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2013年 第20卷 第4期    刊出日期：2013-08-25

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综述

稠油热采调堵体系研究进展综述

赵修太，付敏杰，王增宝，董林燕，唐金玉

2013, 20(4):  1-4. 

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稠油油藏是未来油气资源开发的重点。由于储层非均质性、不利的油汽流度比等因素的影响，致使汽窜、指进现象严重，降低了波及系数，影响了稠油开采效果，开展稠油热采井的调剖堵水研究显得日益重要。结合中国稠油油藏的储层物性特征和注蒸汽开采工艺条件，对稠油热采过程中调堵体系的性能要求进行了探讨。在此基础上，从各体系的作用机理、研究进展和应用现状出发，综述了聚合物冻胶、固相颗粒堵剂、泡沫、W／O型乳状液和盐沉析5种稠油热采调堵体系，指出各体系在应用中存在的不足之处，提出优化解决方案。最后提出未来稠油热采调剖堵水的发展趋势，即合成低成本、高耐温性的化学药剂，加强机理探讨，开发复合调堵体系以及研究新型低伤害环保型调堵技术。


地质勘探

库车坳陷克拉苏构造带断圈含气性影响因素及目标优选

孙永河，王铎,付晓飞,孟庆洋,王海学

2013, 20(4):  5-9. 

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为了优选库车坳陷克拉苏构造带的有利钻探目标断圈，基于已钻的16个断圈，从天然气的供给条件、运聚条件、保存条件3个方面系统分析克拉苏构造带断圈含气性影响因素，在该基础上采用聚类分析方法，对11个目标断圈与已钻断圈进行了相关性分析，最终实现了有利钻探目标优选。研究表明，影响断圈含气性的因素包括8个方面，即烃源岩供烃能力、断裂类型分布、断裂走向变化规律、断裂转换带类型、断裂输导效率特征、断盖配置关系、断储产状配置关系和断层侧向封闭性。根据离差平方和聚类分析方法将断圈归为4类，其中第1类中的克深8号和第3类中的克深10号断圈钻探风险相对最小，是下一步钻探的有利目标。


高含硫化氢生物礁气层录井识别研究

荣延善,黄强，刘乔平,石元会

2013, 20(4):  10-12. 

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四Jll盆地天然气勘探潜力巨大，在川东及川中工区，中石化经过多年的勘探，在普光、元坝等区块长兴组相继发现储量规模巨大的高含硫化氢生物礁相气藏，此类气藏硫化氢含量高(2％ ～17％)，对钻探、环境、安全等方面均存在较大危害。应用基于离子色谱工艺的高硫化氢气层检测方法，辅以录井生物礁预测、岩性识别等技术，建立录井数据交会解释图版，可以在实钻中快速识别出长兴组高含硫化氢气层，满足了四川工区的勘探需要。具有一定的推广意义。


地化录井技术在高凝油油藏老井二次评价中的应用

郑玉龙,张丽云,潘秀梅，姜淑云

2013, 20(4):  13-17. 

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 地化录井技术是应用于油田勘探开发中的一种特色技术，在油藏合油性评价中发挥着重要作用。高凝油具有高凝固点、高含蜡等特点，增加了其发现和评价的难度。针对这一问题，运用综合参数、气相色谱等地化评价方法，结合试油，在老区对60口井进行了二次评价，提出180层／30口井试油建议，27层／5口井试油，初期平均日产油为12．24 t／d，累计产油为20 558t。实践证明，地化录井技术在高凝油油藏中的应用，对提高解释符合率及井位部署具有指导意义。


苏X区块盒8段致密砂岩气藏水体分布控制因素

金文辉,周文,张春阳，于雷,范玲玲

2013, 20(4):  18-21. 

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在对苏x区块盒8段的水体剖面、平面分析的基础上，得出研究区盒8段水体分布规律：剖面上，纵向水层多为单个的薄层，横向水体不连续，多为孤立水体；平面上，水体分布相对分散，无区域性大面积连片分布的水体。对盒8段砂体分布、储层非均质性、构造特征及成藏过程综合分析认为：各层河道砂体的分布是水体分布的基础；储层非均质性，是水体分布复杂的主要原因；受局部构造的影响，在局部独立的气水系统中水体在构造低部位赋存；成藏过程决定了水体赋存的形式。


西北巴拉望盆地生物礁识别与预测应用研究

张科，赵汝敏，程岳宏，柏冠军

2013, 20(4):  22-25. 

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西北巴拉望盆地油气资源主要集中在第三系生物礁储层中，该区生物礁形态多样，类型复杂，预测难度大。针对该区礁灰岩的储层特点，综合利用地震、地质、测井和钻井等资料，以地震沉积学为指导，综合运用地震属性和波阻抗反演划分有利储集相带，交叉应用AVO技术和烃类检测等技术研究含油气性。初步探索出1套适合于该区生物礁识别和预测的方法，摸清了礁灰岩的分布规律和储层特征，预测了生物礁的平面分布范围，划分了有利勘探相带，为该区的深入研究打下了基础。

辫状河储层隔夹层特征及其对剩余油分布的影响

崔建，李海东，冯建松，刘丛宁，居亚娟

2013, 20(4):  26-30. 

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以高尚堡浅层北区N Ⅳ油组辫状河储层为研究对象，通过岩心观察和测井曲线分析，识别出泥质、钙质、物性和特殊岩性等多种隔夹层类型。基于储层单砂体构型研究和层次分析方法，将目标区域储层划分为“隔层”、“薄隔层”和“薄夹层”3个层次；该划分方案能精细表征和刻画辫状河储层内隔夹层的分布特征。数值模拟结果和实钻资料表明，“隔层”较“薄隔层”对剩余油富集程度的影响大，“隔层”是控制层间剩余油最重要的因素；“薄夹层”的垂向位置、数量、面积及其与注水井配置关系等是影响层间剩余油分布及富集的主要控制因素。


新疆北部石炭系火山岩地层油气藏特征及其主控因素

杨迪生,任军民,陈中红,徐春丽,刘雯

2013, 20(4):  31-35. 

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对新疆北部石炭系火山岩地层型油气藏的精细解剖，找出了油气藏形成的主控因素。新疆北部石炭系火山岩风化壳地层型油气藏，按油气藏形态可分为层状、块状及梳状3种油气藏；按油气来源可分为自生自储和新生古储2类。已发现的7个石炭系典型风化壳地层油气藏可归为4种类型：自生自储火山岩风化壳地层层状油气藏、自生自储火山岩风化壳地层块状油气藏、新生古储火山岩风化壳地层梳状油气藏和新生古储火山岩风化壳地层块状油气藏。通过对不同类型地层油气藏的分析发现，其油气来源、主控因素、流体性质等差别较大，但总体而言，控制火山岩风化壳地层型油气成藏的主要因素有4个方面，即风化淋滤作用、后期成岩作用、良好的遮挡条件和构造控制作用。


东濮凹陷沙三上盐间段湖相页岩油气成藏条件

吴鲜,窦莲,龙胜祥,武晓玲,秦启荣

2013, 20(4):  36-40. 

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东濮凹陷沙三上盐间段发育1套暗色湖相泥页岩，在近年已获得低产页岩油气。为研究湖相页岩油气成藏条件，通过岩心观察、地质实验与测井、录井、钻井资料相结合，对泥页岩发育特征、有机地化特征、吸附气含量、储集性、保存条件进行了综合分析。研究表明，沙三上盐间泥页岩分布广、厚度大、埋深适宜、有机质丰度高、热演化程度适宜、物性差、脆性矿物含量高、比表面积大、微孔隙发育程度高、吸附气含量较高，保存条件优越，生、储、盖组合良好，具有很好的页岩油气成藏条件和勘探开发潜力。


南堡凹陷高柳断裂带构造变形特征与物理模拟研究

蔡蕊，刘浩

2013, 20(4):  41-44. 

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以冀东油田南堡凹陷北部高柳断裂带为原型，运用变形几何学方法，以物理模拟实验为手段，研究高柳断裂带的形成机制。通过实验分析表明，高柳断裂带是在165。拉张应力作用下形成的伸展构造，受先存柏各庄断层左旋张扭和西南庄断层右旋张扭作用共同控制。该研究为高柳断裂带油气勘探开发提供了准确的地质资料，对相邻断裂带或凹陷的构造研究具有借鉴意义。


高邮凹陷吴堡与句容赤山组沉积特征及地质意义

杨玉平,钟建华,段宏亮，张丹峰,邵珠福

2013, 20(4):  45-49. 

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通过露头、岩心，薄片、电镜、测录井等资料的观测和分析，对吴堡低凸起和句容市赤山组进行了地层划分和沉积类型研究。结果表明：赤山组可分为上、下两段，吴堡低凸起下段发育干盐湖、风成沙席、间隙性河流、风成沙丘、丘问，上段发育风成沙丘、丘间、湖三角洲和盐湖沉积，风成砂覆盖范围较大。其中，风成沙丘为典型的沙漠亚相，孔渗性好，可作为重要的烃类储层，而湖三角洲为目前首次在研究区提出，其水下分流河道和沙坝孔渗性好，为良好的油气储层，丘间孔渗性低，可作为储油层或生油层的流体隔层，或为生油层。


主控断裂在南贝尔凹陷的控藏作用

赵亮

2013, 20(4):  50-52. 

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 结合岩屑录井、岩心及地震资料，对南贝尔凹陷主控断裂特征进行综合分析，系统研究了其在油气成藏过程中的控制作用。认为主控断裂在断陷期近南北向拉张应力作用下对地区的构造格局形成起到了分割作用，结构总体表现为“二洼槽，一转换带、一潜山披覆带”；在左旋运动及扭压反转作用下，派生出的次级断层控制构造圈闭的形成，断陷末期，主控断裂活动减弱，该格局对地区的沉积相带、储集层条件及烃源岩的分布造成很大影响，进而控制了南贝尔凹陷的油气分布。结合完钻井的试油生产数据，提出今后该地区的油气勘探方向。

主控断裂；油气分布；构造格局；储集条件；沉积环境；南贝尔凹陷

裂缝对川中雷口坡组风化壳储层发育的影响

甘学启,宋文燕,王志萍

2013, 20(4):  53-57. 

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印支运动时期川中雷口坡组地层抬升遭受剥蚀，在雷1：3坡组顶面形成了1套广泛分布的风化壳储层，但该套储层目前勘探程度较低，影响因素较多，给油气勘探带来的困难较大。利用区域地质、测井、岩心等资料，结合野外地质剖面裂缝观测成果，对该套风化壳岩溶储层的裂缝特征、发育分布情况进行了研究，并分析了裂缝对储层的影响情况。结果表明：研究区裂缝发育，但规模较小，总体上发育有限，裂缝发育程度可以分为4个级别，构造缝的发育主要与区域构造应力场和局部构造及断层附近的局部应力场有关，裂缝的存在可促进岩溶作用的进行，提高储层的储渗能力，连通孤立的溶蚀孔洞。


油藏工程

水下分流河道砂体油藏数值模拟研究

徐慧，林承焰，郑元超，贾珍臻，丁圣

2013, 20(4):  58-61. 

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参考文献 | 相关文章 | 计量指标

 综合岩性、电性特征，利用层次分析法，在逐级对比识别单河道砂体的基础上，通过聚类分析，划分3类流动单元，并以此为约束，建立精细地质模型。利用实际生产数据，基于系统分析法定量判别井间连通性，并建立线性规划，确定模型网格的物性变化因子，重新归类所属流动单元。不同流动单元采用不同的相对渗透率曲线，按照低含水、中含水、高含水期分阶段历史拟合。结果表明，利用该方法模拟结果与实际结果吻合度高，可用于同类油藏的数值模拟研究。


冀东南堡凹陷碳酸盐岩古潜山油藏开发关键技术

廖保方，王群会，于忠良，冯靓，孙彦春

2013, 20(4):  62-65. 

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相关文章 | 计量指标

南堡凹陷古潜山油藏在开发过程中形成了一系列关键开发技术，包括岩性判识技术、裂缝综合预测技术、动一静结合的储集空间厘定技术以及基于溶蚀孔洞发育模式的储层综合预测技术。这些技术的应用较好地描述了古潜山碳酸盐岩储层，在此基础上进行了开发部署优化，提出了初期立足天然能量开发、水平井与定向井相结合、顶密底稀不均匀布井等开发技术政策，保证了南堡古潜山油藏的经济、科学开发，对该油藏下一步的滚动开发具有指导意义。


特高含水开发期注采井网评价新指标

谷建伟,姜汉桥,张秀梅,张文静,黄迎松

2013, 20(4):  66-69. 

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针对影响井网驱油效率的因素，采用室内物模实验数据，分析了影响水驱油效率的影响因素，提出特高含水开发期井网评价应该考虑地层中过水倍数和驱替压力梯度分布因素的影响。利用一维两相水驱油理论，结合数值模拟计算结果，给出了地层中驱替压力梯度、过水倍数指标的具体计算方法。在此基础上，计算了典型五点法注采井网的驱替特征参数分布。指出剩余油饱和度分布与驱替压力梯度、过水倍数分布的关系。运用以上方法，计算比较了五点法、七点法、交错法、九点法4种典型井网的驱替参数分布特征，并比较了不同井网的驱替效果，认为特高含水开发期交错注采井网的效果较好。研究结果对特高含水开发期井网调整具有指导意义。


复杂断块特高含水油田储层及渗流规律研究

王群一，毕永斌，修德艳，房梦斋，王迎华

2013, 20(4):  70-73. 

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选取冀东复杂断块油田典型井岩心，采用水驱油实验与岩心分析相结合的方式，研究了特高含水阶段储层参数变化规律，并利用储层孔隙分形、油水相对渗透率及采液采油指数曲线分析了特高含水阶段的储层变化及油水渗流规律。研究结果表明：特高含水开发阶段储层孔隙度、渗透率均较原始状态有所增大，岩石亲水性逐渐增强， 水相相对渗透率大幅度提高，无因次采液、采油指数均呈上升趋势，但无因次采液指数上升幅度明显高于无因次采油指数。


条带形边水小断块油藏非完善注采井网研究

关富佳

2013, 20(4):  74-76. 

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复杂小断块油藏难以用规则井网形成完善的注采关系，从而导致油藏能量下降快、水驱采收率低，是制约该类油藏高效开发的关键。此类油藏井网多以不规则三角形井网为主，布井主观而随意，注采关系极不完善，且没有形成1套理论和方法。针对条带形小断块油藏，基于非完善井网完善注采关系思路，考虑不同水体能量，采用数值模拟方法研究了不同井网模式下的油藏开发动态变化特征，给出该类油藏合理的注采井网形式，为此类油藏现场布井开发提供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。


N2在原油和地层水中的溶解机理研究

李遵照,吴信荣,肖良,李兆敏,陈丹锋

2013, 20(4):  77-80. 

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为了判断N₂ 驱气窜特征，开展了N₂在油、水相中溶解度和模型研究。考虑高温高矿化度，高钙镁离子的油藏情况，拓展了N₂在地层水中溶解度计算模型的应用范围；首次提出了惰性气体在原油中具有问隙溶解和气烃加合溶解2种溶解机理，推导出了惰性气体在原油中的溶解度理论方程。以N₂ 在原油中的溶解实验数据为基础，拟合了模型参数。计算结果表明，模型计算值与实验值具有较好的一致性。


海上特低幅构造稠油底水油藏水平井开发策略

刘超,廖新武,李廷礼,张运来,马跃明

2013, 20(4):  81-84. 

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针对海上特低幅稠油底水油藏开发难度大的问题，以渤海湾Z油田低幅稠油底水油藏的开发为例，运用数值模拟法和公式法研究了可布井油柱高度下限值、隔夹层产状的影响、调整井水平段的最优长度以及投产后的生产压差控制，得出了一整套海上特低幅稠油油藏的开发生产策略。渤海湾z油田的开发实践表明，该策略适合海上低幅稠油底水油藏的开发特点，可以在海上油田的开发中获得良好的经济效益，具有一定的推广价值。


非均匀污染下水平气井二项式产能公式推导及应用

袁淋,李晓平,赵萍萍,周晓华

2013, 20(4):  85-87. 

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针对水平气井产能预测误差较大的问题，以水平气井产能公式研究为基础，将水平气井井筒附近表皮因子分布的非均匀性与有效井筒半径的概念结合起来，提出变半径井筒模型；同时考虑近井地带高速非达西流动效应，根据水平气井渗流理论，求得非均匀污染下水平气井二项式产能公式。通过对比得出，利用公式计算无阻流量的结果与实际产能测试结果误差较小，为准确预测水平井产能提供了理论依据。


薄浅层稠油油藏热采水平井合理井网形式研究

王春红，刘月田，马翠玉，刘亚庆

2013, 20(4):  88-91. 

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针对薄浅层稠油油藏，以某实际油藏为基础进行合理水平井井网形式研究。运用典型地质模型和数值模拟方法，对比分析水平井正对井网、水平井交错井网及直井水平井混合井网在不同井距排距、转驱时机及井网形式下的热采效果，优选合理井网形式。研究结果表明，该薄浅层稠油油藏热采开发合理井距排距为100 m；合理转驱时机为蒸汽吞吐8周期；应用水平井正对井网可以取得较好的开发效果。该研究对薄浅层稠油油藏热采开发井网形式的选择具有一定的理论和实际意义。


点坝砂体内部剩余油分布及挖潜方法研究

孟立新,秦永厚,陈淑琴,吕昕倩,娄小娟

2013, 20(4):  92-95. 

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利用砂体内部构型油藏数值模拟技术和室内物理模拟实验技术，充分应用密闭取心井资料，探索性地开展了点坝砂体内部剩余油分布规律及挖潜技术研究。研究表明，由于受侧积层遮挡，点坝砂体内部仍有近20％ 的石油地质储量未很好动用，主要位于点坝砂体顸部及侧积层上部。针对剩余油分布特点，对部署水平井、部署直井、脉冲注水、调剖、堵水等一系列挖潜方法的增油效果和经济效益进行了论证。结果表明，点坝层内剩余油挖潜首推的技术对策为调剖堵水，注水井调剖时采油井需对应实施。


非常规气藏压裂井产能评价方法

蔡振华，廖新维

2013, 20(4):  96-98. 

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非常规天然气藏渗透率极低，准确掌握气井产能动态较为困难。应用生产数据拟合方法，建立了1套非常规气井产能评价方法。以气井产能二项式方程为基础，利用生产数据拟合计算出等时生产时间和延续生产时间，由此推算二项式方程系数，进而确定出气井无阻流量。该方法简单方便，可求出合理的时间和流量序列，提高模拟测试精度，获得较真实的气井动态产能。经实际产能试井验证，准确度较高。研究还发现，气井无阻流量随着时间不断下降，但下降速度逐步变缓，在曲线中有明显拐点。


煤层水力压裂网状裂缝形成条件分析

李玉伟,艾池,于千，张博文,金丽娜

2013, 20(4):  99-101. 

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为确定煤层水力压裂形成网状裂缝力学条件，应用弹性力学理论，将煤岩体的面割理和端割理简化为贯通和断续裂缝，基于裂缝张性断裂和剪切破坏准则，建立了缝内临界净压力计算模型。应用模型计算表明：缝内临界净压力随贯通裂缝倾角增加呈周期性变化，倾角从0～90^。为1个变化周期，当倾角为0、90^。时，缝内临界净压力值最大为水平最大主应力与最小主应力差值；裂缝壁面内摩擦系数对缝内临界净压力最大值基本无影响，而缝内临界净压力最小值随裂缝壁面内摩擦系数的增加而增大。


稠油油藏类比方法研究

丁祖鹏，田冀，张晓亮

2013, 20(4):  102-105. 

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为了完善稠油油藏开发前期的指标预测工作，进一步弥补油藏工程、数值模拟方法的不足，对稠油油藏的类比进行了系统性研究。首先，运用相似理论介绍了类比方法原理，采用经验分析法初步研究了稠油油藏相似类比对象的筛选方法；然后，采用模糊物元法编制了相应的类比对象相似度评价模块，采用相似分析法最终对目标油藏产能、采收率等指标进行了定量预测。A油藏的实例应用证明，该方法可更快地完成油田类比流程，具备一定实用价值，并可为其他类型油藏类比方法研究提供参考。

考虑变质量流影响的煤层气水平井数值模拟研究

张先敏，冯其红，张纪远

2013, 20(4):  106-109. 

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针对煤层气羽状水平井井身结构的复杂性以及井筒内流体流动特征，建立了考虑井筒摩擦压降、加速度压降及分支流体汇入引起的混合压降影响的煤层气水平井开采数学模型与数值模型。以沁水盆地南部下二叠统山西组3号煤层作为目的层，开展了煤层气水平井开采数值模拟研究。研究结果表明，由于煤层气羽状分支水平井筒变质量流对气、水产量存在影响，导致不同时刻的主支井筒单位长度入流量分布曲线分别呈上凸型和下凹型，且水平井筒指端与跟端之间的压差呈先增加后减少的趋势，故羽状分支水平井筒变质量流在煤层气水平井产能动态评价中不可忽略不计。

凝析气顶油藏复杂气窜问题研究

喻莲,赵文琪,陈礼,王桐

2013, 20(4):  110-112. 

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研究气窜现象及准确计算油、气产量对改善开发效果和提高油气采收率具有重要意义。凝析油气藏气窜的研究方法不同于常规油气藏，而分析凝析油气藏2次气窜问题更为复杂。针对某区域凝析油气藏油井发生的2次气窜情况，以油气水流动特征、反凝析特征研究为基础，运用生产气油比法，结合多种方法相互印证，确定了气窜特征和气窜类型，进而推导出了计算凝析油气藏气窜量的物质平衡法。研究表明，该方法对于研究中高凝析油含量的油气藏具有很好的适应性。


沥青质沉淀清除剂的研制及应用

樊泽霞,丁长灿,李玉英,朱锰飞

2013, 20(4):  113-116. 

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利用水、有机溶剂、乳化剂和分散剂配制低毒性沥青质沉淀清除剂，以乳状液稳定性、沉淀清除剂对沥青质溶解速度为评价指标，研制出稳定性好、对沥青质沉淀清除效果明显的清除剂配方，并利用岩心驱替装置进行了清除近井地带沥青质沉淀堵塞实验。结果表明，在中高渗透率岩心中清除剂对岩心渗透率恢复效果较好，研制出的清除剂在乳化剂含量为8％ 、搅拌速度为800 r／min下使用效果较好。现场应用证明，该清除剂可有效清除胶质、沥青质沉淀造成的有机堵塞。

非均质底水油藏水平井合理生产压差实验研究

卢川,刘慧卿,卢克勤,杨春林，修伟

2013, 20(4):  117-121. 

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利用底水油藏水平井小尺度离散化物理模拟装置，研究不同生产压差以及不同含水阶段变生产压差对水平井采出程度和含水率等开发指标的影响。结果表明：原油黏度较高时，较小压差下中低含水阶段单位含水率上升所对应的采出程度随生产压差的增大而增大；较大压差下进入中高含水阶段含水率随采出程度的增加上升幅度减缓。原油黏度较低时，在中低含水阶段，单位含水上升所对应的采出程度随生产压差的增大而减小，在含水率达80％ 左右出现明显拐点。利用基尼系数定量描述不同压差下各渗透率条带的采出程度差异度。基尼系数越大，各渗透率条带采出程度差异越大，基尼系数与综合采出程度呈“负相关”关系。原油黏度较大时，较大生产压差可将“单指进”变为“多指进”而提高综合采出程度；在高含水阶段过分放大压差，底水驱替效果变差。原油黏度较小时，较低生产压差在中低含水阶段可获得较好的开采效果；在中高含水阶段放大生产压差可提高底水驱替效率。对于I类普通稠油，水驱有效系数与变压时含水率呈幂函数关系，较低含水率阶段增大生产压差能获得较好的开采效果。


α一烯烃磺酸钠与聚合物二元泡沫复合驱实验研究

刘宏生,姜冬阳,杨 莉,赵法军

2013, 20(4):  122-126. 

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为考察二元泡沫复合驱在大庆油田应用的可行性，利用泡沫扫描仪和泡沫驱油装置，在大庆油田油水条件下，考察了d一烯烃磺酸钠(AOS)浓度、聚合物(HPAM)浓度、发泡剂体系注入量及气液比对泡沫复合驱的影响。实验结果表明：二元体系泡沫稳定性随着AOS或HPAM浓度的增加出现极大值，而后降低；二元泡沫复合驱采收率随着AOS或HPAM浓度的增加而增加；在相同浓度和用量的条件下，二元泡沫复合驱效果好于单纯AOS泡沫驱或单纯聚合物驱的效果；增加泡沫注入量有利于提高二元泡沫复合驱的效果，注入量大于0．3 PV时，二元泡沫复合驱采收率趋于缓和；增加气液比有利于提高二元泡沫复合驱的效果，但气液比过大会出现气窜，在气液比为2：1时，二元泡沫复合驱的采收率达到最佳。


HDCS技术中各因素对超稠油性质的影响

刘伟,李兆敏,孙晓娜,李宾飞

2013, 20(4):  127-130. 

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胜利油田郑411区块采用HDCS水平井，油溶性降黏剂，二氧化碳和蒸汽)技术实现了超稠油的有效动用。为了研究HDCS技术中各因素的降黏机理和对超稠油性质的影响，进行了不同因素组合与超稠油作用的实验，测量作用前后超稠油黏度、四组分含量和分子质量、芳香度及沥青质结构参数等的变化情况。结果表明：降黏剂和二氧化碳对郑4l1区块超稠油均有较为明显的降黏效果，降黏剂主要通过解缔超稠油中的胶质沥青质，降低超稠油分子质量和胶质沥青质含量实现降黏；二氧化碳主要通过溶解降黏，温度升高二氧化碳的降黏效果变好；蒸汽和二氧化碳不改变超稠油的化学性质；降黏剂、二氧化碳和蒸汽共同作用时，其降低原油黏度和对沥青质结构的影响幅度
最大，具有协同效应。

钻采工程

水平井分段压裂可开关滑套的研制与应用

罗 懿，周 勤

2013, 20(4):  131-133. 

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针对常规的水平井裸眼封隔器分段压裂管柱不能实现油管全通径，制约后期储层再改造、卡堵水以及单段测试的问题，研发了水平井分段压裂可开关滑套和相应的配套工具。该滑套由投球双层压裂滑套、内球座打捞工具和外滑套开关工具等组成，通过悬挂封隔器、裸眼封隔器、坐封球座、筛管引鞋及低密度球配合使用，可以根据地质状况及分段压裂的段数进行调整，可实现压裂后油管全通径，不影响后期措施及测试作业。红河油田2口井的现场应用表明，水平井分段压裂开关滑套结构简单、操作方便，很好地解决了多层段压裂、压裂后管内有阻碍影响后续生产等问题。


塔中油田顺9井区超深超低渗水平井分段压裂技术

张烨,杨胜来,赵兵

2013, 20(4):  134-137. 

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塔中油田顺9井区志留系碎屑岩油藏具有埋藏深、特低孔超低渗、隔层薄的特点，直井压裂后产量低，无法满足经济开发需要，需开展水平井分段压裂改造。通过油藏建模，对水平井裂缝条数、裂缝半长及导流能力进行了优化；在地应力剖面特征分析基础上，采用三维压裂软件对缝高影响因素进行了量化分析，并提出了具体的控缝高措施，形成了该区水平井分段压裂技术 顺9CH井分段压裂后平均日产油达到l4．8 t／d，对释放该区产能具有重要意义。


一种井间互联气举排水采气新方法

于淑珍,胡 康,冯朋鑫,方子奇，张晓飞

2013, 20(4):  138-140. 

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针对靖边气田高压气井、低压弱喷产水气井的站场工艺特点，借鉴天然气连续循环理论，本着流程改造简单、实用的原则，设计了适合于靖边气田的井间互联气举工艺流程和试验参数。按照气举气量为0．3×10 、0．5×10 、1．0×10 、1．2×10 11 ／d 4个制度进行试验，摸索合理气举参数，验证工艺可行性。试验结果表明工艺设计可行，气举气量为1．0×10 m ／d时效果最好，摩阻损失小，气井生产较稳定，气举效果好。通过在10口气井推广应用，取得良好的排水采气效果，经济效益和推广应用价值明显。


掺稀抽油机井工况分析技术研究与应用

柏 森,丁 雯,张建军,王 波,张建国

2013, 20(4):  141-143. 

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针对油稠的特点，塔河油田采用了掺稀降黏工艺，导致了油井工况管理难度的增加．无法及时掌握油井的真实工作状况。通过研究分析，推导出根据井口掺稀参数折算井底流压的计算模型，借助宏观控制图实现了掺稀抽油机井的工况分析。并通过研制工况分析软件为塔河油田掺稀抽油机井的管理提供了统一的评价标准，丰富了掺稀抽油机井的管理手段。


中心管采油技术在水平井开发底水油藏中的应用

张锋利,郑春峰,刘跃忠,刘艳涛,李 芳

2013, 20(4):  144-146. 

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相关文章 | 计量指标

渤海油田因FPSO处理液量能力受限，高液量生产井(尤其是水平井)会因生产需求被迫关停，同时水平井在开发中后期，底水锥近严重导致开发效果变差。为改善开发效果，渤海QHD32—6油田首次利用了中心管采油技术，实现了水平井选择性堵水，将长期限液停产井成功复产。A25h井实际应用中心管采油技术后，日产液量下降351 m³ ／d，含水下降5．9％ ，增油24 m ³／d，该技术为渤海油田水平井增油控水工作提供了技术方向。


地面测斜仪在煤层气井组压裂裂缝监测中的应用

修乃岭，王 欣，梁天成，严玉忠，窦晶晶

2013, 20(4):  147-150. 

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相关文章 | 计量指标

针对山西宁武区块煤层压裂施工中加砂困难，对裂缝扩展情况认识不足等难题，为了更好地认识煤层气井压裂裂缝的形态和扩展规律，指导该区块其他井组合理部署井网，优化压裂设计，采用地面测斜仪压裂裂缝监测技术，对宁武区块M15井组5口井压裂裂缝进行了监测，获得了该井组压裂裂缝的几何形态、方位、倾角等参数，进步认识了该区块煤层气井压裂裂缝的复杂性，为部署井网和优化压裂设计提供了科学依据。