当期目录

2013年 第20卷 第1期    刊出日期：2013-02-25

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综述

国外减阻水压裂液技术及其研究进展

蒋官澄 许伟星 李颖颖 黎凌

2013, 20(1):  1. 

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在系统调研国外减阻水压裂液相关文献的基础上，阐述了国外减阻水压裂液技术的发展历程，并从新型减阻水压裂液体系、添加剂之间的相互作用、破坏剂的优选、无害化减阻剂的研究、抗盐减阻剂的研究以及支撑剂传输系统的改进等方面介绍了其最新研究进展。得出减阻水压裂液的优点是低伤害、低成本、产生的裂缝网络复杂度高体积大、易于循环利用，缺点是对支撑剂的输送能力较差以及对水的需求量较大。同时对如何弥补减阻水压裂液的缺点提出了合理建议。对中国致密页岩气开采中减阻水压裂液的应用及研究具有一定的参考价值。

油田伴生气利用现状与前景展望

潘一 徐利旋 刘守辉 孙林 杨双春

2013, 20(1):  1. 

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油田伴生气的回收利用不仅能达到节能减排的效果，还具有相当的经济价值。合理回收利用油田伴生气资源是中国能源长期持久发展的一个必然趋势。中国对油田伴生气回收利用还没有得到普及，油田伴生气的回收装置与工艺也不够完善，存在很大的发展空间。在参考大量文献的基础上，分析了油田伴生气的性质，对比了油田伴生气的回收装置与工艺，对油田伴生气的利用现状以及发展前景做了进一步的探讨与研究。对中国油田伴生气回收利用的普及与相关装置的改进发展有一定参考价值，对节能减排有一定的积极意义。

地质勘探

白音查干凹陷锡林好来油田白云质泥岩储层研究

胡望水 雷志诚 许辰 刘腾蛟 徐博

2013, 20(1):  1. 

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综合运用沉积岩石学及储层地质学方法，利用岩心观察及地震资料分析，工区发育一套白云质泥岩储层，层位上主要位于腾格尔组上段，集中分布在环洼带的断层带附近，结合铸体薄片、分析化验资料，白云岩为后生交代作用形成，其储集空间主要为溶蚀孔洞及各种裂缝，其裂缝主要为垂直裂缝、水平裂缝及剪切缝。由于白云质泥岩储集空间的特殊性，导致油水关系分布复杂，主要以缝洞油、封存油、隔离油、封存水、隔离水等形态存在。此类油藏的发现对于锡林好来油田的稳产有重要意义。

准北春晖油田勘探成效分析

王学忠 王金铸 乔明全

2013, 20(1):  1. 

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针对春晖油田复杂山地山前带地表地质条件复杂的难题，以构造地质模型指导三维观测系统设计，攻克了山前高陡构造带三维地震技术难关。通过实施三维地震、系统研究油气运聚、精细描述地层超剥，部署19口探井，18口井见良好油气显示，7口井获工业油流，证实春晖油田浅、中、深层多层系含油。研究表明，侏罗系油藏为浅层古生新储断裂控制的超稠油构造油气藏，多期升降和剥超作用控制了残余地层展布，正序沉积叠加过程控制了储盖组合样式，构造演化与沉积作用耦合控制了圈闭的发育及展布，已落实石油地质储量5332万吨。

辽河坳陷东部凸起上古生界致密砂岩气成藏特征

李春华 于鹏 毛俊莉 李楠

2013, 20(1):  1. 

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东部凸起为辽河坳陷的一级构造单元，由于勘探程度低，探井有限，对研究区生、储盖、组合等地质条件缺乏系统认识，导致对该地区的勘探一直处于停滞状态。通过对东部凸起已钻探井的录井、测井及岩心资料的系统分析，从烃源岩、储集条件、盖层条件及构造演化的角度出发，对影响油气成藏的主控因素展开分析，认为东部凸起上古生界石炭一二叠系具备形成致密砂岩气藏的优越条件，为该地区开展非常规油气勘探奠定了基础。

鄂尔多斯盆地东南部延长组页岩储层特征及控制因素

曾秋楠 于炳松 李昱霏

2013, 20(1):  1. 

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鄂尔多斯盆地东南部延长组富有机质页岩形成于陆相湖盆环境，属于典型的陆相页岩地层，在目前的页岩气地质评价和研究中，尚无系统方法及相关标准，国外评价方法也差异较大。通过对研究区延长组长7段和长9段富有机质黑色页岩的一系列测试，总结出目标层位的有机质特征、矿物组成、孔隙结构和分布特征，并讨论了上述特征之间的相互关系，明确了影响孔隙发育的主要因素。最后，讨论饱和吸附量与上述特征的相关性，探明了控制该页岩储层吸附量的因素。

柴达木盆地西南区古近－新近纪坡折带及其对岩性圈闭的控制作用

肖传桃 帅松青 吴光大

2013, 20(1):  1. 

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将坡折带理论运用于研究区岩性圈闭的勘探研究，将柴西南地区坡折带划分为构造坡折带、沉积坡折带和侵蚀坡折带。阐述了各类坡折带的发育特征和成因，认为坡折带对低水位体系域具有重要的控制作用；构造坡折带易于造成湖盆边缘低水位期近岸三角洲扇体或水下扇及湖盆底部低水位期浊积扇的发育，并形成透镜状河道砂体岩性圈闭；侵蚀坡折带对侵蚀谷岩性圈闭具有明显控制作用。讨论了多级坡折带对岩性圈闭的控制作用，认为柴西南地区铁木里克—切克里克凹陷三级坡折带由上而下分别控制了侵蚀谷圈闭、地层超覆圈闭和浊积扇圈闭的发育与分布。根据各区块的沉积、储层、油源及运移等成藏条件，对研究区重点区块岩性圈闭进行了预测与评价，并阐述了各区块岩性圈闭的类型、层位以及评价等级。总结了重点区块岩性油气藏发育的成藏模式，认为七个泉陡坡带和红柳泉构造坡折带是研究区最有利岩性圈闭发育的区块。

煤层气储层孔隙结构分形特征定量研究

杨宇 孙晗森 彭小东 李军 彭少涛

2013, 20(1):  1. 

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与常规天然气储层相比，煤层气储层具有更复杂的孔隙结构。根据分形理论，推导了一种利用毛管压力曲线，采用导数法计算煤层孔隙分形维数的方法，并且对计算过程中的分段性进行了讨论。根据沁水盆地煤样的实测毛管压力曲线计算储层的分形维数，并对分形维数的影响因素进行了分析，发现不同煤阶的煤层样品具有不同的孔隙类型，分形维有明显区别。

川中蓬莱地区须二段储层成岩相及其对孔隙结构影响

赖 锦 王贵文

2013, 20(1):  1. 

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利用岩心观察、普通薄片、铸体薄片、扫描电镜分析和压汞曲线等多种手段，研究了蓬莱地区须二段储层成岩相和孔隙结构特征。利用压汞参数划分出4类孔隙结构，并依据成岩作用和成岩矿物划分出强压实胶结相、强压实不稳定组分溶蚀相2种成岩相。选取声波时差、电阻率、自然伽马、密度、中子5条对成岩相较敏感的测井曲线，建立了2种成岩相的测井识别标准，实现成岩相的剖面与平面划分。最后通过不同成岩相与孔隙结构特征对应关系探讨，结合试气结论，利用有利成岩相带的展布规律有效地预测了蓬莱地区须二段有利孔渗发育带的分布，为研究区下一步油气勘探工作提供地质依据。

巴喀油田八道湾组致密砂岩储层沉积特征

吴俊红

2013, 20(1):  1. 

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为分析清楚巴喀气藏主力层位八道湾组的沉积特征和储层变化情况, 通过对巴喀地区岩心、测井、地震等多方面资料分析，识别出了该组各种相标志（岩石成分、岩性、泥岩颜色、沉积构造特征、岩石粒度、电测曲线及地震相等），在此基础上，厘定了巴喀地区八道湾组主要沉积相、亚相和微相类型。确定了研究区八道湾组主要发育辫状河三角洲平原亚相沉积体系类型，可进一步划分为辫状河道、废弃河道，泛滥平原和河漫沼泽4个微相，并在此研究基础上建立了与之对应的沉积相模式，为气藏开发奠定基础。

低序级断层识别与精细描述技术研究

刘显太 李军 王军 韩双 张军华

2013, 20(1):  1. 

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根据文献调研和多年工作体会，提出了低序级断层的研究思路，集中介绍了相干体、多尺度分频、曲率属性、地震属性融合与RGB显示4种有效的低序级断层描述技术并分析其特点。同时，用实例进行了典型应用和解剖，取得了较好的效果，可为该类油藏的识别与描述提供借鉴和参考。

鄂尔多斯盆地东南部古构造恢复及地质意义

朱定伟 丁文龙 游声刚 邓礼华 卞文杰

2013, 20(1):  48-51. 

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利用地层厚度对比法、用相对剥蚀量代替绝对剥蚀量的方法恢复了鄂尔多斯盆地东南部的4期剥蚀量。同时，用回剥法恢复了目的层的古厚度和古埋深，编制了单井埋藏史图和目的层在关键变革期的古构造图，并探讨了演化特征及对页岩气成藏的地质意义，对指导该区的进一步勘探开发有重要意义。

油藏工程

低渗透油藏压裂井生产动态分析

姜瑞忠，杨明，王公昌，徐建春，王睿恒

2013, 20(1):  52-55.  DOI: 10．3969／j．issn．1006—6535．2013．01．013

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基于低渗透油藏非达西渗流理论，考虑基质拟启动压力梯度、压敏效应和裂缝变导流能力，并认为水力压裂裂缝为有限导流能力裂缝，建立了低渗透油藏压裂井的不稳定渗流模型。通过COMSOL有限元软件模拟压裂井的生产动态分析发现，启动压力梯度和压敏效应存在，会明显降低压力井产能。裂缝的变导流能力在时间越长时，对产能和近井压力分布影响越大。该研究对认识低渗透油藏有限导流垂直压裂井的生产动态有积极意义。

复杂工况整体压裂优化软件研发及应用

程远方，刘钰川，于浩波，王运涛，董丙响

2013, 20(1):  56-59. 

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为解决低渗透油藏各种复杂整体压裂工况模拟难度大等难题，以理论模型为基础，从有限元求解源程序研发、新型压裂模拟单元选取、复杂几何模型构建及网格剖分等方面，对渗透率各向异性低渗透油藏任意转角整体压裂优化软件研发思路及实现方法进行了阐述。结合大庆油田苏301及葡31等低渗区块油藏资料，对五点线性注水井网工况进行了整体压裂产能模拟，优化人工裂缝长度为110 m，导流能力为25肛m2 cm，井网排距为100 m。研究表明，油藏启动压力梯度是影响采出程度的重要因素，当油藏启动压力梯度显著时，应合理优化井网排距以建立有效的压力驱替体系。

扶余油田自生高岭石对注蒸汽的影响

蒋有伟，沈德煌，吴永彬

2013, 20(1):  60-62.  DOI: 10．3969／j．issn．1006—6535．2013．01．015

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扶余油田开采过程中存在注蒸汽压力较高等问题，为此，开展了注蒸汽室内实验研究。从该区域自生高岭石矿物含量，自生高岭石在不同蒸汽温度条件下的水岩反应产物，高岭石及高温水岩反应生成的蒙皂石对储层伤害等方面进行了影响因素分析。实验中300℃高温蒸汽条件下，静置120 h后岩心中蒙皂石含量由无上升到30％，高岭石含量由90％下降到60％。注蒸汽过程中，注汽速度远大于注水速度，造成油层的速敏性伤害，同时高温反应产生的蒙皂石可能造成水敏性伤害，导致注汽压力由较低的启动压力4～6 MPa快速上升到9．5 MPa以上，超过油层的破裂压力。研究证明，高岭石矿物含量高是造成扶余油田注汽压力高的主要原因。

水平井开发效果多指标综合评价体系的建立与应用

李斌，杨志鹏，毕永斌，刘振林，房梦斋

2013, 20(1):  63-66.  DOI: 10．3969／j．issn．1006—6535．2013．01．016

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水平井开发效果评价多采用经济效果评价或比较水平井与直井开采效果评价，较少采用技术、管理、经济等多指标综合评价。提出了水平井开发效果评价的9种类型并建立了相应的综合评价体系，采用多指标评价方法组合，进行开发效果的综合评价。通过实例分析，认为该体系符合油田开发实际，说明了综合评价体系的正确性与实用性，对水平井开发效果评价尤其是效果跟踪评价有着积极的指导作用。

二维条件下天然裂缝对压裂裂缝影响的分形分析

李玮，闫铁

2013, 20(1):  67-70. 

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由于天然裂缝系统分布十分复杂，造成裂缝性储层水力压裂施工砂堵、多裂缝延伸等复杂情况时有发生，施工失败几率增多。从裂缝性储层压裂数值分析的难点入手，引入分形几何理论系统分析断裂和裂缝分布的分形维数，建立大、小尺寸裂缝分形维数之间的回归关系式，并编制可视化软件研究天然裂缝的二维迹线分布和分形参数对天然裂缝孔隙度及渗透率等参数的影响，并在二维PKN和KGD模型的基础上分析了分形参数对压裂缝几何特征的影响规律。研究结果表明：大尺寸断裂与小尺寸裂缝在分布上具有相似性，天然裂缝分布的孔隙度和渗透率随着裂缝发育程度的变化呈正增长趋势，PKN、KGD模型计算的缝长、缝宽都随分形维数的增大呈递减趋势。


煤岩储层渗透率动态变化模型

艾池，栗爽，李净然，白琳

2013, 20(1):  71-73. 

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煤层气开采过程中，煤岩储层渗透率随压力降低不断变化。在考虑有效应力、基质收缩以及滑脱效应对渗透率影响的基础上，建立煤储层渗透率动态变化模型。研究结果表明：开采初期，储层压力降低，有效应力增大，渗透率降低；煤层气解吸，煤岩基质收缩，渗透率回弹；开采后期，有效应力与基质收缩的影响逐渐减弱，滑脱效应占主导地位，渗透率明显增加。

直角三角形小断块油藏注采井网模拟优化研究

关富佳，雷小丽

2013, 20(1):  74-76. 

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针对复杂小断块中的直角三角形小断块油藏，采用数值模拟方法，基于非完善井网完善注采关系的思路，列出了不同井网模式下的油藏开发动态变化，给出了直角三角形小断块油藏合理注采井网形式。研究结果表明，在注采平衡基础上，优化的井网能够提高直角三角形小断块油藏的最终采收率，控制含水上升。该研究为此类油藏现场布井开发提供了必要的理论和方法依据，进一步丰富了现有井网理论和方法，对注水开发具有重要参考意义。

压裂水平井见水阶段产量递减规律研究

郝明强，刘雄，庄永涛

2013, 20(1):  77-79. 

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基于低渗透油藏的相对渗透率曲线特征，根据物质平衡原理和压裂水平井产能公式，建立了压裂水平井见水阶段产量递减模型，并进行了递减规律和影响因素分析研究。结果表明：水平井初期产量越高，产量递减速度越快；产量递减速度呈分阶段特征，第1阶段递减快，之后递减缓慢，但均为指数递减方式，只是后期递减指数减小；相渗曲线特征参数不仅决定第1阶段的递减速度和递减水平，而且影响累计产油的大小；无水采油阶段和低含水阶段是压裂水平井的重要采油期。

油藏开发单井产能非均质性定量表征

严科

2013, 20(1):  80-82. 

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通过油藏单井产能非均质性分布特征研究，提出了1种油藏开发非均质程度定量表征新参数。将油藏开发任一时期的单井产能按降序排列，分别计算出每l口井的产能累计贡献率及其对应的序数百分数，在直角坐标系中绘制出产能累计分布曲线，通过倒数坐标转换将不同形态的产能累计分布曲线转换成斜率介于0～1之间的直线，将l与斜率之差定义为产能非均质程度系数。累计产能非均质程度系数与油藏采出程度、采油速度的关系表明，从开发初期至开发后期，油藏开发非均质程度在不同开发阶段增长速率不同，其变化规律能够用以评价同类型油藏的开发效果。

泌阳凹陷泌浅10区剩余油分布特征与开发技术对策

徐波

2013, 20(1):  83-88. 

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应用岩心、钻井、测井等资料对核三段Ⅳ油组砂体成因类型进行了分析。研究层段的沉积环境为三角洲前缘和前三角洲亚相，沉积微相包括水下分流河道、河道侧翼、分流间湾和远砂坝4类。水下分流河道砂体含油性好，河道侧翼较差，分流间湾为干层。研究区富油能力受构造和岩性的共同控制。研究认为，剩余油的形成与分布受多种因素控制，主控因素是沉积微相，同时还受储层非均质、微构造、夹层分布和射开程度所控制。针对研究区剩余油的分布特征，提出了提高波及系数的调堵措施、加大对薄油层的开采、提高含油“死角”动用程度的定向钻井或侧钻水平井等开发技术对策，并取得了较好的应用效果。

低渗透砂岩油藏水锁损害影响因素分析

陈鹏，王新海，李公让，张敬辉，邓承器

2013, 20(1):  89-91. 

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在低渗透油藏开发过程中，水锁效应广泛存在，严重影响油藏的开发。基于水锁机理，建立了定量预测水锁效应的数学模型，利用模型分析了流体侵入压差和毛细管力对水锁损害半径的影响及毛细管力和生产压差对水锁损害程度的影响。研究认为：随着流体侵入压差增加，水锁损害半径增大；随着毛细管力增加，水锁损害半径增加，水锁产生的表皮系数增大，水锁损害程度增加；随着生产压差的增加，水锁产生的表皮系数减小，水锁损害程度降低。

欢喜岭油田齐40块蒸汽驱开发蒸汽腔发育规律研究

范世通

2013, 20(1):  92-94. 

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为确保辽河油田齐40块中深层稠油油藏的高效开发，需对蒸汽驱的蒸汽腔运作进行有效监控，采取针对性调控措施，实现蒸汽有效驱替。针对该块油藏的地质特点，通过对监测资料、蒸汽驱开发动态信息、数模跟踪信息、油藏工程计算数据等分析研究，初步得出了蒸汽腔波及形态的5种模式、热连通及驱替阶段的主要驱替特征、汽驱不同开发阶段的蒸汽扩展速度等规律。并计算出了蒸汽和热水的波及体积范围。该研究更加直观细致地介绍了蒸汽驱的波及程度，为进一步开发调整提供了理论依据，为相似区块的研究提供了参考。

鲁克沁油田鲁2块水驱后天然气气水交替驱油模拟研究

李松林，张云辉，赵健

2013, 20(1):  95-98. 

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吐哈鲁克沁油田鲁2块深层断块型边底水稠油油藏现处于高含水开发阶段，其埋藏深度为2 300 m，油水黏度比大，油藏压力高，导致注蒸汽开采时注入过程热损失大，油藏难以采出。对水驱后注气提高油藏采收率这一开采方式进行了大量调研基础上，针对鲁2块水驱后的油藏特征进行了天然气气水交替驱油模拟研究。该研究建立了鲁2块典型地质模型，进行了天然气气水交替驱主要影响因素的模拟优化，并预测了该油藏的增产效果，为该油藏的进一步开采提供了可参考的理论性依据。

葡萄花油田葡47区块低渗透油藏水平井优化设计

郑爱玲，刘德华，邵燕林

2013, 20(1):  99-101. 

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葡萄花油田葡47区块低渗透油藏储层具有物性差、渗流阻力大等特点，开采时存在启动压力梯度，使得见水后采液指数、采油指数急剧下降。为解决以上问题，对该油藏的水平井开采技术进行了优化设计研究。首先利用该油藏水平井的适应条件，优选出适合水平井开采的区域，再根据葡47区块油藏地质模型，对水平井水平段延伸方向、水平井井段长度、井网形式和井距进行了油藏数值模拟，计算出合理的水平井参数。应用效果证明，利用水平井开发低渗透油藏可提高单井产量和采收率，降低成本。同时，该技术研究对同类油藏的开采也具有参考意义。

一种确定水驱曲线直线段合理性的新方法

刘英宪，任晓宁，马奎前，周海燕

2013, 20(1):  102-104. 

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注水开发油田运用水驱曲线预测开发指标时，水驱曲线直线段的合理性将直接关系到预测结果的可信程度以及正确性。水驱曲线的应用基础在于油田处于稳定水驱，目前已有的文献尚无法直观、准确地获得稳定水驱段。依据稳定渗流理论，将采出程度与岩心驱油效率的比值定义为稳定水驱评判因子(Z)，利用油田生产动态数据建立z与甲、乙、丙、丁型水驱曲线方程中自变量的关系，'-3评判因子曲线呈现水平线时，油田即进入了稳定水驱。依据评判因子曲线可以直观的获得油田的稳定水驱段，并以此水驱直线段进行科学、合理预测。结合渤海S油田的生产数据和相渗曲线进行了实际应用。结果表明，该方法能够科学、合理地确定水驱直段，其预测结果更为客观、可靠。

轻质原油低温氧化动力学研究

王杰祥，夏金娜，刘双龙，王建海，任文龙

2013, 20(1):  105-107. 

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为研究轻质油藏空气驱的可行性，建立低温氧化动力学模型。将空气注入油藏，原油与氧气会发生低温氧化反应，反应的难易程度由相应的动力学参数来描述。通过低温氧化实验，获得了不同条件下的氧化速率等数据，运用Arrhenius定律来计算反应中的活化能、预幂率指数等动力学参数。结果表明：压力越高，活化能越小，预幂率指数越大，越有利于反应的进行；不同油样的动力学参数也不同。

河南油田含油污泥深部液流转向剂的研制与应用

陈渊

2013, 20(1):  108-110. 

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在研究分析河南油田污水处理过程中伴生含油污泥组成及粒径分布的基础上，以油田含油污泥为主要原料，辅以JHW-1型悬浮剂、分散剂碳酸钠和NT-l固化剂等助剂，开发油、水井深部液流转向剂。实验表明，其浆体稳定、流变性和注入性好，有着较高的强度和较好的封堵性能，且成本低廉，适合大剂量深部注入。在河南油田现场应用62口井，消耗含油污泥11．31×104m3，阶段累计增油2．04×104t，降水13．59×104m3，增油、降水效果明显。

火烧油层物理模拟相似原理研究

刘其成，程海清，张勇，赵庆辉，刘宝良

2013, 20(1):  111-114. 

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根据火烧油层燃烧特征，提出一种表征稠油燃烧过程参与反应的四相七组分化学动力学关系式，建立了描述火烧油层采油过程中质变、传质、传热数学模型。采用无因次处理及量纲分析方法，推导出较为完整的火烧油层物理模拟相似准则数群，示例了3种条件下的相似准则数，并对其适应性进行了分析。该研究可用于指导火烧油层物理模拟实验研究工作。

稠油相对渗透率实验过程出口端管线水驱油特征

高旺来，沈德煌，李芳芳

2013, 20(1):  115-117. 

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为了分析稠油高温油水相对渗透率实验过程出口端管线中的水驱油特征，在实验管线中分别进行了3种黏度原油在不同速度下的水驱油实验。结果表明管线中的水驱稠油不是活塞式驱，而且管线中的原油也不能完全被驱出来，油水相对渗透率实验过程中产油量按出口端管线空白体积扣除死体积来校正会产生较大误差。实验结果对提高相对渗透率实验结果的可靠性具有重要意义。

基于CT扫描测定低渗岩心相对渗透率曲线的方法

冷振鹏，吕伟峰，张祖波，马德胜，刘庆杰

2013, 20(1):  118-121. 

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中国低渗透油藏多采用水驱开采，而作为水驱开采核心参数的相对渗透率数据却难以通过传统的实验手段准确获得。为此，运用CT扫描方法，提出了基于CT扫描测定低渗透岩心相对渗透率曲线的稳态实验法和非稳态实验法。在稳态法中，针对低渗岩心难以达到绝对稳定的问题．给出了基于CT扫描数据的稳定评判依据。采用1种校正方法，克服了射线硬化的影响，提高了CT测量流体饱和度的精度。对2块低渗岩心的测试表明，该方法切实可行。

溶度差法计算地层油—C02体系的最小混相压力

张可，李实，秦积舜，马德胜，陈兴隆

2013, 20(1):  122-125. 

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从分子间作用力角度，利用经典溶度理论和PR—EOS状态方程，在油藏条件下推导出地层油的溶度参数计算公式，并结合纯气体溶度计算公式，对不同油藏条件下的地层油—CO₂最小混相压力进行理论计算。该方法仅需油藏温度、地层油组分(c。一c未)和c盎分子质量3组参数。研究表明，在分析了中国17个陆相沉积特点地层油的细管测试实验结果基础上，得出地层油—CO₂体系达到混相时，两者的溶度差与c矗组分的分子质量存在较好的线性关系，利用该关系可以反求出地层油—CO₂体系达到混相所需的压力，为数值模拟的修正和油藏工程方案设计提供了1种可行的计算方法。

钻采工程

超稠油水平井双管柱开采技术

李玉君，任芳祥

2013, 20(1):  126-128. 

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为了解决水平井在超稠油蒸汽吞吐时溢流以及脱抽等问题，通过对目前的注汽管柱、采油管柱、采油泵以及井口进行优化及改进，成功研发了水平井双管柱开采技术，实现了在不动管柱的情况下，可以对蒸汽吞吐井注蒸汽闷井后直接进行采油的目的。该技术既能满足日常的采油要求，又能够保证注蒸汽及采油的安全性，对于现场的推广和应用有重要意义。

元坝气田超深高含硫水平井测试投产一体化技术

陈琛，曹阳

2013, 20(1):  129-131. 

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元坝气田长兴组气藏埋深约为7 000 m，温度高达157℃，前期采用测试、投产分步工艺，存在管柱埋卡、工具失效、地层漏失严重等难题，产层二次污染严重，投产时酸化解堵难度加大，费用高，周期长。通过地质研究、力学计算，结合室内管材模拟腐蚀实验，形成了一套测试投产一体化工艺技术。完井方式为衬管，管柱材质根据井温不同选4C或4D类镍基合金，并精简了管柱中工具数量；采用气密封检测技术保证管柱密封可靠性，采取加装封隔器扶正器、底部筛管加长、正反循环坐封封隔器等措施，在降低工程难度的同时保证了工艺的顺利实施。以上工艺和技术，应用在YBXXH井，在天然气绝对无阻流量为600×10⁴m³／d的情况下，一次性完成了测试和投产，为该区域勘探开发提供了有力的技术支持。

煤层气压裂中阶梯排量测试确定地层闭合压力的新方法

李亭

2013, 20(1):  132-134. 

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在煤层气水力压裂主压前进行的阶梯排量测试，主要用来确定地层闭合压力。常规方法是根据地面压力和排量之间曲线的斜率变化进行确定，存在的问题是斜率变化不明显，确定的地层闭合压力不够准确。为此，根据不稳定渗流和试井理论，推导出排量阶梯变化时的压降方程。根据该方法所作的曲线斜率变化比较明显，所确定的地层闭合压力较准确。计算实例表明该方法可以成功应用到实际现场。

塔河油田水平井堵水数值模拟

刘佳，程林松，黄世军，王雷

2013, 20(1):  135-138. 

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针对塔河油田水平井高含水问题，结合实际资料，建立单井数值模型，利用精细油藏数值模拟技术实现水平井堵水参数分析及优化，对堵剂注入量、堵剂类型、顶替液注入量以及堵后工作制度等相关参数进行分析。结果表明：堵水效果与堵剂在平面上的展布距离相关，不能盲目增加堵剂用量以达到增油效果；4种类型堵剂中，冻胶堵剂效果最好，乳状液次之，颗粒型堵剂效果较差；其中颗粒型堵剂注入一定量的顶替液后，堵水效果明显增强；数模与油井动态数据均表明，水平井堵水再生产时，控液生产堵水效果最优。

边水油藏水平井注泡沫挡水技术

刘永革，刘慧卿，庞占喜，卢川

2013, 20(1):  139-142. 

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采用水平井与直井相结合的开发方式，在近边水区布置1口水平井，利用数值模拟方法，研究了边水油藏水平井注泡沫挡水技术。"-3边水入侵，水平井含水率达到一定程度时，利用高压向水平井中注入氮气泡沫并形成泡沫带，延缓边水的再次入侵。模拟结果表明，直井注泡沫会造成边水绕流，不能有效挡水，而水平井注泡沫则可以形成1条狭长的泡沫带，有效阻挡边水入侵。通过正交设计法对水平井无因次避水距离，无因次垂向深度以及无因次长度优化后。最优方案与不采取挡水措施相比4周期可累计增油1．55×10⁴m³。通过在边水入侵区域加入1条高渗带的方法对非均质边水油藏水平井注泡沫的可行性进行了研究，模拟结果表明，泡沫可以很好地发挥调堵功能，使水侵剖面更加均匀，有效改善边水油藏开发效果。

其他

SAGD项目经济评价模式探讨

刘斌，易维容，梁生朗，王国春

2013, 20(1):  143-145. 

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以SAGD项目为实例，根据项目的建设周期，先后运用有无对比、跟踪对比等方法，评价了项目的实施效果，建立了全生命周期经济评价指标体系和评价模式。研究表明：通过多角度、多层次的评价，得出实施SAGD项目，不仅项目自身产生了一定效益，拉动了产业链效益，带来了一定的社会效益。同时，还原了项目效益的真实面目，为重大开发试验项目的实施起到了指导作用。该项目的运用证明了文中提出的经济评价方法、指标体系和评价模式具有一定的适用性和创新性．

压裂参数对水平页岩气井经济效果的影响

李庆辉，陈勉，金衍，赵飞，姜海龙

2013, 20(1):  146-150. 

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采用产能模拟方法将净现值和内部收益率作为评价指标，对不同压裂参数下页岩气井的经济效果进行评价，研究不同压裂间距、压裂级数和加砂量对页岩气井经济效果的影响，结果表明：压裂的间距、级数和加砂量对开发的效果影响显著；压裂间距并非越长越好，当压裂级数和加砂量较少时，短水平段密集压裂反而更易获利；压裂级数通过改变单级压裂的控制体积和支撑剂密度影响产能和收益情况；加砂量通过支撑剂密度改变渗流通道环境，影响最终产量，存在最优铺砂密度并与前2项因素共同影响最终经济效果。实际钻、完井方案制订时，应考虑上述3种工程因素的综合影响，制订最优开发方案。