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2013年 第20卷 第3期    刊出日期：2013-06-25

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综述

深水钻井液技术现状与发展趋势

邱正松，赵欣

2013, 20(3):  1-7. 

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深水钻井液技术是深水油气钻探的关键技术之一。在系统调研国内外相关文献的基础上，分析了深水钻井液面临的复杂地层井壁失稳、低温流变性调控、天然气水合物的生成、井眼清洗问题与环保问题，并提出了相应的技术对策。总结了深水钻井液体系研究现状及最新进展。其中，聚胺高性能水基钻井液体系和“恒流变”油基／合成基钻井液体系应用效果最好，详细介绍了其体系配方、关键处理剂的作用机理、典型应用实例及相关性能指标。介绍了国内深水钻井液技术研究进展。最后，展望了深水钻井液技术的发展趋势。

地质勘探

川东北普光3011-5井须家河组黏土矿物及胶结物特征

颜其彬，陈培元，杨辉廷,黄德明,彭小娇

2013, 20(3):  8-12. 

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根据常规薄片、扫描电镜及x衍射等资料分析，以普光3011-5井取心资料为基础，对须家河组储层中黏土矿物及胶结物特征进行了研究。结果表明：普光3011-5井须家河组以孔隙式胶结为主，泥质和灰质是主要的胶结物类型，次为硅质胶结，少见黄铁矿、硬石膏及石盐晶体；硅质发育使岩石胶结作用强烈，结构较为致密，是导致储层低孔低渗的一个重要原因；黏土矿物主要以伊利石和绿泥石为主，含少量的绿／蒙混层、伊／蒙混层，黏土总含量随深度增加逐渐减少；伊利石与绿泥石的分布具有分带性，两者常以片状结合体充填于粒间孔隙中，或呈薄膜结构覆盖于碎屑颗粒表面，自生绿泥石一方面提高了岩石的抗压实能力，另一方面抑制了石英的次生加大，从而使砂岩中的孔隙得以保存。通过对黏土矿物及胶结物特征的研究，对须家河组的进一步勘探与开发具有重要的指导意义。

测井信息失真条件下储层评价方法研究与应用

贾丽，刘国全，曹涛，官全胜

2013, 20(3):  13-18. 

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通常测井曲线可真实反映地层信息，但当钻井液密度较大或油层污染比较严重时、钻井水平位移较大时或测井仪器选用不当时，可能会导致测井曲线失真，在进行油气层评价时需要慎重对待。应用时间推移法、测录井信息匹配法和区域对比等新方法，有效识别测井信息的真实性；并用电阻率校正技术、综合地质、录井等多信息技术进行油层评价，为测井综合解释人员进行油层评价提供方法和依据。

歧口凹陷斜坡区岩性油气藏成藏机制与富集规律

李洪香，董越崎，王国华，董德国，王莉

2013, 20(3):  19-22. 

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歧口凹陷是渤海湾盆地重要的富油气凹陷之一，具有凸少坡广的特点，斜坡区是岩性地层油气富集的主要场所。根据湖盆结构特点，可将斜坡进一步划分为阶状断裂斜坡、多阶挠曲斜坡、旋转掀斜斜坡和简单斜坡4类。通过开展斜坡特征、控砂机制、油气输导体系等研究，建立了不同类型斜坡区油气成藏模式，提出了斜坡区岩性地层油气藏具有“高油低气、复式叠加连片成藏、优势相富集”的成藏规律，有效地指导了斜坡区油气勘探，并发现了埕海断坡、歧北斜坡等规模储量区带。

地球物理技术在河道砂岩中的应用及问题探讨

马立驰

2013, 20(3):  23-26. 

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以地球物理技术在解决日常勘探生产实践工作中遇到的实际问题为基础，探讨了不同技术在不同地质条件下的应用效果和技术瓶颈。研究表明：沿层相干、断层增强和倾角分析等技术基本能够实现微幅构造的解释，但对于更微小的断层识别还没有针对性的技术方法；均方根等振幅类属性在低砂地比地区预测河道砂体展布效果较好，在高砂地比地区还没有形成有效技术手段；能量类属性在含油气性判识方面有一定的作用，但远远不能满足当前勘探的需求。

东濮凹陷页岩油测井评价中的关键问题及对策

赵俊峰，田素月，陈汉林，李凤琴

2013, 20(3):  27-31. 

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为尽快形成与页岩油勘探开发相配套的测井评价技术，在对国内外页岩油气最新研究成果，尤其是北美页岩气测井评价现状调研的基础上，结合区域地质特征，得出东濮凹陷页岩油测井评价的关键是复杂岩性划分、矿物成分分析、地化参数评价和储层划分标准建立，可通过岩石物理实验、优化测井系列、创新解释方法、完井后评价等4项措施可有效解决之 形成了空气、油基泥浆、水基泥浆等不同钻井介质下的测井系列，增强了测井资料采集的适应性。

多目标决策方法在煤层气井完井方式优选中的应用

杨刚，汪志明，陈添，彭汝杰

2013, 20(3):  32-35. 

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采用多目标决策方法优选煤层气井完井方式，首先进行产能与经济评价，之后对累计产气量、净现值、投资回收期、内部收益率和风险系数5个评价指标进行多目标综合评价，最终可获取最佳完井方式。该评价方法应用于鄂尔多斯盆地时结果显示羽状水平井最优，直井射孔压裂完井次之，该评价结果对该区煤层气井完井方案设计具有重要的指导意义

松辽盆地杏树岗油田低渗透储层裂缝发育特征

范存辉,王彭,秦启荣,王本强,钟灵

2013, 20(3):  36-40. 

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杏树岗油田储层为低孔一低渗(特低渗)储层，裂缝对该区储层的油气富集及产能具有重要影响。该区主要发育构造缝和成岩缝，其中构造成因的剪切缝和张性缝最为发育，是该区的主要裂缝类型。构造缝以大于75。的高角度缝和直立缝为主，充填程度差，有效性好。裂缝发育方位为NE、NW及近SN，其中NE向裂缝在该区占优势 明水组沉积末期是该区裂缝的主要形成时期，主要形成NE向高角度(直立)张性缝缝 裂缝的发育分布与岩性、层厚、构造位置等因素有关；岩性不同，裂缝发育程度也不同；随着层厚的增大，裂缝间距变大，密度减小，裂缝发育程度显著降低；裂缝与构造部位(断层)关系密切，随着距离断层越来越远，裂缝密度呈递减趋势，发育程度也明显降低；裂缝发育好的地区位于工区中部较大规模断裂带两侧以及多组断裂带交汇地带。研究成果对该类油藏的有效开发具有重要的借鉴作用。


珠江口盆地番禺4洼晚期断裂系统对油气成藏的控制作用

彭光荣，刘从印，吴建耀，徐颖晶，黄峰

2013, 20(3):  41-45. 

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在地震资料精细构造解释基础上，运用断裂几何学、运动学来研究番禺4洼晚期断裂系统的基本特征。该晚期断裂在NWW-SEE向张扭应力场作用下发生简单剪切右旋走滑变形基础上形成和发育，主要分布在洼陷南侧。平面上呈NWW走向，断裂组合以平行式、交叉式、斜列式为主；剖面上以负花状组合为主。新近系构造圈闭的形成及分布受控于晚期断裂；长期活动的断裂和部分晚期断裂为研究区油源断裂，其他晚期断裂则控制了油藏在新近系的空间分配和再次调整；晚期断裂较好的侧向封闭性控制了油藏最终分布和储量规模。


辽河盆地小洼古潜山裂缝成因及油气成藏潜力分析

常斌,贺凯,孙岳,杨金凤,张宇

2013, 20(3):  46-50. 

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以板块构造理论为依据，由整体到局部，从辽河盆地大地构造及盆地性质分析入手，通过平衡剖面技术恢复盆地中部的区域构造演化史，确定区域构造对盆地演化的影响。结合不同时期小洼地区古潜山古构造图，分析其构造性质与成因，并结合测井及地震方法综合预测潜山裂缝储层分布，提出有利勘探潜力区域，为潜山裂缝性油田的勘探提供决策依据。


安塞油田杏河区长6储层成岩作用及对孔隙的影响

朱毅秀,杨程宇,陈明鑫,王晓东，张军燕

2013, 20(3):  51-55. 

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在岩心描述、常规薄片分析、阴极发光、扫描电镜、x射线衍射等多项分析测试的基础上，对安塞油田杏河区长6储层三角洲前缘亚相砂岩储层的岩石学、成岩作用、成岩序列与成岩阶段、成岩对储集物性影响等进行了研究。长6砂岩为成分成熟度低、结构成熟度中至高的纹层状岩屑质长石细砂岩和粉砂岩，主要经历压实作用、胶结作用、溶解作用和交代作用，经历同生阶段、早成岩A阶段、早成岩B阶段和中成岩A阶段，目前成岩演化主体已进入中成岩A期。成岩作用是影响长6油层油气储集性能的重要因素，导致孔渗性能降低的破坏性成岩作用主要为机械压实作用和胶结作用，改善岩石储集性能的建设性成岩作用主要为溶解作用，浊沸石及长石等溶蚀形成的粒间与粒内溶孔、剩余原生粒间孔构成了长6油层组优质储层的主要储集空间。


澳大利亚南缘Otway盆地油气地质特征

范春花,蔡文杰

2013, 20(3):  56-59. 

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  以石油地质理论为基础，利用区域地质、地震以及钻井资料，对澳大利亚南缘Otway盆地的石油地质特征进行综合分析。研究表明，盆地经历了早期裂谷、晚期裂谷和裂后被动大陆边缘3个演化阶段，发育2套证实的生储盖组合，第1套下白垩统河流—湖泊相Crayfish生储盖组合主要分布在北部的陆内裂谷带，油气发现集中在Penola坳陷；第2套下白垩统三角洲—滨岸相Shipwreck生储盖组合主要分布在南部的边缘海裂谷带，油气发现集中在Mussel地台和Shipwreck凹陷，已发现油气绝大部分来自该套生储盖组合。

中国南海地区环状断层成因及其对天然气向斜构造成藏模式的控制

刘薇薇，马光克，王立锋，隋波，董志华

2013, 20(3):  60-63. 

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在背斜构造型气藏大都被发现并开发的今天，随着勘探构造类型的转变，在中国南海地区莺歌海盆地中发现了新型的向斜构造气藏。这种向斜构造受向斜内环状断层控制成藏，分别形成了LD气田及CN气田。其内的2个环状断层构造的发育为2种完全不同的地质成因，尤其是LD气田，形成了世界罕见的平面上呈规则圆环状发育的断层。利用地震资料的可视化优势，对CN构造及LD构造环状断层的特征及地质成因进行了详尽的分析描述 、通过LD气田及CN气田的成藏条件分析，认为该区环状断层是油气运移的主要通道，并且环状断层对储层形成侧封，在向斜构造中形成圈闲并且成藏。此次研究该地区油气勘探提供了新的研究思路，并且这2个气田的成功发现为天然气勘探领域提供了新的方向。


塔里木盆地塔中地区火成岩的基本特征

马中远，任丽丹，黄苇，岳信东

2013, 20(3):  64-67. 

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塔里木盆地塔中地区古生代曾发生过多期火山活动，通过对塔中火山岩的基本特征及其成藏效应的研究，认识到塔中火成岩岩性主要为玄武岩、辉绿岩、凝灰岩和火山角砾岩：测井响应特征差异不明显，难以区分；地震反射特征往往表现为强振幅、横向振幅强弱有变化、连续性较好，相位上下错动、穿层，与围岩振幅差异较大的特征；塔中火成岩的发育受控于断裂，且以二叠系火成岩分布最为广泛，由西北向东南厚度呈逐渐减薄直至尖灭的趋势。火山活动对生、储、运移有一定的影响，从火山岩活动期与油气成藏期的匹配关系来看，火山岩与早期油气藏存在一定的关系，而与晚期油气藏无直接关系。


油藏工程

新立油田注采比变化规律研究

吴琼,韩玲,王玉英,方雪莲,马跃明

2013, 20(3):  68-71. 

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结合水驱砂岩油藏注采关系和水驱油规律曲线，推导出4种预测注采比变化规律的数学模型。研究表明，注采比变化过程是水油比(含水率)的单值函数。依据矿场实际和理论分析，总结注采比曲线的5种基本类型，系统分析了储层渗流特征、导压系数、地层压力等因素对注采曲线形态的影响。应用该套方法可以有效预测注采比或含水率的变化，指导低渗透油藏开发动态分析和注水开发方案的制订，具有很好的实用价值．

稠油油藏蒸汽吞吐后转驱方式优选及注采参数优化

王长久，刘慧卿，郑强

2013, 20(3):  72-75. 

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胜利油田单10块馆陶2+3组目前处于高轮次蒸汽吞吐后期，生产井高含水，蒸汽吞吐效果变差 根据研究区块的地质特点，设计了热水驱、热水泡沫驱、蒸汽驱、蒸汽泡沫驱4种转驱方式，通过室内物理模拟实验对转驱方式进行优化；运用油藏数值模拟软件建立了数值模型，对采用优选转驱方式井组的注采参数进行了优化，结果表明蒸汽+N，泡沫驱的效果最佳，最终采收率可达到49．87% 。对研究区块下一步转驱及稳产具有指导意义，对同类油藏转换开发方式提供了理论依据。


压裂后增油量预测模型

周志军，薛江龙,李慧敏,黄泽明

2013, 20(3):  76-78. 

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为提高压裂成功率、提高压裂有效井的比例，采用单因素分析、灰色关联分析和神经网络分析等方法，确定出了压前含水率、压前产油量、生产压差、孔隙度、渗透率、小层有效厚度、加砂量7个影响压裂增油量的主要因素。在此基础上，应用BP神经网络模型预测油井压裂后的增油量。经实际压裂效果验证，该网络模型对压裂增油量的预测准确率较高，比传统的多元线性回归预测方法更可准确、实用。该研究为现场压裂施工提供了理论依据。

低渗透油藏正方形反九点井网见效见水关系研究

朱圣举，刘萍，柳良仁

2013, 20(3):  79-81. 

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为了解决注水开发油藏见效与见水之间的定量关系问题，基于低渗透油藏油井见效时间及见水时间规律，推导出了低渗透油藏正方形反九点井网油井见效时间(速度)与见水时间(速度)的关系式。以鄂尔多斯盆地实际生产数据为对象，给出了计算分析结果：相同条件下，见效时间小于见水时间，而见效速度大于见水速度；见水时间与见效时间成正比，见水速度与见效速度成正比，见效快就意味着见水快；而且随着与注水井距离的逐渐增大，在某两处会出现见效时间与见水时间的比值、见水速度与见效速度的比值达到最大值的现象，在井网部署时应尽量避开这两处，在开发政策优化时应充分考虑这一点。该研究为低渗透油藏注水开发方案的设计及开发过程优化调整提供了理论依据

渗透率级差对底水油藏剩余油分布规律影响

刘道杰，田中敬，孙彦春，王红，张雪辉

2013, 20(3):  82-85. 

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渗透率级差是影响底水油藏剩余油分布及油水运移规律的主要因素。油田投入开发后，纵向非均质底水油藏内部剩余油分布规律极其复杂，使得油藏后期调整开发潜力及编制剩余油挖潜方案更加困难。基于不同渗透率级差，利用油藏数值模拟方法，建立了不同韵律下4个底水油藏剩余油分布机理模型；研究不同渗透率级差对底水油藏剩余油分布及油水运移规律的影响。模型计算结果表明，渗透率级差越大，正韵律储层下部剩余油分布越多；渗透率级差越小，反韵律、复合反韵律及复合反正韵律储层下部剩余油分布越多。实例证明，考虑储层不同渗透率级差能够准确有效地描述底水油藏剩余油分布规律。


二次开发技术在港西二区的应用与成果评价

丁亚军，万永刚，彭光艳，苏倩，吕昕倩

2013, 20(3):  87-88. 

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港西油田是典型的复杂断块油田，目前整体进入高含水、高采出程度的“双高”开采阶段，单井产量低，开发效益差。运用新“三重”技术思路，进行重构地下认识体系研究，以提高对油藏构造、储层分布及剩余油的认识程度；进行重建井网结构研究，布署新井和老井综合利用相结合来改善注采对应关系；进行地面系统的简化优化研究，重组地面工艺流程。港西二区已累计实施新井36口，新建产能6．99×10⁴t，日产油由120．51  t／d增加到201．1 t／d，综合含水下降7．24% ，自然递减由1853%下降到8．66% ，采油速度由0．58%提高到0．93%，阶段采出程度提高了4．28%。


复杂断块油藏开发调整技术对策及效果—— 以贝301断块砂砾岩油藏为例

李延军

2013, 20(3):  89-92. 

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针对海拉尔盆地贝301断块注水开发过程中，注采系统不完善、储层动用程度低、含水上升较快等问题，运用油藏精细描述方法，进行精细构造解释、细分沉积微相、储层分类研究，优化开发调整技术，按照分区分类调整思路，考虑平面和纵向的开发矛盾，分别制定个性化调整对策。通过井网加密、注采系统调整、分层系调整、结合“调、压、补、堵”及水平井挖潜等措施，油田水驱控制程度提高12．8% ，全区月产油由0．876 8 X 10⁴ t上升到1．384 3 X 10⁴ t，综合含水下降27．5% 。初步形成复杂断块油藏个性化调整技术，对同类油田的开发调整有重要的借鉴意义。


深层厚层块状稠油油藏直平组合火驱技术研究

高飞

2013, 20(3):  93-96. 

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G块油藏为一深层、厚层块状普通稠油油藏，在开展直井网火驱现场试验时，存在火驱平面波及不均及纵向火线超覆的问题，从而影响火驱效果。利用数值模拟方法，对直井水平井组合火驱布井方式、注气井射孔位置及厚度、注气速度等注采参数进行研究，将水平井引入到直井网火驱试验，进行直平组合火驱开发。设计水平井部署在注气井侧下方，水平井长度300m，注气井射开油层上部1／3，注气井最大注气速度为3×10⁴ ～4×10⁴m³ ／d。直平组合火驱现场实施后，水平井产量稳定，周围直井产量上升，获得了较好的开发效果。


存在组分梯度的深水挥发性油藏注采比计算

杨宝泉，杨莉，王星，苑志旺，皮建

2013, 20(3):  97-100. 

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在压力、温度的作用下，挥发性油藏的组分随深度变化而改变，使油藏在开发过程中原油性质处于动态变化中。通过研究西非深水典型挥发性油藏原始取样数据和生产特征，提出了以体积系数和气油比的线性关系，计算不同气油比下的地下原油体积，并应用于注采}匕计算。提高了计算精度，从而得出油藏最优配注量，为油藏管理和注气优化提供科学依据，也为同类型油田注采比计算提供借鉴。


菱形反九点井网不等缝长整体压裂设计

周林波，曲海，张俊江，宋志峰

2013, 20(3):  101-103. 

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菱形反九点井网在低渗透各向异性油藏中具有较好的适应性。在整体压裂开发方式下，井排距的确定不但受储层各向异性程度影响，同时与边井压裂缝长密切相关。边、角井等缝长压裂会导致边井先见水，不利于角井方向的有效驱替。数值模拟结果也验证了此结果。通过以上研究，进行了不等缝长整体压裂优化研究，结果表明，不等缝长压裂可以提升菱形反九点井网开发效果。


缝洞型底水油藏开发动态数值模拟方法研究

李隆新，吴锋，张烈辉，李允

2013, 20(3):  104-107. 

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缝洞型油藏表征单元具有多尺度性，无法直接采用基于连续介质力学的商业数模软件进行动态模拟。根据渗流力学和流体力学理论，针对缝洞型油藏储集体特征尺度的特性，建立了一种新的缝洞型底水油藏动态模拟模型。通过对中小裂缝、大裂缝和大型溶洞的特殊处理，实现了离散介质特性到连续介质模型中的叠加，提出一套适用于缝洞型底水油藏水淹动态的数值模拟方法。通过计算实例表明该方法是有效的、可行的。


  分段射孔水平井开发底水油藏的实验研究

刘欣颖，胡平，胡静

2013, 20(3):  108-110. 

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采用三维可视化物理模拟实验设备，对底水油藏开发时底水水脊的形成与发展过程进行了监测分析。研究了不同射孔段数下，油藏采收程度和阶段含水率的变化。研究结果表明：分段射孔措施下水平井的见水模式与完井水平井见水模式不同，分段射孔措施可以延缓水平井的见水时间，分段射孔段的数目越多，开发前期水平井的产能越大，无水期采油量和油藏的最终采收率越大，阶段含水率越低。该研究对油田现场采用分段射孔水平井技术的实施提供了参考。

平面各向异性油藏变形五点井网研究

陆程，程敏华，刘雄

2013, 20(3):  111-113. 

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采用规则井网对平面各向异性油藏布井时，易造成注入水沿高渗透率条带突进，使生产井过早见水，难以实现面积井网均匀驱替效果。为解决该问题，利用流管法构建平面各向同性油藏五点井网产能公式，通过物质平衡方程展开得到井网的见水时间，在满足均匀驱替的基础上，得到无量纲注采井距与各向异性系数的关系，为平面各向异性条件下合理构建五点井网形状提供了理论依据。

有机铬弱凝胶深部调剖体系的研究及性能评价

赵晓非，于庆龙，晏凤，佘庆龙，杨长青

2013, 20(3):  114-117. 

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针对长庆低渗油层吸水剖面不均匀、调剖刑难注入且易剪切失效等问题，在有机铬弱凝胶调剖剂中添加延缓剂，保证其长时间保持低黏状态，终凝后能高黏度封堵，同时评价了聚合物浓度、交联剂和延缓剂的质量分数、温度、pH值、矿化度对成胶性能的影响，并进行了凝胶体系的抗剪切性和室内岩心评价实验。研究表明：50℃下，有机铬弱凝胶的成胶时间在l～12 d可调，其适用于pH值为6～11、矿化度低于13 000 mg／L的低渗油层；有机铬凝胶体系初凝黏度低于300 mPa·s，注入压力小于8 MPa，剪切速率在2～75 s^-1 时凝胶稳定性良好，终凝后黏度高于500 mPa·s，与岩心有良好的配伍性，封堵率高于92% ，适合低渗油层深部调剖作业。


气藏中CO₂封存过程气水互溶特性实验研究

王长权，杜志敏，汤勇，石立红，孙扬

2013, 20(3):  118-122. 

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利用PVT装置开展了不同CO₂ 含量下CO₂ —烃—水体系在不同条件下气水互溶特性实验，研究气藏注CO₂ 封存过程中CO₂ —烃—水体系互溶规律。结果表明，相同温度压力下，随CO₂ 的不断注入，气相中CO₂ 含量和水蒸汽含量不断增加，液相中CO₂  在水中的溶解度越大，CH₄ 溶解度越小，地层条件下CO 含量为68％物质的量的气样比CO₂ 含量为23％物质的量的气样的CO₂ 溶解度增加1.116％物质的量，而CH₄ 的溶解度减小0.13％ 物质的量。CO₂ 和CH₄ 在水中的溶解度均随压力升高而增大，随温度升高而减小；在CO₂  临界点附近，CO₂ 在水中的溶解度变化显著，40℃下CO₂ 含量为23％物质的量的气样的CO₂ 溶解度6～9MPa增加了0．138％ 物质的量，而9—12 MPa仅增加0.092％ 物质的量，且压力越大增加量越小。高温低压时受水蒸发作用影响，气相中CO₂  及CH₄ 含量随温度升高急剧降低，随压力升高缓慢上升，当压力高18MPa后，气相中CO₂及CH₄ 含量基本保持不变。

煤岩T型缝压裂实验及压力曲线分析

陈添，汪志明，杨刚

2013, 20(3):  123-126. 

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煤层气的水力压裂会形成煤层内多裂缝共存的复杂裂缝系统，有利于提高煤层气产能，而压裂实验可以分析复杂裂缝系统的形成。采集山西保德区块原始煤岩制成规则形状的煤样，利用设计的三轴可变应力压裂实验设备对煤样进行了室内水力压裂模拟，实验时分别设定了煤样的三轴应力，实验后得到了煤层T型缝，分析了压裂压力曲线及压裂后的煤样。实验条件下生成T型缝的压裂压力出现了2个峰值，其后裂缝开始延伸。分析认为，当压裂受煤岩原生裂缝影响时，压裂曲线会出现多个峰值，且峰值之间差别较小。压裂曲线的特征有助于现场压裂时复杂裂缝的判断。


应用水平井动用储层顶部剩余油物理模拟

肖康1,姜汉桥1,李俊键2,贾俊山3,李宜强1

2013, 20(3):  127-131. 

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通过实际动静态资料及相似理论，建立了大型三维物理模型。应用所建立的模型，研究了高含水期正韵律储层剩余油分布规律，并针对应用水平井挖潜储层顶部剩余油的机理及效果进行了分析，最终总结出应用水平井提高顶部剩余油动用程度的有效模式。研究表明：具有正韵律特征的储层开发至高含水期，剩余油多富集于顶部及油井井间；应用水平井进行挖潜顶部剩余油，相对于直井，其在提高采收率、累计产油及产油速度等方面均表现出了较大的优势，且可有效改善顶部油水分布状况；不同的水平井部署方式会对顶部挖潜效果产生差异，当水平井垂直于注入井连线时顶部动用最为充分。


钻采工程

稠油高凝油抽油机井拌热工况优化

陈涛平，高雪，王玉国，王璐

2013, 20(3):  132-136. 

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针对稠油、高凝油抽油机井拌热生产工艺，采用经典的Mukherjee—Brill压力梯度模型，根据A．R．Hasan的井筒温度场模型，建立开式热流体反循环抽油机井的油管和油套环空温降模型；利用实际物性参数，采用迭代法求拌热条件下的压力一温度分布；在保证拌热抽油井能够正常生产的条件下，分别以能耗最低和能耗费用最低为目标，建立优化目标函数，对抽油机井的拌热工况进行了优化。结果表明：按照2种优化目标所得的拌热X-况优化图大体一致，但因相同能耗所对应的电费较天然气费用高，故能耗费用最低的最佳拌热_T-况与能耗最低的最佳拌热工况相比，其拌热温度及拌热量均有所增加。

滑溜水压裂裂缝内砂堤形成规律

温庆志，胡蓝霄，翟恒立，罗明良，陆斌

2013, 20(3):  137-139. 

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页岩气压裂施工规模大，常采用摩阻较低、容易沟通天然裂缝的滑溜水作为压裂液，但滑溜水黏度低，携砂能力差。采用透明平行板垂直裂缝物理模型，对滑溜水压裂过程中支撑剂在裂缝中的铺置过程进行了模拟。记录不同时刻砂堤的几何形态，时砂堤的形成规律进行分析。根据实验结果，将砂堤形成过程分为3个阶段，并分别给出了每阶段砂堤形态的计算公式。将支撑剂沉降模型、平衡高度计算模型及砂堤形态计算模型相结合，编制了计算程序，程序计算结果与实验数据有较好的一致性，可为滑溜水压裂设计及施工提供一定的指导。


元坝海相超深含硫气藏酸化压裂工艺优化

王均，龙学，王明贵，陈瑶

2013, 20(3):  140-143. 

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元坝海相含硫气藏以Ⅱ、Ⅲ类储层为主(占96．5％)，I类储层仅占3．5％ 左右，酸化压裂是获得中、高产气流的必要手段。超深含硫的特征决定了气藏开发具有难度大、工艺技术及配套措施要求高等特点，酸化压裂增产面临诸多技术难题。结合现场应用情况和工艺技术要求，对酸化压裂工作液体系、施工工艺及用酸强度、施工排量、液氮用量进行了适应性分析及优化探讨，形成了元坝海相超深含硫气藏各类储层针对性酸化压裂方案优化思路。现场应用10井次，平均增加天然气无阻流量322.158×10³ m ／d，取得了显著的增产效果，对气藏下一步高效开发具有重要意义。


煤层气开发中防卡排液泵的研制与应用

王峰，张俊清，朱泽军，孙衍东，肖萍

2013, 20(3):  144-146. 

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针对目前煤层气开发中应用石油行业的抽油泵进行排水采气，存在煤粉沉积造成阀球堵塞，排液通道无法正常工作，检泵频繁，严重影响气井正常生产的问题，研制了防卡排液泵。该排液泵采用长柱塞结构、插入式机械锁紧结构及环空沉降结构，有效提高了排液泵对煤粉的适应性。现场应用表明，该排液泵应用效果良好，实施成功率为100％ ，可延长生产周期1．9倍。


可重复坐封式大斜度井注水封隔器的研制和应用

王海全，肖国华，耿海涛，郭志芳，黄晓蒙

2013, 20(3):  147-150. 

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冀东南堡油田大斜度注水井在分注作业过程中存在封隔器起下困难及坐封、洗井过程中封隔器胶筒受力不均、蠕动变形严重的问题。为此，改进了传统Y341注水封隔器的结构，针对胶筒进行了基于SOLIDWORKS SIMULATION的优化设计，并采用了耐高温高压密封元件，使封隔器能够满足大斜度井的工作条件和工作要求，且该封隔器具备重复坐封的能力。室内实验和现场试验证明，该封隔器可以满足大斜度井高温高压注水的要求。该封隔器的研制对于井斜为50～70°的斜井上实现偏心定量分注是一个技术突破。