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1
2011, 39(4): 90-94.
DOI: 10.3969/j.issn.1001-0890.2011.04.019
摘要：
在分析现有水平井流入剖面计算方法的基础上，尝试从纯数学、物理的角度建立简捷的方法，以得出无限导流假设条件下最精确的流入剖面。将远场的影响用积分近似代替，从而化简了无穷累和，并通过平衡法得到了无限导流假设条件下无限大均质等厚水平地层中水平井的流入剖面。新提出的方法回避了各种流动参数，只要已知生产段长度、生产段偏心率、地层厚度和总产能便能求得流入剖面，具有很强的理论性和实用性。与以往的数值模拟方法相比较，该方法简捷准确，而且，该方法可以作为管-渗耦合下流入剖面各种计算方法精度的退化评价标准。
在分析现有水平井流入剖面计算方法的基础上，尝试从纯数学、物理的角度建立简捷的方法，以得出无限导流假设条件下最精确的流入剖面。将远场的影响用积分近似代替，从而化简了无穷累和，并通过平衡法得到了无限导流假设条件下无限大均质等厚水平地层中水平井的流入剖面。新提出的方法回避了各种流动参数，只要已知生产段长度、生产段偏心率、地层厚度和总产能便能求得流入剖面，具有很强的理论性和实用性。与以往的数值模拟方法相比较，该方法简捷准确，而且，该方法可以作为管-渗耦合下流入剖面各种计算方法精度的退化评价标准。
2
2016, 44(5): 1-9.
DOI: 10.11911/syztjs.201605001
摘要：
复杂结构井可以有效提高复杂油气田单井产量和最终采收率，磁导向钻井技术是复杂结构井钻井的核心技术之一。总结了近年来磁导向钻井技术的主要研究进展，包括邻井距离随钻电磁探测系统、螺线管组随钻测距导向系统及三电极系救援井与事故井连通探测系统等主要研究成果，重点论述了磁导向钻井的技术原理及井下磁信标、弱磁探测仪、测距算法及纠偏控制方法等关键技术，并介绍了磁导向钻井技术在SAGD双水平井、连通井、救援井及丛式井钻井防碰中的现场应用情况。其中，邻井距离随钻电磁探测系统已在稠油SAGD双水平井钻井中得以成功应用，不仅在注入井水平段实现了磁导向水平钻进，而且在造斜井段也实现了磁导向钻进。分析认为，需加强多学科协同创新研究，以进一步提高磁导向钻井系统的耐温性能或研发新型耐高温磁导向钻井系统，实现磁导向钻井技术在复杂结构井的推广应用，提高钻井效率，保证钻井作业安全。
复杂结构井可以有效提高复杂油气田单井产量和最终采收率，磁导向钻井技术是复杂结构井钻井的核心技术之一。总结了近年来磁导向钻井技术的主要研究进展，包括邻井距离随钻电磁探测系统、螺线管组随钻测距导向系统及三电极系救援井与事故井连通探测系统等主要研究成果，重点论述了磁导向钻井的技术原理及井下磁信标、弱磁探测仪、测距算法及纠偏控制方法等关键技术，并介绍了磁导向钻井技术在SAGD双水平井、连通井、救援井及丛式井钻井防碰中的现场应用情况。其中，邻井距离随钻电磁探测系统已在稠油SAGD双水平井钻井中得以成功应用，不仅在注入井水平段实现了磁导向水平钻进，而且在造斜井段也实现了磁导向钻进。分析认为，需加强多学科协同创新研究，以进一步提高磁导向钻井系统的耐温性能或研发新型耐高温磁导向钻井系统，实现磁导向钻井技术在复杂结构井的推广应用，提高钻井效率，保证钻井作业安全。
3
2017, 45(1): 1-9.
DOI: 10.11911/syztjs.201701001
摘要：
“十二五”期间，胜利油田为了实现复杂油气藏的高效开发和剩余油气的挖潜增效，深入开展了复杂结构井钻井、随钻测控仪器、新型破岩工具、膨胀管及钻井液完井液等技术研究与工具研制，初步形成了满足滩海浅海、低渗透、超稠油等难动用油气藏勘探开发需要的配套钻井完井技术。现场应用表明，大位移井、密集型丛式井技术的进步有力推动了滩海浅海油气藏的整体开发和降本增效，水力喷射径向水平井、近钻头地质导向及磁性导向钻井等技术丰富了复杂断块、超稠油等类型油气藏的精细开发手段，捷联式垂直钻井、扭转冲击钻井工具、高性能钻井液及实体膨胀管封堵等技术有效解决了复杂深井机械钻速慢且井下故障多的技术难题。在分析目前胜利油田钻井完井技术现状的基础上，分别从钻井装备自动化、高端随钻测控、信息化及绿色环保钻井等方面提出了“十三五”期间的发展建议，有利于进一步推动胜利油田钻井完井技术的快速发展，更好地满足复杂油气藏高效开发和剩余油气挖潜增效的需求。
“十二五”期间，胜利油田为了实现复杂油气藏的高效开发和剩余油气的挖潜增效，深入开展了复杂结构井钻井、随钻测控仪器、新型破岩工具、膨胀管及钻井液完井液等技术研究与工具研制，初步形成了满足滩海浅海、低渗透、超稠油等难动用油气藏勘探开发需要的配套钻井完井技术。现场应用表明，大位移井、密集型丛式井技术的进步有力推动了滩海浅海油气藏的整体开发和降本增效，水力喷射径向水平井、近钻头地质导向及磁性导向钻井等技术丰富了复杂断块、超稠油等类型油气藏的精细开发手段，捷联式垂直钻井、扭转冲击钻井工具、高性能钻井液及实体膨胀管封堵等技术有效解决了复杂深井机械钻速慢且井下故障多的技术难题。在分析目前胜利油田钻井完井技术现状的基础上，分别从钻井装备自动化、高端随钻测控、信息化及绿色环保钻井等方面提出了“十三五”期间的发展建议，有利于进一步推动胜利油田钻井完井技术的快速发展，更好地满足复杂油气藏高效开发和剩余油气挖潜增效的需求。
4
2011, 39(3): 24-29.
DOI: 10.3969/j.issn.1001-0890.2011.03.004
摘要：
页岩气分布广泛，开发潜力巨大，是常规石油天然气的理想接替能源。但是，页岩气成藏规律、储集空间、渗流规律以及开发模式有其自身特点，特别是储层具有低孔特征和极低的基质渗透率，给有效开发带来很大的困难和挑战，而水平井分段压裂是页岩气成功开发的主体技术。北美地区页岩气开发已实现商业化，并逐渐形成了一系列以实现“体积改造”为目的的页岩气压裂技术。我国页岩气资源丰富，前景广阔，但尚处于起步阶段。因此，了解北美地区页岩气储层特点和开发技术，加快技术研发和应用力度，尽快形成和配套适应我国页岩气压裂技术应用的基础理论与技术系列，对于加快我国页岩气勘探开发步伐具有现实意义。概述了国内外页岩气开发现状，详细分析了页岩气的储层特征，重点介绍了国外页岩气压裂技术进展和形成的系列工艺技术，并结合目前形势对我国页岩气压裂技术的发展提出了一些建议。
页岩气分布广泛，开发潜力巨大，是常规石油天然气的理想接替能源。但是，页岩气成藏规律、储集空间、渗流规律以及开发模式有其自身特点，特别是储层具有低孔特征和极低的基质渗透率，给有效开发带来很大的困难和挑战，而水平井分段压裂是页岩气成功开发的主体技术。北美地区页岩气开发已实现商业化，并逐渐形成了一系列以实现“体积改造”为目的的页岩气压裂技术。我国页岩气资源丰富，前景广阔，但尚处于起步阶段。因此，了解北美地区页岩气储层特点和开发技术，加快技术研发和应用力度，尽快形成和配套适应我国页岩气压裂技术应用的基础理论与技术系列，对于加快我国页岩气勘探开发步伐具有现实意义。概述了国内外页岩气开发现状，详细分析了页岩气的储层特征，重点介绍了国外页岩气压裂技术进展和形成的系列工艺技术，并结合目前形势对我国页岩气压裂技术的发展提出了一些建议。
5
2017, 45(1): 112-119.
DOI: 10.11911/syztjs.201701019
摘要：
针对元坝地区须二段储层气层判识难度大、传统测井评价方法解释符合率较低的问题，开展了低电阻率气层成因分析及测井评价方法研究。在深入分析须二下亚段沉积微相、储层特征和测录井、测试及试验分析资料的基础上，认为储层矿物组分、孔隙结构、岩石粒径和胶结类型等是影响气层电阻率高低的主要因素，石英含量与测井电阻率呈正相关关系；建立了储层内岩性细分及识别有效储层的测井模式，综合岩性、电阻率和含水饱和度等参数，形成了不同岩性气层的评价标准和低电阻率气层的测井评价方法。该评价方法在元坝地区多口探井陆相致密砂岩气层评价中进行了应用，提升了致密砂岩气层的测井评价成功率，使元坝地区陆相致密砂岩气藏勘探取得了突破性进展。研究与应用表明，利用建立的低电阻率气层测井评价方法可以解决低电阻率气层的漏层和错判的问题，提高解释的成功率。
针对元坝地区须二段储层气层判识难度大、传统测井评价方法解释符合率较低的问题，开展了低电阻率气层成因分析及测井评价方法研究。在深入分析须二下亚段沉积微相、储层特征和测录井、测试及试验分析资料的基础上，认为储层矿物组分、孔隙结构、岩石粒径和胶结类型等是影响气层电阻率高低的主要因素，石英含量与测井电阻率呈正相关关系；建立了储层内岩性细分及识别有效储层的测井模式，综合岩性、电阻率和含水饱和度等参数，形成了不同岩性气层的评价标准和低电阻率气层的测井评价方法。该评价方法在元坝地区多口探井陆相致密砂岩气层评价中进行了应用，提升了致密砂岩气层的测井评价成功率，使元坝地区陆相致密砂岩气藏勘探取得了突破性进展。研究与应用表明，利用建立的低电阻率气层测井评价方法可以解决低电阻率气层的漏层和错判的问题，提高解释的成功率。
6
2017, 45(1): 10-16.
DOI: 10.11911/syztjs.201701002
摘要：
南海西部陵水区块平均水深1 710.00 m，区域海况恶劣，为了提高导管下入作业效率，保证水下井口的稳定性，采用喷射钻井技术下导管。对陵水区块海底浅层土壤进行取样分析，得到了导管承载力曲线；对导管载荷进行分析，确定了区域导管安全入泥深度；在综合分析喷射钻井技术与钻具组合特点的基础上，对钻头伸出量、钻头直径、钻压和水力参数进行了优选，确定了导管入泥深度。陵水区块5口井应用了喷射下导管技术，结果表明，井口稳定性均较好，导管下入过程顺利，没有出现导管下沉或倾斜的问题。陵水区块超深水井喷射下导管技术的成功应用，为以后类似超深水井的钻井作业提供了技术参考。
南海西部陵水区块平均水深1 710.00 m，区域海况恶劣，为了提高导管下入作业效率，保证水下井口的稳定性，采用喷射钻井技术下导管。对陵水区块海底浅层土壤进行取样分析，得到了导管承载力曲线；对导管载荷进行分析，确定了区域导管安全入泥深度；在综合分析喷射钻井技术与钻具组合特点的基础上，对钻头伸出量、钻头直径、钻压和水力参数进行了优选，确定了导管入泥深度。陵水区块5口井应用了喷射下导管技术，结果表明，井口稳定性均较好，导管下入过程顺利，没有出现导管下沉或倾斜的问题。陵水区块超深水井喷射下导管技术的成功应用，为以后类似超深水井的钻井作业提供了技术参考。
7
2017, 45(1): 27-32.
DOI: 10.11911/syztjs.201701005
摘要：
为了解决定向钻井过程中的托压问题，通过分析下部钻具组合的受力，研究了托压产生的机理，并分析了影响托压的主要因素，给出了主要技术对策。分析研究表明，托压主要是由钻柱与井壁之间的摩擦阻力造成的，其影响因素主要包括井眼轨迹、井眼清洁程度、钻具组合、钻井液的润滑性及地层类型等。控制托压的技术对策包括优化井眼轨道和钻具组合、提高井眼清洁程度和钻井液的润滑性及采用改善托压的井下工具等，并介绍了控制托压技术措施在D15-X14井和Y123-5HF井的应用情况。研究与应用表明，控制托压的技术对策具有较强的针对性，不但能有效降低托压的频率与程度，而且能有效提高机械钻速，能够为定向钻井提供指导和借鉴。
为了解决定向钻井过程中的托压问题，通过分析下部钻具组合的受力，研究了托压产生的机理，并分析了影响托压的主要因素，给出了主要技术对策。分析研究表明，托压主要是由钻柱与井壁之间的摩擦阻力造成的，其影响因素主要包括井眼轨迹、井眼清洁程度、钻具组合、钻井液的润滑性及地层类型等。控制托压的技术对策包括优化井眼轨道和钻具组合、提高井眼清洁程度和钻井液的润滑性及采用改善托压的井下工具等，并介绍了控制托压技术措施在D15-X14井和Y123-5HF井的应用情况。研究与应用表明，控制托压的技术对策具有较强的针对性，不但能有效降低托压的频率与程度，而且能有效提高机械钻速，能够为定向钻井提供指导和借鉴。
8
2012, 40(4): 17-22.
DOI: 10.3969/j.issn.1001-0890.2012.04.004
摘要：
页岩气储层的岩石力学特性对开发影响极大,进行页岩破坏机理、力学特性和脆性评价方面的研究,可以为页岩气钻井和压裂设计工作提供技术支撑。采用室内试验和测井分析相结合的方法,在黑色页岩力学特性研究的基础上,分析了其脆性破坏特征及影响因素,提出了一种利用岩石弹性参数和矿物组成综合评价页岩脆性的方法,并介绍了利用测井资料计算单井脆性剖面的流程。研究表明,页岩普遍具有脆性破坏的特征,破坏类型与页岩种类、取心深度、取心方位和加载条件相关,低围压下标准试样以劈裂式破坏为主,全应力应变曲线经历极短的塑性屈服阶段即发生破坏,高围压时多出现双剪式和单剪式破坏,页岩的脆性与试样的弹性参数和矿物组成关系密切。实例分析表明,脆性特征影响压裂效果,与压裂造缝能力和产气情况吻合良好。综合脆性评价既是储层岩石力学特性分析的重要内容,也是压裂选层的重要依据。
页岩气储层的岩石力学特性对开发影响极大,进行页岩破坏机理、力学特性和脆性评价方面的研究,可以为页岩气钻井和压裂设计工作提供技术支撑。采用室内试验和测井分析相结合的方法,在黑色页岩力学特性研究的基础上,分析了其脆性破坏特征及影响因素,提出了一种利用岩石弹性参数和矿物组成综合评价页岩脆性的方法,并介绍了利用测井资料计算单井脆性剖面的流程。研究表明,页岩普遍具有脆性破坏的特征,破坏类型与页岩种类、取心深度、取心方位和加载条件相关,低围压下标准试样以劈裂式破坏为主,全应力应变曲线经历极短的塑性屈服阶段即发生破坏,高围压时多出现双剪式和单剪式破坏,页岩的脆性与试样的弹性参数和矿物组成关系密切。实例分析表明,脆性特征影响压裂效果,与压裂造缝能力和产气情况吻合良好。综合脆性评价既是储层岩石力学特性分析的重要内容,也是压裂选层的重要依据。
9
2017, 45(1): 17-20.
DOI: 10.11911/syztjs.201701003
摘要：
涪陵页岩气田前期水平井因导眼和一开井眼尺寸大，导致机械钻速低，并存在一开井塌严重、二开井壁易失稳等问题。为此，在分析涪陵地区钻井工程地质环境特点的基础上，确定了套管必封点，并根据William钻速方程缩小了导眼和一开井眼的尺寸，将表层套管下深从长兴组上提至飞仙关组顶部，二开中完井深由进入浊积砂体3.00~5.00 m，调整为进入龙马溪组地层50.00~100.00 m后下入技术套管，从而形成了优化后的井身结构。涪陵页岩气田水平井自2014年后期开始采用优化后的井身结构，2015年105口水平井与2013年采用原井身结构的30口水平井相比，平均机械钻速提高了65.74%，在井深增大的情况下，平均钻完井周期缩短了20.95%。这表明，优化井身结构后达到了提高机械钻速、减少井下故障、缩短钻井周期的目的。
涪陵页岩气田前期水平井因导眼和一开井眼尺寸大，导致机械钻速低，并存在一开井塌严重、二开井壁易失稳等问题。为此，在分析涪陵地区钻井工程地质环境特点的基础上，确定了套管必封点，并根据William钻速方程缩小了导眼和一开井眼的尺寸，将表层套管下深从长兴组上提至飞仙关组顶部，二开中完井深由进入浊积砂体3.00~5.00 m，调整为进入龙马溪组地层50.00~100.00 m后下入技术套管，从而形成了优化后的井身结构。涪陵页岩气田水平井自2014年后期开始采用优化后的井身结构，2015年105口水平井与2013年采用原井身结构的30口水平井相比，平均机械钻速提高了65.74%，在井深增大的情况下，平均钻完井周期缩短了20.95%。这表明，优化井身结构后达到了提高机械钻速、减少井下故障、缩短钻井周期的目的。
10
2017, 45(1): 104-111.
DOI: 10.11911/syztjs.201701018
摘要：
为扩大酸液在碳酸盐岩储层压裂裂缝中的波及范围及作用距离，实现酸液对裂缝中岩面的非均匀刻蚀，提高酸蚀导流能力，提出了碳酸盐岩多级交替酸压技术。在分析多级交替酸压机理的基础上，采用压裂裂缝模拟软件，对前置液造缝阶段裂缝参数变化规律、造缝液体类型及交替注酸阶段交替注入参数进行了模拟优化，并进行了流态模拟与酸液腐蚀试验，优化了交替注入液体体系。模拟及试验结果表明：设计压裂缝长的70%是在裂缝快速增加阶段形成的，裂缝快速增加阶段可作为最佳的前置液造缝阶段，该阶段结束后即是多级交替注入酸液的最佳时机。多级交替泵注胶凝酸+压裂液及胶凝酸+交联酸段塞过程中，每级顶替液排量以阶梯递增方式注入、每级顶替液液量按递减方式注入、提高顶替液黏度和增加交替注入级数都有利于提高酸液在裂缝中的波及范围及均匀分布。研究结果可为碳酸盐岩储层的高效酸压提供理论依据。
为扩大酸液在碳酸盐岩储层压裂裂缝中的波及范围及作用距离，实现酸液对裂缝中岩面的非均匀刻蚀，提高酸蚀导流能力，提出了碳酸盐岩多级交替酸压技术。在分析多级交替酸压机理的基础上，采用压裂裂缝模拟软件，对前置液造缝阶段裂缝参数变化规律、造缝液体类型及交替注酸阶段交替注入参数进行了模拟优化，并进行了流态模拟与酸液腐蚀试验，优化了交替注入液体体系。模拟及试验结果表明：设计压裂缝长的70%是在裂缝快速增加阶段形成的，裂缝快速增加阶段可作为最佳的前置液造缝阶段，该阶段结束后即是多级交替注入酸液的最佳时机。多级交替泵注胶凝酸+压裂液及胶凝酸+交联酸段塞过程中，每级顶替液排量以阶梯递增方式注入、每级顶替液液量按递减方式注入、提高顶替液黏度和增加交替注入级数都有利于提高酸液在裂缝中的波及范围及均匀分布。研究结果可为碳酸盐岩储层的高效酸压提供理论依据。
11
2017, 45(1): 83-90.
DOI: 10.11911/syztjs.201701015
摘要：
滑脱和应力敏感效应是影响页岩气藏开发动态的2个重要因素，为定量研究其对产气量的影响，运用等效孔隙介质模型，建立了同时考虑滑脱和应力敏感效应的页岩气藏两相渗流数学模型，采用有限差分方法对该模型进行了数值求解，用Fortran语言开发了页岩气藏数值模拟器，在定产量和定压衰竭式开采条件下应用该模拟器研究了滑脱与应力敏感效应对页岩气井产能的影响规律，并将计算结果与美国Haynesville页岩气藏W3井的实际生产数据进行了对比。结果表明：衰竭式开发导致页岩气藏的压力和渗透率均降低，生产井附近储层压力和渗透率急剧降低；在投产第1年内，产气量虽迅速下降，但滑脱和应力敏感效应对产气量影响较小；生产500 d后，滑脱和应力敏感效应对产气量产生明显影响，滑脱效应使产气量增加，应力敏感导致产气量降低；模拟结果与生产数据的衰减趋势吻合度较高，证明该页岩气藏数值模拟器计算结果具有较高的可靠性。页岩气藏开发数值模拟器的成功研制，为页岩气井产能预测提供了一种新的有效手段。
滑脱和应力敏感效应是影响页岩气藏开发动态的2个重要因素，为定量研究其对产气量的影响，运用等效孔隙介质模型，建立了同时考虑滑脱和应力敏感效应的页岩气藏两相渗流数学模型，采用有限差分方法对该模型进行了数值求解，用Fortran语言开发了页岩气藏数值模拟器，在定产量和定压衰竭式开采条件下应用该模拟器研究了滑脱与应力敏感效应对页岩气井产能的影响规律，并将计算结果与美国Haynesville页岩气藏W3井的实际生产数据进行了对比。结果表明：衰竭式开发导致页岩气藏的压力和渗透率均降低，生产井附近储层压力和渗透率急剧降低；在投产第1年内，产气量虽迅速下降，但滑脱和应力敏感效应对产气量影响较小；生产500 d后，滑脱和应力敏感效应对产气量产生明显影响，滑脱效应使产气量增加，应力敏感导致产气量降低；模拟结果与生产数据的衰减趋势吻合度较高，证明该页岩气藏数值模拟器计算结果具有较高的可靠性。页岩气藏开发数值模拟器的成功研制，为页岩气井产能预测提供了一种新的有效手段。
12
2017, 45(1): 21-26.
DOI: 10.11911/syztjs.2017010004
摘要：
国内深水救援井井眼轨道设计既无标准可供参考，也无实际设计经验可供借鉴，为此，从救援井实施限定条件着手，制定了深水救援井井口位置选择图版和连通点（目标点）位置选择原则，对“J”形、平行接近连通形、直接连通形以及穿越（pass-by）形等4种救援井常用井眼轨道进行了对比分析，认为穿越（pass-by）形轨道在扩大探测范围和提高定位精度方面有很大的优势，因而将其作为深水救援井井眼轨道的首先，并将其划分为接近、测距定位、追踪跟随和连通4个阶段，研究了各阶段的切入角、井间距等关键设计要素，确定救援井井眼轨道最大井斜角小于60°，狗腿度不超过3°/30m，形成了深水救援井井眼轨道设计基本方法，并利用该方法对中国海油海外区块一口深水救援井的井眼轨道进行了设计。研究结果表明，研究形成的深水救援井井眼轨道设计基本方法可为国内深水救援井井眼轨道设计提供指导。
国内深水救援井井眼轨道设计既无标准可供参考，也无实际设计经验可供借鉴，为此，从救援井实施限定条件着手，制定了深水救援井井口位置选择图版和连通点（目标点）位置选择原则，对“J”形、平行接近连通形、直接连通形以及穿越（pass-by）形等4种救援井常用井眼轨道进行了对比分析，认为穿越（pass-by）形轨道在扩大探测范围和提高定位精度方面有很大的优势，因而将其作为深水救援井井眼轨道的首先，并将其划分为接近、测距定位、追踪跟随和连通4个阶段，研究了各阶段的切入角、井间距等关键设计要素，确定救援井井眼轨道最大井斜角小于60°，狗腿度不超过3°/30m，形成了深水救援井井眼轨道设计基本方法，并利用该方法对中国海油海外区块一口深水救援井的井眼轨道进行了设计。研究结果表明，研究形成的深水救援井井眼轨道设计基本方法可为国内深水救援井井眼轨道设计提供指导。
13
2017, 45(1): 91-96.
DOI: 10.11911/syztjs.201701016
摘要：
目前的边水气藏见水时间预测都忽略储层倾角及水侵对水运移的影响，只考虑水质点舌进，故造成预测的见水时间与实际见水时间有较大差异。为了更准确地预测气井见水时间，基于物质平衡方程及多孔介质流体渗流理论，同时考虑储层倾角及水侵的影响，以质点流动驱动压力和沿倾角方向的重力为依据，将储层水的运移分为水侵阶段和舌进阶段，建立了带倾角边水气藏见水时间预测模型。利用该模型分析了储层倾角及水侵对见水时间的影响，结果发现：水侵速度与水侵时间呈反比；舌进时间随储层倾角增大先增长后缩短，两者之间呈复杂非线性关系。实例应用表明，利用新建模型预测的见水时间与实际见水时间更加接近，表明预测边水气藏见水时间时应该考虑储层倾角和水侵的影响。该预测模型为深入研究带倾角气藏边水推进机理、预测见水时间提供了理论依据，对边水气藏的开发管理具有指导意义。
目前的边水气藏见水时间预测都忽略储层倾角及水侵对水运移的影响，只考虑水质点舌进，故造成预测的见水时间与实际见水时间有较大差异。为了更准确地预测气井见水时间，基于物质平衡方程及多孔介质流体渗流理论，同时考虑储层倾角及水侵的影响，以质点流动驱动压力和沿倾角方向的重力为依据，将储层水的运移分为水侵阶段和舌进阶段，建立了带倾角边水气藏见水时间预测模型。利用该模型分析了储层倾角及水侵对见水时间的影响，结果发现：水侵速度与水侵时间呈反比；舌进时间随储层倾角增大先增长后缩短，两者之间呈复杂非线性关系。实例应用表明，利用新建模型预测的见水时间与实际见水时间更加接近，表明预测边水气藏见水时间时应该考虑储层倾角和水侵的影响。该预测模型为深入研究带倾角气藏边水推进机理、预测见水时间提供了理论依据，对边水气藏的开发管理具有指导意义。
14
2017, 45(1): 120-126.
DOI: 10.11911/syztjs.201701020
摘要：
注水开发油田水淹层混合液的电阻率是求取剩余油饱和度的重要参数，但现有计算水淹层混合液电阻率的独立并联导电模型和充分混合导电模型未得到试验验证。为此，通过模拟储层温度压力条件下的岩心水驱油试验，证实水淹过程中注入水与原生束缚水混合情况介于完全独立与充分均匀混合2种状态之间的基础上，对独立并联导电模型进行了改进，并利用试验数据拟合了混合液电阻率与当前含水饱和度的函数关系，与印度尼西亚公式结合，建立了水淹层混合液电阻率和含水饱和度的数学模型，给出了求解方法及步骤。利用建立的数学模型求取了W油田X井水淹层混合液的电阻率和含水饱和度，结果表明，利用改进的并联导电模型计算出的含水饱和度与密闭取心分析结果吻合良好，平均绝对误差为-0.3%，与独立并联导电模型和充分均匀混合导电模型的计算结果相比，计算精度得到较大地提高，而含水饱和度是根据混合液电阻率求取的，这也说明水淹层混合液电阻率的计算精度得到了提高。研究结果表明，利用改进的并联导电模型能够准确计算注水开发油田水淹层混合液的电阻率和含水饱和度，可进行推广应用。
注水开发油田水淹层混合液的电阻率是求取剩余油饱和度的重要参数，但现有计算水淹层混合液电阻率的独立并联导电模型和充分混合导电模型未得到试验验证。为此，通过模拟储层温度压力条件下的岩心水驱油试验，证实水淹过程中注入水与原生束缚水混合情况介于完全独立与充分均匀混合2种状态之间的基础上，对独立并联导电模型进行了改进，并利用试验数据拟合了混合液电阻率与当前含水饱和度的函数关系，与印度尼西亚公式结合，建立了水淹层混合液电阻率和含水饱和度的数学模型，给出了求解方法及步骤。利用建立的数学模型求取了W油田X井水淹层混合液的电阻率和含水饱和度，结果表明，利用改进的并联导电模型计算出的含水饱和度与密闭取心分析结果吻合良好，平均绝对误差为-0.3%，与独立并联导电模型和充分均匀混合导电模型的计算结果相比，计算精度得到较大地提高，而含水饱和度是根据混合液电阻率求取的，这也说明水淹层混合液电阻率的计算精度得到了提高。研究结果表明，利用改进的并联导电模型能够准确计算注水开发油田水淹层混合液的电阻率和含水饱和度，可进行推广应用。
15
2017, 45(1): 45-50.
DOI: 10.11911/syztjs.201701008
摘要：
为了提高油基钻井液的环保性能，解决其生物毒性高、难于降解等问题，研制了低毒环保型油基钻井液。通过对普通原料油进行脱硫脱芳处理得到新型低毒油基钻井液用基础油，采用复合改性剂和新工艺处理有机土得到新型改性有机土，并对钻井液处理剂及加量进行优选，最终形成了低毒环保型油基钻井液体系。室内试验结果表明，该钻井液体系的高温高压滤失量为3.2~9.5 mL，沉降密度差最高0.06 g/cm3，破乳电压高达1 190 V以上，水侵和劣质土侵后乳化体系还可以保持稳定，二次岩屑回收率达到99.17%，线性膨胀率仅为1.92%，岩心渗透率恢复率达88.5%~94.6%。研究结果表明，低毒环保型油基钻井液体系的流变性、稳定性、抗污染性、润滑性、抑制性和储层保护性能良好，可满足复杂地层深井、超深井安全高效钻井的需求及环保要求。
为了提高油基钻井液的环保性能，解决其生物毒性高、难于降解等问题，研制了低毒环保型油基钻井液。通过对普通原料油进行脱硫脱芳处理得到新型低毒油基钻井液用基础油，采用复合改性剂和新工艺处理有机土得到新型改性有机土，并对钻井液处理剂及加量进行优选，最终形成了低毒环保型油基钻井液体系。室内试验结果表明，该钻井液体系的高温高压滤失量为3.2~9.5 mL，沉降密度差最高0.06 g/cm3，破乳电压高达1 190 V以上，水侵和劣质土侵后乳化体系还可以保持稳定，二次岩屑回收率达到99.17%，线性膨胀率仅为1.92%，岩心渗透率恢复率达88.5%~94.6%。研究结果表明，低毒环保型油基钻井液体系的流变性、稳定性、抗污染性、润滑性、抑制性和储层保护性能良好，可满足复杂地层深井、超深井安全高效钻井的需求及环保要求。
16
2017, 45(1): 39-44.
DOI: 10.11911/syztjs.201701007
摘要：
采用油基钻井液钻井时井壁和套管上附有油膜，造成固井时环空界面的胶结强度低。为解决该问题，从改善水泥浆自身的亲油性出发，选择羧酸类不饱和油溶性软单体和芳香族不饱和烯烃类刚性单体作为亲油单体，采用乳液聚合法将亲油单体与亲水单体聚合，合成了具有两亲结构的、稳定性较好的LQ乳液，并优选稳定剂，形成了LQ乳液亲油水泥浆。水泥浆性能评价试验结果表明：该水泥浆的API滤失量小于50 mL，稠化时间在150~300 min范围内可调、48 h抗压强度达到18 MPa以上，符合现场固井要求；LQ乳液在水泥石内部及表面形成疏水亲油膜，其与油膜接触时会吸油膨胀，从而提高附有油膜环空界面的胶结强度。研究表明，LQ乳液亲油水泥浆的性能达到现场固井要求，能提高附有油膜的环空界面的胶结强度。
采用油基钻井液钻井时井壁和套管上附有油膜，造成固井时环空界面的胶结强度低。为解决该问题，从改善水泥浆自身的亲油性出发，选择羧酸类不饱和油溶性软单体和芳香族不饱和烯烃类刚性单体作为亲油单体，采用乳液聚合法将亲油单体与亲水单体聚合，合成了具有两亲结构的、稳定性较好的LQ乳液，并优选稳定剂，形成了LQ乳液亲油水泥浆。水泥浆性能评价试验结果表明：该水泥浆的API滤失量小于50 mL，稠化时间在150~300 min范围内可调、48 h抗压强度达到18 MPa以上，符合现场固井要求；LQ乳液在水泥石内部及表面形成疏水亲油膜，其与油膜接触时会吸油膨胀，从而提高附有油膜环空界面的胶结强度。研究表明，LQ乳液亲油水泥浆的性能达到现场固井要求，能提高附有油膜的环空界面的胶结强度。
17
2017, 45(1): 33-38.
DOI: 10.11911/syztjs.201701006
摘要：
针对常规有土相油基钻井液因有机土及沥青降滤失剂等黏度效应较大、不利于流变性控制和低密度白油油基钻井液适用范围窄的问题，以自主研发的增黏提切剂、乳化剂和聚合物降滤失剂为基础，通室内试验考察了其配伍性并优选了其加量，形成了无土相油基钻井液。室内试验结果表明，无土相油基钻井液在油水比为70：30~100：0、温度为80~160℃、密度为0.9~2.2 kg/L时，塑性黏度可控制在55 mPa·s以内、破乳电压在450 V以上，API滤失量小于2 mL，抗钻屑污染达30%，抗水污染达20%，加重材料对润滑性能影响非常小。焦石坝区块4口页岩气水平井的现场试验表明，无土相油基钻井液原材料少，维护处理简单，流变性易于控制，固相含量低，具有良好的剪切稀释性，有利于降低循环压耗，提高机械钻速。
针对常规有土相油基钻井液因有机土及沥青降滤失剂等黏度效应较大、不利于流变性控制和低密度白油油基钻井液适用范围窄的问题，以自主研发的增黏提切剂、乳化剂和聚合物降滤失剂为基础，通室内试验考察了其配伍性并优选了其加量，形成了无土相油基钻井液。室内试验结果表明，无土相油基钻井液在油水比为70：30~100：0、温度为80~160℃、密度为0.9~2.2 kg/L时，塑性黏度可控制在55 mPa·s以内、破乳电压在450 V以上，API滤失量小于2 mL，抗钻屑污染达30%，抗水污染达20%，加重材料对润滑性能影响非常小。焦石坝区块4口页岩气水平井的现场试验表明，无土相油基钻井液原材料少，维护处理简单，流变性易于控制，固相含量低，具有良好的剪切稀释性，有利于降低循环压耗，提高机械钻速。
18
2017, 45(1): 57-61.
DOI: 10.11911/syztjs.201701010
摘要：
为了进一步提高硬地层的机械钻速，同时控制PDC钻头的黏滑振动，将扭力冲击器和旋冲钻具的特点相结合，研制了同时给PDC钻头提供高频单向轴向冲击和往复扭转冲击的复合冲击钻具。通过地面试验验证了复合冲击钻具的可行性并测试了其性能，结果表明，复合冲击钻具能实现轴向冲击和扭转冲击功能，冲击频率、冲击功和压降随排量增大而增大，随喷嘴直径增大而减小。在葡4-32井的现场试验结果表明：使用复合冲击钻具后，与邻井“螺杆+PDC钻头”复合钻井相比，机械钻速提高了60.2%；试验过程中，PDC钻头未出现黏滑振动和崩齿现象。研究结果表明，复合冲击钻具能提高硬地层机械钻速，并能控制PDC钻头的黏滑振动，起到保护PDC钻头的作用。
为了进一步提高硬地层的机械钻速，同时控制PDC钻头的黏滑振动，将扭力冲击器和旋冲钻具的特点相结合，研制了同时给PDC钻头提供高频单向轴向冲击和往复扭转冲击的复合冲击钻具。通过地面试验验证了复合冲击钻具的可行性并测试了其性能，结果表明，复合冲击钻具能实现轴向冲击和扭转冲击功能，冲击频率、冲击功和压降随排量增大而增大，随喷嘴直径增大而减小。在葡4-32井的现场试验结果表明：使用复合冲击钻具后，与邻井“螺杆+PDC钻头”复合钻井相比，机械钻速提高了60.2%；试验过程中，PDC钻头未出现黏滑振动和崩齿现象。研究结果表明，复合冲击钻具能提高硬地层机械钻速，并能控制PDC钻头的黏滑振动，起到保护PDC钻头的作用。
19
2017, 45(1): 51-56.
DOI: 10.11911/syztjs.201701009
摘要：
针对焦页54-3HF井三开对油基钻井液封堵性和携岩能力要求高、回收油基钻井液利用率低的技术难点，以聚合物类表面活性剂为主乳化剂，优化了乳化剂、有机土的加量，构建了具有良好稳定性和流变性的油水比65：35的油基钻井液，并对其性能进行了评价。结果表明，油水比65：35油基钻井液的稳定性、携岩能力和封堵性能达到了钻井要求，并确定了低油水比油基钻井液与回收油基钻井液的最佳体积配比为1：2。焦页54-3HF井三开井段在钻进过程中采用了低油水比油基钻井液与回收油基钻井液按体积比1：2混合的钻井液，钻井液的油水比控制在67：33~76：24，破乳电压600~1 000 V，动塑比0.30~0.40，三开井段井壁稳定、井眼清洁、摩阻低、起下钻顺利。这表明，低油水比油基钻井液技术可完全满足页岩气水平井钻井需求，具有良好的应用前景。
针对焦页54-3HF井三开对油基钻井液封堵性和携岩能力要求高、回收油基钻井液利用率低的技术难点，以聚合物类表面活性剂为主乳化剂，优化了乳化剂、有机土的加量，构建了具有良好稳定性和流变性的油水比65：35的油基钻井液，并对其性能进行了评价。结果表明，油水比65：35油基钻井液的稳定性、携岩能力和封堵性能达到了钻井要求，并确定了低油水比油基钻井液与回收油基钻井液的最佳体积配比为1：2。焦页54-3HF井三开井段在钻进过程中采用了低油水比油基钻井液与回收油基钻井液按体积比1：2混合的钻井液，钻井液的油水比控制在67：33~76：24，破乳电压600~1 000 V，动塑比0.30~0.40，三开井段井壁稳定、井眼清洁、摩阻低、起下钻顺利。这表明，低油水比油基钻井液技术可完全满足页岩气水平井钻井需求，具有良好的应用前景。
20
2017, 45(1): 73-77.
DOI: 10.11911/syztjs.201701013
摘要：
为了明确新型固井冲洗液评价装置的适用范围，根据评价装置内筒外壁面处与固井环空壁面剪切速率相等的原理，结合罗伯逊-斯蒂夫流变模式推导了冲洗液为牛顿、宾汉和幂律流体时其在内筒外壁处剪切速率的计算公式，并分析了不同流变模式冲洗液内筒外壁面处剪切速率与固井环空壁面剪切速率的误差。分析结果为：当冲洗液为牛顿流体时，评价装置在内筒外壁面处的剪切速率与固井界面处相等，不存在理论误差；当冲洗液为宾汉和幂律流体时，评价装置内筒外壁面处的剪切速率大于固井界面处，且剪切速率增量与内外筒间隙和冲洗液流变性质有关；当评价装置外内筒半径比限定在1.04~1.20时，冲洗液为幂律流体且流性指数大于0.6或为宾汉流体且动塑比小于1 Pa/（mPa·s）时，剪切速率相对误差在10%以内。研究结果表明，评价装置外内筒半径比越小，相对误差越小，其适用范围越大。
为了明确新型固井冲洗液评价装置的适用范围，根据评价装置内筒外壁面处与固井环空壁面剪切速率相等的原理，结合罗伯逊-斯蒂夫流变模式推导了冲洗液为牛顿、宾汉和幂律流体时其在内筒外壁处剪切速率的计算公式，并分析了不同流变模式冲洗液内筒外壁面处剪切速率与固井环空壁面剪切速率的误差。分析结果为：当冲洗液为牛顿流体时，评价装置在内筒外壁面处的剪切速率与固井界面处相等，不存在理论误差；当冲洗液为宾汉和幂律流体时，评价装置内筒外壁面处的剪切速率大于固井界面处，且剪切速率增量与内外筒间隙和冲洗液流变性质有关；当评价装置外内筒半径比限定在1.04~1.20时，冲洗液为幂律流体且流性指数大于0.6或为宾汉流体且动塑比小于1 Pa/（mPa·s）时，剪切速率相对误差在10%以内。研究结果表明，评价装置外内筒半径比越小，相对误差越小，其适用范围越大。
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