摘要：中原油田东濮老区A区块具有深层高压、非均质性强、低孔低渗的储层特征,开发难度大,关键压裂参数设计还在探索阶段。为进一步提高该区块的动用程度,基于地质、工程一体化设计思路,对该区块储层特征开展了水平井压裂参数优化设计。通过压裂模拟,对比不同参数下裂缝扩展形态及裂缝导流能力,对簇间距、液量、砂量进行参数优化设计,以保证最大改造效果。现场应用表明,A-平1井优化后单段簇数为3~5簇,簇间距为12~20 m,单段液量1400~1600 m^(3),单段砂量90~120 m^(3),排量14~18 m^(3)/min;该井投产后日产油10.03 t,日产液72.3 t,取得了较好的增产效果。该研究为水平井基于地质工程一体化的压裂设计提供参考,对于提高A区块整体储量动用率及开发效果具有重要意义。

摘要：针对油田注水井管柱遇卡后,管柱提起困难和打捞卡点以上油管效率低的问题,文中设计了一种快速断开管柱的可溶剪切式管柱安全接头。通过理论计算和有限元仿真校核了3 000 N·m扭矩下所设计安全接头的强度,结果表明:最大应力出现在可溶锁块上,并且小于所选材料铝合金6061的屈服强度,能够满足强度要求。首先,模拟注水井井下环境,对密封性能进行了分析,通过计算得到的最大接触应力大于介质压力,能够满足密封性要求;然后,在高压釜内进行了3组可溶锁块溶解试验,得到了安全接头可溶锁块的平均溶解速率为15.49 mm/a,完全失效时间大约为4个月,能够保证工期内正常工作;最后,将其在现场试验两井次,已顺利下入管柱完成封隔器旋转和打压坐封。通过以上研究表明,可溶剪切式管柱安全接头作为管柱的配件,能够满足下入管柱时的拉压、扭转、密封要求和遇卡断开功能。

摘要：为研究压力或温度变化条件下油气井筒环空水泥环的失效形式与机制,建立了循环加载下水泥环密封完整性评价试验装置。该装置能够实现模拟井眼条件下钻井液泥饼形成、水泥浆注入、水泥浆凝固以及多轮次循环加载下水泥环密封性失效等过程。采用该装置进行水泥浆凝固后在不同套管尺寸及加载条件下水泥环的失效形式、模拟射孔条件下水泥环失效特征、循环加卸载条件下水泥环抗窜能力评价等试验,结果表明套管内压变化时水泥环会出现拉伸、本体剪切破坏与微环隙等失效形式。采用失效特征、渗透率变化与水泥环抗窜能力等相结合的方法可进行环空水泥环密封完整性试验评价,为合理的水泥浆体系设计优选及井筒生产参数优化提供依据。

摘要：以有机硼羟丙基胍胶羟压裂液为试验介质,研究了不同羟丙基胍胶浓度、试验压力、温度、挤入时间、岩心渗透性等条件下,压裂液滤饼特征参数和岩心的伤害程度。试验结果表明,当提高聚合物浓度、试验压力、温度、时间、岩心渗透性时,均可使得压裂液滤饼质量、岩心端面滤饼单位质量、滤饼中固体含量等滤饼参数增加,滤饼伤害程度加剧;因滤失液造成的岩心内部伤害率除随着聚合物浓度的增加而降低外,其它条件值增加时均使得伤害率升高;并且在压裂液对岩心的总伤害中,各个试验条件下由滤饼产生的伤害程度远远高于滤失液对岩心内部产生的伤害程度。

摘要：针对高套管压力井出现的环空密封失效问题,设计一种能够减轻高套管交变内压力对水泥环的挤压破坏的套管,并将其命名为抗压及保护型套管(compression resistance&protection casing,CRP套管)。建立井筒的多层厚壁圆筒模型,分析水泥环内壁的最大径向应力和位移;建立试验设备验证设计的工程可行性,并通过控制温压模拟实际井筒工况。计算结果表明相较于常规套管,CRP套管水泥环内壁的最大径向应力和位移的降低幅度分别为20.75%~26.66%和33.3%~76.8%,理论上可以保护水泥环密封完整性;试验中CRP套管能够使水泥环多承受19.4 MPa的套管压力,证明了该套管良好的工程可行性。

摘要：针对中原油田部分区块油藏CO2驱最小混相压力高于地层压力,不能实现混相驱的问题,采用高温高压界面张力仪测定了5种不同类型化学试剂（乙二醇丁醚、柠檬酸异丙酯、烷基酚聚氧乙烯醚、司盘80和混苯）对CO2与原油间界面张力的影响。实验表明,加入调节剂能够降低CO2与原油间的界面张力,界面张力降低幅度范围在8.55%~25.51%之间。通过油溶性表活剂与混苯进行复配实验,优选了一种具有协同增效作用的调节剂体系。采用界面张力消失法测定了CO2与原油间最小混相压力。结果表明,该调节剂能够降低CO2与原油间的界面张力,从而降低CO2与原油间最小混相压力17.86%。

摘要：普光气田是国内首个投入开发的海相气田,具有高温高压高含硫的特点,同时存在地层复杂、气窜、漏失、长裸眼小间隙、大斜度和水平井以及存在盐膏层等几乎所有固井中可遇到的技术难题,固井难度国内罕见。通过分析储层特性和单井井况,优选了防腐防气窜水泥浆体系,应用分段压稳设计模型进行水泥浆柱结构设计,同时采取高抗挤低密度水泥浆技术、正注反挤工艺、水平井提高顶替效率等措施,形成了普光气田高含硫气井固井综合技术。现场应用表明,固井质量得到了保证,满足了普光气田开发的要求。

摘要：针对川西二叠系超深风险井永胜1井在钻探中存在地质条件异常复杂、上部陆相地层软硬交错、易发生井斜超标、可钻性差,海相地层高温高压、含硫化氢等难题,优化必封点位置,设计井身结构为四开备五开;配套采用复合钻井、垂直钻井等提速工艺;优选高效钻头,优化深部井段钻井液体系和性能。实钻结果表明,永胜1井钻井工程设计科学合理,全井钻井周期356.45 d,平均机械钻速2.39 m/h,创川西地区钻达6 000 m井深的最快纪录。该井顺利完钻也为川西地区7 000 m超深井钻井积累了宝贵经验。

摘要：针对羟丙级胍胶压裂液滤饼的伤害特征,研究了CL-01压裂液滤饼处理剂的性能,并在现场进行了3口井的试验应用。该体系由氧化剂、二元复合激活剂、有机酸、增效剂等化学剂组成,其在30℃和60℃以及用量为5.0%的试验条件下,120 min对压裂液滤饼溶解率分别达70.86%和85.63%;在相同条件下与常规破胶剂过硫酸铵相比,岩心渗透性恢复率分别提高了16.37%和8.24%,相对导流能力提高了40%以上,且对支撑剂质量影响程度较小。应用压裂液滤饼处理剂在内蒙探区3口井的试验中,取得了累计增产原油6 084.2 t的良好效果。

摘要：塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏经过历年多轮次注水替油,油水界面不断抬升、注水失效井逐渐增多。针对构造顶部"洞顶油"难以动用的问题,塔河油田形成了以气水混注为主导的注氮气提高采收率技术。为达到提高注气效果的目的,通过理论研究和现场试验总结对注气量、注气速度、焖井时间、开井工作制度等工艺参数进行优化。注气量设计以注气井剩余油估算和注气补能为依据,采用油藏工程方法计算;注气速度考虑"气液滑脱"影响,以大于6×104m3/d为宜;焖井时间不宜超过20 d;工作制度优化主要采用嘴流公式和多项管流公式进行油嘴设计。截至2013年底,塔河缝洞型油藏累计注气施工102口井/127井次,有效率87.5%,累计增油97 040 t,效果显著。