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2019年 第26卷 第4期    刊出日期：2019-08-25

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地质勘探

河套盆地临河坳陷吉兰泰地区基岩裂隙含油特征及评价

杨雪，雷越，张金川

2019, 26(4):  1. 

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为了构建河套盆地深层褶皱基底中高产的基岩油藏模式、探明基岩裂隙含油气性，基于已获得工业油流的临河坳陷吉兰泰地区的测录井数据、结合岩心观察和薄片鉴定,对河套盆地临河坳陷吉兰泰地区的生储盖特征进行了研究。结果表明：临河坳陷吉兰泰潜山基岩储层岩性主要为片麻岩，储集空间主要为深大断裂形成的构造裂缝，原油来自下白垩统固阳组烃源岩，上覆固阳组泥页岩为基岩裂隙油藏提供了良好的封盖，防止油气逸散，形成了埋藏浅、油层厚度大的潜山顶部基岩富集油藏。吉兰泰潜山油藏模式的成功发现丰富了变质岩领域的油气勘探实践，通过对圈—源关系及油气成藏模式综合分析，分层次开展临河坳陷有利区带优选，为变质岩类潜山油气成藏规律研究及有利区圈定提供重要参考。

河套盆地临河坳陷流体势特征及油气运聚单元划分

杜晓宇，丁文龙，焦保程，周志成，薛明旺

2019, 26(4):  9. 

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河套盆地早期勘探并未取得实质性进展，前人也未从流体势的角度分析油气的运聚特征，为了进一步明确河套盆地的运聚规律，采用Hubbert流体势模型，恢复了河套盆地临河坳陷在新近纪这一关键成藏期的流体势。结果表明：在新近纪，河套盆地高势区分布范围较大，主体位于临河坳陷的西北方向，坳陷中心为供流区，斜坡带为泄流区，总体表现为由西北坳陷中心向东南斜坡带逐渐降低的分布规律。结合河套盆地新近纪流体势分布特征，进一步将临河坳陷划分为两大油气运聚区共6个油气运聚单元，其中，Ⅰ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ号运聚单元是较好的油气运聚单元。研究结果对研究区的下步油气勘探具有一定的借鉴和指导意义。

南黄海盆地南部坳陷对冲挤压变形与拉张断陷叠加特征分析

黄建军，牛华伟

2019, 26(4):  15. 

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南黄海盆地是中国近海至今尚未获得油气重大突破的（古生界—中生界—新生界）叠合盆地之一，受对冲挤压性质的印支运动影响，南黄海盆地南部坳陷区域已沉积的古生界及下中生界发生构造形变及抬升剥蚀，形成了不同程度、不同规模、不同走向的逆冲推覆断层及相应的挤压背斜构造。针对南黄海盆地中—古生界与新生界构造叠加特征问题，运用地震剖面结构分析方法，将区域与局部地震剖面结构分析相结合，通过区域断裂特征解释确定断裂体系发育特征，并结合不同层系地层变形特征，综合确定不同构造层系的结构特征。研究结果表明，在早期挤压时期，南部坳陷位于南北对冲挤压弱变形带，主要发育相对完整的挤压背斜构造，在晚期拉张时期，南部坳陷在早期挤压变形的基底之上，发育了近东西走向的系列断陷。最终形成早期挤压构造与晚期拉张断裂构造叠合发育区带为研究区油气勘探突破有利区带的新认识。

黄河口凹陷BZ油田古近系层状火成岩发育模式及精细刻画

王少鹏，袁勋，崔名喆，程大勇，王西杰

2019, 26(4):  21. 

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渤海BZ油田各井在古近系含油层段内钻遇3.2～42.8m的火成岩，呈单层层状镶嵌在碎屑岩储层中。针对该油田火成岩发育机理认识不清及预测困难问题，应用钻井、测井及三维地震资料总结层状火成岩发育模式及控制因素，利用基于振幅分级及火成岩构型的等效厚度描述技术，开展单层厚层和薄层火成岩发育段的定量刻画。研究结果表明：在渤海BZ油田古近系各层段共发育26个层状火成岩发育区，面积为0.07～2.47km²，平面上叠置连片，纵向上火山活动逐渐增强，火成岩分布规模逐渐变大。该研究可为BZ油田储量计算和井位部署奠定基础。

泌阳凹陷深层致密砂岩孔隙结构测井评价方法研究

章新文，毛海艳，谢春安，谭静娟，赖富强

2019, 26(4):  27. 

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泌阳凹陷安棚深层致密砂岩孔隙结构较为复杂，孔隙结构参数计算准确与否关系到储层评价是否正确有效。首先从Archie公式出发，提出井筒泥浆侵入近似等效为实验室高压压汞的设想，联合常规与核磁共振测井资料，通过公式推导研究了T2谱转换为伪毛管压力曲线的新模型，然后利用岩心高压压汞实验数据对该模型进行标定，计算出储层孔径分布曲线、最大孔喉半径等孔隙结构参数。研究结果表明：新模型计算的孔隙结构参数与岩心实验分析结果相关系数均高于0.75，相对误差小于15%，具有较好的一致性。通过研究区新井资料跟踪处理和试气验证，该方法可有效识别出常规油层和差油层，证明了该方法准确性高。该方法为复杂储层的有效识别和评价提供了借鉴，具有较好的应用前景。

克拉玛依油田六区、七区、九区石炭系火山岩内幕成藏规律研究

王辉,邱争科,周庆,胡戈玲，彭立才

2019, 26(4):  33. 

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针对克拉玛依油田六区、七区、九区上盘石炭系火山岩内幕油藏成藏规律认识不清的问题，运用油气成藏要素配置关系分析方法，通过烃源岩评价、储集空间类型及组合方式识别、储盖组合、油气输导体系及成藏模式分析，揭示火山岩内幕成藏规律。结果表明：该区上盘石炭系火山岩内幕油源充足；裂缝–孔隙型和裂缝型储层是最有效的储集空间组合类型，储层物性属中孔低渗储层，火山岩内幕有利储层主要分布在主干断层附近；盖层为致密的火山岩隔层或致密沉积岩；圈闭类型多样；油气输导体系主要由同沉积主干断裂构成；石炭系内幕油气成藏模式为新生古储，油气主要聚集于主干断层附近石炭系内幕各种有利圈闭内。研究成果对该区石炭系内幕火山岩油气勘探和评价具有较好的借鉴和指导意义。

方正断陷白垩系砂砾岩成岩作用及对储层物性的控制

王有智,郑洪涛，田彦林

2019, 26(4):  38. 

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砂砾岩体作为近年来重要的油气勘探领域，其非均质性特征明显，因而成岩作用对其储集性能影响显著。针对方正断陷白垩系砂砾岩储层致密控制因素不明确的问题，利用岩心、铸体薄片、扫描电镜、能谱分析及XRD等分析方法，对研究区砂砾岩储层成岩作用类型及其对储层物性的影响进行了研究。结果表明：研究区砂砾岩主要存在4种成岩作用类型，压实作用、溶蚀作用和胶结作用对储层物性影响较大，交代作用对整体物性而言影响有限。砂砾岩储层经历了较为强烈的机械压实作用，严重破坏了储层的原生孔隙，平均减孔15.97%，是导致白垩系砂砾岩储层致密化的最主要原因；外来烃类流体的注入，大量的有机酸通过残留孔隙和裂缝进入储层，促进了钾长石等矿物的溶解，形成次生孔隙带，改善了砂砾岩储集性能，增孔6.79%；胶结作用充填原生和次生孔隙，减孔6.53%，是储层致密的另一关键因素。通过砂砾岩储层物性分析，认为方正断陷白垩系优质储层主要发育在靠近油源断裂的扇三角洲前缘水下分流河道细砾岩体中，前缘扇体原始孔隙度较高，是形成储层的物质基础，而且靠近油源断裂，利于烃类注入造储。该研究对方正断陷致密砂砾岩油藏的有效储层评价、有利勘探区带优选及目标优选等均具有一定的指导意义。

塔里木盆地塔河地区走滑断裂体系活动特征与油气地质意义

李兵，邓尚,李王鹏，高利君，许杰

2019, 26(4):  45. 

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塔里木盆地塔河油田是中国第1个古生界海相亿吨级大油田。结合高精度三维地震精细解析、相干属性提取等方法，从剖面样式和平面展布特征探讨了走滑断裂的构造样式、主次级断裂关系、活动期次及其油气地质意义。研究表明：塔河地区主要发育NNW向和NNE向2组主干走滑断裂，在深层T₇⁶界面附近还发育NNW向、NNE向和近EW向3组次级走滑断裂，次级走滑断裂发育层位与塔河油田主要的产油目的层位具有明显对应关系；喜马拉雅期活动强的主干走滑断裂及其与次级走滑断裂交汇部位为油气有利勘探区域。该认识可为该区优选高效井井位和提高钻井成功率提供参考和理论依据。

一种基于OVT域的地震储层预测方法

李红星

2019, 26(4):  52. 

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针对全叠加地震数据局部储层预测精度低的问题，以地震沉积学为基础由叠前地震资料入手，获取河道砂体的地震反射信息，采用分组优选最佳方位角和炮检距叠加窗口方法，对OVT道集进行部分叠加, 进行储层预测工作。将研究成果应用于大庆长垣油田北一二排西区块储层刻画中，结果表明方位角和炮检距窗口成像方法能够得到叠前道集中所包含的随方位角、炮检距变化的储层信息，能够有效识别部分全叠加数据不能预测的河道砂体，河道形态更加清晰。最佳方位角和炮检距叠加数据与全叠加数据 相比，地震储层预测精度有明显提高，可对长垣油田新一轮次的储层精细刻画工作提供很好的指导意义。

鄂尔多斯盆地杭锦旗东部断裂特征及对天然气成藏的影响

齐荣

2019, 26(4):  58. 

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针对鄂尔多斯盆地杭锦旗东部地区断裂对成藏控制因素认识不清的问题，利用地震及钻井资料，开展断裂性质、分布、活动性及封闭性研究。运用改进的断裂泥岩比率法和断面正压力法研究断裂的侧向和垂向封闭性。研究结果表明：断裂按走向可划分为NE、NW、NEE向断裂，按性质划分，主要为高角度逆断裂；断裂在不同层位封闭性存在差异，掌岗图西断裂在盒₂₊₃段、盒₁段侧向封闭性好，山₁段侧向封闭性中等，山₂段和太原组差，且在各层段垂向封闭性普遍中等；结合封闭性分析，通过气藏解剖，明确二级断裂控制了构造圈闭的发育，三、四级断裂控制着天然气的垂向运移与聚集，该研究为下一步优选有利目标区和勘探井位部署奠定基础。

塔东隆起带震旦系古油藏的发现及勘探意义

田小彬，王年梅，张 宏，马新海，杨子成

2019, 26(4):  64. 

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针对塔东隆起带震旦系油气成藏的问题，利用近年来新采集的二维地震、钻井等资料，对塔东隆起带震旦系进行研究。结果表明：塔东隆起带震旦系水泉组发育碳酸盐岩台地—缓坡相沉积，早期台地相沉积环境更有利储层发育；在东探1井震旦系水泉组下部台地相白云岩地层中发现了60m连续分布的储层沥青，表明震旦系发育有古油藏。东探1井震旦系古油藏是塔里木盆地首次在震旦系发现古油藏，该发现说明震旦系经历了油气成藏过程，沥青分布特征表明沉积相带与岩溶作用对古油藏具有一定的控制作用。该研究开拓了塔里木盆地新的勘探层系，为塔里木盆地震旦系油气勘探提供部署依据。

辽河葵东地区低电阻率油层产能影响因素分析及预测

蒋兴才

2019, 26(4):  70. 

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针对辽河葵东地区低电阻率油层发育，产能预测难的问题，基于平面径向稳态渗流原理，分析油层产能的主控因素，建立区域比采油指数预测模型，利用岩心、测井资料构建相关储层参数测井解释模型，初步实现了辽河葵东地区低电阻率油层产能预测。研究表明：葵东地区油层产能的主控因素是储层构造特性、岩性和物性；油层比采油指数与地层渗透率具有较好的相关性；采用阵列感应反演的地层原状电阻率计算地层含水饱和度，计算结果更合理；要实现辽河葵东地区低电阻率油层的产能预测，应优选核磁共振和高分辨率阵列感应测井。该研究对同类储层产能预测具有借鉴意义。

油藏工程

多井系统复合油藏平均地层压力计算方法研究

尹洪军，文刚, 邢翠巧, 付京, Perapon Fakcharoenphol

2019, 26(4):  76. 

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针对加密井网注采不平衡、复合油藏地层压力评价难的问题，进行了多井系统复合油藏平均地层压力计算方法的理论研究。根据物质平衡原理，建立了考虑注采强度影响的多井系统复合油藏拟稳定渗流数学模型，给出了平均地层压力的计算方法，验证了该平均地层压力计算方法的正确性，分析了平均地层压力的影响因素。研究结果表明：注采比与平均地层压力呈正相关，多井系统复合油藏平均地层压力的计算，需要考虑注采比影响，以便准确评价地层压力。将研究成果应用于喇嘛甸油田地层压力水平解释，注采比大于1，地层存在多余能量补充，该方法得到的平均地层压力介于关井末点压力和水驱平均地层压力之间更符合实际，为油田制定合理开发政策提供依据。

稠油油藏双管水平井注汽井筒参数预测新模型

李朋，张艳玉，孙晓飞，陈会娟, 刘洋

2019, 26(4):  85. 

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为准确预测稠油油藏双管水平井注汽井筒沿程关键参数，提高水平段地层受热均匀程度，基于双管水平井管柱结构特点，考虑井筒与地层传热影响，建立水平井井筒与油藏耦合数学模型，并采用全隐式有限差分法对其求解。利用该模型对水平井井筒沿程关键参数进行预测，结果表明：新模型最大误差为7.05%，模型准确可靠；随时间增加，井筒蒸汽压力和温度均先上升后下降，而蒸汽干度先减小后增大，且蒸汽压降和温度下降主要发生在长管内；在井筒沿程地层均质、井筒跟端地层物性条件下，长管注汽短管排液相比短管注汽长管排液，地层受热均匀程度可分别提高11.11%和26.74%；当井筒趾端地层物性较好时，短管注汽长管排液均匀预热效果优于长管注汽短管排液，地层受热均匀程度提高了11.76%。该研究为井筒沿程关键参数预测及油藏均匀受热优化奠定了基础。

气顶边水油藏水平井垂向位置优化研究

房娜，刘宗宾，祝晓林，宫平志，刘欢

2019, 26(4):  91. 

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针对气顶边水油藏油气水三相共存，流体界面运移规律复杂，水平井垂向位置难以确定的问题，以渤海锦州A油田为例，基于油藏工程法建立了不同气顶指数和水体倍数下流体界面移动模型，总结了油气界面和油水界面移动规律。在此基础上，绘制不同开发阶段水平井合理垂向位置图版，并结合数值模拟、矿场实践验证了该方法的有效性。结果表明：水平井合理的垂向位置主要受气顶、边水能量和地层压力的影响；在不同的开发阶段部署调整井时，应考虑油气界面和油水界面运移速度的差异，不断优化水平井垂向位置，避免油井过早气窜、水锥。该方法有效指导了锦州A油田二期加密需求，预计可提高采收率6.8个百分点。该研究可为气顶边水油藏水平井的部署提供一定的借鉴。

大庆长垣外围特低渗透油藏开发效果综合评价方法

李承龙，苗志国，李照永，张宇

2019, 26(4):  97. 

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已有特低渗透油藏开发效果评价方法体系中未考虑流体渗流特征、流体性质、经济效益等因素，不适用于特低渗透油藏开发效果的评价，且权重计算方法过于单一，导致权重值不合理，评判结果不准确。针对这些问题，考虑特低渗透油藏条件和渗流特征，结合开发技术政策及经济效益等因素，引入启动压力梯度、压敏效应、原油黏度、吨油操作成本等指标，建立9大系统，共46个指标，形成了特低渗透油藏开发效果评价体系，利用隶属度区间分布计算方法和主客观组合赋权法，建立了特低渗透油藏开发效果综合评价模型。评价结果表明，2016年A区块综合评价结果为“中”，结合评价结果，实施补孔、转注、压裂，改善管理方式、优化投入等措施，截至2018年底，区块可采储量采油速度由1.27%上升至1.35%，压力保持水平由62%上升至68%，水驱控制程度由58.6%上升至79.7%，投入产出比由1.00∶1.17提高至1.00∶1.21。该研究成果可为长垣外围特低渗透油藏开发规划提供技术支持。

考虑物性时变的裂缝性油藏数值模拟方法

张福蕾，姜瑞忠，崔永正，邱小龙，张春光

2019, 26(4):  103. 

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长期水驱开发导致储层物性随时间发生变化，为提高物性时变条件下裂缝性油藏数值模拟精度，利用基于面通量的时变表征方法，建立了新的裂缝性油藏数学模型，并自主开发了考虑时变的数值模拟器。将新模拟器与Eclipse软件计算的结果对比，两者计算结果基本一致，其中，日产油量、日产水量、地层压力、井底流压的模拟误差均在0.125%以内。建立概念模型，设计了6种考虑时变的模拟方案研究物性时变对裂缝性油藏开发的影响。结果显示：储层物性的变化程度与水驱时间成正比，不同方案的时变机制对水驱特征和生产的影响不同；渗透率时变条件下采出程度降低，储层边缘剩余油较多，生产井见水后含水率急剧上升；相对渗透率时变条件下主流线水油流度比减小，波及体积扩大，采出程度升高。将考虑时变的数值模拟方法应用于大庆杏树岗油田杏南开发区，模拟数据匹配度明显高于Eclipse软件，新模拟器对于长期水驱开发油田后期的精确历史拟合有良好的效果。该研究对预测裂缝性油藏水驱动态和调整后期开发措施具有重要的理论和应用价值。

基于层间均衡驱替的注水井分层配注方法

马奎前，陈存良，刘英宪

2019, 26(4):  109. 

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油藏纵向非均质性造成注水舌进，层间开采差异大，导致油田开发效果不理想。针对此问题，根据储层采出程度与注入孔隙体积倍数的关系，利用迭代法对各层注水量进行重新分配，以实现油田各层采出程度相同的均衡驱替目标，从而形成一种基于层间均衡驱替的注水井分层配注新方法。将研究成果应用于渤海BZ油田，新方法实施后区块平均日增油23m³/d，含水下降约4%，起到了较好的降水增油效果。新方法有效增加了储层的动用程度，提高了注入水的利用率，减少了注入水的低效无效循环，提升了油田的开发效果，对进一步挖潜剩余油具有重要指导意义。

牛顿流体-幂律流体双区复合稠油油藏水平井热采试井模型

高岳，姜瑞忠，崔永正，张春光，潘红

2019, 26(4):  113. 

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针对压敏型稠油油藏水平井热采特征，综合考虑油藏渗透率应力敏感及稠油的幂律特性，建立了牛顿流体—幂律流体双区复合稠油油藏水平井试井模型，运用有限元方法求解水平井井底压力。结果表明：该模型可分为8个流动阶段，无因次应力敏感系数越大，压力导数曲线上翘程度越大；当把外区（冷油区）处理为幂律流体时，外区径向流阶段压力导数曲线变为斜直线，内外区导压系数之比越大，幂律区反应特征越明显，压力导数曲线上翘越明显；蒸汽区（内区）半径变小，压力波在内区中传播的时间变短，即内区径向流结束时间也越早。应用该模型对新疆G区块进行试井解释，拟合精度高于传统模型。该方法为稠油油藏热采精细描述开辟了新途径，对稠油油藏试井解释具有重要意义。

基于均衡驱替的平面注采优化研究与应用

常会江，孙广义，陈晓明，翟上奇，张言辉

2019, 26(4):  120. 

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海上油田采用不规则井网高速开发，易造成油田水驱不均，影响开发效果。为改善现有井网平面驱替不均衡的问题，基于Buckley-Leverett方程，结合广适水驱理论，得到含水率与产液量、注水量的定量表征关系，以所有单井含水率相同为目标，通过调整产液量和注水量，最终实现现有井网平面均衡驱替，据此提出平面注采调整新方法，编制计算程序，实现实时优化调整。应用该方法在渤海BZ油田X砂体进行矿场试验，砂体日增油为50m³/d，年累计增油为1.5×10⁴m³，矿场效果与预期基本一致，证明该方法准确、可靠。该方法对海上油田的高效开发具有重要意义。

页岩气与煤层气开发特征模拟实验研究

胡志明，端祥刚，常进，李武广，沈瑞

2019, 26(4):  125. 

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为明确不同吸附气比例对气体开采特征的影响，优选具有代表性的页岩和煤岩样品，分析了页岩气与煤层气赋存与开发机理的异同，建立了高压吸附特征测试和多点测压串联开发模拟实验方法，对比分析了页岩气和煤层气的压力传播规律和气体动用规律。结果表明：页岩和煤岩基质的渗流能力均较低，煤岩样品的吸附能力约为页岩样品吸附能力的9倍，储层中煤层吸附气达到79%，占主导地位，而页岩储层中以游离气为主；页岩与煤岩的压力传播速度均较慢，煤层动用能力高于页岩储层，开发300d煤岩采出程度达到95%，页岩采出程度仅为75%。研究认为，在开发中后期，压力降低，吸附气解吸参与供给，页岩和煤岩压力下降均明显变缓，单位压降产气量增加，煤样的单位压降产气量增加程度远高于页岩，页岩气开发技术政策应以高效动用游离气为主，而煤层气开发技术政策应以有效动用吸附气为主。研究成果为完善非常规天然气渗流理论、优化开发技术政策奠定了基础。

火驱油墙技术界限判定及运移特征

王伟伟

2019, 26(4):  131. 

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针对火驱地下油墙形成及运动规律不清的问题，利用自主研制的火驱物理模型，开展了杜66块K039井天然岩心物理模拟实验，对比分析了含油饱和度与温度的关系，提出了油墙技术界限的判定方法。结果表明：油墙技术界限的上、下限分别为实验压力下的饱和蒸汽温度值和实验用油的拐点温度；火线形成后，原油在高温作用下聚集形成高饱和度油墙；随着火线推进，油墙范围不断增大，模型内压力不断上升，当油墙接近生产井时油墙范围达到最大，模型内压力达到峰值，生产井进入稳产阶段；随着原油不断采出，模型压力下降，油墙范围逐渐减小直至消失，火线到达生产井。将室内油墙运移特征应用于杜66块观察井，分析表明，试验井组油墙已形成，且前锋已到达生产井，处于热效驱油稳产阶段。该研究明确了火驱过程中油墙的运移规律及增油机理，通过对油墙的动态跟踪判识，可判断出现场油墙的相对位置及生产阶段，对稠油火驱开发现场的综合调控提供了技术支持。

致密砂岩孔隙中气水分布规律可视化实验

吕金龙，卢祥国，王威，谢坤，胡勇

2019, 26(4):  136. 

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为深入研究气水两相渗流在储层岩石孔隙中形成封闭气和残余水的机理，采用3D打印技术和玻璃刻蚀技术制作了2种具有气藏岩石孔喉结构特征的微流控芯片和1种裂缝-孔隙模型，并研制了一种人造微观可视化模型，进行气水两相驱替实验，观察水驱气和气驱水过程中气水分布情况。结果表明：水驱气和气驱水过程中气水在孔喉中分布规律相反；在水侵过程中，因卡断和绕流作用会形成封闭气，盲端、角隅和不连通孔隙等处也会形成封闭气，当盲端朝向与水流方向夹角为锐角时，盲端中滞留气可被部分采出；在裂缝-孔隙模型中，裂缝、“十型”和“H型”孔道是水驱过程中形成封闭气的主要原因；气驱水过程中，卡断、绕流和“A型”孔道是形成残余水的主要原因。研究多孔介质中气水流动的微观渗流机理有助于了解气藏成藏机理及水驱气时气藏的开发特性，可为定量分析实验现象提供较为准确的图像及数据资料，对于提高气藏开发效果的技术决策具有重要参考价值。

中高矿化度聚表剂乳化性能及稳定乳状液驱油机理

王贵江，张杰，苑光宇，刘哲宇

2019, 26(4):  142. 

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针对不同类型聚表剂乳化作用差异明显的问题，选取4种常用聚表剂，考察了多种因素对聚表剂乳化性能的影响，并通过微观模型研究了聚表剂乳化驱油机理。结果表明：聚表剂乳化性能受油水比、聚表剂浓度和黏度影响，油水比越大，乳状液粒径越小，聚表剂黏度、浓度越大，乳状液稳定性越强，选用的调驱型聚表剂（HD-I、HB-BI和DG）和驱洗型聚表剂（HD-II）均易于形成O/W型乳状液；聚表剂形成的乳状液可通过乳化携带作用、乳化封堵液流转向作用驱替残余油，这是聚表剂驱油的重要机理之一。该研究明确了不同类型聚表剂的乳化特点与驱油机理，为现场聚表剂的筛选与应用提供了理论指导。

钻采工程

基于赫-巴模型的微小井眼连续油管钻井环空流阻计算分析

侯学军，宋洪奇，关谦，金锐，张辉

2019, 26(4):  148. 

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微小井眼连续油管（简称CT）钻井井眼直径小，井眼环空中钻井液流阻较大，严重制约微小井眼CT钻井的推广应用，根据微小井眼CT钻井特点，运用非牛顿的赫-巴流体循环流阻计算模型，分别计算不同外径、不同长度的CT在不同偏心度情况下钻Φ89.0mm井眼时的环空流阻，研究微小井眼CT钻井环空流阻随CT外径、长度、井眼偏心度、流速等参数的变化规律。结果表明：使用外径为25.4～73.0mm的CT钻井，推荐CT环空钻井液流速为0.54～3.10m/s。该研究可解决微小井眼CT钻井循环流阻较大的问题，推动微小井眼CT钻井技术的应用与发展。

磁库仑定律法优化液动岩屑清洁工具扭矩研究

孙晓峰，胡乔波，闫立鹏，陈烨，姚笛

2019, 26(4):  154. 

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磁扭矩是液动岩屑清洁工具主要工作特性参数之一，是工具输出功率的主要决定因素。通过磁库仑定律建立了磁扭矩计算数学模型，优化设计液动岩屑清洁工具磁传动机构参数。将理论模型数值计算结果分别与2D有限元模拟结果及实验结果进行对比，验证理论模型的准确性与合理性。结果表明：理论模型结果与有限元模拟及实验结果误差较小，证明了理论模型的准确性；优化了液动岩屑清洁工具的磁力传递结构，磁偶数量为10~14对时，磁扭矩传递效率较高，永磁铁端面有效横截面积控制在80%左右，单位体积永磁铁产生的磁扭矩最高，符合工程要求。该研究结果为液动岩屑清洁工具磁传动结构的设计奠定了理论基础。

高泥质砂岩油藏防膨控砂体系性能评价与应用

宋金波, 张雨晨, 贾维霞, 梁 伟, 王勇

2019, 26(4):  160. 

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黏土膨胀及微粒运移的综合作用是影响高泥质砂岩油藏开发效果的主要原因，常规工艺难以同时满足防止黏土膨胀、有效控制微粒运移的要求，因此需要创新控砂理念，开发具有针对性防膨控砂体系。新型防膨控砂剂体系复合了优质防膨剂及控砂剂新材料，利用优质防膨剂防止高泥质组分膨胀伤害地层，同时含有酰胺基、氨基等功能性官能团的控砂剂与储层微粒通过氢键、静电作用相互吸附，形成稳定均匀的分子膜，可达到有效固定地层粉细砂或黏土颗粒。防膨控砂剂体系性能评价表明：防膨控砂剂体系防膨率大于90%；耐冲刷排量达6000mL/h，远高于常用抑砂剂900mL/h的指标，对不同粒径微粒均具有良好的控砂作用，储层深部防膨控砂作用显著。截至2018年12月，现场应用15口油井，控砂成功率达100%，累计增油18900t，应用效果良好。易于成膜的分子结构设计，巧妙解决了控砂性能与渗透率、保留率之间的矛盾，为成模型控砂剂的研究开辟了新的方向。

煤层气水平井防砂泵井液携煤粉流动特性分析

刘国强，屈圣力，李照

2019, 26(4):  165. 

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研究井液携煤粉的流动特性是解决煤层气水平井防砂泵卡泵问题的关键。运用井液和煤粉液固两相流动力学分析方法，建立了防砂泵井液携煤粉流动的数学模型，利用数值求解和仿真分析手段，揭示液固两相流动特性。结果表明：煤层气水平井防砂泵内井液液面上升时，固定阀阀孔两侧出现涡流现象，大量煤粉运移速度逐渐降低；防砂泵入口井液流速较低时，部分较大颗粒煤粉在固定阀阀孔沿径向的下部一侧发生沉降，造成泵筒底部煤粉浓度较大；柱塞和泵筒间配合余隙内的煤粉浓度从防砂泵入口处沿轴向逐渐降低，且煤粉浓度随造斜段倾斜角的增大会迅速提升，并在靠近泵筒腔壁处达到最大值。该研究系统分析了防砂泵井液携煤粉流动特性，为研发煤层气水平井防砂泵及工艺技术提供了重要依据。

欠平衡连续油管钻井中螺旋管段气液两相流摩阻压降特性研究

冯金禹，闫铁，孙士慧，唐海燕，田龙

2019, 26(4):  170. 

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针对欠平衡连续油管钻井中螺旋管段气液两相流摩阻难以计算的问题，采用数值模拟方法，研究了气液两相流在连续油管螺旋管段中的流动，揭示了两相流在螺旋管段的流动特性。对影响摩阻压降的相关因素进行了分析，计算了不同的充气量、采用不同密度和黏度的钻井液以及不同曲率时螺旋管段的摩阻压降。结果表明：充气量越大，螺旋管段摩阻压降越大；钻井液的密度和黏度越大，螺旋管段摩阻压降越大；螺旋管段的曲率比越大，螺旋管段摩阻压降越大。该研究对于指导欠平衡连续油管钻井作业时选择充气量、钻井液和滚筒，计算水力参数和泵压具有重要的参考意义。