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2024年 第20卷 第4期 刊出日期：2024-12-05

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2024年4期封面及目录

2024, 20(4):  0-0. 

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相关文章 | 计量指标

油气勘探

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塔里木山前盐底恶性漏失沉降堵漏技术

刘锋报, 尹达, 魏天星, 吴虹宇, 王子午

2024, 20(4):  1-7.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2024.04.001

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塔里木盆地山前普遍发育高压盐膏层和低压碎屑岩目的层，两套地层系统压差高于20 MPa，钻井过程中由于地质卡层不准极易造成钻穿盐膏层、进入目的层后发生恶性井漏事故。为解决塔里木山前盐底恶性井漏问题，在已知塔里木山前盐底恶性漏失机理为高低压差地层钻穿连通造成的恶性漏失和“瓶塞”堵漏原理的基础上，通过评价堵漏材料的承压强度和高温下的沉降速度等性能参数，分别筛选出油基钻井液和水基钻井液沉降堵漏塞形成（速度和质量）的最佳条件，并最终形成一套高密度、大压差油基和水基钻井液专用的沉降堵漏技术。其中，当油基钻井液油水比50∶50、破乳电压（ES）在200~300V范围内，水基钻井液添加了0.2%XC、0.2%破胶剂和堵漏剂时，沉降塞形成效果最好。该沉降堵漏技术在塔里木山前成功试验3口井，其中在DB1302井上堵漏塞承压能力达30 MPa，说明盐底恶性漏失堵漏技术取得了显著的应用效果。




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深层深井井筒完整性检测技术发展现状

宋学锋 , 李志彬, , 刘金铭 , 王江帅 , 丁意达 , 钱雪森

2024, 20(4):  8-18.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2024.04.002

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随着油气资源开发不断向深水、深层/超深层迈进，复杂的地层和井筒条件给油气井安全稳定生产带来极大挑战。常规电缆测井技术和套管封隔器找堵漏技术虽然可以满足井筒完整性检测的技术需求，但需要油井停产，且联合检测费用较高。近年来，光纤传感技术在油气行业越来越广泛的应用，为井筒完整性实时监测打开了新思路。通过系统总结井筒完整性检测技术的发展及现状，对深层深井井筒完整性检测技术做出如下展望：（1）将光缆永久式、半永久式布置在油井内，可对井筒内温度场、压力场、应力场、声波、振动、流体进行实时监测，为油气井完整性状态评估提供直接数据；（2）分布式光纤温度传感技术（DTS）和分布式声波传感技术（DAS）等具有连续、实时、分布式测量的特点，适合在建井阶段投入使用，实现油气井全生命周期的完整性监测；（3）对光纤信号处理大部分依靠经验法，通过模拟实验确定信号范围，实验室与井下的真实环境相比差距较大，需深入开展入井试验，通过井筒真实环境建立实际的测量解释模型。

油气开发

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吉木萨尔页岩油水平井下部钻具造斜性能分析

赵岩龙 , 范煦 , 褚浩元 , 李喧喧 , 袁亚龙 , 郑天慧

2024, 20(4):  19-24.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2024.04.003

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井眼轨迹控制是水平井钻探的关键环节，为明确吉木萨尔页岩油水平井下部钻具组合参数对造斜能力的影响，对比分析了该区块9口水平井钻井过程中常规导向和旋转导向工具的造斜效率，基于纵横弯曲梁法分析了不同下部钻具组合的力学特性，以及不同因素对钻具组合造斜能力的影响规律，给出了下部螺杆钻具组合参数建议。研究表明，在该区块钻具组合参数条件下，造斜能力排序为：单弯单稳螺杆-滑动钻进、旋转导向、单弯双稳螺杆-滑动钻进、单弯双稳螺杆-复合钻进；对于螺杆钻具，增大弯角、增加稳定器间距、增加第一稳定器尺寸、减小第二稳定器尺寸均有助于提高其造斜能力。研究结果对吉木萨尔页岩油水平井造斜工具的优选具有一定指导意义。

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气顶油藏型储气库扩容达产评价方法——以J储气库为例#br#

羡梦媛, 席增强, 王秀伟, 贾善坡, 张博

2024, 20(4):  27-35.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2024.04.004

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扩容达产评价方法是实现储气库高效运行及预测储气库未来状态的技术关键。为明确储气库扩容达产运行规律，以J气顶油藏型储气库为例，在跟踪储气库生产基础数据和对气藏开发动态研究的基础上，运用气藏型地下储气库动态评价技术，通过分析储气库多周期注采运行数据，开展了储气库压力、库容、单井采气能力、注采运行效果等评价研究，揭示了J储气库扩容达产的主要影响因素。分析认为J储气库正从扩容阶段向稳定阶段过渡，但因排液井储层气窜，无法正常排液，导致后续扩容工作困难；需要针对储气库进行储层精细描述工作，厘清储层砂体展布规律，明确气窜通道；同时，结合数值模拟技术，设计合理注采制度，规避排水井气窜影响，恢复扩容工作。研究形成了气顶油藏型储气库扩容达产评价方法，为后续同类型储气库的建设及储气库的达容达产评价提供一定的技术支撑和借鉴。

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非常规储层整体压裂智能优化

张荔, 王博, 吕振虎, 吕蓓, 李丽哲, 周航

2024, 20(4):  36-43.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2024.04.005

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整体压裂技术通过批钻批压实现一次布井、一次布缝和同步投产，是非常规油气藏获得效益开发的关键技术之一。井距、缝距匹配性优化对提高储层整体改造效果具有重要意义。针对玛湖砾岩储层一典型区块，利用测、录井数据和压裂施工参数，通过地质工程一体化Petrel平台建立了三维地质模型；基于CMG油藏数值模拟器和局部对数网格加密法建立了非均质精细化四井平台水力压裂产能预测模型；结合粒子群算法和差分进化算法，以井组产能为目标函数优化了四井平台的井间距和缝间距，实现了七维参数同步优化。优化后的井组产能比现场实际生产数据提高16.3%；四井平台单井的稳产周期更长，产量递减速度更慢；孔隙压力场波及范围更大，进一步促进了油井产能的提高。研究成果为非常规油气藏整体压裂方案优化奠定了模型与方法基础。

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小尺寸竖管热损失结蜡趋势数值仿真

杨再广, 刘启伟, 魏凯, 刘玉龙, 韩雪龙,

2024, 20(4):  44-49.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2024.04.006

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在油井自喷生产过程中，油流沿井筒轴向、径向方向温度梯度较高，蜡浓度径向受布朗运动、分子动力影响，存在高变化梯度。在胶质、沥青质等杂质的作用下，井筒受油流温度、环境温度等因素的影响产生析出物，轻则降低产量，重则堵塞井口，导致生产中断。针对中国西部某油田低凝点、强热敏性原油在井筒中易结蜡的问题，基于热力学模型且考虑理想溶液模型中易被忽略的潜热，建立小尺寸竖管油流结蜡有限元模型。利用数值模拟软件对井筒结蜡趋势进行仿真，并研究环境温度、油流入口温度、油流雷诺数对井筒结蜡的影响规律。研究结果表明，低凝点、热敏效应强的原油在低温环境和井筒油流低雷诺数的条件下井筒结蜡量有显著增加的趋势。为避免井筒内因热损失而造成结蜡堵塞，油流温度宜控制在高于静态析蜡点5 ℃至10 ℃范围内。研究结果可为油田开发过程中竖井结蜡趋势的预测、结蜡预防措施的制定提供理论依据。

新能源

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CCUS井封隔器胶筒耐二氧化碳腐蚀性能评价

王邃 , 宋少华, , 陈森 , 张立义 , 陈治军 , 李彦鹏,

2024, 20(4):  50-59.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2024.04.007

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封隔器作为CCUS驱油作业的重要工具，其胶筒的可靠性直接影响封隔器性能，为探索其在临界CO₂环境中的耐腐蚀性能，分别研究了丁腈橡胶（NBR）、氢化丁腈橡胶（HNBR）、氟橡胶（FKM）在模拟超临界CO₂环境中的耐腐蚀性和力学性能。高温高压腐蚀实验结果显示，实验后NBR胶筒质量增加最大（6.81%），HNBR胶筒质量增加最小（2.48%）；NBR胶筒外径增幅最大（4.21%），HNBR胶筒外径增幅最小（2.65%）；FKM材料拉伸强度降低幅度最大（66.85%），HNBR材料拉伸强度降低幅度最小（37.78%）。研究结果表明，环境温度和服役时间的增加可加快CO₂等腐蚀介质进入橡胶内部的速率，从而加剧橡胶交联网络的破坏，使其力学性能下降。氢化丁腈橡胶因内部不饱和双键等弱键的数量少于丁腈橡胶、键能高于氟橡胶的N-O键，其耐CO₂腐蚀能力要优于氟橡胶和丁腈橡胶，在超临界CO₂环境中性能相对稳定。因此宜选用氢化丁腈橡胶作为CO₂驱注入井封隔器的密封材料。

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碳酸盐岩超临界二氧化碳前置酸蚀裂缝导流能力实验#br#

钟朋峻 , 刘超 , 魏呈祥 , 周伟勤 , 田守嶒 , 吴金桥

2024, 20(4):  60-69.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2024.04.008

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延安气田马家沟组碳酸盐岩储层前期采用常规酸压改造，酸蚀范围有限，改造后单井产量低，需开展酸压工艺优化。选取马家沟组五段储层露头，采用酸蚀裂缝导流仪及三维激光扫描装置开展了超临界CO₂（SC-CO₂）前置酸蚀、常规酸蚀及导流能力实验，研究SC-CO₂前置和不同SC-CO₂闷井时间对酸蚀形态及裂缝导流能力的影响。实验结果表明，相比于常规酸蚀，SC-CO₂前置酸蚀开启了天然裂缝，增强了酸液进入微裂缝和扩散的能力，提高了酸蚀效果。SC-CO₂闷井12 h、24 h后的酸蚀形态以沟槽状为主，总体刻蚀程度和类型未发生较大改变；闷井48 h后酸蚀形态以桥墩状刻蚀为主；闷井72 h后酸蚀形态以均匀刻蚀为主。常规酸蚀和SC-CO₂前置酸蚀裂缝导流能力在闭合压力小于30 MPa时相差不大，超过30 MPa后导流能力出现明显的差距。SC-CO₂前置酸蚀的裂缝导流能力在整个闭合压力范围内都保持较高，始终高于常规酸蚀的裂缝导流能力。在低闭合压力下闷井时间与酸蚀裂缝导流能力呈正比，高闭合压力下过长的闷井时间会抑制裂缝导流能力，推荐闷井时间48 h。研究结果可为碳酸盐岩储层复合酸化压裂方案的制定提供理论支撑。

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渤海BZ油藏注二氧化碳混相驱提高采收率优化策略#br#

吴铮, 凌浩川, 王记俊, 赵卓, 李珊

2024, 20(4):  70-76.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2024.04.009

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渤海海域BZ低渗油藏注CO₂驱油技术首次尝试应用，为取得目标油藏注CO₂混相驱规律认识，利用细管实验与长岩心驱替实验两种方法确定目标区块最小混相压力与驱油效率。结果表明：细管实验测得的最小混相压力32.65 MPa，能够满足矿场实现混相驱；长岩心驱替实验考虑了储层实际特征，驱油效率结果更符合实际矿场开发。应用数模方法建立概念模型，分析了注采井距、注入强度对注气波及系数的影响。结果表明：在开发初期，地层压力较高，注入气主要沿着高渗储层运移，而地层压力下降后，受油气密度差异影响导致的超覆作用加剧，注气能够波及中渗储层。对于物性较差储层，产出端应采用压裂等方式提高注采压差，保障产能贡献。结合开发指标，注采井距控制在350~400 m，注气强度控制在1×10⁴~2×10⁴ m³/d较为合理，优化后方案预测高峰采油速度2.7%，预测采收率22.2%，累计埋存107×10⁴ t CO₂。研究成果为BZ低渗油藏的注气开发方案优化以及井位井距选取提供技术支持，对海上注气开发具有重要实际意义。

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新疆油田超临界二氧化碳管道投产置换过程温压及相变特性#br#

李欣泽, 王德中, 张海帆, 刘双全, 朱涛, 邢晓凯,

2024, 20(4):  77-86.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2024.04.010

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鉴于CO₂的相特性，超临界CO₂管道投产置换过程与原油、天然气管道存在显著差异。采用OLGA软件对新疆油田某超临界CO₂管道示范工程的投产置换过程进行了模拟，得到投产过程中压力、温度、密度、相态转变等参数变化规律。研究了初始背压大小、首站充注各相态CO₂质量流量、环境温度的变化对置换投产过程中置换时间、温度、压力、相态转化过程、CO₂用量的影响。研究结果表明，在液相CO₂充注阶段，气相CO₂不断被顶挤，在憋压作用下气相CO₂分子热运动加剧，导致在压力升高的同时温度也升高，后段管段流体由气相直接转变为超临界相；增加各相态CO₂充注质量流量可缩短置换时间，为控制管道最高温度不超过50℃，液相CO₂的充注流速不能超过0.5 m/s；环境温度的升高会极大提高液化压力，同时大部分管段流体较容易从气相直接转变为超临界相，不利于相态控制，不推荐在夏季进行投产。为方便投产方案评价，提出了安全指标（管道温度）、效率指标（投产用时）、经济指标（CO₂用量）三大指标，其中安全指标需优先满足。研究成果可为超临界CO₂输送管道投产方案的制定提供参考。

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双碳背景下二氧化碳输送管道智能化技术应用及探索#br#

马赟 , 赵黎

2024, 20(4):  87-96.  DOI: 10.12388/j.issn.1673-2677.2024.04.011

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碳捕获、利用与封存（CCUS）能够大规模有效降低工业CO₂的排放，被广泛认为是实现全球温控目标和我国碳中和远景不可或缺的关键技术之一。CO₂从起源地输送到利用地，是实现CCUS产业技术目标的关键环节。以管道输送方式为主，概述了管道智能化技术在国内外的发展现状；介绍了CO₂输送管道相态分类及存在的相关问题，并结合问题分析了人工神经网络模型与管道腐蚀速率预测的深度融合机理；阐述了分布式光纤、特征波谱及机器人巡检技术在管道泄漏中的定位原理及应用；探索了CO₂输送管道在智能化建设的发展方向。CO₂输送管道智能化发展虽然目前尚未形成广泛统一的认识，但以CO₂输送管道业务需求为驱动、管道输送技术+信息通讯技术（ICT）为手段，围绕CO₂管道数据全面感知、集中共享、预测预警及协同运营将是今后CO₂输送管道智能化发展趋势。研究结果可为今后智能管道的持续发展及智慧管道的逐步推进提供借鉴与参考。