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2017年 第24卷 第3期    刊出日期：2017-06-25

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综述

黏土矿物对页岩储集空间及吸附能力的影响

高凤琳，宋岩，姜振学，张欣欣，陈磊

2017, 24(3):  1. 

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在地层条件下，受多种因素综合作用，黏土矿物对页岩储层特征及吸附能力的作用较为复杂，难以进行客观评价。基于此，结合大量文献调研，通过前人XRD分析、扫描电镜观察、N₂吸附实验、甲烷等温吸附实验等方法，研究黏土矿物特征及其影响因素，以期更客观的评价黏土矿物对页岩储层及吸附能力的贡献。研究认为：黏土矿物具有较大的比表面积，但受多种因素影响，其对甲烷分子的吸附能力主要取决于黏土矿物与有机质的赋存关系；黏土矿物对有机质既有富集作用又有催化生烃作用，富集的有机质可减少黏土矿物表面的吸附位，而有机质生烃产生的有机质孔隙又增加了吸附空间，二者的相互作用及相对含量的匹配关系对页岩储层含气量影响较大；广泛存在的地层水虽然能降低其对甲烷分子的吸附能力，但并不意味着页岩储层含气量一定会低，这主要取决于有机质的发育情况。正确认识黏土矿物的作用可为最优含气量组合分析以及勘探“甜点”选择提供依据。

地质勘探

沧东中生界火山岩特征与油气成藏模式

周立宏，李洪香，杨朋，林伶，曲宁

2017, 24(3):  9. 

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针对沧东地区火山岩发育、构造运动强烈、控藏因素复杂的问题，在分析火山岩发育构造背景与分布的基础上，综合运用钻井、地震及分析化验等成果，分析沧东地区火山岩地质特征与油气成藏模式。研究结果表明：受基底走滑带控制，火山岩呈NNW向展布，形成南、北2个火山喷溢中心复合体；平面上，火山岩相带围绕喷溢中心呈环带状分布；喜山期断裂活动形成立体供油网络，与孔二段有效烃源岩匹配，构成了源储侧接-近源充注、断储接力-横向输导2种运聚体系。该研究为进一步落实沧东地区大中型火山岩油气藏提供了依据。

苏里格地区盒₈成岩作用与孔隙演化定量分析段储层

廖明光，李 驰，南郡祥，廖纪佳，姚泾利

2017, 24(3):  15. 

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针对苏里格地区上古生界盒₈段储层整体较为致密，孔隙度演化复杂的问题，为了确定该区砂岩储层致密的主控因素及规律，综合运用铸体薄片、扫描电镜、X-衍射等资料，采用计点统计法对孔隙度演化进行了定量分析。结果表明：盒₈段储层以岩屑石英砂岩为主，目前已达到中成岩B期。砂岩储层初始孔隙度为38.6%，压实作用使孔隙度降为10.0%，储层已达到致密；而胶结作用又使得孔隙度降至1.2%，加重了其致密程度；但较为发育的溶蚀作用对孔隙度贡献了6.7%，最终达到7.9%，与实测结果误差仅为0.6%，误差在合理范围之内，验证了本次研究方法的可靠性。该方法为该地区同类储层的孔隙演化研究提供了一定指导作用。

柴西地区扎哈泉致密油成藏主控因素分析

吴颜雄，杨晓菁，薛建勤，熊宇，鲁珊珊

2017, 24(3):  21. 

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为进一步落实和发现扎哈泉致密油“甜点”，利用岩心、分析化验、测井和地震资料，对扎哈泉致密油成藏地质条件开展综合研究。结果表明：扎哈泉上干柴沟组在湖相背景下发育滩坝砂体，同时沉积了规模较大的优质烃源岩；滩坝坝中砂体是本区最优质储层，有效储层的平均孔隙度为5.9%，平均渗透率为0.43×10^-3μm²；异常高压是该区致密油初次运移的主要动力，微、纳米级孔隙和层间缝是主要运移通道；致密油“甜点”分布受斜坡背景、源储配置和储层物性共同控制。优质烃源岩发育区的坝中砂体是下一步寻找“甜点”的有利方向。

车排子地区侏罗系沉积模式及有利区带分析

石好果，林会喜，陈林，许涛，张曰静

2017, 24(3):  26. 

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车排子地区是准噶尔盆地重要的油气富集区，由于其处于盆缘超剥带，对侏罗系地层归属及展布特征认识尚不清楚。为了弄清该区侏罗系地层对砂体成因类型及有利储层分布的影响，在地层精细划分的基础上，结合剥蚀量计算，对侏罗系沉积期古地貌进行了恢复；结合残留地层的沉积相标志分析，建立了侏罗系沉积模式，还原了该时期的岩相古地理；通过储层物性研究，明确了有利储层的沉积相类型，结合岩相古地理分布，预测了研究区有利储层的展布。结果表明：车排子地区侏罗系发育扇三角洲相和辫状河三角洲相，车排子凸起东翼陡坡带发育受限型扇三角洲，四棵树凹陷南部陡坡带发育扇三角洲，四棵树凹陷北部缓坡带发育辫状河三角洲。辫状河三角洲前缘砂体为有效储层，是下一步重点勘探目标。

北乌斯丘尔特盆地含油气系统及勘探前景分析

陈学海，卢双舫，陈学洋，薛海涛

2017, 24(3):  31. 

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应用含油气系统理论，以生烃灶质量与生烃有效性为主要依据，结合储集层、盖层、圈闭、成藏历史及构造格局，将北乌斯丘尔特盆地划分为3个含油气系统。对各含油气系统的静态地质要素和动态地质作用过程开展研究及评价，分析了油气勘探前景并指出重点的攻关方向。结果表明：中侏罗统—中侏罗统、下白垩统（已知的）+始新统（推测的）含油气系统规模大，成藏组合关系相对优越，勘探潜力最大，勘探重点是寻找良好的储集体及对圈闭形成时期与生排烃期匹配的评价；另2个含油气系统的勘探程度较低，烃源岩仍是油气成藏的制约因素，上古生界—石炭系（已知的）含油气系统勘探程度最低，是远景勘探领域。研究成果对于明确盆地的重点勘探领域以及寻找勘探目标具有重要指导意义。

柴达木盆地东北缘早石炭世生物礁发育特征及成礁模式

汪 峰，陈世悦，马 帅，王志金

2017, 24(3):  37. 

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在野外踏勘及岩心观察的基础上，结合室内鉴定分析，首次对柴达木盆地东北缘早石炭世生物礁的发育特征、沉积环境及成礁模式进行了相关研究。结果表明：研究区早石炭世生物礁类型有珊瑚礁和海百合礁2种，主要造礁生物为四射珊瑚，发育有柱状、牛角状、锥状的单体珊瑚和短簇状、丛状、团块状的群体珊瑚两大类型；附礁生物主要包含腕足类、腹足类、苔藓虫、有孔虫、海百合等。通过对典型礁体的解剖分析，结合研究区当时的沉积环境及沉积相展布特征，初步反演出该区早石炭世生物礁的形成过程及其相应的生长条件，总结出柴东北缘地区生物礁的成礁模式主要是陆表海背景下的台地边缘斜坡点礁模式，该模式下礁体主要以坍塌的角砾灰岩为基础，礁体的生长和消亡对应着由浅变深的沉积序列。该研究对中国石炭纪生物礁的发育演化以及恢复研究区古地理、古环境、油气勘探等方面具有十分重要的意义。

舒兰盆地水曲柳矿区煤层气富集因素分析

张 坤，吴克平，柳 蓉

2017, 24(3):  44. 

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依据地质及钻井资料、实验数据，运用煤层气地质学、构造地质学及沉积学原理对水曲柳矿区低煤阶煤层气的成藏条件和富集因素进行深入分析。研究表明，水曲柳矿区煤层具有煤阶低、煤层薄、煤层多的特点，煤级为低煤阶，处于快速生气阶段，具有较高的生气潜力。三角洲和湖泊沼泽相垂向叠置沉积形成了良好的煤层气顶底板，为煤层气成藏提供良好的圈闭条件。复杂的构造运动不仅为煤层气的富集成藏提供了良好的向斜构造形态和压扭性正断层，而且使该地区煤层的割理和内生裂隙极其发育，有利于煤层气的渗透与运移；在水文地质方面，水力封闭作用使煤层气更好的保存成藏。该文优选出水曲柳镇至柴家屯一带为煤层气富集成藏的有利区块。该区块具有巨大的煤层气勘探开发潜力。该研究将促进东北地区低煤阶煤层气勘探开发的进程。

断面优势运移通道有效性等级及控藏作用

姜海燕，刘滨莹，孙同文，胡明

2017, 24(3):  49. 

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为弄清留楚地区断裂控藏规律，在明确油源断裂的基础上，采用断面埋深等值线法刻画出油源断裂优势运移通道，结合烃源岩供烃能力和油气分布特征，分析了断面优势运移通道有效性的差异及其对油成藏分布的控制作用。结果表明，留楚地区油源断裂为明化镇组沉积末期活动的Ⅲ型、Ⅴ型和Ⅵ型断裂，凸面型断面为其优势运移通道；断面优势运移通道有效性按照其沟通烃源岩级别的不同分为有效、较有效和低效3个等级；断面优势运移通道的分布控制了油气的平面和纵向分布，断面优势运移通道有效性等级控制了油气的富集程度。研究成果对留楚地区下一步勘探具有重要指导意义。

准噶尔盆地C47井区火山岩优质储层预测

罗 鑫，王 维，李 亮，周 畅

2017, 24(3):  54. 

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为提高准噶尔盆地C47井区火山岩优质储层的预测精度，提出“一体一藏”的成藏模式。利用地震剖面的反射特征与测井、录井资料的岩性变化以及与上覆地层的不整合接触关系，对C47井区火山岩内部岩体进行重新刻画，寻找出类似于沉积岩特征的多个独立岩体；对每个岩体内各井的岩电特征进行分析，制作岩性图板分析反演的理论可行性；反演从剖面及平面上与实际试油数据进行对比分析，论证研究的可行性。研究表明：研究区岩体内部存在较好的层序反射特征，存在类似沉积岩的可连续追踪的地层特征；石炭系火山岩优质储层主要以火山角砾岩和安山岩为主，主要分布在第2、3套岩体内；自然伽马、电阻率曲线及波阻抗能较好的区分火山角砾岩与安山岩；目前预测目的层已见油气显示。该项研究得到一套针对火山岩储层预测的有效方法，对火山岩储层研究具有重要的指导意义。

油藏工程

低渗透油藏改变驱替方向微观机理研究

殷代印，房雨佳，辛勇亮

2017, 24(3):  59. 

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为了深入探究大庆油田低渗透油藏改变驱替方向提高水驱采收率的机理，利用人造平板岩心和光刻玻璃模型进行水驱油实验，验证改变驱替方向进一步提高水驱采收率的效果。将水驱后的微观剩余油分为5种类型，重点研究了改变驱替方向后各类剩余油的动用比例和驱替运移机理。应用数值模拟技术对现场反九点井网进行模拟，验证了改变驱替方向在现场实际中的可行性。研究结果表明：对于低渗透岩心，随着渗透率的增加，改变驱替方向采收率提高值逐渐增大，水驱采收率的提高值最高可达8.8个百分点；改变注入方向后，簇状剩余油动用比例最大，平均为34.3%；盲端剩余油动用比例最小，平均为15.2%。该项研究为大庆油田低渗透油藏注水调整措施的制订提供了理论指导与技术支持。

稠油油藏蒸汽吞吐产能预测新模型

朱维耀，李兵兵，翟勇，刘雅静，岳明

2017, 24(3):  64. 

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针对稠油非达西流动特征，引入稠油油藏有效动用理论，根据蒸汽吞吐开发时井筒周围流体的流动状态进行分区，采用等值渗流阻力法，考虑拟启动压力梯度，分别推导直井和水平井蒸汽吞吐开发方式下的产能预测公式。通过数值计算，分析生产压差、拟启动压力梯度、开发方式以及开发井型等因素对稠油油藏有效动用范围和产能的影响。分析结果认为：生产压差越大，油藏有效动用半径先增加，后趋于平缓，日产油量增加；拟启动压力梯度越大，有效动用半径逐渐变小，且递减幅度逐渐变缓，日产油量逐渐降低；拟启动压力梯度对天然能量和蒸汽吞吐开采的影响均不能忽略，且对蒸汽吞吐开采影响较大；直井和水平井产能均随拟启动压力梯度增加而减小，且水平井产能降低幅度较大。该研究为现场准确评估油井产能，选择合理开发方案提供了理论依据。

基于LBM页岩微观尺度气体流动模拟研究

任岚，傅燕鸣，胡永全，赵金洲

2017, 24(3):  70. 

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页岩有机质存在大量的微纳米孔隙，分布在该尺度孔隙的页岩气在开采条件下的流动表现为特殊复杂的流动形态，达西渗流定律已不适用于页岩储层微纳米尺度孔隙中气体流动的模拟计算与表征。采用格子Boltzmann方法，基于页岩气微观尺度气体流动特征，结合真实气体状态方程，建立了页岩微尺度气体流动的物理模型和数学模型，得到不同参数下微观气体边界滑移速度分布和压力分布规律。计算结果表明：孔隙尺寸和压力是页岩气在微纳米孔隙中的流动能力强弱的决定性参数，孔隙尺寸和压力的增加将导致气体压缩效应增强，滑脱效应减弱；温度升高和压力降低均能促进吸附气体发生解吸，且页岩气的解吸吸附效应对于温度的变化相对于压力更敏感。该研究对认识页岩微观流动规律具有重要的理论价值，对制订合理的开采制度，实现页岩气长效生产具有重要指导意义。

超稠油水平井分段蒸汽驱蒸汽突进规律

郑洋，杜殿发，赵艳武，包广平，雷光伦

2017, 24(3):  76. 

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针对超稠油油藏水平井分段蒸汽驱的蒸汽突进规律研究较少的问题，运用渗流力学及热平衡理论，得到水平注采井所在平面的蒸汽突进数学模型。研究表明，预测新疆风城油田某分段完井水平井2个生产段的蒸汽突破时间分别为第352d与第388d，与实际数据误差在6%以内。分析分段完井参数对蒸汽突进的影响规律可知，打开程度一定时，增加分段数，则分段完井与全井段完井的井筒压力分布逐渐接近；减小打开程度时，盲管段对应的蒸汽弱波及区增大，生产段蒸汽突进速度增快，蒸汽整体突破时间缩短，对应的蒸汽波及区前缘分布越均匀；将盲管段向趾端移动，蒸汽弱波及区减小且随之移动，生产段蒸汽突进速度及整体突破时间的变化幅度较小；增加打开段数，蒸汽弱波及区的个数增加，生产段蒸汽突进速度减慢，蒸汽整体突破时间延长，对应的蒸汽波及区前缘分布越不均匀。研究成果对超稠油水平井分段蒸汽驱中完井参数的优化设计有指导意义。

新立油田压裂增产量预测模型的建立及应用

马福军，李 楠，季世侠

2017, 24(3):  86. 

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针对新立油田压裂选井中增产量估算存在较大误差这一问题，运用了灰色关联分析方法，从大量指标中优选出与增产量关联度较高的指标进行逐步回归，进而建立更可靠的压裂增产量预测模型。将模型应用于新立油田AA2区块12口井，结果表明，模型预测增产量与实际相符较好，相对误差为9.28%。研究成果可为压裂选井提供可靠的理论依据。

潜山裂缝油藏开发特征及挖潜方向

房娜，姜光宏，李云鹏，童凯军，郑浩

2017, 24(3):  90. 

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潜山裂缝油藏储集空间与渗流规律复杂，开发难度大，不同开发阶段制订合理的挖潜策略是决定该类油藏高效开发的关键。以渤海锦州A油田潜山裂缝油藏为例，在总结裂缝油藏产量递减快、含水上升快以及基质系统原油挖潜难度大等开发难点的基础上，采用数值模拟技术，研究基质系统和裂缝系统在不同开发阶段的供油特征，划分潜山三大开发阶段，针对不同开发阶段提出相应的挖潜方向。结果表明，开发早、中、晚期分别采用液流转向技术、周期注水技术及降压开采技术可充分控制含水的上升速度，提高裂缝油藏的最终采收率。该项配套技术对于改善裂缝油藏开发效果具有广泛的实际意义，为同类油藏的开发提供借鉴。

不同含水阶段单井提液方法研究与应用

常会江，张建民，雷源，孙广义，翟上奇

2017, 24(3):  95. 

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针对传统提液方法提液效果差、指标预测不准确等问题，从单井生产动态出发，综合BendakhliaIPR方法与广适水驱理论，提出贯穿油井整个开发周期的提液方法：无水采油阶段，采用遗传算法求取BendakhliaIPR曲线方程，指导油井优化产能；稳定水驱阶段，采用动态方法反演无因次采液指数变化规律，指导油井提液设计。该方法运用于BZ油田开发井的初期产能优化及后期提液设计中，矿场效果与预期基本一致，说明该方法准确、可靠。该研究成果对海上油田的高效开发具有重要意义。

高倾角近临界油气藏流体及开发特征研究

张雷，李宏远，吴浩君，汪跃，刘洪洲

2017, 24(3):  100. 

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渤中13-1油田高倾角近临界油气藏在开发过程中，当地层压力下降到饱和压力以下后，油井生产气油比依然稳定，针对该异常现象，通过流体PVT实验、油气表面张力测试实验和储层孔喉特征分析，结合实际生产资料对该油藏产生异常生产动态的原因进行了研究。结果表明：流体属于临界—近临界态流体，相态受温度影响大，表现为构造高部位为近临界挥发性油藏，构造低部位为近临界凝析气藏；存在“上重下轻”的组分梯度特点，即构造顶部的流体最重，随着深度增加，重质组分含量逐渐减小，构造低部流体最轻；低于饱和压力后油气体系属于低界面张力体系，形成自由气相的时间长，延缓了脱气进程；储层孔洞发育，但孔喉比大，在贾敏效应的作用下形成大量“阁楼气”，不能参与流动。该研究丰富了高倾角近临界油气藏的开发实例，对同类油田的开发具有借鉴意义。

焦石坝页岩气井垂直管流计算新模型

黄灿

2017, 24(3):  105. 

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涪陵焦石坝页岩气田已经实现商业开发，但一直存在页岩气井井底流压难以准确预测的问题。页岩气井井底流压是页岩气藏动态分析的重要参数，目前计算井底流压的方法较多, 每种方法适用的条件又不相同。针对页岩气井井底流压难以准确预测的问题，基于目前焦石坝页岩气井筒垂直多相管流中多相流处于稳态流动，运用气藏工程方法，以焦石坝页岩气井实际生产参数和多相渗流理论为依据，建立了一种页岩气井垂直管柱计算修正新模型。研究成果应用于焦石坝气田6口井的井底压力预测，理论模型计算结果与实际测量值相符较好，平均误差为8.72%。研究结果对页岩气开发有重要意义。

基于聚类差异分析的边底水气藏产水预测新方法

高东升，张 辉，雷 霄，成 涛，李 华

2017, 24(3):  109. 

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国内外很多边底水气藏的生产实践表明，总体开发方案设计时采用传统数值模拟方法预测的的水气比往往低于气田实际生产的水气比。针对这一问题，提出一种基于聚类差异分析的产水预测新方法。新方法对研究对象的见水规律进行聚类分析，分析研究对象与类比对象的主要差异因素，通过数值模拟中置换其主要差异因素，量化二者的见水规律，最终通过数值模拟拟合进行产水预测。应用崖城D气田的生产数据进行验证，新方法预测的见水时间以及水气比随采出程度变化关系曲线更符合实际生产情况。研究成果可有效解决陵水A深水气田的产水预测难题，可推广应用到其他边底水气藏。

微地震监测在新疆稠油SAGD开发中的应用

董 宏，何万军，蒋雪峰，杨 柳，何 真

2017, 24(3):  114. 

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针对SAGD生产过程中蒸汽腔形态差异大、常规监测方法无法定量描述的问题，运用微地震监测技术，采用滤波、平滑、属性分析、能量梯度分析等多种处理分析手段，对微地震事件进行精确定位，利用直井观察井温度监测资料，对微地震能量场进行标定，圈定了各个井组的蒸汽腔三维边界，测量了蒸汽腔各项参数。研究表明,微地震监测技术可以对SAGD的蒸汽腔发育特征进行实时监测，将微地震监测定量描述结果应用在重32井区FHW106井组，开展直井辅助SAGD生产，水平段动用程度达到80%以上，日产油量由35t/d上升至85t/d以上，油汽比达到0.24，采出程度提高9.5个百分点。研究成果对储层非均质性较强的稠油油藏开展SAGD开发具有重要意义。

浅层超稠油油藏FAST-SAGD提高采收率技术研究

罗池辉，赵睿，杨智，高亮，孟祥兵

2017, 24(3):  119. 

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新疆油田浅层超稠油油藏部分SAGD部署区储层物性差，非均质性强，为了增加蒸汽热利用率，提高SAGD开发效果，运用数值模拟技术，以风城油田重18井区为例，开展SAGD与水平井组合的FAST-SAGD技术研究，优化了FAST-SAGD井网部署方式、操作方法及关键参数。结果表明：加密水平井部署在距油层底部2m，前期进行溶剂浸泡及微压裂处理，在SAGD井组生产2a后加密水平井以吞吐的方式启动效果最佳；与常规SAGD相比，FAST-SAGD开采周期缩短3a，最终采收率提高9.3%，油汽比提高0.02。研究结果对浅层超稠油油藏SAGD高效开发有一定指导意义。

聚合物-表面活性剂复合驱注采调控技术研究

唐海龙

2017, 24(3):  123. 

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J16块为辽河油田首个聚合物-表面活性剂复合驱工业化试验区块，现场调控经验不成熟，实施过程中出现了注入压力低、油井见效低、层间动用差异大、含水率回升较快等问题。将聚合物-表面活性剂复合驱全程变化规律细化为5个阶段，应用数值模拟正交 分析方法，量化研究影响开发效果的主要因素。应用精细地质体描述技术、综合注入分析、多因素联动分析和油井受效分析等方法，明确了聚合物-表面活性剂复合驱在准备阶段、含水率下降阶段和低含水率生产阶段的研究重点和调控对策，并在平面、纵向、注采方式上采取增加采油井点、完善注采关系、分注调剖、堵水分采等调整措施。现场试验取得显著效果，阶段增油15.6×10⁴t，低含水率生产38个月，阶段提高采出程度14.7个百分点。该研究为聚合物-表面活性剂复合驱的推广应用提供了借鉴。

深部页岩高温高压吸附特性分析

李希建，李维维，黄海帆，沈仲辉

2017, 24(3):  129. 

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为了研究高温高压条件下深部页岩的吸附特性，选取黔北和黔东南牛蹄塘组黑色页岩在压力为0～35MPa、温度为60～80℃条件下进行等温吸附实验。研究发现：页岩对甲烷的等温吸附曲线在高温高压条件下具有明显的峰值，温度越低峰值出现得越早；峰值出现前，温度越低对吸附的影响越大，曲线符合I型吸附曲线特性；峰值出现后，温度越高对吸附的影响越大，吸附量随压力的升高呈缓直线下降趋势，温度越高下降得越快，主要原因是样品孔隙结构的破坏和分子间作用力的变化。研究成果对深部页岩气的评估和开采具有重要的理论和实践指导意义。

临兴致密气藏压裂水锁伤害评价与措施优化

程宇雄，彭成勇，周建良，张滨海

2017, 24(3):  135. 

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针对临兴致密气水锁伤害问题，利用水相圈闭指数法和总水体积法，对该地区压裂层位进行水锁伤害评价，采用考虑启动压力的理论模型计算出液氮用量的理论值，分析了液氮用量与压裂后产能之间的关系，从而对水锁解除措施进行优化。研究结果表明：临兴地区较多层位存在水锁风险；对于易水锁、临界水锁层位，充足的液氮量有利于解除水锁，建议临兴地区液氮用量经验系数取4.0～5.0。该研究可为临兴致密气压裂水锁解除措施优化提供依据。

潜山裂缝稠油油藏注热水开发相似理论研究

丁祖鹏，焦松杰，李 南，张晓亮，王 磊

2017, 24(3):  140. 

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为确定P潜山油藏的合理开发方式，基于渗流理论分析，建立了潜山裂缝稠油油藏渗流数学模型。根据方程分析法中的相似分析法，推导渗流数学模型得出室内比例模拟所需20个相似准数。基于相似准数分析，针对室内模拟难点，给出了实验设计方法。采用相似准则和物理模拟方法，建立了大尺度物理模型，并进行了开发方式优选实验研究。给出的相似准数组可满足室内比例模拟实验需求，为裂缝稠油油藏注热水开发机理研究奠定了理论基础，物理模拟实验结果可作为开发方案设计参考依据，并对该类油藏渗流机理与开发方式研究具有一定借鉴意义。

钻采工程

致密气藏同步回转增压排水采气工艺

丁景辰

2017, 24(3):  145. 

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为解决高含水致密气藏的排水问题，将同步回转多相混输泵运用于气藏排水采气开发中。利用同步回转多相混输泵对气井进行抽吸，降低井口压力至常压甚至负压，以达到排水采气的效果。选择大牛地致密气藏某高产液区块的6口气井进行了同步回转排水采气现场试验，试验总体成功率为66.7%。其中，水淹井成功率为33.3%；积液减产井效果较好，成功率达到100%。试验累计排出积液28.2m³，同时回收放空天然气7.08×10⁴m³，试验后6口气井日产气量增加1.17×10⁴m³/d。结果表明，同步回转排水采气能有效排出致密气藏气井内积液，改善气井生产状况，在避免环境污染的同时具有良好的经济效益，为致密气藏排水采气工作提供了新思路。

超低渗透水平裂缝油藏水平井井眼轨迹优化技术

贾自力，石彬，周红燕，陈芳萍，孟选刚

2017, 24(3):  150. 

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七里村油田长₆油藏为浅层超低渗透油藏，压裂后人工裂缝为水平缝，直井开采效果不理想。为改善开发效果，水平井的水平段设计为纵向穿越不同的流动单元，压裂后形成多条水平裂缝。基于此思路，设计了“一”字型、大斜度型和“弓”型3种形状的井眼轨迹。数值模拟计算了3种井眼轨迹的开发指标，“弓”型井眼轨迹生产效果最佳。在七平1井上开展现场试验， 油层实施6段压裂，分别在3个流动单元各造2组水平裂缝，水平井投产后开发效果明显改善，初期日产油、累计产油均达到同区直井的13倍以上。试验表明，采用“弓”型井眼轨迹可有效提高水平裂缝油藏储量动用程度，对国内同类油藏的开发具有借鉴意义。

底水稠油油藏水平井二氧化碳吞吐研究

许国晨，王 锐，卓龙成，钱卫明，金 强

2017, 24(3):  155. 

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兴北油田垛一段稠油油藏油层厚度薄，底水活跃，为解决开发过程中底水突进、采收率低的问题，在室内进行降黏剂浓度筛选和水平井CO₂吞吐参数优化的基础上，结合4口水平井的开采现状，开展了CO₂吞吐现场试验。研究表明：提高水平井CO₂吞吐效果的关键是降黏剂筛选、优选CO₂合理的注入量和控制采油强度；在水平井CO₂吞吐试验中先注入降黏剂，后注入CO₂，可降低注CO₂过程中沥青沉淀对油层的伤害；水平井CO₂吞吐转抽后，通过降低抽油泵排量，可控制底水锥进。截至2016年10月，4口井5井次累计注入降黏剂为23t，累计注入CO₂为5627.45t，累计增产原油为2560.17t，换油率为0.31～0.85 ，平均为0.45。该项研究有效降低了CO₂对储层的伤害和CO₂的注入压力，减少了CO₂注入量的盲目性，延长了水平井CO₂吞吐的有效期，提高了换油率，对同类薄层稠油底水油藏开展水平井CO₂吞吐具有一定的借鉴意义。

低压低产积液气井复产新工艺

陈小刚

2017, 24(3):  160. 

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针对低压低产积液气井因作业液返排困难，井筒积液，采用常规复产工艺无法实现有效排采，对储层造成二次伤害，严重制约气井产能发挥的问题。在对比研究泡排、连续油管+液氮或膜制氮气等复产工艺的优缺点基础上，设计了一种邻井高压气源+生产流程辅助的复产新工艺。建南气田实际应用结果表明：低压低产气井采用该工艺，具有经济、实用、高效的优点，气井复产周期可缩短60%左右，有效改善了气井生产状况，且在避免环境污染的同时具有良好的经济效益。该技术为低压低产积液气井的排采工作提供了新思路。

其他

连续管检测监控技术

明瑞卿，贺会群，唐纯静，胡强法

2017, 24(3):  164. 

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国内目前连续管检测监控技术一直依赖进口，与国产设备配套性差，严重影响现场作业的安全性与作业效率，故加速连续管检测监控技术的国产化势在必行。在进行大量文献调研的基础上，首先介绍了国内外不同连续管检测监控技术的功能及其特点；并从作业参数实时采集系统、连续管在线检测系统、实时监控与处置系统和井下测控系统4个方面对比分析了国内外连续管检测监控技术，最后针对该技术的发展方向给出了建议：国内作业参数实时采集系统应实现数据的采集、显示和存储，并能规范管理数据；连续管在线检测系统需实现连续管缺陷、变形与壁厚减薄数据的采集、显示和存储，并能实现连续管缺陷的连续跟踪与分析；国内连续管软件技术应初步集成上述两方面，并建立可视化界面，实时监测作业过程并给出报警提示；井下测控系统方面应先加快相关基础技术的研究，再初步实现该系统的国产化。研究成果对国内连续管检测监控技术的完善和发展有一定的借鉴意义。

特稠油停输与再启动方案探讨

万宇飞，邓道明，李立婉，刘春雨，杜夏英

2017, 24(3):  170. 

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基于国内某长距离特稠油管道和4种不同掺柴油比掺混稠油，利用瞬态流体仿真软件SPS，计算和评估了自启动、大掺柴油比掺混稠油置换启动、热柴油顶替启动和临时补救－置换－再启动4种启动方法，得到启动过程中重要参量的变化情况和各再启动方案在输送不同油品时的适应性。综合考虑启动安全风险、启动时间和操作复杂程度认为，停输后临时补救－置换－再启动方法适应性最强，可以适应于较大时间范围（如72 h）的停输与再启动，且对计划停输和意外停输工况均适用；自启动和大掺柴油比掺混稠油置换启动的最大停输时间相同，对小掺柴油比的掺混稠油最大停输时间不足72h。黏度较小的大掺柴油比掺混稠油宜自启动，黏度较大的小掺柴油比掺混稠油适于以大掺柴油比掺混稠油置换启动；热柴油部分顶替启动效果最差，最大停输时间最小。同时，给出了给定掺柴油比掺混稠油在不同停输时间下的再启动推荐方案，为现场的安全生产和其他同类型管道的停输再启动提供技术支持和借鉴。