当期目录

2014年 第21卷 第3期    刊出日期：2014-06-25

上一期    下一期

综述

致密油水平井体积压裂工厂化作业模式研究

许冬进，廖锐全，石善志，承宁，李建民

2014, 21(3):  1. 

摘要 ( )   PDF (1466KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

摘要：随着全球油气公司逐步加大对致密油气藏、页岩气藏等非常规油气藏实施勘探开发力度，水平井压裂技术目前己成为提高非常规油气田开发综合效益的主体技术。而致密油气的高效开发离不开水平井压裂增产技术。目前，水平井压裂增产技术也逐步向多级分段压裂、大规模分段多簇的“体积压裂”的趋势发展，工厂化作业已经成为致密油气高效率低成本开发的模式。通过研究致密油水平井体积压裂改造技术的发展趋势，分析国内外体积压裂工艺的完井方式、储层改造方式和工厂化的作业模式，围绕致密油开发技术、生产作业模式和组织管理模式等多个方面形成可复制的标准开发模式和规范，为国内各油田水平井体积压裂“工厂化”技术模式的设计和选择提供依据和参考。

页岩气生产数据联合分析方法研究与应用

王军磊，位云生，陈鹏，韩会平

2014, 21(3):  7. 

摘要 ( )   PDF (1569KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

生产数据分析方法集合了气藏工程和试井分析方法的优势，用以获取气藏动态信息、评价开发效果、预测气井产量，但受制于页岩气特殊的流动机理和开发方式，使用单一模型解释结果往往具有很大的不确定性。针对此问题，建立了以流态识别、解析分析和经验分析为核心的包含多种数据分析方法的综合模型，同时利用拟压力、拟时间处理气井压力、产量等原始生产数据，并结合系统分析原理分析拟生产数据，分析过程多种方法相互验证，不断提高解释结果的可信度，形成有效的页岩气生产数据联合分析方法。矿场实例具体演绎了整个分析流程，得到了合理的气藏动态信息，在此基础上预测气井产量，为后期开发方案调整提供了可靠的理论支持。

地质勘探

文昌油田群珠江组钙质砂岩层发育规律研究

姜平，杨朝强，黄国政，李茂文

2014, 21(3):  14. 

摘要 ( )   PDF (1580KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

根据岩心、薄片鉴定、测井和测试等资料对文昌油田群珠江组储层中钙质夹层的特征和成因进行了研究。结果表明，钙质砂岩层主要分布在介壳碎屑富集区、泥岩或砂质泥岩突变接触带。主要有大气成岩、埋藏成岩２ 种成因类型，其中以埋藏成岩作用为主。钙质砂岩层的发育主要受沉积微相类型、构造幅度、泥砂岩厚度比３ 个因素的控制。

沧东凹陷致密油岩性识别方法研究

刘国全，贾丽，李凤霞，刘娟霞，周宝仙

2014, 21(3):  18. 

摘要 ( )   PDF (1262KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对沧东凹陷孔二段源储互层型致密储层岩性识别的难点，以钻井取心资料岩性识别为基础，在岩心刻度测井曲线的基础上，利用散点图技术、交会图技术及ＥＣＳ 测井进行岩性的识别，形成了源储互层型致密油岩性识别的有效方法。利用该方法，对沧东凹陷２００ 多口老井进行了岩性识别，并指导了该区勘探目标优选，近２ａ 部署探井１３ 口，均见到良好的油气显示，效果十分显著。

多类型河流体系沉积模式及对油气的控制作用

褚庆忠，武泽，王连进，邵先杰，刘英杰

2014, 21(3):  23. 

摘要 ( )  

相关文章 | 计量指标

依据岩心、化验分析及测井等资料，详细分析了渤海湾地区秦皇岛３２－６ 油田高弯度曲流河、低弯度曲流河和辫状河等３ 种河流沉积体系的沉积微相类型及特征。通过对沉积基准面变化规律的分析，研究了３ 种河流类型在纵向上的交互沉积模式。不同河流沉积体系的沉积微相类型及砂体结构特征不同，从而表现出了不同的储集性能和含油气丰度。曲流点坝微相含油丰度最高，其他依次为辫状河道、决口扇、低弯度曲流河道和高弯度曲流河废弃河道微相。研究结果可为下一步的滚动勘探提供目标地区和层位。

昆仑山前白垩系克孜勒苏群物源分析

张亮，刘春，曾昌民，陈才，朱礼春

2014, 21(3):  28. 

摘要 ( )   PDF (875KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

对昆仑山前白垩系克孜勒苏群砂岩类型、重矿物组合及稳定系数、母岩类型和砂砾岩分布等资料进行综合分析结果表明，克孜勒苏群砂岩主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，母岩岩性以沉积岩为主，自西向东存在乌泊尔、苏盖特和柯东３ 大物源区块。物源区的厘定，为昆仑山前白垩系克孜勒苏群这类低勘探层位新一轮沉积相带的精细刻画奠定了基础。

埕岛—桩海地区中生界火成岩油气成藏特征

武群虎

2014, 21(3):  32. 

摘要 ( )   PDF (952KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

根据油气成藏基本要素，对埕岛—桩海地区中生界火成岩油气成藏条件进行了系统研究，并对油藏分布规律、成藏模式及有利勘探区块进行了分析。结果表明：中生界火成岩油藏为多源供烃，烃源岩为埕北、五号桩及桩东凹陷沙三段的湖相优质烃源岩；火山爆发相和溢流相的安山岩、安山质火山角砾岩储层发育较好，发育了２ 类有利储盖组合；以复杂断块圈闭为主，具有良好的油气运移和保存条件；油藏主要分布在西北区，具有含油层系从南向北由蒙阴组向西洼组过渡的特点；形成了裂缝－岩性、不整合－岩性和断块－岩性３ 种油气成藏模式，在油气藏模式发育区内的５ 个断块均为下步油气勘探的有利目标。

琼东南盆地宝岛区深埋藏储层物性主控因素

尤丽，李伟，李才，招湛杰

2014, 21(3):  37. 

摘要 ( )   PDF (1247KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

琼东南盆地宝岛区陵水组储层埋深为３ ０００～５ ３００ ｍ，储集砂岩以岩屑石英砂岩为主，其次为长石岩屑砂岩和长石岩屑石英砂岩。储层物性为中孔、低孔、特低孔纵向演化，在３ ７００～４ ０００、４ ２００～４ ５００、５ ０００～５ ２００ ｍ 出现３ 个相对高孔隙带，孔隙类型为原生孔与次生孔组合型。原生孔隙保存和次生孔隙形成是相对高孔隙带发育的原因，强压实作用及差异胶结作用是导致该区物性变差的主要原因。滨海沉积的临滨砂坝与扇三角洲（三角洲） 沉积的水下分流河道利于孔隙保存与次生孔隙形成，是深埋藏砂岩有利储层发育的先决条件，局部粒度较粗砂岩段发育相对高孔隙带，溶解作用的后期改善是宝岛区深部储层相对高孔隙带形成的重要影响因素。

辽河滩海西部地区油气成藏时间和成藏期次

石刚，张金川，唐玄，荆铁亚，边瑞康

2014, 21(3):  41. 

摘要 ( )   PDF (1025KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为了确定辽河滩海西部地区油气成藏时间和成藏期次，运用流体包裹体法和生烃史法分析了研究区成藏时期。流体包裹体法分析认为滩海西部地区油气聚集具有两期成藏、先油后气的特点，成藏时间分别为２６～１９ Ｍａ 和１０～３ Ｍａ；生烃史法分析认为滩海西部地区主生油期为３３. ５～５. ２ Ｍａ，主要生气区间为２４. ６～０. ０ Ｍａ。引起差异的主要原因是２ 种计算方法的理论前提不同，结果显示包裹体法确定的成藏区间落在生烃史法确定的区间范围以内，与理论假设基本吻合。

断陷湖盆碳酸盐岩储层预测研究

宋立才，高晓鹏，邓宏文，冯卉

2014, 21(3):  45. 

摘要 ( )   PDF (1373KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为更准确地对断陷湖盆碳酸盐岩这类特殊储层进行预测，在沾化凹陷西部探索性地采用高分辨率层序地层学方法，以湖泛面为界面把沙四上亚段划分为３ 个四级层序。四级层序在垂向上的高度不对称性和平面上的分带性控制着储层的分布：在垂向上，随基准面下降储层物性变好；在平面上，储层整体呈近平行于边界断层带状分布，陡坡带台地亚相发育好储层，凹陷中央浅滩亚相发育较好储层，陡坡带局限台地亚相和缓坡带混合坪亚相发育差储层。

建昌地区中新元古界成藏特征探讨

陈喜玲

2014, 21(3):  50. 

摘要 ( )   PDF (780KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对中新元古界勘探的难题，通过在建昌地区部署探井，获得良好油气显示，证实中新元古界具备基本油气成藏条件。综合利用露头、二维地震及探井资料，系统评价了该区中新元古界的石油地质条件，认为该区中新元古界海相烃源岩具备生油能力；多期构造运动导致储层裂缝发育，储油性能良好，油气成藏具有自生自储、多期冲注特点。

赣东北泥页岩储层孔裂隙特征及影响因素分析

赵立鹏，桑树勋，王冉，李委员，尹志胜

2014, 21(3):  54. 

摘要 ( )   PDF (2600KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

通过野外地质露头、钻井岩心采样，采用环境扫描电子显微镜、能谱分析、Ｘ 射线衍射分析等测试方法，对赣东北地区荷塘组泥页岩储层孔裂隙特征及影响因素进行了分析。研究发现：区荷塘组泥页岩宏观裂缝以大型剪裂缝为主，微裂缝可分为粒内微裂缝、粒缘微裂缝、综合型微裂缝３ 类。孔隙主要为有机质内部孔和黏土矿物间孔。孔裂隙发育影响因素主要有构造作用、矿物组成、岩浆活动、成岩作用、沉积作用、生气压裂作用等，其中构造运动是宏观裂缝形成及改造的主控因素，构造类型和构造应力场控制裂缝发育数量及展布，形成了平行裂缝、错断型裂缝、交错型裂缝、杂乱型裂缝等组合类型。

莫西庄油田低渗透储层特征与成因

张江华,刘传虎,朱桂林,董臣强,周晋科

2014, 21(3):  58. 

摘要 ( )   PDF (1233KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

综合利用岩心观察、薄片鉴定、图像分析、扫描电镜观察、压汞与岩石物性测试等多种技术方法，对准噶尔盆地莫西庄油田侏罗系三工河组低渗透储层特征及其成因进行了研究。结果表明，储层物性总体较差，储集空间以原生粒间孔隙和次生溶蚀孔隙组合为主，孔隙结构类型属中孔—细喉道型；沉积因素对低渗透储层的形成起决定性作用，压实作用强是低渗透储层形成的主要因素；胶结作用损失的原生孔隙度一般小于５％，对储层低渗成因起有限的强化作用；溶蚀作用对储层没能发挥明显的改造作用，是低渗储层形成的一个重要原因。

东濮凹陷北部沙三段页岩油成藏地质条件分析

陈永昌，张金川，苏惠，慕小水，张素芹

2014, 21(3):  62. 

摘要 ( )   PDF (1068KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

东濮凹陷北部沙三段泥页岩有机质丰度较高，热演化程度适中，含油泥页岩厚度较大，埋深条件较好。通过ＣＴ 扫描、单偏光显微镜、扫描电镜、比表面分析及全岩分析，认为泥页岩储层孔隙总体以微裂缝为主，结构以中孔为主，脆性矿物含量较高，泥页岩含油率较高，同时盐岩广泛发育，为页岩油的保存提供了良好的条件。结合成藏地质条件、构造因素和常规油气富集条件，认为濮卫次洼、柳屯、胡庆地区为页岩油发育的最优有利区。

苏里格气田西区致密砂岩气水识别方法与应用

付斌，李进步，陈龙，杨映洲，江磊

2014, 21(3):  66. 

摘要 ( )   PDF (1826KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

在前人研究工作的基础上，在苏里格气田西区筛选多口典型井，采用阵列感应及偶极子声波实验，获得了岩石物理参数，明确了电性特征与气水间的关系，建立了对应的交会图，并应用在三维高分辨率地震资料的解释上。基于地震、测井联合技术，预测了苏１８６ 区块气水分布特征，有效地指导了井位部署与气藏开发，同时对其他致密砂岩气藏的气水分布识别具有一定的指导意义。

辽河西部凹陷沙三段坡折带发育特征

吴昊

2014, 21(3):  70. 

摘要 ( )   PDF (1850KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

利用三维地震资料，对西部凹陷沙三段坡折带进行了识别，并总结了重点层段坡折带平面分布规律。研究发现，西部凹陷沙三段发育构造坡折带和沉积坡折带两大类，其中构造坡折带可细分为断裂坡折带和挠曲坡折带，断裂坡折带又可分为单阶型和多阶型。挠曲坡折带可分为断裂挠曲坡折带和古地形挠曲坡折带。沙三下亚段坡折带平面分布特征表明，西部凹陷坡折带以断裂坡折带为主，主要发育在凹陷西南部，在斜坡带、中央洼陷带和陡坡带均普遍发育，东北部仅在局部地区可见小规模断裂坡折带；沉积坡折带局限发育在牛心坨洼陷北坡地区且规模较小。

油藏工程

薄差层极限注采井距求解新方法探讨

刘义坤，唐慧敏，梁爽，王永平，汪金明

2014, 21(3):  75. 

摘要 ( )   PDF (748KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对薄差层注采井距不合理与储层动用程度低的问题，根据低渗透油藏五点井网注水开发特点，利用面积波及效率公式计算薄差层二次加密井网２ 套开发层系面积波及效率；运用多元线性回归，拟合面积波及效率数学模型，计算不同注采压差下极限注采井距；利用有效动用系数计算极限注采井距。对比２ 种方法计算结果，误差在５％以内，证明利用面积波及效率数学模型对极限注采井距求解的正确性，该结果可用于调整薄差层注采井距，改善薄差层开采效果。

渤海稠油不同吞吐方式效果对比及优选

郑伟，袁忠超，田冀，谭先红

2014, 21(3):  79. 

摘要 ( )   PDF (816KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对海上稠油热采方式优选问题，参考渤海Ａ 油田南区实际油藏数据建立典型模型，利用数值模拟技术，对比不同油藏的渗透率、Ｋｖ ／ Ｋｈ 值、韵律性、有效厚度、原油黏度和控制储量等油藏、流体参数条件下，蒸汽吞吐及多元热流体吞吐的开发效果。结果表明，原油黏度小于１ ０００ ｍＰａ·ｓ 时，对于有效厚度大于１０ ｍ，Ｋｖ ／ Ｋｈ 小于０􀆰 １，渗透率较高的正韵律储层更有利于多元热流体吞吐。首次总结出不同热采方式适宜的油藏流体参数技术界限，达到了快速筛选目标油藏吞吐方式的目的，为渤海稠油油田的开发提供借鉴，也为热采吞吐技术的推广应用提供指导。

稠油油藏尿素辅助蒸汽驱特征研究

牛保伦，林伟民，邓瑞健，张章，杨昌华

2014, 21(3):  83. 

摘要 ( )   PDF (775KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对ＢＱ 区块超稠油油藏蒸汽吞吐开发末期地层压力低、回采水效率低、井间剩余油多等特点，选取尿素辅助蒸汽驱作为后续提高采收率方法。利用数值模拟方法，建立目标油藏地质模型，分析了尿素辅助蒸汽驱油特征，揭示了其提高采收率机理及采收率的构成。研究表明，尿素辅助蒸汽驱较蒸汽驱可提高采收率７􀆰 ４％，蒸汽热效应弱的低温水区是尿素增效的重要区域。ＣＯ２ 可在蒸汽驱基础上提高采收率５.６２％，而ＮＨ３ 仅提高采收率０.１１％，说明ＣＯ２是尿素增产的主要贡献因素；ＣＯ２ 较Ｎ２ 仅提高采收率１.３２％，说明ＣＯ２ 增压作用高于降黏作用。

水平井三元复合驱在曲流河点坝砂体的应用

周亚洲，殷代印，张承丽

2014, 21(3):  87. 

摘要 ( )   PDF (483KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对杏六区东部Ⅰ块葡Ⅰ３３２ 油层中上部由于侧积夹层遮挡，剩余油开采难度大的问题，应用新井水淹资料对油层中上部剩余油进行分析，提出了水平井和三元复合驱相结合的方法，采用数值模拟方法对该区水平井与直井组合方式进行优化。结果表明，水平井注水平井采的井网组合方式开采效果最好，比直井注直井采的井网组合方式提高采收率５.９５％，注入井距油层顶部ｈ ／５（ｈ 为油层厚度），采出井距油层顶部ｈ ／３ 能够减慢含水上升速度。矿场试验结果表明，水平井三元复合驱效果显著，截至目前采出程度为２７.３０％。

深层低渗油藏储层介质微观层次变形机理研究

刘道杰，高文明，付小坡，温玉焕，冯旭光

2014, 21(3):  90. 

摘要 ( )   PDF (566KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

深层低渗油藏生产过程中，近井区域储层孔隙性和渗透性急剧降低，造成油井低压低产和注水井低注入或注不进等问题，严重制约了低渗油藏开发效果。基于低渗油藏开发过程中的变形力学行为，利用微观动力学原理，综合位错运动行为、位错密度及位错增值机理，建立低渗油藏储层介质变形微观动力学模型。实例分析表明，井筒周围储层孔隙性在开发过程中大幅度下降，破坏了井筒周围原油流入井底和注入水流入地层的通道。开展低渗油藏储层介质微观变形规律的研究，对编制低渗油藏开发方案及提高低渗油藏采收率具有重要指导意义。

双河油田注水倍数和驱替倍数对采出程度影响

张士奇，周志军，张小静，王达

2014, 21(3):  93. 

摘要 ( )   PDF (1155KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

运用数值模拟方法，利用Ｅｃｌｉｐｓｅ 数值模拟软件和油藏工程技术，提出注水倍数和驱替倍数的具体计算方法，分析注水倍数和驱替倍数对井组不同位置采出程度的影响。研究表明：在注水初期，单元采出程度上升很快，当注水倍数达到０.５ 倍孔隙体积时，单元采出程度上升开始趋缓。井组的不同检测点呈现不同的规律：主对角线上离注水井越近，单元采出程度越高；中垂线和生产井等距点上越接近主对角线，单元采出程度越高；注水井等距检测点上单元采出程度变化基本相同。油层驱替倍数越高，采出程度越高，水驱开发效果越好，当驱替倍数小于２０ 倍时，单元采出程度上升较快，驱替倍数超过２０ 倍时，上升趋势变缓。根据以上结论，当水驱过程中注水倍数较小时，可继续提高注水倍数达到提高采收率的目的。当注水倍数较大、驱替倍数较小时，可通过改变液流方向达到提高采收率的目的。

岩石孔隙压缩系数计算新方法

张晓亮

2014, 21(3):  97. 

摘要 ( )   PDF (497KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

岩石孔隙压缩系数在无实验测定时一般采用经验公式获取，预测结果存在较大误差。应用物质平衡原理和分流量方程，提出了一种应用弹性阶段含水率预测岩石孔隙压缩系数的新方法。算例分析及实际应用表明，新方法的计算结果相对误差在５％以内。应用动态资料预测的岩石孔隙压缩系数更适合于油藏工程计算，为岩石孔隙压缩系数的预测提供了新思路。

多套油水系统层状油藏开发实践与启示

罗钰涵，巢越，罗南，唐华，徐莎

2014, 21(3):  100. 

摘要 ( )   PDF (1243KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对多套油水系统层状油藏储层非均质性强，含油带窄，注采井网完善难度较大，油井投产后普遍呈现含水上升快、产量递减迅速等问题，在层系细分适应性、合理井网优化和精细注水方式研究的基础上，通过转变油藏开发模式，有序细分层系调整，开展切割式注水、非主力层注水等精细调整，使目标区块采收率提高了３％左右。研究成果与调整实践对同类油藏合理有效开发具有借鉴意义。

ＳＡＧＤ 开发中低物性段改造措施研究

王猛１，王国栋２

2014, 21(3):  104. 

摘要 ( )   PDF (1047KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为解决杜８４ 块馆陶油藏ＳＡＧＤ 蒸汽腔上升受阻、开发效果变差的问题，利用岩心、测井解释等资料开展油藏重新评价。层内发育的多个低物性段阻挡蒸汽腔上升，导致井组生产效果变差。提出低物性段射孔改造，建立蒸汽腔上下同步泄油模式，强制动用低物性段上方储层，进而改善ＳＡＧＤ 开发效果。现场实施后，突破了“ 渗流屏障”，蒸汽腔快速向上扩展，井组生产效果显著提高，证明射孔井段调整能够改善ＳＡＧＤ 开发的效果，对于高效开发馆陶油藏具有十分重要的意义。

促进致密煤岩储层快速脱气的压裂液优选

陈飞，池晓明，康毅力，王祖文，白锋军

2014, 21(3):  107. 

摘要 ( )   PDF (558KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

水力压裂是致密煤岩气井投产的重要完井技术之一，其中压裂液体系又是压裂技术的关键。针对煤岩储层低孔、低渗、孔喉细小、易被压裂液损害的特点，以及解吸—扩散—渗流的多尺度产气机理，运用损害评价仪和煤岩解吸附实验设备，对几种典型的压裂体系和添加剂进行评价，结果表明：１􀆰 ０％ＫＣｌ＋０􀆰 ６％微乳助排剂对水润接触角改变程度最小，更有利于排液，并且损害最小。现场试验表明，新型压裂液体系能够促进人造裂缝附近煤层气解吸，缩短排采时间６３ ｄ，达到快速脱气的效果；提高采气初期人造裂缝附近的煤层气渗透率提高煤层气的压裂效率，为煤层气压裂液研究提供了新的思路。

鄂尔多斯盆地长７ 致密油藏特征

薛永超，田虓丰

2014, 21(3):  111. 

摘要 ( )   PDF (2074KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

以鄂尔多斯盆地长７ 致密油藏为例，运用地质统计和对比分析方法，定量表征了长７ 致密油藏特征。研究表明，长７ 油藏填隙物含量高，成熟度中等，以微孔隙为主，喉道半径极细，表现为亲油和高残余油饱和度特征，存在较强的应力敏感性和较高的启动压力梯度。可以考虑采用注入改性水改变油藏岩石表面润湿性、注气和超前注水保持油藏压力相对稳定的方式有效开发致密油藏，利用长水平井体积压裂技术增加油藏接触面积。

新型促页岩气解吸附体系研究

蒋官澄，范劲，李颖颖，吴雷泽，张志行

2014, 21(3):  116. 

摘要 ( )   PDF (583KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

页岩气的赋存方式以吸附态为主，若提高页岩气井的产量，则须使吸附态的页岩气从页岩内表面解吸附变为游离态。升高温度和注入ＣＯ２ 均可提高页岩气的解吸率，为尽可能提高页岩层内吸附气的采收率，首次将２ 种促解吸方法结合在一起，开发出自生热自生ＣＯ２ 体系，并对该体系进行了反应物加量优化、腐蚀性和促解吸效果的评价。结果表明，该体系能够产生大量的热和ＣＯ２ 气体，二者对于提高页岩气解吸率都有良好的效果。

酸蚀裂缝导流能力实验与酸压工艺技术优化

车明光，袁学芳，范润强，王海燕，朱绕云

2014, 21(3):  120. 

摘要 ( )   PDF (920KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

使用ＦＡＴＳＣ 实验模拟装置研究了酸用量、酸类型、岩性、岩石纹理、溶蚀量、温度、缝宽、注入速率和注入方式等因素对酸蚀导流能力的影响。结果表明：高闭合应力时，交联酸更有利于提高酸蚀裂缝导流能力；酸蚀导流能力受岩性和岩石纹理分布影响大，与岩石的酸溶解量线性关系较差；高温时酸蚀裂缝容易形成不连续、较深的点蚀坑，酸反应局部消耗多，降低酸蚀导流能力；交联酸与胶凝酸交替多级注入、闭合酸化等技术有利提高酸蚀导流能力。基于实验结果，对不同岩性碳酸盐岩提出针对性酸压工艺优化技术：纯灰岩使用交联酸酸压工艺、含泥灰岩使用交联酸与胶凝酸交替注入工艺、闭合酸化工艺。优化的酸压工艺技术现场应用后取得了很好的效果。

新型压裂液对阜东斜坡区头屯河地层伤害研究

张贵才，申金伟，张旋，张强，罗兆

2014, 21(3):  124. 

摘要 ( )   PDF (669KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对阜东斜坡区头屯河地层利用胍胶压裂液进行施工时出现压裂液返排困难，压裂后不出油的问题，通过室内流动实验评价了一种在酸性条件下交联的疏水缔合聚合物压裂液。研究表明：该新型压裂液残渣含量为７０ ｍｇ／ Ｌ，返排效果较好，在水测渗透率为１ ３８７×１０－３ μｍ２ 的填砂管中注入该压裂液的破胶液，渗透率下降１３􀆰 ８％；该压裂液滤液对阜东斜坡区头屯河地层岩心伤害率为３. ５８％，表现出较好的防膨性能；该压裂液只能在该地层特低渗和超低渗储层进行施工。现场施工５ 口井，地层渗透率均小于３. １４×１０－３ μｍ２，施工成功率为１００％，取得了较好的应用效果。

二氧化碳驱特低渗油藏的封窜体系性能评价

刘必心，侯吉瑞，李本高，张磊

2014, 21(3):  128. 

摘要 ( )   PDF (572KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为了封堵特低渗油藏ＣＯ_２ 驱过程中形成的窜流通道，选用常温常压下为液态的正丁胺作为封窜剂进行实验研究。正丁胺在油藏条件下能与ＣＯ_２ 反应生成固体碳酸盐，且具有较高的强度，能够封堵ＣＯ_２ 窜流通道。动态评价实验表明：加入乙醇保护段塞后，正丁胺的注入压力低于１. ５ ＭＰａ，能满足特低渗油藏的注入要求；在渗透率级差为４.３ 的非均质岩心封窜实验中，注入正丁胺能提高低渗层采收率１８％以上，说明正丁胺具有封堵高渗层启动低渗层的能力。实验结果表明，用正丁胺封堵气窜通道能为提高ＣＯ_２ 驱特低渗油藏的开发效果提供一种新思路。

火驱过程中储集层变化

程宏杰，廉桂辉，毛小茵，李霞，胡小冬

2014, 21(3):  132. 

摘要 ( )   PDF (540KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对火驱过程中储集层如何变化及其对火驱开发效果影响的问题，通过一维火驱物理模拟实验研究了砂岩、砂砾岩、泥岩在不同燃烧温度、不同燃烧时间条件下的孔隙度、渗透率变化情况，以及黏土矿物、矿物元素、流体元素等变化规律。结果表明，随着燃烧温度的增加和时间的延长，砂岩、砂砾岩孔隙度和渗透率都有增加的趋势；盖层在火驱过程中封闭性未受影响；火驱过程中黏土矿物会发生物化变化、相互转化，而饱和烃和芳香烃是主要被驱替的物质，胶质和沥青质主要为火驱提供燃料。

复合热载体吞吐注采参数物理模拟优化

刘向斌，王贤君，王海静，李庆松，孙国辉

2014, 21(3):  135. 

摘要 ( )   PDF (399KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

基于大庆萨北过渡带地层参数和流体特点，建立管式物理模型，开展了试验区复合热载体５ 个周期不同注入温度、注入压力、注入量、闷井时间、放喷压力条件下的复合热载体吞吐室内模拟实验，优化出萨北过渡带现场试验中复合热载体吞吐参数：注入温度为２８０℃、注入压力为２０. ９ ＭＰａ、每米油层注入量为４. ９８×１０４ｍ３、闷井时间为６. ５ ｄ、放喷压力为５. ４～６. ５ ＭＰａ，吞吐３ 个周期。该成果为现场试验注采参数的优化提供了有力的理论支撑，其研究方法和结论可为其他区块开展火箭动力复合热载体吞吐技术研究提供技术指导和借鉴。

钻采工程

湿沥青地层控压钻井技术先导试验及效果评价

郭京华，张华卫，黄河福，庞小旺

2014, 21(3):  138. 

摘要 ( )   PDF (472KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

伊朗Ｙ 油田地层湿沥青侵入井眼的机理复杂，部分井井漏、井涌共存，常规钻井风险大。为解决湿沥青地层存在的钻井问题，制订了控压钻井技术方案。在Ｓ３ 井控压钻井先导试验过程中，分别进行了控压钻进、短程控压起下钻、控压接立柱、控压循环封堵等工艺的现场试验。结果表明，控压钻井技术能够为井口提供安全屏障，实现不停钻压井，环空带压钻进，为解决含酸性气体湿沥青地层的钻井问题开辟了新的技术途径。

超浅层大位移水平井钻完井技术

邓红琳，王锦昌

2014, 21(3):  142. 

摘要 ( )   PDF (840KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

为提高渭北油田低孔、低渗、低压油藏的单井储量动用程度，增加油井产能，在渭北油田部署了超浅层大位垂比水平井———ＷＢ２Ｐ３７ 井。在分析施工难点的基础上，对井身结构、井眼轨道设计、井眼轨迹控制、倒装钻具组合、钻井液技术，下尾管固井等关键技术进行了研究，保障了该井钻完井施工的顺利进行。该井完钻井深为１ ６５６ ｍ，完钻垂深为３９２􀆰 ９７ ｍ，水平位移为１ ３８４. ４４ ｍ，位垂比为３. ５２，油层套管一次下入到井底，固井质量良好。该井试验表明：在渭北油田超浅储层，垂深大于３９０ ｍ、水平段长为１ ０００ ｍ 的大位移水平井进行下尾管固井完井的方案是可行的。该技术对国内其他同类油田的开发具有借鉴意义。

稠油机采井泵深与掺稀混配点分离设计及应用

杜林辉，梁志艳，蒋　磊，程　婷，王磊磊

2014, 21(3):  145. 

摘要 ( )   PDF (722KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

塔河油田碳酸盐岩油藏受油稠、原油黏温拐点深、泵挂深度大、掺稀混配效果差等因素影响，抽稠泵及稠油电泵在机械举升过程中普遍存在故障率高、检泵周期短、稀油损失严重、成本压力大的问题。采用有杆泵及电泵泵挂深度与掺稀混配点分离设计方法，运用电泵尾管悬挂分离及抽稠泵泵下加深分离技术，解决了上述问题。现场试验及推广应用效果表明，２ 种方法均达到了预期目的，目前已在塔河油田稠油井中大规模推广应用。

水平井分段转向酸酸化压裂技术

艾　昆，贾光亮，张会师，刘俊邦

2014, 21(3):  148. 

摘要 ( )   PDF (541KB) ( )  

相关文章 | 计量指标

针对大牛地气田下古生界碳酸盐岩储层普通酸化压裂工艺存在的酸液滤失控制差、酸岩反应速度快、酸蚀作用距离较短等问题，利用水平井多级管外封隔器分段转向酸化压裂工艺技术对奥陶系马家沟组储层进行了尝试。实际应用表明：转向酸与岩层反应剩下的残酸和鲜酸形成黏度差，具有很好的降滤及分流转向性能；酸化压裂管柱采用酸化压裂、生产联作管柱＋裸眼封隔器＋压裂滑套一体化结构，实现了一趟管柱完成裸眼分段完井、分段酸化压裂、排液、投产一体化作业，并获得了无阻流量为５. ９２×１０４ｍ３ ／ ｄ 的高产气流。