°取心方向上的脆性指数较高。研究结果可为济阳坳陷页岩油储层可压性评价及选井选层提供理论依据。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021094
摘要:
东营凹陷页岩油储量丰富，但储层物性差，纵向含油层系多而薄，多为灰泥岩互层。为了准确描述东营凹陷页岩油储层层间应力干扰机理及水力压裂裂缝的扩展规律，利用非线性有限元法建立了基于渗流–应力–损伤耦合的多薄互层分层压裂模型，用其模拟分析了不同排量、压裂液黏度及不同上、下隔层厚度下的裂缝扩展形态、规律和诱导应力场大小，研究了裂缝扩展形态与诱导应力场大小的关系，并对压裂施工参数进行了优化。模拟结果表明：随着水力裂缝的扩展，应力干扰区域会越来越大，当排量为9～12 m3/min、黏度为20 mPa∙s时，裂缝尖端诱导应力大，易连通天然裂缝，压裂改造效果明显；在上部隔层厚度大于2.5 m、下部隔层厚度大于4.5 m时，极少出现串层现象。研究结果可为东营凹陷页岩油储层后续的水力压裂施工提供理论支撑。
东营凹陷页岩油储量丰富，但储层物性差，纵向含油层系多而薄，多为灰泥岩互层。为了准确描述东营凹陷页岩油储层层间应力干扰机理及水力压裂裂缝的扩展规律，利用非线性有限元法建立了基于渗流–应力–损伤耦合的多薄互层分层压裂模型，用其模拟分析了不同排量、压裂液黏度及不同上、下隔层厚度下的裂缝扩展形态、规律和诱导应力场大小，研究了裂缝扩展形态与诱导应力场大小的关系，并对压裂施工参数进行了优化。模拟结果表明：随着水力裂缝的扩展，应力干扰区域会越来越大，当排量为9～12 m3/min、黏度为20 mPa∙s时，裂缝尖端诱导应力大，易连通天然裂缝，压裂改造效果明显；在上部隔层厚度大于2.5 m、下部隔层厚度大于4.5 m时，极少出现串层现象。研究结果可为东营凹陷页岩油储层后续的水力压裂施工提供理论支撑。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021090
摘要:
为了准确表征页岩油藏复杂裂缝中多相流体的流动，建立了嵌入裂缝多相流动模型和多裂缝交叉网络多相流动模型，采用数值模拟方法，研究了多相流体在多裂缝交叉网络中的流动规律。研究结果表明，裂缝网络多相渗流数值模拟方法解决了表征流体单一、裂缝尺度范围大、划分网格要求精度高、流体参数在裂缝界面处不连续等问题，能够判断水力压裂裂缝与天然裂缝沟通的规模及距离，数值模拟计算的地层压力可以表征页岩油藏裂缝网络附近区域内压力随生产时间的变化规律。裂缝网络多相渗流数值模拟，实现了数值模拟的高效计算，为评价页岩油藏储层提供了新的技术方法。
为了准确表征页岩油藏复杂裂缝中多相流体的流动，建立了嵌入裂缝多相流动模型和多裂缝交叉网络多相流动模型，采用数值模拟方法，研究了多相流体在多裂缝交叉网络中的流动规律。研究结果表明，裂缝网络多相渗流数值模拟方法解决了表征流体单一、裂缝尺度范围大、划分网格要求精度高、流体参数在裂缝界面处不连续等问题，能够判断水力压裂裂缝与天然裂缝沟通的规模及距离，数值模拟计算的地层压力可以表征页岩油藏裂缝网络附近区域内压力随生产时间的变化规律。裂缝网络多相渗流数值模拟，实现了数值模拟的高效计算，为评价页岩油藏储层提供了新的技术方法。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021083
摘要:
为了提高压裂页岩油水平井产量预测精度、优化闷井时间及压裂液用量等参数，建立了一种考虑压裂液注入、闷井渗吸及开井生产的压裂页岩油水平井油水两相渗流数学模型，利用控制体积有限元法求其数值解，模拟了渗吸作用下基质–裂缝油水置换的过程，获得了油水压力场、速度场、产量及含水率的动态变化。分析了压裂渗吸驱油特征，优化了闷井时间和压裂液用量，并研究了基质渗透率和缝网复杂程度对渗吸驱油的影响。研究结果表明：毛管力越大，闷井时间越长，则含水率越低，渗吸增产作用越明显；压裂液用量增加能够提升渗吸驱油产量，但同时会引起含水率升高，可通过含水率和产量增幅确定压裂液合理的用量；闷井所需时间受毛管力、基质渗透率和缝网复杂程度影响，其中毛管力和基质渗透率决定了渗吸速度，而缝网复杂程度决定了渗吸面积。所建立的渗吸油水两相渗流模型可为页岩油水平井压裂优化设计提供依据。
为了提高压裂页岩油水平井产量预测精度、优化闷井时间及压裂液用量等参数，建立了一种考虑压裂液注入、闷井渗吸及开井生产的压裂页岩油水平井油水两相渗流数学模型，利用控制体积有限元法求其数值解，模拟了渗吸作用下基质–裂缝油水置换的过程，获得了油水压力场、速度场、产量及含水率的动态变化。分析了压裂渗吸驱油特征，优化了闷井时间和压裂液用量，并研究了基质渗透率和缝网复杂程度对渗吸驱油的影响。研究结果表明：毛管力越大，闷井时间越长，则含水率越低，渗吸增产作用越明显；压裂液用量增加能够提升渗吸驱油产量，但同时会引起含水率升高，可通过含水率和产量增幅确定压裂液合理的用量；闷井所需时间受毛管力、基质渗透率和缝网复杂程度影响，其中毛管力和基质渗透率决定了渗吸速度，而缝网复杂程度决定了渗吸面积。所建立的渗吸油水两相渗流模型可为页岩油水平井压裂优化设计提供依据。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021077
摘要:
沧东凹陷孔二段页岩油储层属于特低孔、特低渗储层，泥质含量高，作业过程中极易因压井液等外来流体侵入造成污染。针对这一问题，对页岩油井常用的有杆泵、电动潜油泵举升工艺及其生产管柱和井下工具进行优化设计，形成了由预制内防喷工具不压井作业技术、可控桥塞暂闭井筒完井技术和敷缆连续油管带压下泵技术等组成的沧东凹陷页岩油水平井不压井作业技术。现场应用结果表明，不压井作业技术可以解决有杆泵井内衬油管无法有效密封、电动潜油泵井无法带压作业等问题，作业后储层零污染，无需等待完全泄压结束再下泵投产。
沧东凹陷孔二段页岩油储层属于特低孔、特低渗储层，泥质含量高，作业过程中极易因压井液等外来流体侵入造成污染。针对这一问题，对页岩油井常用的有杆泵、电动潜油泵举升工艺及其生产管柱和井下工具进行优化设计，形成了由预制内防喷工具不压井作业技术、可控桥塞暂闭井筒完井技术和敷缆连续油管带压下泵技术等组成的沧东凹陷页岩油水平井不压井作业技术。现场应用结果表明，不压井作业技术可以解决有杆泵井内衬油管无法有效密封、电动潜油泵井无法带压作业等问题，作业后储层零污染，无需等待完全泄压结束再下泵投产。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021080
摘要:
长庆油田陇东地区页岩油储层脆性指数低、天然裂缝不发育、不易形成复杂缝网，进行分段多簇体积压裂时，由于受储层物性、地应力、各向异性及水力裂缝簇间干扰等因素影响，簇间进液不均，达不到储层均匀改造的目的。针对该问题，依据缝控储量最大化原则，在页岩油水平段储层品质分级评价以及非均质地质模型的基础上，开展了基于甜点空间分布和综合甜点指数的细分切割单段单簇压裂布缝设计方法研究，优化了压裂施工参数，形成了页岩油水平井细分切割压裂技术。应用该技术在长庆油田陇东地区10口页岩油水平井进行了现场应用，取得了很好的压裂效果，应用井投产后日产油较邻井高出35.9%。长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术的成功应用，为页岩油储层改造提供了新思路、新技术。
长庆油田陇东地区页岩油储层脆性指数低、天然裂缝不发育、不易形成复杂缝网，进行分段多簇体积压裂时，由于受储层物性、地应力、各向异性及水力裂缝簇间干扰等因素影响，簇间进液不均，达不到储层均匀改造的目的。针对该问题，依据缝控储量最大化原则，在页岩油水平段储层品质分级评价以及非均质地质模型的基础上，开展了基于甜点空间分布和综合甜点指数的细分切割单段单簇压裂布缝设计方法研究，优化了压裂施工参数，形成了页岩油水平井细分切割压裂技术。应用该技术在长庆油田陇东地区10口页岩油水平井进行了现场应用，取得了很好的压裂效果，应用井投产后日产油较邻井高出35.9%。长庆油田陇东地区页岩油水平井细分切割压裂技术的成功应用，为页岩油储层改造提供了新思路、新技术。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021075
摘要:
采用体积压裂技术可提高鄂尔多斯盆地页岩油单井产量，但低油价条件下仍可能无法实现经济有效开发，原因是体积压裂技术思路、压裂技术模式、压裂参数体系等不够合理。为此，长庆油田根据该盆地延长组长 7 段页岩油体积压裂矿场实践和室内模拟研究结果，转变了体积压裂技术思路，研究形成了“大井丛、长水平井、细分切割、分簇射孔、可溶球座、变黏滑溜水”压裂技术模式，优化了体积压裂参数体系。结合该盆地页岩油储层地质特征，系统分析了体积压裂增产机理和关键技术。分析认为，对于页岩油在储层中渗流机理的认识，已逐步由常规油藏单一的有效驱替机理转变为有效驱替和油水渗吸置换复合机理；该盆地形成的体积压裂技术模式，其关键技术材料全部自主研发，且具有很好的现场应用效果。但为了深化与提升该盆地页岩油体积压裂技术，追求更高产能目标，建议进一步研究压裂增产机理、优化关键技术参数、发展体积压裂可视化技术。研究结果可为页岩油水平井体积压裂优化设计提供依据，对同类储层的压裂改造具有借鉴作用。
采用体积压裂技术可提高鄂尔多斯盆地页岩油单井产量，但低油价条件下仍可能无法实现经济有效开发，原因是体积压裂技术思路、压裂技术模式、压裂参数体系等不够合理。为此，长庆油田根据该盆地延长组长 7 段页岩油体积压裂矿场实践和室内模拟研究结果，转变了体积压裂技术思路，研究形成了“大井丛、长水平井、细分切割、分簇射孔、可溶球座、变黏滑溜水”压裂技术模式，优化了体积压裂参数体系。结合该盆地页岩油储层地质特征，系统分析了体积压裂增产机理和关键技术。分析认为，对于页岩油在储层中渗流机理的认识，已逐步由常规油藏单一的有效驱替机理转变为有效驱替和油水渗吸置换复合机理；该盆地形成的体积压裂技术模式，其关键技术材料全部自主研发，且具有很好的现场应用效果。但为了深化与提升该盆地页岩油体积压裂技术，追求更高产能目标，建议进一步研究压裂增产机理、优化关键技术参数、发展体积压裂可视化技术。研究结果可为页岩油水平井体积压裂优化设计提供依据，对同类储层的压裂改造具有借鉴作用。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021091
摘要:
吉木萨尔凹陷芦草沟组储层物性差，非均质性强、原油流动性差，水平井精准改造优势储层难度大，分段压裂方式提产效果有限，压裂高投入、低产出矛盾突出。针对吉木萨尔页岩油水平井开发中存在的问题，采用非均匀极限限流布孔技术改善段内各簇的压裂液进液分布，应用缝口暂堵和封内暂堵，提高净压力以形成复杂缝网，优化压裂施工参数促进段内多簇裂缝均衡起裂，最终形成了适用于吉木萨尔页岩油油藏的水平井大段多簇压裂技术。现场应用效果表明，大段多簇压裂及配套技术的实施，可有效提高页岩油储层改造程度和生产效果，为页岩油经济有效开发提供有力支撑。
吉木萨尔凹陷芦草沟组储层物性差，非均质性强、原油流动性差，水平井精准改造优势储层难度大，分段压裂方式提产效果有限，压裂高投入、低产出矛盾突出。针对吉木萨尔页岩油水平井开发中存在的问题，采用非均匀极限限流布孔技术改善段内各簇的压裂液进液分布，应用缝口暂堵和封内暂堵，提高净压力以形成复杂缝网，优化压裂施工参数促进段内多簇裂缝均衡起裂，最终形成了适用于吉木萨尔页岩油油藏的水平井大段多簇压裂技术。现场应用效果表明，大段多簇压裂及配套技术的实施，可有效提高页岩油储层改造程度和生产效果，为页岩油经济有效开发提供有力支撑。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021026
摘要:
安83页岩油藏位于鄂尔多斯盆地，由于储层致密，能量补效果差，早期提高单井产量措施未能获得预期效果。基于前期注水补能探索及重复压裂试验认识，在注水补充地层能量和升级压裂工具的基础上，结合极限分簇射孔、储层差异化改造和多级动态暂堵等工艺，提高裂缝复杂程度，同时优化焖井时间，形成了水平井大规模蓄能体积压裂技术。现场试验结果表明，应用该技术后，水平井产量大幅提高，最高单井日产油达到邻井的7倍，措施后生产10个月，单井累增油达到2 010.0 t，效果效益显著提升。该技术可实现同时补充地层能量及有效改造储层，对同类油藏的开发具有一定参考意义。
安83页岩油藏位于鄂尔多斯盆地，由于储层致密，能量补效果差，早期提高单井产量措施未能获得预期效果。基于前期注水补能探索及重复压裂试验认识，在注水补充地层能量和升级压裂工具的基础上，结合极限分簇射孔、储层差异化改造和多级动态暂堵等工艺，提高裂缝复杂程度，同时优化焖井时间，形成了水平井大规模蓄能体积压裂技术。现场试验结果表明，应用该技术后，水平井产量大幅提高，最高单井日产油达到邻井的7倍，措施后生产10个月，单井累增油达到2 010.0 t，效果效益显著提升。该技术可实现同时补充地层能量及有效改造储层，对同类油藏的开发具有一定参考意义。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021084
摘要:
针对井筒满足承压要求，但由于套管变形不能下入常规压裂工具进行分段压裂的页岩油水平井，引用水平井填砂分段压裂技术，采用极限填砂形成缝内砂塞，实现对已压裂层段的有效封隔，进行分段压裂。为了不增加新的设备，通过摸索形成了“尾追填砂”和“吹填缝口”2种填砂模式。长庆油田在页岩油华H40平台进行套变水平井填砂分段压裂试验，累计填砂压裂8段，各段破裂压力均不一样，封堵效果可靠，施工成功率100%。现场试验结果表明，以“尾追填砂”填砂模式为主，“吹填缝口”填砂模式为辅，可以形成缝内砂塞，有效分隔已压裂层段，实现套变页岩油水平井的分段压裂，解决常规压裂工具无法下入的问题。
针对井筒满足承压要求，但由于套管变形不能下入常规压裂工具进行分段压裂的页岩油水平井，引用水平井填砂分段压裂技术，采用极限填砂形成缝内砂塞，实现对已压裂层段的有效封隔，进行分段压裂。为了不增加新的设备，通过摸索形成了“尾追填砂”和“吹填缝口”2种填砂模式。长庆油田在页岩油华H40平台进行套变水平井填砂分段压裂试验，累计填砂压裂8段，各段破裂压力均不一样，封堵效果可靠，施工成功率100%。现场试验结果表明，以“尾追填砂”填砂模式为主，“吹填缝口”填砂模式为辅，可以形成缝内砂塞，有效分隔已压裂层段，实现套变页岩油水平井的分段压裂，解决常规压裂工具无法下入的问题。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021092
摘要:
玛湖凹陷风城组页岩油储层砂体埋藏深、厚度大、整体含油、基质致密、富含金属离子，压裂面临着纵向动用程度不足、裂缝复杂程度低、加砂风险高、常规胍胶压裂液不配伍等改造难题。为充分释放该区页岩油勘探潜力，通过精细描述储层力学性质，评价缝网形成主控因素，建立可压性指数计算模型，结合人工裂缝纵向扩展能力，优选射孔簇及层间距，形成了纵向精细分层方法；基于天然裂缝发育程度，通过优选体积压裂工艺，采用大排量施工提高缝内净压力、组合粒径支撑剂多尺度充填、缓增幅泵注安全加砂，优化大规模组合改造工艺；配套研发低伤害耐温聚合物压裂液，综合形成了针对玛湖深层巨厚页岩油储层直井体积压裂关键技术。该技术于MY1井风城组页岩油储层施工成功率100 %，压后获日产50 m3高产油流，开创了玛湖凹陷非常规油藏勘探新局面，对指导该区后续页岩油效益开发意义重大。
玛湖凹陷风城组页岩油储层砂体埋藏深、厚度大、整体含油、基质致密、富含金属离子，压裂面临着纵向动用程度不足、裂缝复杂程度低、加砂风险高、常规胍胶压裂液不配伍等改造难题。为充分释放该区页岩油勘探潜力，通过精细描述储层力学性质，评价缝网形成主控因素，建立可压性指数计算模型，结合人工裂缝纵向扩展能力，优选射孔簇及层间距，形成了纵向精细分层方法；基于天然裂缝发育程度，通过优选体积压裂工艺，采用大排量施工提高缝内净压力、组合粒径支撑剂多尺度充填、缓增幅泵注安全加砂，优化大规模组合改造工艺；配套研发低伤害耐温聚合物压裂液，综合形成了针对玛湖深层巨厚页岩油储层直井体积压裂关键技术。该技术于MY1井风城组页岩油储层施工成功率100 %，压后获日产50 m3高产油流，开创了玛湖凹陷非常规油藏勘探新局面，对指导该区后续页岩油效益开发意义重大。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021074
摘要:
为最大限度提高胜利油田东营凹陷陆相页岩油水平井全生命周期累计采油量，开展了强化缝网改造合理生产制度研究。针对页岩油藏复杂的赋存和渗流机理，建立了页岩油藏双重介质两相流压–闷–采全周期流动表征模型，模拟研究了不同生产制度下（即不同闷井时间、自喷期和机采期的压降速度）产量变化规律，对合理生产制度优化方法进行了初步探讨。根据模拟结果，得到了目标井合理生产制度：闷井时间为60 d；自喷初期控制压降速度0.06～0.10 MPa/d，自喷中期控制压降速度0.02～0.04 MPa/d，自喷末期放液生产，快速将油压将至0；机采期控制压降速度保证油井持续生产，防止压力过快下降，地层基质供液不足。研究结果为胜利油田东营凹陷陆相页岩油开发方案的优化提供了理论依据，也为其他地区页岩油水平井生产制度优化提供了借鉴。
为最大限度提高胜利油田东营凹陷陆相页岩油水平井全生命周期累计采油量，开展了强化缝网改造合理生产制度研究。针对页岩油藏复杂的赋存和渗流机理，建立了页岩油藏双重介质两相流压–闷–采全周期流动表征模型，模拟研究了不同生产制度下（即不同闷井时间、自喷期和机采期的压降速度）产量变化规律，对合理生产制度优化方法进行了初步探讨。根据模拟结果，得到了目标井合理生产制度：闷井时间为60 d；自喷初期控制压降速度0.06～0.10 MPa/d，自喷中期控制压降速度0.02～0.04 MPa/d，自喷末期放液生产，快速将油压将至0；机采期控制压降速度保证油井持续生产，防止压力过快下降，地层基质供液不足。研究结果为胜利油田东营凹陷陆相页岩油开发方案的优化提供了理论依据，也为其他地区页岩油水平井生产制度优化提供了借鉴。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021067
摘要:
为了解决节流器砂埋后打捞失败导致的气井关停问题，在分析卡瓦式节流器结构原理的基础上，提出了气井节流器的砂埋判识方法，分析了节流器砂埋后的打捞复杂原因；结合常规钢丝打捞作业、连续油管磨铣打捞作业和起管柱作业的节流器处理措施，研究了连续油管冲砂打捞砂埋的节流器的技术思路和作业流程，推荐了冲砂打捞工具串，并分析了对应连续油管及油管直径的理论最小冲砂排量。现场试验4口水平井，冲砂后均成功打捞出了砂埋的ϕ88.9 mm油管节流器，成功率100%，平均总耗时小于1.5 d，取得了良好的试验效果。研究表明，采用连续油管冲砂打捞砂埋的节流器技术可靠、成功率高，具有较好的现场推广应用价值。
为了解决节流器砂埋后打捞失败导致的气井关停问题，在分析卡瓦式节流器结构原理的基础上，提出了气井节流器的砂埋判识方法，分析了节流器砂埋后的打捞复杂原因；结合常规钢丝打捞作业、连续油管磨铣打捞作业和起管柱作业的节流器处理措施，研究了连续油管冲砂打捞砂埋的节流器的技术思路和作业流程，推荐了冲砂打捞工具串，并分析了对应连续油管及油管直径的理论最小冲砂排量。现场试验4口水平井，冲砂后均成功打捞出了砂埋的ϕ88.9 mm油管节流器，成功率100%，平均总耗时小于1.5 d，取得了良好的试验效果。研究表明，采用连续油管冲砂打捞砂埋的节流器技术可靠、成功率高，具有较好的现场推广应用价值。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021066
摘要:
井下同轴闭式地热系统中，不同循环工质对系统取热性能影响尚不明晰，仅通过单一因素无法对取热性能进行全面评价。为此，首先利用COMSOL软件，建立了井下同轴闭式地热系统三维流动传热数值模型，利用现场数据进行了验证；然后选取出口温度、取热功率、循环压耗及性能系数（COP）等4个参数，采用层次分析法确定参数的权重系数；最后基于模糊综合评判法，建立了综合评价模型，对9种循环工质的取热性能进行了综合评价。根据综合评价值，将循环工质分为3级，其中CO2综合评价值最高，表明CO2的综合换热性能最好，是最优循环工质。研究表明，建立的综合评价模型可以全面评价循环工质的换热性能，采用CO2作为循环工质，可以大幅提高井下同轴闭式地热系统的换热效率。
井下同轴闭式地热系统中，不同循环工质对系统取热性能影响尚不明晰，仅通过单一因素无法对取热性能进行全面评价。为此，首先利用COMSOL软件，建立了井下同轴闭式地热系统三维流动传热数值模型，利用现场数据进行了验证；然后选取出口温度、取热功率、循环压耗及性能系数（COP）等4个参数，采用层次分析法确定参数的权重系数；最后基于模糊综合评判法，建立了综合评价模型，对9种循环工质的取热性能进行了综合评价。根据综合评价值，将循环工质分为3级，其中CO2综合评价值最高，表明CO2的综合换热性能最好，是最优循环工质。研究表明，建立的综合评价模型可以全面评价循环工质的换热性能，采用CO2作为循环工质，可以大幅提高井下同轴闭式地热系统的换热效率。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021015
摘要:
为明确缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气变稠的机理并制定相应的解决对策，从而保障注氮气提高采收率技术的发展，开展了缝洞型油藏注氮气致稠机理研究。该研究模拟现场注入氮气抽提对黏度影响的测试与分析、氮气中不同含氧量的氧气氧化对黏度影响的测试与分析、原油掺水对黏度影响的测试与分析3个方面的高温高压实验。实验表明，氮气含氧是引起原油黏度增大的主导因素，含氧量为1%时，仅需2 d多即可将氧气耗尽，黏度达到18 000 mPa·s，为初始黏度的6倍；含氧量为5%时，在7 d多时间内黏度持续升高达到1 122 000 mPa·s，为初始黏度的366倍。乳化含水和抽提对原油黏度的影响相当，增黏2～4倍。研究表明，提高注入氮气的纯度是防止塔河油田缝洞型油藏注氮气致稠的最有效方法，研究结果为解决缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气原油致稠问题提供了理论依据。
为明确缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气变稠的机理并制定相应的解决对策，从而保障注氮气提高采收率技术的发展，开展了缝洞型油藏注氮气致稠机理研究。该研究模拟现场注入氮气抽提对黏度影响的测试与分析、氮气中不同含氧量的氧气氧化对黏度影响的测试与分析、原油掺水对黏度影响的测试与分析3个方面的高温高压实验。实验表明，氮气含氧是引起原油黏度增大的主导因素，含氧量为1%时，仅需2 d多即可将氧气耗尽，黏度达到18 000 mPa·s，为初始黏度的6倍；含氧量为5%时，在7 d多时间内黏度持续升高达到1 122 000 mPa·s，为初始黏度的366倍。乳化含水和抽提对原油黏度的影响相当，增黏2～4倍。研究表明，提高注入氮气的纯度是防止塔河油田缝洞型油藏注氮气致稠的最有效方法，研究结果为解决缝洞型碳酸盐岩油藏注氮气原油致稠问题提供了理论依据。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021021
摘要:
针对页岩油水平井应用常规滑溜水压裂时存在的用液量大、砂比低、增产效果不理想等问题，通过优选聚合物降阻剂，优化黏土稳定剂、破乳助排剂和过硫酸盐类破胶剂的加量，形成了变黏滑溜水压裂液体系，调节聚合物降阻剂的加量可实现滑溜水压裂液黏度的调控。通过支撑剂导流能力模拟试验，优选了70/140目石英砂和40/70目陶粒的支撑剂组合，通过先导性试验，形成了大港油田陆相页岩油滑溜水连续加砂压裂技术，并在G页2H井进行了现场试验，有效提高了施工效率和单位液体的携砂量，减少了压裂液用量，形成了较好的缝网体系，提高了储层改造程度，取得了良好的压裂增产效果。现场试验表明，该技术能够满足页岩油水平井滑溜水连续加砂压裂要求，可以为页岩油高效开发提供技术支撑。
针对页岩油水平井应用常规滑溜水压裂时存在的用液量大、砂比低、增产效果不理想等问题，通过优选聚合物降阻剂，优化黏土稳定剂、破乳助排剂和过硫酸盐类破胶剂的加量，形成了变黏滑溜水压裂液体系，调节聚合物降阻剂的加量可实现滑溜水压裂液黏度的调控。通过支撑剂导流能力模拟试验，优选了70/140目石英砂和40/70目陶粒的支撑剂组合，通过先导性试验，形成了大港油田陆相页岩油滑溜水连续加砂压裂技术，并在G页2H井进行了现场试验，有效提高了施工效率和单位液体的携砂量，减少了压裂液用量，形成了较好的缝网体系，提高了储层改造程度，取得了良好的压裂增产效果。现场试验表明，该技术能够满足页岩油水平井滑溜水连续加砂压裂要求，可以为页岩油高效开发提供技术支撑。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021076
摘要:
长庆油田页岩油大井丛水平井钻进过程中存在摩阻扭矩大、滑动钻进托压、机械钻速慢和储层地质导向识别程度低等问题，为此，进行了大井丛水平井多层系布局设计、长7储层岩性分析、三维井眼轨迹控制技术和提速工具配套试验等关键技术研究，在平台井网/井序优化部署、密集式井组轨道防碰设计与控制、水平井一趟钻完钻、储层随钻评价与精准控制和注水区安全钻井等方面取得了技术突破，形成了长庆油田页岩油大井丛水平井钻井提速技术。该技术在华H40、华H60等3个大井丛进行了现场试验，井丛水平井井数最大达31口，平均钻井周期18.9 d，缩短7.5%。研究与现场应用表明，大井丛水平井钻井提速技术实现了长庆油田页岩油的规模开发，助推了陇东国家级页岩油示范基地建设。
长庆油田页岩油大井丛水平井钻进过程中存在摩阻扭矩大、滑动钻进托压、机械钻速慢和储层地质导向识别程度低等问题，为此，进行了大井丛水平井多层系布局设计、长7储层岩性分析、三维井眼轨迹控制技术和提速工具配套试验等关键技术研究，在平台井网/井序优化部署、密集式井组轨道防碰设计与控制、水平井一趟钻完钻、储层随钻评价与精准控制和注水区安全钻井等方面取得了技术突破，形成了长庆油田页岩油大井丛水平井钻井提速技术。该技术在华H40、华H60等3个大井丛进行了现场试验，井丛水平井井数最大达31口，平均钻井周期18.9 d，缩短7.5%。研究与现场应用表明，大井丛水平井钻井提速技术实现了长庆油田页岩油的规模开发，助推了陇东国家级页岩油示范基地建设。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021036
摘要:
为了解决新疆页岩油水平井超长水平段钻井中井眼失稳和摩阻过大的难题，满足3 000.00～3 500.00 m长水平段安全快速钻井需求，进行了井身结构优化、双二维井眼轨道设计、根据井眼清洁情况确定钻井参数等降摩减阻技术研究，并在室内优化配制了抑制性强、稳定性好、润滑性强的油基钻井液，研究形成了新疆吉木萨尔页岩油水平井超长水平段钻井关键技术。该技术在现场应用3口井，水平段机械钻速达到10.90 m/h，有效缩短了钻井工期，3口水平井的通井、电测和下套管作业均一次完成，钻井完井过程中未发生任何井下复杂情况，并创造了国内非常规油气藏最长水平段纪录。研究与应用结果表明，该技术可以满足新疆页岩油井区水平井超长水平段安全高效钻井和进一步提高水平段延伸能力的技术需求，值得推广应用。
为了解决新疆页岩油水平井超长水平段钻井中井眼失稳和摩阻过大的难题，满足3 000.00～3 500.00 m长水平段安全快速钻井需求，进行了井身结构优化、双二维井眼轨道设计、根据井眼清洁情况确定钻井参数等降摩减阻技术研究，并在室内优化配制了抑制性强、稳定性好、润滑性强的油基钻井液，研究形成了新疆吉木萨尔页岩油水平井超长水平段钻井关键技术。该技术在现场应用3口井，水平段机械钻速达到10.90 m/h，有效缩短了钻井工期，3口水平井的通井、电测和下套管作业均一次完成，钻井完井过程中未发生任何井下复杂情况，并创造了国内非常规油气藏最长水平段纪录。研究与应用结果表明，该技术可以满足新疆页岩油井区水平井超长水平段安全高效钻井和进一步提高水平段延伸能力的技术需求，值得推广应用。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021034
摘要:
针对吉木萨尔页岩油区块钻井过程中漏失频发的问题，从地层分布、岩性差异与储层发育特性方面分析了漏失机理，发现该页岩油区块的漏失主要集中在侏罗系八道湾组和二叠系梧桐沟组，浅部漏失地层砂砾岩孔隙发育，胶结疏松，深部漏失地层诱导裂缝发育，所发生漏失分别为渗透性漏失和诱导裂缝漏失。基于吉木萨尔页岩油区块的漏失机理，结合该区块处理漏失的经验，制定了堵漏材料与漏失速度的匹配原则及防漏堵漏技术措施，形成了适用于吉木萨尔页岩油区块的防漏堵漏技术。吉木萨尔页岩油区块应用该技术以后，漏失发生率由38.0%降至19.7%，堵漏成功率提高到了75%。这表明，页岩油区块防漏堵漏技术可以解决吉木萨尔页岩油区块漏失频发的问题，可为该区块的开发提供技术支持。
针对吉木萨尔页岩油区块钻井过程中漏失频发的问题，从地层分布、岩性差异与储层发育特性方面分析了漏失机理，发现该页岩油区块的漏失主要集中在侏罗系八道湾组和二叠系梧桐沟组，浅部漏失地层砂砾岩孔隙发育，胶结疏松，深部漏失地层诱导裂缝发育，所发生漏失分别为渗透性漏失和诱导裂缝漏失。基于吉木萨尔页岩油区块的漏失机理，结合该区块处理漏失的经验，制定了堵漏材料与漏失速度的匹配原则及防漏堵漏技术措施，形成了适用于吉木萨尔页岩油区块的防漏堵漏技术。吉木萨尔页岩油区块应用该技术以后，漏失发生率由38.0%降至19.7%，堵漏成功率提高到了75%。这表明，页岩油区块防漏堵漏技术可以解决吉木萨尔页岩油区块漏失频发的问题，可为该区块的开发提供技术支持。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021079
摘要:
长庆油田陇东地区页岩油施工区域沟壑纵横，水资源、基本农田和森林资源保护区较多，采用水平井开发受地形地貌及资源保护区影响较大，三维水平井偏移距的大小直接影响水平井平台布井数量及大平台工厂化作业，影响地下资源的有效动用。为此，在分析大偏移距三维水平井特点及钻井难点的基础上，优化剖面设计，优选造斜点、消偏井斜角、方位角及消偏井段，完善井眼轨迹控制方式，在不使用旋转导向系统的情况下优化常规螺杆钻具和PDC钻头，并综合应用降摩减阻工具及适用于页岩油大偏移距钻井的水基CQSP-4钻井液体系等, 形成了陇东页岩油大偏移距三维水平井钻井技术。陇东地区6口水平段长度900.00 m以上的大偏移距三维页岩油水平井应用了该技术，摩阻扭矩明显减小，钻进安全高效，取得了很好的现场应用效果。该技术的成功应用，支撑了陇东地区页岩油大平台多层系多钻机工厂化高效开发，也支撑了钻井钻机作业方式由单机单队向工厂化集群化转型。
长庆油田陇东地区页岩油施工区域沟壑纵横，水资源、基本农田和森林资源保护区较多，采用水平井开发受地形地貌及资源保护区影响较大，三维水平井偏移距的大小直接影响水平井平台布井数量及大平台工厂化作业，影响地下资源的有效动用。为此，在分析大偏移距三维水平井特点及钻井难点的基础上，优化剖面设计，优选造斜点、消偏井斜角、方位角及消偏井段，完善井眼轨迹控制方式，在不使用旋转导向系统的情况下优化常规螺杆钻具和PDC钻头，并综合应用降摩减阻工具及适用于页岩油大偏移距钻井的水基CQSP-4钻井液体系等, 形成了陇东页岩油大偏移距三维水平井钻井技术。陇东地区6口水平段长度900.00 m以上的大偏移距三维页岩油水平井应用了该技术，摩阻扭矩明显减小，钻进安全高效，取得了很好的现场应用效果。该技术的成功应用，支撑了陇东地区页岩油大平台多层系多钻机工厂化高效开发，也支撑了钻井钻机作业方式由单机单队向工厂化集群化转型。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021078
摘要:
东营凹陷页岩油资源丰富，但油气地质条件复杂，钻井中常遇坍塌掉块、油气侵等井下复杂情况，为了勘查东营凹陷博兴洼陷北部沙四纯上亚段页岩含油气情况，部署了页岩油水平井樊页平1井。根据勘查目的，首先对该井进行了工程设计；然后结合樊页平1井钻遇地层的地层岩性，分析了钻井技术难点；针对钻井难点，研究形成了井眼轨道优化技术、合成基钻井液技术、安全钻进技术。应用研究的各项技术，顺利完成了樊页平1井的钻井施工，钻进中未出现井下复杂情况，井径扩大率小，取得了很好的实钻效果。樊页平1井钻井技术的成功应用，为胜利油田的页岩油钻井积累了经验。
东营凹陷页岩油资源丰富，但油气地质条件复杂，钻井中常遇坍塌掉块、油气侵等井下复杂情况，为了勘查东营凹陷博兴洼陷北部沙四纯上亚段页岩含油气情况，部署了页岩油水平井樊页平1井。根据勘查目的，首先对该井进行了工程设计；然后结合樊页平1井钻遇地层的地层岩性，分析了钻井技术难点；针对钻井难点，研究形成了井眼轨道优化技术、合成基钻井液技术、安全钻进技术。应用研究的各项技术，顺利完成了樊页平1井的钻井施工，钻进中未出现井下复杂情况，井径扩大率小，取得了很好的实钻效果。樊页平1井钻井技术的成功应用，为胜利油田的页岩油钻井积累了经验。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021009
摘要:
为了解决低温地层钻探过程中的井壁坍塌和井漏问题，研制了适用于低温地层的纳米复合水泥浆体系。采用宏观试验与微观分析相结合的方法，研究了低温下纳米Al2O3对硅酸盐-硫铝酸盐复合水泥浆性能和水化过程的影响；以普通硅酸盐水泥与硫铝酸盐水泥复合产生的水化协同效应为基础，结合纳米Al2O3、防冻剂EG、减水剂JS-1和早强剂TEOA，研发了NAC纳米复合水泥浆体系；采用扫描电镜、X射线衍射和水化放热实验相结合的方法，研究了NAC的低温水化过程及其机理。实验结果表明，在温度–9 ℃时，纳米复合水泥浆具有良好的初始流动性，可泵期为57 min，初凝和终凝时间分别为84和101 min，24 h抗压强度为6.9 MPa。研究表明，NAC具有“直角稠化”效应，低温下性能优越，能够满足钻进低温地层时的护壁堵漏要求。
为了解决低温地层钻探过程中的井壁坍塌和井漏问题，研制了适用于低温地层的纳米复合水泥浆体系。采用宏观试验与微观分析相结合的方法，研究了低温下纳米Al2O3对硅酸盐-硫铝酸盐复合水泥浆性能和水化过程的影响；以普通硅酸盐水泥与硫铝酸盐水泥复合产生的水化协同效应为基础，结合纳米Al2O3、防冻剂EG、减水剂JS-1和早强剂TEOA，研发了NAC纳米复合水泥浆体系；采用扫描电镜、X射线衍射和水化放热实验相结合的方法，研究了NAC的低温水化过程及其机理。实验结果表明，在温度–9 ℃时，纳米复合水泥浆具有良好的初始流动性，可泵期为57 min，初凝和终凝时间分别为84和101 min，24 h抗压强度为6.9 MPa。研究表明，NAC具有“直角稠化”效应，低温下性能优越，能够满足钻进低温地层时的护壁堵漏要求。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021012
摘要:
大港油田沧东凹陷和歧口凹陷页岩油水平井水平段钻进过程中存在井壁易失稳、井眼清洁效果差、摩阻和扭矩高等技术难点。为解决这些技术难点，在分析地质特征的基础上，制定了增强钻井液抑制性、封堵性和携岩性的技术对策，据此通过优选封堵剂、润滑剂等关键处理剂，形成BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液。性能评价结果，BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液的动塑比均在0.35以上，滤饼摩阻系数比常规水基钻井液降低40%以上，能降低页岩渗透率，阻止压力传递，渗透性封堵滤失量小于17 mL。大港油田36口页岩油水平井的水平段使用BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液钻进，水平段平均井径扩大率6.8%，未发生与钻井液有关的井下故障。这表明，应用BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液能解决大港油田页岩油水平井水平段钻进过程中的技术难点，能满足硬脆性页岩油水平井安全钻井对钻井液的要求，可为大港油田页岩油水平井钻井提供技术支撑。
大港油田沧东凹陷和歧口凹陷页岩油水平井水平段钻进过程中存在井壁易失稳、井眼清洁效果差、摩阻和扭矩高等技术难点。为解决这些技术难点，在分析地质特征的基础上，制定了增强钻井液抑制性、封堵性和携岩性的技术对策，据此通过优选封堵剂、润滑剂等关键处理剂，形成BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液。性能评价结果，BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液的动塑比均在0.35以上，滤饼摩阻系数比常规水基钻井液降低40%以上，能降低页岩渗透率，阻止压力传递，渗透性封堵滤失量小于17 mL。大港油田36口页岩油水平井的水平段使用BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液钻进，水平段平均井径扩大率6.8%，未发生与钻井液有关的井下故障。这表明，应用BH-KSM-Shale和BH-WEI-Shale强抑制强封堵高性能水基钻井液能解决大港油田页岩油水平井水平段钻进过程中的技术难点，能满足硬脆性页岩油水平井安全钻井对钻井液的要求，可为大港油田页岩油水平井钻井提供技术支撑。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021007
摘要:
为了进一步提升鄂尔多斯盆地盐池区块非常规油气资源的勘探效果，分析了深层页岩气钻井技术难点，研究形成了深层页岩气钻井关键技术。采用“双级PDC+单弯螺杆”侧钻工艺，提高大井眼侧钻效率；优化“多粒径桥塞+纤维水泥”堵漏工艺，提高堵漏效果，降低堵漏成本；研发高性能纳米封堵高性能水基钻井液体系，实现页岩气水平段安全钻进，同时设计，个性化PDC钻头，并配合PowerDrive Orbit在水平段应用。忠平1井采用水平井体积压裂改造后，测算无阻流量达11.65×104 m3/d，日产气量稳定在（1.5～2.0）×104 m3。深层页岩气钻井关键技术提升了长庆油田页岩气勘探开发效果，对长庆油田释放非常规储层潜能和实现资源有序接替具有重要作用。
为了进一步提升鄂尔多斯盆地盐池区块非常规油气资源的勘探效果，分析了深层页岩气钻井技术难点，研究形成了深层页岩气钻井关键技术。采用“双级PDC+单弯螺杆”侧钻工艺，提高大井眼侧钻效率；优化“多粒径桥塞+纤维水泥”堵漏工艺，提高堵漏效果，降低堵漏成本；研发高性能纳米封堵高性能水基钻井液体系，实现页岩气水平段安全钻进，同时设计，个性化PDC钻头，并配合PowerDrive Orbit在水平段应用。忠平1井采用水平井体积压裂改造后，测算无阻流量达11.65×104 m3/d，日产气量稳定在（1.5～2.0）×104 m3。深层页岩气钻井关键技术提升了长庆油田页岩气勘探开发效果，对长庆油田释放非常规储层潜能和实现资源有序接替具有重要作用。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021045
摘要:
为开发南海东部某油田边际油藏，设计了一口水垂比高达4.9的大位移井M井，钻井过程中面临储层埋深浅、稳斜裸眼井段长、安全密度窗口窄、井眼清洁困难、套管下入摩阻大等技术难点。通过井眼轨迹控制和井身结构优化、井筒当量循环钻井液密度ECD控制工艺、安全高效下套管工艺等，顺利完成了该井的钻井作业。结果表明，采用五开井身结构显著提升了井壁稳定性；使用连续循环阀系统及岩屑床破坏器使井底ECD变化率降低至小于1.9%；应用漂浮下套管及全掏空旋转下尾管工艺顺利下入ϕ244.5 mm套管×4 200.00 m及ϕ177.8 mm尾管×5 772.00 m。超大水垂比大位移井钻井关键技术在M井的成功实施创下了中海油海上油田最大水垂比大位移井钻井作业纪录，为后续类似大位移井的开发积累了宝贵经验。
为开发南海东部某油田边际油藏，设计了一口水垂比高达4.9的大位移井M井，钻井过程中面临储层埋深浅、稳斜裸眼井段长、安全密度窗口窄、井眼清洁困难、套管下入摩阻大等技术难点。通过井眼轨迹控制和井身结构优化、井筒当量循环钻井液密度ECD控制工艺、安全高效下套管工艺等，顺利完成了该井的钻井作业。结果表明，采用五开井身结构显著提升了井壁稳定性；使用连续循环阀系统及岩屑床破坏器使井底ECD变化率降低至小于1.9%；应用漂浮下套管及全掏空旋转下尾管工艺顺利下入ϕ244.5 mm套管×4 200.00 m及ϕ177.8 mm尾管×5 772.00 m。超大水垂比大位移井钻井关键技术在M井的成功实施创下了中海油海上油田最大水垂比大位移井钻井作业纪录，为后续类似大位移井的开发积累了宝贵经验。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021042
摘要:
为了精准测试深井超深井短轻尾管是否发生短路问题，在尾管短路常规测试方法的基础上，结合实际施工作业条件，提出了变密度浆体循环压力变化曲线测试方法，分析了变密度循环测试原理、控制过程，研究了可操作的测试流程与技术关键点。变密度浆体循环压力对井下循环通道变化具有较高的敏感性，反映在压力曲线上会有不同的压力变化，通过对比现场实测压力曲线与理论压力曲线，可准确判断井下管柱短路情况。现场应用表明，该测试方法具有抗干扰因素强、测试结果精准度高和现场操作简便的优点，能够准确判断尾管管柱是否发生短路。变密度浆体循环压力变化曲线测试方法解决了深井超深井短轻尾管短路测试难的问题，具有较好的现场推广应用价值。
为了精准测试深井超深井短轻尾管是否发生短路问题，在尾管短路常规测试方法的基础上，结合实际施工作业条件，提出了变密度浆体循环压力变化曲线测试方法，分析了变密度循环测试原理、控制过程，研究了可操作的测试流程与技术关键点。变密度浆体循环压力对井下循环通道变化具有较高的敏感性，反映在压力曲线上会有不同的压力变化，通过对比现场实测压力曲线与理论压力曲线，可准确判断井下管柱短路情况。现场应用表明，该测试方法具有抗干扰因素强、测试结果精准度高和现场操作简便的优点，能够准确判断尾管管柱是否发生短路。变密度浆体循环压力变化曲线测试方法解决了深井超深井短轻尾管短路测试难的问题，具有较好的现场推广应用价值。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021039
摘要:
弄清长宁区块龙马溪组和五峰组地层井眼失稳原因，提出强化稳定井眼的钻井液技术对策，对该区块水平井水平段的钻井至关重要。基于X射线衍射、扫描电子显微镜、页岩膨胀、滚动分散试验，揭示了复杂地层井眼失稳机理，提出了“强化封堵微观孔隙，抑制滤液侵入，阻缓压力传递”协同井壁稳定方法。采用砂床滤失仪、高温高压滤失模拟装置、微孔滤膜等试验装置，研选了以封堵剂为主的长宁区块油基钻井液处理剂，构建了适用于长宁区块的强封堵油基钻井液体系，其抗温135 ℃，抗盐10%，抗钙1%，抗劣土8%，400 μm裂缝承压能力达5 MPa，0.22和0.45 μm微孔滤膜滤失量均为0，封堵效果突出，综合性能均优于普通井浆。该钻井液在长宁区块现场试应用10余口井，龙马溪组和五峰组地层水平段均未出现井眼稳定问题；与同区块采用常规钻井液技术的已钻井相比，复杂地层的井径扩大率平均降低10.82%，建井周期平均缩短4.5 d。研究结果表明，强化封堵油基钻井液技术，对解决长宁区块水平井龙马溪组和五峰组水平段的井眼失稳问题具有较好的效果。
弄清长宁区块龙马溪组和五峰组地层井眼失稳原因，提出强化稳定井眼的钻井液技术对策，对该区块水平井水平段的钻井至关重要。基于X射线衍射、扫描电子显微镜、页岩膨胀、滚动分散试验，揭示了复杂地层井眼失稳机理，提出了“强化封堵微观孔隙，抑制滤液侵入，阻缓压力传递”协同井壁稳定方法。采用砂床滤失仪、高温高压滤失模拟装置、微孔滤膜等试验装置，研选了以封堵剂为主的长宁区块油基钻井液处理剂，构建了适用于长宁区块的强封堵油基钻井液体系，其抗温135 ℃，抗盐10%，抗钙1%，抗劣土8%，400 μm裂缝承压能力达5 MPa，0.22和0.45 μm微孔滤膜滤失量均为0，封堵效果突出，综合性能均优于普通井浆。该钻井液在长宁区块现场试应用10余口井，龙马溪组和五峰组地层水平段均未出现井眼稳定问题；与同区块采用常规钻井液技术的已钻井相比，复杂地层的井径扩大率平均降低10.82%，建井周期平均缩短4.5 d。研究结果表明，强化封堵油基钻井液技术，对解决长宁区块水平井龙马溪组和五峰组水平段的井眼失稳问题具有较好的效果。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021038
摘要:
吉兰泰油田吉华1区块超浅层水平井钻井过程中，由于上部白垩系地层松软，下部变质岩地层硬度高、可钻性差、非均质性强，存在造斜率难以保证、钻井周期长、硬地层水平段延伸困难和后期完井套管安全下入困难等问题。针对该区块的这些问题，开展了超浅层水平井钻井技术研究。结合该区域的地质特性，应用片麻岩岩石力学参数进行模拟计算，优化了井身结构，进行了PDC个性化钻头设计，优化了钻具组合及提速工具，并集成环保性高、储层保护强的低固相钻井液和漂浮下套管等配套技术，形成了吉兰泰油田吉华1区块超浅层水平井钻井关键技术。现场应用4口井，均未发生任何井下复杂情况，成井效果良好，为后续该区块的水平井开发提供了技术支撑。
吉兰泰油田吉华1区块超浅层水平井钻井过程中，由于上部白垩系地层松软，下部变质岩地层硬度高、可钻性差、非均质性强，存在造斜率难以保证、钻井周期长、硬地层水平段延伸困难和后期完井套管安全下入困难等问题。针对该区块的这些问题，开展了超浅层水平井钻井技术研究。结合该区域的地质特性，应用片麻岩岩石力学参数进行模拟计算，优化了井身结构，进行了PDC个性化钻头设计，优化了钻具组合及提速工具，并集成环保性高、储层保护强的低固相钻井液和漂浮下套管等配套技术，形成了吉兰泰油田吉华1区块超浅层水平井钻井关键技术。现场应用4口井，均未发生任何井下复杂情况，成井效果良好，为后续该区块的水平井开发提供了技术支撑。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2020136
摘要:
人工智能技术飞速发展，在部分行业已取得明显的应用效果，但人工智能技术在钻井领域的应用尚处于探索阶段。为推动人工智能技术在钻井领域的应用，在简述钻井行业人工智能应用研究情况的基础上，提出了将人工智能技术具体应用到钻井领域的“三轮驱动”方法论，分析了钻井领域适合开展人工智能研究的业务场景以及人工智能技术工具，提出了基于方法论评价优选项目的方法，给出了评价优选实例，并以井下故障复杂实时诊断为例简述了钻井人工智能应用研究的过程。同时，指出了钻井领域开展人工智能应用研究存在的不足，提出了钻井人工智能技术的发展建议，以期推动钻井人工智能技术的发展。
人工智能技术飞速发展，在部分行业已取得明显的应用效果，但人工智能技术在钻井领域的应用尚处于探索阶段。为推动人工智能技术在钻井领域的应用，在简述钻井行业人工智能应用研究情况的基础上，提出了将人工智能技术具体应用到钻井领域的“三轮驱动”方法论，分析了钻井领域适合开展人工智能研究的业务场景以及人工智能技术工具，提出了基于方法论评价优选项目的方法，给出了评价优选实例，并以井下故障复杂实时诊断为例简述了钻井人工智能应用研究的过程。同时，指出了钻井领域开展人工智能应用研究存在的不足，提出了钻井人工智能技术的发展建议，以期推动钻井人工智能技术的发展。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021037
摘要:
塔里木油田跃满西区块深部地层钻井液安全密度窗口窄，易出现井漏、井塌、卡钻和盐水浸等井下复杂情况，目前所用钻井液存在高温增稠、抗CO32–/HCO3–和劣质土污染能力差等问题。为解决这些问题，研究了以抗高温聚合物降滤失剂APS220和新型高温稳定剂HTS220为主剂的高温恒流变钻井液，在试验分析主要试剂性能的基础上确定了基本配方。通过室内试验，评价了该钻井液的高温恒流变性、抗CO32–/HCO3–污染性能和抗钠膨润土污染性能，试验发现，其在100和180 ℃时的塑性黏度比为1.3，动切力比为1.5，初切比为1.7，终切比为1.2，随温度升高各流变参数的变化幅度明显低于常用钻井液，可抗2.0%的CO32–/HCO3–复合污染、10.0%的钠膨润土污染。高温恒流变钻井液在跃满西区块2口井现场试验中，流变性能稳定，钻后井眼畅通，减少了井下复杂情况，取得了显著效果。
塔里木油田跃满西区块深部地层钻井液安全密度窗口窄，易出现井漏、井塌、卡钻和盐水浸等井下复杂情况，目前所用钻井液存在高温增稠、抗CO32–/HCO3–和劣质土污染能力差等问题。为解决这些问题，研究了以抗高温聚合物降滤失剂APS220和新型高温稳定剂HTS220为主剂的高温恒流变钻井液，在试验分析主要试剂性能的基础上确定了基本配方。通过室内试验，评价了该钻井液的高温恒流变性、抗CO32–/HCO3–污染性能和抗钠膨润土污染性能，试验发现，其在100和180 ℃时的塑性黏度比为1.3，动切力比为1.5，初切比为1.7，终切比为1.2，随温度升高各流变参数的变化幅度明显低于常用钻井液，可抗2.0%的CO32–/HCO3–复合污染、10.0%的钠膨润土污染。高温恒流变钻井液在跃满西区块2口井现场试验中，流变性能稳定，钻后井眼畅通，减少了井下复杂情况，取得了显著效果。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021011
摘要:
为深入认识钻井过程中井下钻柱振动的特征、明确振动激励源，利用ESM存储式测量系统对某超深井旋转钻进过程中的振动信号进行了测量，根据测量原理分析了钻柱粘滑和涡动的特征；以此为基础，分别采用快速傅里叶变换和短时傅里叶变换方法对钻柱振动信息进行频域和时频分析，确定了引起钻柱振动的主要频率，进而明确了其振动激励源。研究发现：钻柱发生粘滑运动时，三轴加速度呈同步周期性变化，其周期为10 s，主要频率成分为0.1 Hz；钻柱发生涡动时，所测三轴加速度均呈杂乱无章的不规则波动，主要振动频率为钻头转速的2倍频、转盘转速的1～5倍频。实例分析结果表明，引起钻柱涡动的激励源主要有钻头与地层的相互作用、稳定器或Power-V系统与井壁的摩擦等。
为深入认识钻井过程中井下钻柱振动的特征、明确振动激励源，利用ESM存储式测量系统对某超深井旋转钻进过程中的振动信号进行了测量，根据测量原理分析了钻柱粘滑和涡动的特征；以此为基础，分别采用快速傅里叶变换和短时傅里叶变换方法对钻柱振动信息进行频域和时频分析，确定了引起钻柱振动的主要频率，进而明确了其振动激励源。研究发现：钻柱发生粘滑运动时，三轴加速度呈同步周期性变化，其周期为10 s，主要频率成分为0.1 Hz；钻柱发生涡动时，所测三轴加速度均呈杂乱无章的不规则波动，主要振动频率为钻头转速的2倍频、转盘转速的1～5倍频。实例分析结果表明，引起钻柱涡动的激励源主要有钻头与地层的相互作用、稳定器或Power-V系统与井壁的摩擦等。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021041
摘要:
为了解决新疆玛湖地区致密油水平井下套管作业过程中套管螺纹接头断裂失效的问题，采用套管螺纹接头有限元数值模拟方法和全尺寸套管实物试验方法，对比分析了下套管作业上提–下放过程中API-LC长圆扣型和TP-G2特殊扣型套管螺纹接头的连接强度和疲劳寿命。数值模拟和试验结果表明，在相同上提拉力或下放压力作用下，TP-G2特殊扣型套管螺纹接头的应力水平明显低于API-LC长圆扣型套管螺纹接头的应力水平；在相同拉伸–压缩循环交变载荷作用下，TP-G2特殊扣型套管螺纹接头的疲劳寿命约为API-LC长圆扣型套管螺纹接头的6.9倍。研究表明，新疆玛湖地区致密油水平井下套管作业时以TP-G2特殊扣型套管螺纹接头代替API-LC长圆扣型套管螺纹接头，能够更好地满足现场下套管作业技术需求，提高工程作业效率。
为了解决新疆玛湖地区致密油水平井下套管作业过程中套管螺纹接头断裂失效的问题，采用套管螺纹接头有限元数值模拟方法和全尺寸套管实物试验方法，对比分析了下套管作业上提–下放过程中API-LC长圆扣型和TP-G2特殊扣型套管螺纹接头的连接强度和疲劳寿命。数值模拟和试验结果表明，在相同上提拉力或下放压力作用下，TP-G2特殊扣型套管螺纹接头的应力水平明显低于API-LC长圆扣型套管螺纹接头的应力水平；在相同拉伸–压缩循环交变载荷作用下，TP-G2特殊扣型套管螺纹接头的疲劳寿命约为API-LC长圆扣型套管螺纹接头的6.9倍。研究表明，新疆玛湖地区致密油水平井下套管作业时以TP-G2特殊扣型套管螺纹接头代替API-LC长圆扣型套管螺纹接头，能够更好地满足现场下套管作业技术需求，提高工程作业效率。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021044
摘要:
针对井下钻井液冲刷及负压易破坏堵漏层、常规复合堵漏剂堵漏成功率低的问题，开展了自固结堵漏剂研究。采用流化包衣机在堵漏剂外表面涂覆可在井下固结的环氧胶黏剂，硫化包衣可在井下温度条件固结，从而提高堵漏剂的井下封堵强度。调节流化包衣机的进风口温度50～100 ℃、出风口温度25～40 ℃、喷枪速率0.5～2.0 L/h可实现喷雾、包衣、干燥一体完成。室内高温堵漏试验表明，自固结堵漏剂具有较好的抗钻井液扰动和抗负压抽吸作用，通过选择环氧树脂的型号、固化剂和促进剂DL-1的加量，能够调节自固结堵漏剂的井下固结时间。110 ℃温度下，堵漏剂在2.0 h以后开始初步固结，强度逐渐增加，15.0 h时抗压强度达到4.6 MPa。堵漏层扫描电镜图片显示，涂覆层在温度升高过程中发生了软化和固结，固结后材料之间结合紧密。研究结果表明，自固结堵漏剂能够大幅提高严重裂缝性漏失的堵漏成功率，可为实现漏失层的有效封堵提供技术支撑。
针对井下钻井液冲刷及负压易破坏堵漏层、常规复合堵漏剂堵漏成功率低的问题，开展了自固结堵漏剂研究。采用流化包衣机在堵漏剂外表面涂覆可在井下固结的环氧胶黏剂，硫化包衣可在井下温度条件固结，从而提高堵漏剂的井下封堵强度。调节流化包衣机的进风口温度50～100 ℃、出风口温度25～40 ℃、喷枪速率0.5～2.0 L/h可实现喷雾、包衣、干燥一体完成。室内高温堵漏试验表明，自固结堵漏剂具有较好的抗钻井液扰动和抗负压抽吸作用，通过选择环氧树脂的型号、固化剂和促进剂DL-1的加量，能够调节自固结堵漏剂的井下固结时间。110 ℃温度下，堵漏剂在2.0 h以后开始初步固结，强度逐渐增加，15.0 h时抗压强度达到4.6 MPa。堵漏层扫描电镜图片显示，涂覆层在温度升高过程中发生了软化和固结，固结后材料之间结合紧密。研究结果表明，自固结堵漏剂能够大幅提高严重裂缝性漏失的堵漏成功率，可为实现漏失层的有效封堵提供技术支撑。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021004
摘要:
针对元坝气田ϕ273.1 mm尾管固井中裸眼段长、环空间隙小、尾管段长等因素引起的尾管难以下到位、中途开泵受限、替浆计量困难等技术难题，在分析地质状况、井眼条件、工具功能等因素的基础上，采用了具有压力平衡机构、卡瓦内嵌结构的无限极循环尾管悬挂器及配套胶塞系统，并针对性制定了尾管下入措施。在元坝气田现场应用了7口井，实现了中途循环解阻及套管安全下入到位，套管到位率100%，胶塞复合信号明显，实现了精准替浆作业，碰压率85%。研究结果表明，在元坝气田ϕ273.1 mm尾管固井中采用无限极循环尾管悬挂器技术效果显著，该技术为元坝气田大尺寸、长裸眼的尾管固井提供了一套行之有效的技术手段，具有一定的推广应用价值。
针对元坝气田ϕ273.1 mm尾管固井中裸眼段长、环空间隙小、尾管段长等因素引起的尾管难以下到位、中途开泵受限、替浆计量困难等技术难题，在分析地质状况、井眼条件、工具功能等因素的基础上，采用了具有压力平衡机构、卡瓦内嵌结构的无限极循环尾管悬挂器及配套胶塞系统，并针对性制定了尾管下入措施。在元坝气田现场应用了7口井，实现了中途循环解阻及套管安全下入到位，套管到位率100%，胶塞复合信号明显，实现了精准替浆作业，碰压率85%。研究结果表明，在元坝气田ϕ273.1 mm尾管固井中采用无限极循环尾管悬挂器技术效果显著，该技术为元坝气田大尺寸、长裸眼的尾管固井提供了一套行之有效的技术手段，具有一定的推广应用价值。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2020127
摘要:
在沧东凹陷页岩油水平井钻井过程中，面临机械钻速低、安全风险大、固井质量难以保证等问题。为解决这些问题，预测了地层漏失压力和坍塌压力，进行了井身结构和井眼轨道优化、PDC钻头个性化设计，并集成盐水钻井液、旋转导向钻井技术、韧性水泥浆和漂浮顶替固井等配套技术，形成了沧东凹陷页岩油水平井优快钻井技术。该技术在沧东凹陷20口页岩油水平井进行了应用，应用结果显示：固井质量优质率提高了30.4%；井深超过4 500.00 m井的平均机械钻速提高了20.2%，平均钻井周期缩短了30.6%；井深小于4 500.00 m井的平均机械钻速提高了82.9%，平均钻井周期缩短了49.9%。研究与应用结果表明，该技术满足了沧东凹陷页岩油水平井优快钻井需求，为页岩油水平井高效开发提供了技术手段，也为国内各油田非常规油气藏钻井技术优化提供了借鉴。
在沧东凹陷页岩油水平井钻井过程中，面临机械钻速低、安全风险大、固井质量难以保证等问题。为解决这些问题，预测了地层漏失压力和坍塌压力，进行了井身结构和井眼轨道优化、PDC钻头个性化设计，并集成盐水钻井液、旋转导向钻井技术、韧性水泥浆和漂浮顶替固井等配套技术，形成了沧东凹陷页岩油水平井优快钻井技术。该技术在沧东凹陷20口页岩油水平井进行了应用，应用结果显示：固井质量优质率提高了30.4%；井深超过4 500.00 m井的平均机械钻速提高了20.2%，平均钻井周期缩短了30.6%；井深小于4 500.00 m井的平均机械钻速提高了82.9%，平均钻井周期缩短了49.9%。研究与应用结果表明，该技术满足了沧东凹陷页岩油水平井优快钻井需求，为页岩油水平井高效开发提供了技术手段，也为国内各油田非常规油气藏钻井技术优化提供了借鉴。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021093
摘要:
陆相页岩油在国内刚刚起步，录井作为地质工程一体化的纽带，其重点发展领域尚不明确，没有建立系统的采集与评价技术体系，在一定程度上制约了页岩油录井技术的发展与录井作用的充分发挥。为此，在系统分析国内外页岩油录井技术现状与页岩油地质工程一体化需求的基础上，从矿物组分定量分析与有利岩相随钻识别、储集性与含油性评价、可动性评价、可压性评价等4个方面深入分析了录井评价的内容、难点及存在的不足，提出应重点发展漫反射傅里叶变换红外光谱（DRIFTS）、钻井液含油性核磁共振在线录井与岩样T1–T2二维核磁共振录井、录井岩石力学3个领域。在此基础上，根据针对性、有效性、经济性的原则，分中低成熟度、中高成熟度2种类型，建立了基于储集性、含油性、可动性、可压性、可钻性评价的录井技术体系，以期促进页岩油录井技术的进步和指导生产实践。
陆相页岩油在国内刚刚起步，录井作为地质工程一体化的纽带，其重点发展领域尚不明确，没有建立系统的采集与评价技术体系，在一定程度上制约了页岩油录井技术的发展与录井作用的充分发挥。为此，在系统分析国内外页岩油录井技术现状与页岩油地质工程一体化需求的基础上，从矿物组分定量分析与有利岩相随钻识别、储集性与含油性评价、可动性评价、可压性评价等4个方面深入分析了录井评价的内容、难点及存在的不足，提出应重点发展漫反射傅里叶变换红外光谱（DRIFTS）、钻井液含油性核磁共振在线录井与岩样T1–T2二维核磁共振录井、录井岩石力学3个领域。在此基础上，根据针对性、有效性、经济性的原则，分中低成熟度、中高成熟度2种类型，建立了基于储集性、含油性、可动性、可压性、可钻性评价的录井技术体系，以期促进页岩油录井技术的进步和指导生产实践。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021069
摘要:
随钻测井仪流道转换器流道截面设计不合理，不仅会造成随钻测井仪器内流道局部流场紊乱，致使仪器的局部冲刷严重，缩短仪器的使用寿命；还会导致仪器压力损失偏高，影响仪器的适用性。为此，采用CFD方法，对某型随钻测井仪流道转换器进行优化设计，并对4种设计方案进行了全三维数值模拟和对比，认为影响流道转换器流场性能的主要因素是扩张角和内流道截面积的连续性。最优设计方案的扩张角较小，内流道截面积连续，轴向速度下降更平缓，总压损失最小，流场流速分布更均匀。试验结果表明，流道转换器扩张角、内流道截面积不连续性与流道转换器流场分布均匀性呈负相关，与压力损失呈正相关；总压损失系数理论值与试验值对应的差值不大于0.076%，且变化趋势均与理论分析结果相同。研究结果为流道转换器的优化设计提供了理论依据。
随钻测井仪流道转换器流道截面设计不合理，不仅会造成随钻测井仪器内流道局部流场紊乱，致使仪器的局部冲刷严重，缩短仪器的使用寿命；还会导致仪器压力损失偏高，影响仪器的适用性。为此，采用CFD方法，对某型随钻测井仪流道转换器进行优化设计，并对4种设计方案进行了全三维数值模拟和对比，认为影响流道转换器流场性能的主要因素是扩张角和内流道截面积的连续性。最优设计方案的扩张角较小，内流道截面积连续，轴向速度下降更平缓，总压损失最小，流场流速分布更均匀。试验结果表明，流道转换器扩张角、内流道截面积不连续性与流道转换器流场分布均匀性呈负相关，与压力损失呈正相关；总压损失系数理论值与试验值对应的差值不大于0.076%，且变化趋势均与理论分析结果相同。研究结果为流道转换器的优化设计提供了理论依据。
, 最新更新时间 , doi: 10.11911/syztjs.2021070
摘要:
为积极应对气候变化，多国明确提出了碳达峰和碳中和时间表，经济低碳化成为必然，能源结构将持续转向低碳化，化石能源需求占比将大幅下降，油气行业发展面临着严峻的挑战。为此，分析了碳中和约束下经济与能源低碳转型特征、碳中和对油气行业的影响，介绍了油公司和油服公司应对碳中和目标的主要举措，包括制定绿色低碳发展战略、加速发展低碳能源业务、加大低碳技术研发与应用、加大新能源业务投资、加快石油工程业务低碳化和布局低碳能源服务业务等，提出了我国油气行业发展建议，包括推进油气行业提质升级、有序推进能源低碳化转型、加速低碳技术创新和加快油气产业转型发展等，为我国油气企业在保证油气供应安全的基础上，加快新能源与油气业务协同发展、促进企业绿色低碳转型发展有一定的指导意义。
为积极应对气候变化，多国明确提出了碳达峰和碳中和时间表，经济低碳化成为必然，能源结构将持续转向低碳化，化石能源需求占比将大幅下降，油气行业发展面临着严峻的挑战。为此，分析了碳中和约束下经济与能源低碳转型特征、碳中和对油气行业的影响，介绍了油公司和油服公司应对碳中和目标的主要举措，包括制定绿色低碳发展战略、加速发展低碳能源业务、加大低碳技术研发与应用、加大新能源业务投资、加快石油工程业务低碳化和布局低碳能源服务业务等，提出了我国油气行业发展建议，包括推进油气行业提质升级、有序推进能源低碳化转型、加速低碳技术创新和加快油气产业转型发展等，为我国油气企业在保证油气供应安全的基础上，加快新能源与油气业务协同发展、促进企业绿色低碳转型发展有一定的指导意义。
京公网安备 11010502036328号 