当期目录

2020年 第27卷 第2期    刊出日期：2020-04-25

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综述

中国海相碳酸盐岩储层酸化压裂改造技术现状及发展趋势

张倩, 李年银, 李长燕, 王永清, 赵立强

2020, 27(2):  1-7. 

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中国海相碳酸盐岩储层具有埋藏深、温度高、高含硫、孔缝洞发育分布不均匀等特点，酸化压裂改造面临一系列技术难题。在对典型海相碳酸盐岩储层地质特征进行了对比分析基础上，针对酸化压裂改造面临的技术挑战，从高温深井提高酸液有效作用距离的酸液体系、高闭合应力储层提高酸蚀裂缝导流能力的措施、缝洞型储层酸化降滤失措施、复杂地层流体应对技术、复杂结构井分段改造措施等方面对国内海相碳酸盐岩储层酸化压裂改造关键技术现状进行了综合分析，提出了海相碳酸盐岩层增产改造理论及工艺技术发展趋势。该研究结果为海相碳酸盐岩储层增产改造技术的发展提供了技术和理论支持。

二氧化碳地质封存中盖层力学完整性数值模拟研究综述

刘苗苗, 孟令东, 王海学, 吴桐

2020, 27(2):  8-15. 

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要保证CO₂稳定封存不逸散，关键是正确评价盖层力学完整性。数值模拟方法能定量分析CO₂封存中复杂的耦合过程，具有速度快、精度高等显著优点。对CO₂封存中盖层力学完整性问题的数值模拟研究现状进行了分析总结，对比分析了用于CO₂封存数值模拟研究的力学本构模型、耦合分析方法及模拟软件，归纳总结了数值模拟在CO₂咸水层封存中盖层力学完整性分析方面的研究现状，讨论了当前研究面临的问题和挑战，并指出了未来的研究方向。该研究结论可为CO₂封存的相关研究提供有益参考。

地质勘探

断砂配置中油气运移方向判别方法的改进及其应用

孙宁, 刘丽丽, 李文科, 付广, 吕延防, 刘哲

2020, 27(2):  16-21. 

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为完善“下生上储式”源储组合中油气沿断裂的运移规律，在断砂配置输导不同方向油气运移所需条件研究基础上，针对改进前断砂配置中油气运移方向判别方法中未考虑油气成藏期地质条件的不足，通过比较油气成藏期泥岩盖层内断裂填充物和下伏砂体古排替压力的相对大小，改进了油气在断砂配置中运移方向的判别方法，并将改进前和改进后方法分别应用于渤海湾盆地南堡凹陷南堡5号构造F₂断裂与东二段砂体配置中油气运移方向的判别。结果表明：改进后方法认为，F₂断裂在东二段泥岩盖层内填充物古排替压力均大于其下砂体古排替压力，F₂断裂与东二段砂体配置中油气侧向运移，有利于油气在东二段砂体中聚集成藏；而改进前方法认为，F₂断裂在东二段泥岩盖层内填充物古排替压力小于其下砂体古排替压力，F₂断裂与东二段砂体配置中油气垂向运移，不利于油气在东二段砂体中聚集成藏。改进后的方法更加科学合理地模拟真实地质条件，评价结果更加接近客观实际，验证了方法的准确性。该方法对于“下生上储式”含油气盆地断层圈闭油气钻探风险性评价具有一定的借鉴作用。

主流线叠合法在分流河道演化特征分析中的应用

李晓慧

2020, 27(2):  22-29. 

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大牛地气田二叠系下统山西组三角洲平原分流河道分支多、迁移快、河道窄，单期河道迁移演化及规模的量化成为高效挖潜的关键技术。为了实现分流河道单砂体沉积演化特征的定量描述，通过岩心与测井资料对比分析，建立了砂体沉积微相与测井曲线形态的关系模式，在密井网对比、水平井实钻资料对比和测井相分析等基础上，采用“垂向分期、曲线定位、侧向划界”进行小层级单期河道规模的解剖，识别储层内部期次与叠置关系，提出并采用“主流线叠合法”重建河道的平面迁移规律与沉积演化过程。研究表明，山₂¹层内垂向上共发育2期河道砂体，晚期河道整体规模变小；单期河道宽度约为1000～1500m，厚度约为3～7m,顺河道方向的砂体连续性好；平面上呈现由东北向西南方向逐渐迁移的特征。现场实践表明，以多期河道砂体迁移演化与叠置特征为地质导向，部署设计调整井，可保障井眼轨迹的钻遇效果，提高钻井的成功率，对薄窄分流河道储层的有效开发调整具有较好的指导意义。

随钻地质建模技术在水平井地质导向中的应用

杨彬, 李琳艳, 孔健, 宋国辉, 杨鹏飞

2020, 27(2):  30-36. 

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河流相储层发育具有垂向叠置复杂、夹层发育、横向相变快及局部微构造发育等特点。受限于钻井设备的精度，在河流相储层水平井钻井过程中，地质和工程风险均较高。随钻地质建模技术能依据随钻测井资料和相关研究成果实时更新先期建立的地质模型，并结合钻时数据对测井模块未测到的岩性进行快速识别，依据模型判断钻头位置，保证钻头以最佳的前进轨迹穿过油层，最终达到提高水平段钻遇率和钻井总体效益的目的。将研究成果应用于埕岛油田北区水平井钻井过程中，完钻的5口水平井钻遇效果均优于方案预计水平，平均储层钻遇率达到86.7%，有效提高了区块的开发效果。研究成果对于砂岩储层水平井地质导向具有较高的借鉴和应用价值。

春光区块白垩系稠油地化特征及成因分析

石正勇, 金芸芸, 李杭兵, 张辉

2020, 27(2):  37-44. 

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针对春光区块白垩系稠油地化特征、分布规律与成因机制认识不清的问题，应用色谱-质谱等有机地球化学分析方法，对稠油物化特征、空间分布及稠油成因进行分析。研究表明：区块南部以春55-1井为代表的普通Ⅰ类稠油为1—2级轻微生物降解稠油，为成熟原油，有机质来源以低等水生生物为主，陆生高等植物为辅，为湖相还原沉积环境；以区块中部春18井为代表的普通Ⅱ类稠油为4-5级中等生物降解稠油，生标特征与Ⅰ类相似，但降解程度更高；区块北部以春10-5井为代表的特稠油降解严重，参数失真，三环帖烷及饱和烃单体烃碳同位素特征显示生源以低等水生生物为主，芳烃化合物成熟度参数均表明特稠油为成熟原油。25-降藿烷的检出、稠油空间分布、地温参数和包裹体特征都表明春光区块稠油属于生物降解成因，为中浅层稠油油藏。结合勘探实际综合分析认为，下一步应加大春光区块西南部和中南部稀油、普通Ⅰ类稠油勘探力度。研究成果对春光区块确定勘探方向具有指导意义。

东营凹陷高青—平南走滑断裂特征解析

李继岩

2020, 27(2):  45-50. 

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走滑构造逐渐成为中国东部陆相断陷湖盆重要的勘探领域，对走滑构造研究具有非常重要的勘探实践与理论意义。针对东营凹陷高青—平南断裂是否具有走滑性质认识不清的问题，应用构造解析方法对其构造属性进行了探讨研究。研究结果表明：古近系高青—平南断裂中段具有右行走滑迹象，平面剖面分别表现为“帚状”和“似花状”断裂组合特征，其控制下博兴洼陷沙四段—东营组沉积中心发生了自南向北迁移。野外踏勘证实，高青—平南断裂中段是区域性磁村走滑断裂向东营凹陷的延伸部分。高青—平南断裂东、西段与中段之间发育有2个变换带，为凹陷内油气和深层幔源流体的有利指向。该研究可为济阳坳陷乃至渤海湾盆地中与油气相关的走滑构造体系研究提供借鉴依据。

川南赤水地区天然气成因多样性分析

胡烨, 李浩, 曾华盛, 袁晓宇, 宋晓波

2020, 27(2):  51-56. 

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针对川南赤水地区天然气来源问题，利用天然气组分、烷烃碳氢同位素、天然气轻烃等地球化学特征，结合地质特征，分析川南赤水地区不同层系天然气的成因类型与气源。研究表明，川南赤水地区以烃类气为主，除侏罗系天然气干燥系数相对较低外，其他层系为典型干气，且不同层系天然气成因具有多样性：研究区陆相侏罗系表现出煤型气的特点，主要来源于须家河组煤系烃源岩；须家河组气藏为混源气，既有海相偏腐泥型气，又有陆相煤型气，主要来源于须家河组和二叠系烃源岩；海相雷口坡组虽有混源特征，但以海相偏腐泥型气为主，而嘉陵江组、茅口组以海相偏腐泥型气为主，气源为二叠系与志留系烃源岩。该研究解决了川南地区气源问题，可为下步勘探部署提供依据。

坎波斯盆地X油田Marlim组深水扇弯曲水道形态表征及其时空演化

王允洪, 黄建军, 刘婷婷, 张铭, 孙帅

2020, 27(2):  57-62. 

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针对全球深水油气勘探中的深水弯曲水道形态刻画与描述问题，以巴西坎波斯盆地X油田Marlim组为研究对象，基于三维地震资料，运用地震沉积学分析方法，利用地震反射特征分析、谱分解、相干切片等技术手段进行研究，结果表明：Marlim组深水弯曲水道在不同发育时期形态特征不同，早期表现为低弯度窄水道，中期表现为高弯曲横向迁移复杂水道，晚期表现为低弯度宽水道。通过对深水弯曲水道形态特征的刻画和空间演化分析，为该类型储层精细描述提供了一套有效的表征技术，提高了该类型储层的油气勘探精度。

砂质辫状河心滩及河道砂微相的识别特征与方法

李磊, 赵永刚, 马超亚, 金绍臣, 赵永鹏, 杨路颜

2020, 27(2):  63-69. 

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砂质辫状河心滩、河道砂微相的识别特征及识别方法研究是陇东油区侏罗系油藏基础地质研究中的重要课题，为此，以陇东油区中部Z304-5井区延10油层组为例，从岩心、测井、录井等资料入手，在系统分析岩性、沉积构造和测井曲线形态的基础上，定性识别与区分心滩与河道砂微相；选用自然伽马、声波时差、补偿密度、补偿中子、电阻率和自然电位等6类测井技术，提取测井参数，绘制沉积微相测井蛛网图。蛛网图分析结果表明：Z304-5井区心滩微相图形主要呈单峰“近似不规则的五边形”，而河道砂微相图形多为双峰“规则的六边形”；编制沉积微相平面图发现，研究区主力层延10₂心滩微相呈孤立的不规则状自南向北展布，被河道砂微相包围。因此，以定性手段分析地质特征、蛛网图反映测井响应特征、沉积微相平面图研究宏观展布特征，三者相结合可为油藏的砂质辫状河控砂微相精细研究提供一种实用方法。研究方法对同类油藏沉积微相的研究具有一定的借鉴作用。

气测资料在变质岩潜山裂缝有效性评价及水淹层识别中的应用

王双龙, 吕坐彬, 韩雪芳, 程奇, 房娜

2020, 27(2):  70-77. 

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针对渤海湾盆地锦州南油田变质岩潜山裂缝油藏裂缝有效性评价及水淹层识别难题，综合运用岩心、气测录井资料、生产测井及生产动态资料，提出了运用气测判别因子R（R为综合判别参数，在开发早期用于判别裂缝储层的有效性，在开发中、后期用于判别裂缝储层水淹状况）定量评价裂缝储层有效裂缝和识别水淹层。结果表明：基于裂缝储层解释结果，在开发早期，当判别因子R≥0.1时，裂缝储层为有效储层，具有产能，进一步结合裂缝参数将有效储层分为3类，I类储层单位厚度的产能大于5m³/(d·m)，Ⅱ类储层单位厚度的产能为2～5 m³/(d·m)，Ⅲ类储层单位厚度的产能小于2 m³/(d·m)；在开发中、后期，当判别因子R≥0.2时，且与井深成离散关系，储层为未水淹层，当判别因子R接近于0.0时，且储层深度浅于原始油水界面，储层为水淹层。该方法在渤海锦州南油田潜山油藏应用十余口井，均取得了较好的应用效果，为该类复杂类型潜山油藏高效开发奠定了坚实基础，对类似潜山油田裂缝有效性评价及水淹层识别具有借鉴意义。

渤海沙垒田凸起带地层流体特征及其形成机制

时梦临, 张成, 解习农

2020, 27(2):  78-86. 

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盆地流体动力学研究是当前油气勘探的焦点问题，针对沙垒田凸起带流体化学特征及压力系统特征认识不清等问题，通过对沙垒田凸起及其周缘地区上百个地层流体化学数据和实测地层压力数据的系统分析，查明了研究区平面上和垂向上的地层流体特征，进而讨论了水-岩相互作用过程。研究结果表明，沙垒田凸起及其周缘地区新生界分为3个水化学作用带，包括地层水交替自由带、地层水交替阻滞带和地层水交替停滞带；地层水蒸发浓缩作用和泥岩压实排水作用在1300m以浅的交替自由带，而黏土矿物淡化作用主要是在2300m以深的地层水交替停滞带，地层压力系统也与之有一定联系；地层水矿化度呈现出随地层埋深而增大的趋势，在3000m处出现峰值；膏盐溶解是交替自由带和交替阻滞带Na⁺富集的主要因素，碳酸盐胶结物的形成、斜长石的钠长石化、钠长石的高岭石化是研究区地层水交替停滞带的主要水-岩相互作用。通过地层水化学和压力特征以及两者之间耦合关系的研究，揭示了地层流体的形成机制，可指示油气赋存的层位，对于沙垒田凸起带的油气勘探有一定借鉴作用。

致密砂岩储层微观孔隙结构对可动流体赋存特征的影响

惠威, 薛宇泽, 白晓路, 贾昱昕, 王一飞, 任大忠

2020, 27(2):  87-92. 

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鄂尔多斯盆地安塞油田杏河地区长₆储层微观孔隙结构复杂，渗流规律研究相对薄弱。针对该问题利用常规镜下测试、恒速压汞、高压压汞、核磁共振实验、真实砂岩模型，对安塞油田杏河地区长₆低渗透储层微观孔隙结构与可动流体赋存特征之间的关系进行讨论。研究结果表明：喉道的大小、分布、非均质性与可动流体赋存空间关系密切，影响储层的渗流能力。而物性、面孔率参数并不能精确解释可动流体饱和度的高低。通过真实砂岩微观水驱油模型对样品进行模拟分析，可将储层分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类，其驱油效率随渗透率下降而下降，驱替类型由均匀网状转变为尖峰指状。通过室内实验与矿场数据相结合进行分析，可以更好地认知储层孔隙空间特征，以指导油田高效开发。

油藏工程

稠油油藏多元介质复合蒸汽吞吐驱油机理研究

霍进, 吕柏林, 杨兆臣, 卢迎波, 胡鹏程

2020, 27(2):  93-97. 

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为研究多元介质复合蒸汽吞吐驱油机理，选取风城油田A区块油样，在温度为150℃介质段塞尺寸为0.03倍孔隙体积，回压为4.00MPa、驱替速度为0.5mL/min条件下，进行单一介质、多元介质组合岩心驱油实验。研究结果表明，“尿素+起泡剂”组合驱油效果最好。在此基础上，开展三维物理模拟、微观驱油模拟室内实验，结果表明：多元介质高温分解后降黏率可达89%，地层压力提高3.00MPa，吸汽剖面改善率达到73%，驱油效率提高近30个百分点。该技术已在A区块19口井进行试验，平均周期产油提高480t，油汽比提高0.12，取得较好的开发效果。该研究为多元介质复合热采改善稠油吞吐后期生产效果提供了新思路。

一种新型二氧化碳驱特征曲线的建立与应用

李承龙, 迟博

2020, 27(2):  98-102. 

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目前由于缺少完善的CO₂驱特征曲线，矿场常利用水驱特征曲线评价CO₂驱开发效果，导致评价结果与矿场实际情况差距较大。针对该问题，通过理论推导，研究气油比与累计产油量关系，在此基础上，推导累计产气量与累计产油量、气油比与累计产气量、产气率与累计产气量、产气率与采收率关系式，利用现场数据及调研结果建立适用于特低渗透油藏CO₂驱特征曲线。二氧化碳驱特征曲线可用修正系数对累计产气量与累计产油量关系进行修正。实例应用表明，胜利油田A区块及吉林油田B区块CO₂驱最大采收率分别为17.47%、19.98%，以数值模拟预测结果为准，所建模型计算误差在5.00%以内，与水驱特征曲线计算结果相比更加准确。该研究可为注气开发区块指标预测及效果评价提供理论基础。

特稠油油藏多元热流体吞吐技术研究与应用

杨光璐, 李迎环, 何慧卓

2020, 27(2):  103-107. 

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目前辽河油田洼38块沙三段油层已进入蒸汽吞吐末期，周期油汽比接近经济开采极限，油井普遍低产低效。针对该问题，结合现场设备适应性，应用数值模拟及油藏工程方法对多元热流体吞吐注采参数进行研究。研究结果表明，洼38块沙三段油层多元热流体吞吐合理注采参数为：天然气注气强度为1800～2100m³/m，空气注气强度为18000~21000 m³/m，注水强度为26~35t/m³；天然气注气速度为1400~1600m³/d，空气注气速度为14000~16000 m³/d，注水速度为20~25t/d；焖井时间为6~8d，蒸汽过热度为8~9℃；先注入蒸汽再注入多元热流体效果较好。洼38块沙三段油层多元热体试验井取得较好的试验效果，平均单井日产油量为前一周期蒸汽吞吐的2倍，含水率由蒸汽吞吐阶段的95%下降至80%左右。该研究为稠油油藏蒸汽吞吐后期改善开发效果提供了技术参考。

吉木萨尔陆相页岩水平井压裂后产量影响因素分析

孙翰文, 费繁旭, 高阳, 喻高明, 辛显康

2020, 27(2):  108-114. 

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吉木萨尔二叠系芦草沟组陆相页岩油藏储量巨大，但开发时间短，产量影响因素不明。为明确各因素对压裂后自喷期产量的影响，结合矿区实际数据，采用一元线性回归法及灰色关联分析法，对生产井高产期30d和1、2、3a累计产油量展开研究。结果表明：在油井自喷生产前中期Ⅰ类钻遇率、每米加砂量、砂比、总加砂量、原油黏度等因素影响较大，钻遇油层长度、压裂液量、每米加液量、有效厚度、有效孔隙度次之，级数、含油饱和度、改造长度影响相对较小。随油井生产时间增加，自喷生产后期有效孔隙度、有效厚度等地质因素对产能影响逐渐变大。压裂后自喷期产量主控因素的确定，可有效提高水平井产量，降低开发成本，对后续开发具有指导意义。

无夹层底水油藏注水开发图版建立与应用

章威, 龙明, 周焱斌, 张吉磊, 欧阳雨薇

2020, 27(2):  115-119. 

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针对无夹层底水油藏能否通过注水实现驱油的问题，利用渗流力学基本公式进行推导，考虑注入水到达底水所需的最长时间和最短时间，得到注入水实现驱油或者保压的理论公式，建立无夹层底水油藏注水开发的理论图版。研究结果表明：无夹层底水油藏注水开发要实现注水驱油，必须增大注采比、缩小注采井距。以渤海Q油田西区无夹层底水油藏为例，实际生产数据验证了该理论图版的可靠性。该研究成果对无夹层底水油藏的注水开发具有重要意义，为该类油藏合理注采比及注采井距的确定指明了方向。

窄条带状稠油油藏均衡驱替产液量调整方法

孙强, 石洪福, 凌浩川, 潘杰, 邓琪

2020, 27(2):  120-124. 

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针对窄条带状油藏平面水驱不均衡问题，运用油藏工程和数值模拟方法，建立基于平面均衡驱替的产液量调整方法，提出利用注采连通值表征注水井各注采方向驱替效果，利用不均衡系数表征水驱不均衡程度；综合考虑窄条带状油藏河道宽度、储层厚度、注采井距、注水量等多种因素，推导得到平面产液量调整公式。研究结果表明，该方法能够使各注采方向的采出程度趋于一致，实现平面均衡驱替；对于不均衡系数大于0.6，驱替较不均衡的井组，利用该方法对生产井产液量进行优化，井组采收率可以提高1.5%以上。研究成果可有效指导水驱开发油藏实现均衡驱替，改善开发效果。

一种井震联合刻画蒸汽腔形态的新方法

李晓梅, 刘念周, 蒋雪峰, 冯玲丽, 何万军

2020, 27(2):  125-130. 

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针对浅层超稠油油藏SAGD生产过程中蒸汽腔发育不均衡、三维形态难以准确刻画的问题，运用高品质三维地震资料，采用地震正演模拟、蒸汽腔敏感属性分析等手段，联合生产动态、温度监测、焖井试验、地质模型等多种数据有效限制地震刻画的边界，降低多解性，实现对蒸汽腔三维形态的准确刻画。将研究结果应用在新疆风城油田重18和重32井区，指导井距优化和直井辅助SAGD设计，加速蒸汽腔平面扩展，提高水平段动用程度，平均单井日产油量提高了7.9t/d。该研究成果拓宽了地球物理技术向油田开发服务的领域，为稠油热采监测提供了有效手段，对储层非均质性较强的浅层超稠油油藏SAGD的高效开发具有重要的借鉴意义。

注入水矿化度对盐间页岩油储层物性影响研究

李兆敏, 赵艳玲, 王海涛, 赵清民, 鹿腾, 徐正晓

2020, 27(2):  131-137. 

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针对江汉盆地潜江凹陷盐间页岩油储层注水开发造成盐溶解及地层坍塌问题，通过岩心渗吸-驱替实验，利用核磁共振、扫描电镜等方法，从微观和宏观角度研究了不同矿化度注入水对岩心孔隙结构、渗流能力的影响。结果表明：在中矿化度水中渗吸的岩心T₂（弛豫时间）谱的右峰随渗吸时间逐渐向左移动，岩心发生水敏效应，导致孔隙结构变小。在超纯水中渗吸的岩心T₂谱峰的右翼随渗吸时间逐渐向右移动，表明注入水逐渐向较大孔隙运移，岩心内可溶盐类发生溶解，导致孔隙结构变大。经中矿化度水驱替后，盐间页岩油岩心渗透率降低20.45%，产出液中离子含量少量增加；经低矿化度水和超纯水驱替后，岩心渗透率分别增大34.76%、61.15%，产出液中离子含量均大量增加。该结果解释了现场注水开发造成地层坍塌的现象，对盐间页岩油藏注水开发生产具有一定理论指导意义。

海上特稠油超临界蒸汽驱物模数模一体化研究

王树涛, 张风义, 刘东, 朱琴, 葛涛涛

2020, 27(2):  138-144. 

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针对超临界蒸汽驱开发技术的增产机理和效果预测缺乏定量研究的问题，运用物模数模一体化的方法，在增产机理实验数据的基础上，开展了超临界蒸汽驱增产机理的数值模拟等效表征研究，并分析了驱替过程中原油热裂解和岩石溶蚀作用分别引起的原油组分和储层渗透率变化规律。结果表明：特稠油在超临界蒸汽热裂解作用下黏度下降，约为原始值的26%，沥青质与胶质在一维驱替初期开始热裂解为轻、中质组分，并伴随焦炭沉积于产出端附近；岩石在超临界蒸汽溶蚀作用下渗透率最大增幅为22%，一维驱替过程中注入端附近温度在亚临界区与超临界点范围内，是溶蚀效应发生的主要区域；特稠油油藏超临界蒸汽驱开发较常规蒸汽驱开发可提高驱油效率达15.9个百分点。该研究为海上特稠油油藏超临界蒸汽开发可行性论证及方案设计提供了技术支持。

基于氮吸附的致密砂岩储层纳米级孔隙分布表征

孙彤, 张志强, 师永民, 汪贺

2020, 27(2):  145-151. 

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为研究致密砂岩储层纳米级孔隙分布特征，采用扫描电镜观察和低温氮吸附法实验，对鄂尔多斯盆地华庆油田延长组长₆³储层致密砂岩样品进行测试分析，并统计了样品的比表面积和孔体积分布特征，开展了纳米级孔隙结构特征对比分析。研究表明：扫描电镜和低温氮吸附实验两者结果具有相对一致性；吸附等温线均属于IUPAC提出分类的Ⅳ型等温线，迟滞回线主要是H1、H2及H3型，孔隙形态主要是圆柱状、墨水瓶状及狭缝状；孔径分布曲线呈现出小单峰、双峰式以及多小峰3种模式；致密储层纳米级孔隙多以中孔为主，决定了纳米级总孔的发育程度。致密砂岩纳米孔的精细表征为储层分类及明确渗流特征提供了重要依据。

钻采工程

高温高酸性回注井环空保护液复配实验研究

曾德智, 陶冶, 郭锋, 喻智明, 杨利萍, 李婷婷

2020, 27(2):  152-156. 

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为复配出适用于高温高酸性回注井的环空保护液，通过室内实验评价添加剂的作用效果以及添加剂间的兼容性和协同作用，优选出适用的缓蚀剂、除氧剂、杀菌剂，确定添加剂最优加注浓度，最终形成环空保护液复配方案，并利用高温、高压釜模拟酸气回注井井筒工况，评价环空保护液的防护效果。结果表明：在由HS-2咪唑啉类缓蚀剂、无水亚硫酸钠除氧剂和SJ-3杀菌剂复配形成的环空保护液中，P110SS套管的腐蚀速率从0.843 mm·a^-1降为0.071 mm·a^-1，防护效果优良。研制的环空保护液具有杀菌、除氧、缓蚀功能，可为高温高酸性回注井井下管柱的防护提供技术保障。

渤海油田水平分支井钻完井关键技术

豆志远, 王昆剑, 李 进, 谢小品, 李瑞峰, 朱培, 王伟

2020, 27(2):  157-163. 

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为了进一步挖掘油田潜力，在渤海油田A区块部署了一口水平分支井。该井在钻完井中存在浅层造斜率高、侧钻开窗难度大、钻井液性能要求高，尾管下入难度大，防砂管柱下入阻卡风险高等难点。针对存在的问题，研究形成了包括开窗位置优选、Φ215.9mm井眼着陆段与水平段一趟完钻技术、满足壁挂式悬挂器坐挂条件的侧钻开窗技术、钻井液性能优化技术、下尾管技术、分支井眼重入技术和分支井完井技术等系列关键技术，有效保障了该井的顺利实施。该井是A区块的第1口水平分支井，该井的成功实施，有效节省了井槽和开采成本，为水平分支井技术在低产低效井治理和油田挖潜中的应用提供了经验，在渤海油田中后期的大规模调整开发中有广阔的应用前景。

塔里木油田超深井超小井眼定向钻井技术研究与应用

章景城, 马立君, 刘勇, 文亮, 张绪亮, 严运康, 全健

2020, 27(2):  164-168. 

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针对塔里木油田超深井超小井眼钻井机械钻速低、圧耗大、卡钻风险大以及钻具和井下仪器的局限性大等问题，根据YueM6C1井超小井眼钻井先导试验的工程技术和地质要求，重点对螺杆钻具、无磁钻铤和钻头的优选，以及钻具组合、水力参数和MWD的优化等关键技术进行了分析研究，形成了Φ104.8mm超深井超小井眼定向钻井技术。YueM6C1井一趟钻完成7340.00～7409.00m超小井眼井段钻进，精准钻穿目的层至设计井深，平均机械钻速达到3.5m/h，是同规格常规钻具的2.5倍，提速明显。该技术较好地解决了塔里木油田超小井眼钻井技术难题，可为同类井的钻井工艺改进提供技术参考。

海上热采井高效注汽及监测工艺研究与应用

韩晓冬, 邹剑, 唐晓旭, 王秋霞, 刘海英, 钟立国

2020, 27(2):  169-174. 

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渤海油田采用现有热采注汽管柱注汽时井底蒸汽干度低，达不到方案设计要求，同时注汽管柱自身无长效测试功能。 为进一步提升海上油田注汽工艺管柱性能，开展了高效注汽及监测工艺管柱研究。 通过模拟计算，明确了影响注汽管柱隔热效果的影响因素，研制了气凝胶隔热管＋隔热接箍组合管柱，提升了注汽效果；以高温光纤测试技术为基础，结合海上热采井特点和测试需求，优化设计了长效测试工艺。 现场试验表明，高温光纤测试工艺首次成功实现了海上热采井全井筒长效测试，可满足海上热采井长效测试技术需求；通过高温监测数据进行拟合计算，应用高效注汽工艺后，井底干度可达 0.50 以上，注汽效果大幅提升。 配套形成的高效注汽及监测工艺管柱将进一步提高海上稠油规模化热采开发效果。