石油实验地质

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2016, 38(S1): .

摘要(475) PDF(768)

摘要:

任丽丹, 刘军, 沙旭光, 张开拓, 王来源

2016, 38(S1): 1-4. doi: 10.11781/sysydz2016S1001

摘要(1032) PDF(300)

摘要:
塔中卡1地区奥陶系良里塔格组碳酸盐岩储集体油气资源丰富，但其非均质性强、反射特征复杂，储层识别预测难度大。通过对卡1-顺西地区良里塔格组储层特征及主控因素的研究，分析了该区良里塔格组储层响应特征，并基于古地貌分析、断裂检测、属性叠合等技术，探讨了良里塔格组储层识别及预测的方法。结合构造、断裂带、古地貌特征，在良里塔格组下段-鹰山组上段落实了9个圈闭；结合油气成藏期次及油气富集规律，优选部署了ZL1井。

塔河油田碳酸盐岩电成像测井遇卡原因分析及对策探讨

崔光, 罗凤鸣, 尹贝

2016, 38(S1): 5-7. doi: 10.11781/sysydz2016S1005

摘要(989) PDF(326)

摘要:
近年来，塔河油田电成像测井施工时因井下掉块、储层裂缝发育等原因，造成了多起电成像仪器遇卡故障。通过分析电成像仪器遇卡故障的实例，分别从井眼准备、优化遇卡后的操作、项目替代等方面提出了预防措施，并阐述了电成像仪器遇卡故障发生后采用穿芯打捞、拉断电缆弱点直接用打捞筒打捞仪器等处理措施。

塔中顺X井区断裂特征及对储层的控制作用

王来源, 龚伟, 刘军, 任丽丹, 王鹏

2016, 38(S1): 8-12. doi: 10.11781/sysydz2016S1008

摘要(926) PDF(224)

摘要:
结合区域地质及三维地震资料，对塔中顺X井区断裂期次进行了厘定，并对一系列北东向走滑断裂分析认为，共分三期：加里东早期至加里东中期Ⅰ幕平行高陡的紧闭平移走滑构造，加里东中期Ⅰ幕后至海西早期拉分下凹的雁列式“负花状”构造，海西中-晚期压扭上拱的雁列式“正花状”构造；北东走向的顺X¹井、顺X²井和顺X³井3组走滑断裂将研究区分隔成3个北西向分布的左旋走滑带，形成了“左旋走滑”运动学模式的“北东走滑、北西分带”的构造格局，并发现了活动强度相对较弱的北西向隐伏断裂体系。走滑断裂所伴生的裂缝及后期发生的热液活动对碳酸盐岩溶蚀孔洞-裂缝型储层具有一定的控制作用，形成了“串珠”状地震反射特征沿北东向走滑断裂10 km以内（平均3.4 km）区带性分布特点，且存在北东向走滑断裂与北西向隐伏断裂交叉枢纽部位储层最为发育。

顺北油田新型井身结构配套钻井液技术研究与应用

谢海龙

2016, 38(S1): 13-18. doi: 10.11781/sysydz2016S1013

摘要(975) PDF(260)

摘要:
针对顺北油田二叠系多漏层易漏失、志留系井壁失稳、桑塔木组火成岩坍塌应力高、深井小井眼定向携岩困难等技术难题，推行侵入体“专打专封”新型井身结构。通过室内实验，优选聚胺、高软化点沥青、磺酸盐共聚物等处理剂，引入甲胺基强抑制强封堵防塌钻井液和成膜随钻堵漏钻井液技术，并应用堵漏浆钻进解决二叠系纵向裂缝难题。通过5口井现场实验，成功解决该区块多项技术难题，形成了一套适用于顺北油田配套钻井液工艺技术，满足新型井身结构钻进需要。

多子波分解技术在储层预测中的应用——以塔里木盆地SN区一间房组为例

杨玉杰

2016, 38(S1): 19-22. doi: 10.11781/sysydz2016S1019

摘要(1183) PDF(223)

摘要:
塔里木盆地SN区已钻井揭示，在一间房组强波谷之中有良好的油气显示，由于T₇⁴界面的强波峰屏蔽效果，振幅属性的强弱不能有效地预测储层分布，而正演结果则具有多解性。利用多子波分解与重构及第三分量预测了研究区储层分布。利用地震下半周轨迹属性预测的储层边界和发育区与第三分量预测结果基本吻合，与钻井揭示的储层也吻合，强振幅分布区域为有利储层发育带。因此，采用子波分解方法对数据进行处理，去除强轴影响，可得到较好的储层识别效果。

塔里木盆地玉北地区孢粉组合及时代讨论

胡梅, 成俊峰, 魏玲

2016, 38(S1): 23-26. doi: 10.11781/sysydz2016S1023

摘要(802) PDF(157)

摘要:
通过对塔里木盆地玉北地区8口钻井324块孢粉样品的分析鉴定数据进行系统整理，在区块内泥盆系-古近系建立了9个孢粉组合。孢粉组合特征表明，产孢粉地层时代为晚泥盆世-渐新世。孢粉组合的建立和时代的讨论使之与精细地层研究工作相适应，为地层划分和时代确定提供了生物地层学依据，从而更好地服务于生产实践。

大涝坝凝析气藏循环注气量预测

陈英超, 张奎, 王汉

2016, 38(S1): 27-31. doi: 10.11781/sysydz2016S1027

摘要(882) PDF(225)

摘要:
大涝坝凝析气田属于深层高温高压、高含蜡、高含凝析油的边水凝析气藏。衰竭式开发过程中，受反凝析和水侵的双重影响，产能快速下降，为提高采收率，开展循环注气开发。由于大涝坝气藏属于开发中后期开展循环注气，为确保循环注气采收率及经济效益，通过模拟方法，针对大涝坝水驱凝析气藏，开展注气后凝析油含量变化与累产油、气关系曲线的研究，确定在2029年凝析油的含量降为100 g/m³，此时累计注气量为24.65×10⁸ m³，可采地质储量在经济条件下达到最优，从而保证循环注气开发效果。

毛管压力曲线在确定砂岩气藏气水界面中的应用

何云峰, 张艾

2016, 38(S1): 32-35. doi: 10.11781/sysydz2016S1032

摘要(1231) PDF(262)

摘要:
由于位于大涝坝2号构造苏维依组上气层边部的S45井未钻遇气水界面，在储量计算中取该井上气层砂层底界为气水界面，导致气水界面取值存在较大误差，严重影响了储量的真实性。根据毛管压力原理，采用逆向思维，根据含气饱和度计算含气高度，确定气藏的气水界面。应用该方法计算的大涝坝2号构造苏维依组下气层气水界面位置与实际情况较为吻合，用此方法计算了苏维依组上气层的气水界面，并据此计算了上气层储量。

耦合注水在河道砂油藏中的探索与实践

何雪芹

2016, 38(S1): 36-38. doi: 10.11781/sysydz2016S1036

摘要(1032) PDF(163)

摘要:
塔河油田河道砂岩性油藏平面非均质性较强，横向分布变化较快，河道中心砂体厚、物性好，向两边减薄尖灭且物性变差。非均质性造成区块采出程度难以进一步提升，井间大量剩余油滞留，虽局部发育小规模边水，但天然能量供给不足，必须注水补充能量。常规连续注水初期有效但容易发生水窜，且水窜后有效治理手段少、治理难度大，为此进行了最优注采方式、合理注采比及合理液量、合理注水周期的研究，并在T5井区三叠系阿四段河道砂油藏进行了耦合注水的实验，效果明显。

能量指示曲线叠合图版提高碳酸盐岩油藏采收率应用研究

陈明仁, 蒋林, 李成刚, 程露, 刘聪, 芦海涛

2016, 38(S1): 39-43. doi: 10.11781/sysydz2016S1039

摘要(946) PDF(269)

摘要:
塔河油田碳酸盐岩油藏是以溶孔、溶洞和裂缝为主要储集空间，裂缝为主要渗流通道，具有埋藏深、非均质性强的特点。前期通过对生产油井动态数据的研究发现，在生产过程中由于地层能量下降等因素，出现地层垮塌、裂缝闭合等现象，导致油井生产后期出现供液不足，并研究出了能量指示曲线来指导生产，取得一定效果。目前塔河油田存在复杂的油水关系以及部分油井井筒异常等情况，前期的能量指示曲线具有一定的局限性。该文对目前的能量指示曲线进行进一步细化研究，将其划分为不同类型，针对不同曲线类型分析了其对应油藏地质原因，通过将其与含水率、注水以及将压力转变为载荷等方式，建立了能量指示曲线叠合图版，可指导更多的油藏类型生产。

塔河油田缝洞型凝析气藏注水采气先导性试验

李宗睿, 郝洋

2016, 38(S1): 44-47. doi: 10.11781/sysydz2016S1044

摘要(914) PDF(127)

摘要:
塔河油田X区奥陶系X25井区为碳酸盐岩缝洞型凝析气藏，此类气藏地质特征表现为基质不储集油气，储集体主要为裂缝、孔洞、溶洞。该井区主要是相对封闭的单井缝洞单元，天然水体能量不足，生产动态表现出明显的定容特征，地层能量下降导致气井停喷后由于液面太深无法通过机采手段继续生产。面对此类气藏开发后期无常规手段继续生产的开发困境，技术人员打破思维枷锁，创新提出了在此类气藏进行注水采气的先导性试验，通过向定容体气井注水补充亏空能量，压缩气体体积，使其恢复自喷能力继续生产。此项试验成功探索出了一条提高缝洞型碳酸盐岩凝析气藏天然气采收率的新途径。

塔河油田碳酸盐岩油藏井组注水开发连通关系研究及应用

李桂云, 田磊, 黄米娜, 芦海涛, 任科, 刘洪源

2016, 38(S1): 48-51. doi: 10.11781/sysydz2016S1048

摘要(835) PDF(192)

摘要:
针对塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏井组试注阶段见效井组少、注采关系不明确等问题，在系统分析注水井及采油井在注水过程中各阶段生产动态变化的基础上，总结出建立井组连通、确定井间关系的3类方法：单元压差曲线、能量节点分析、高压注水创建井组能量平衡。单元压差曲线是针对多井注、一井采井组，通过压差曲线确定井间连通响应情况；能量节点分析是对油井能量指示曲线能量变化关键节点分析，确定井间注采关系；对于井间存在生产压差、注水无法启动井组，通过高压注水建立井组能量平衡，达到启动压差，实现井组连通。通过此3类方法，明确井间关系及动态响应情况，建立完善注采井网，科学指导井组注水开发，提升单元整体注水开发水平，促进塔河油田储量动用。

塔河油田X区块奥陶系沥青质油井防堵技术研究

黄梁帅, 犹佳雨, 李丹丹

2016, 38(S1): 52-55. doi: 10.11781/sysydz2016S1052

摘要(1279) PDF(160)

摘要:
塔河油田X片区奥陶系区块油井陆续出现沥青质堵物堵塞油管、生产管线，造成油井停产，对生产造成了严重影响。针对此类问题，对塔河油田X片区奥陶系原油中沥青质的沉积问题进行了综合研究，得到了有效的油井沥青质防堵生产技术。通过对塔河油田X区块奥陶系原油组分、沥青质沉积堵塞物的分析，发现沥青质沉积主要是由于原油组分中饱和烃含量高，胶质沥青质之比过低，由此发展了沥青分散剂解堵、排出段塞堵物、井口流程优化等治堵工艺。通过试验发现，这些工艺较好地解决了沥青质沉积堵塞油井及管线的问题。

塔河油田X区奥陶系油藏差异化治理对策

张莉, 王佳乐, 犹佳雨, 张莹, 王喜林, 高慧, 甘丽丽

2016, 38(S1): 56-61. doi: 10.11781/sysydz2016S1056

摘要(677) PDF(163)

摘要:
塔河X区位于塔河油田东北部构造高点，奥陶系风化顶面呈北高南低形态，区块残丘较发育，储集体以裂缝-溶洞型储层为主，区块整体连通性相对较差，各区域动态开发特征存在一定差异性。中西部油井储集体较发育，油气富集；西部存在底水锥进风险，稳产难度大；中部油井能量不足，采出程度低；东南部区域构造位置相对较低，油层厚度薄，含水上升速度快，控水治水效果不明显。针对差异化特征，结合动静态分析，提出相应的控制合理采速、注水替油、单元注水、单井和小单元注气治理对策，进一步深化奥陶系油藏开发认识，在一定程度上提高区块产能、减缓递减，同时对后期扩大产能建设规模、提高储量动用有一定的借鉴意义。

塔河油田碳酸盐岩油藏定量化注水提高水驱效率现场应用与研究

任科, 蒋林, 黄米娜, 梁莎, 唐博超, 李桂云

2016, 38(S1): 62-65. doi: 10.11781/sysydz2016S1062

摘要(854) PDF(160)

摘要:
塔河油田碳酸盐岩油藏具有埋藏深、非均质性强的特点，主要储集空间以溶孔、溶洞和裂缝为主，裂缝为主要渗流通道。随着油田能量的递减，注水做为补充能量最经济有效的方式得到大力推广。根据物质平衡原理，依托酸压曲线、注水指示曲线、能量指示曲线，对注水进行定量化计算，精细注水，明确注采关系，优化注采参数，推动油田提高水驱效率和采收率。

塔里木盆地顺北区块裸眼防漏固井技术

王永洪, 李斐, 董瑞强

2016, 38(S1): 66-70. doi: 10.11781/sysydz2016S1066

摘要(1158) PDF(132)

摘要:
塔里木盆地顺北区块地质条件复杂，储层埋藏深（大于7 500 m），二叠系火成岩漏失严重，志留系承压能力低，上奥陶统发育辉绿岩侵入体，坍塌应力高。优化井身结构后将193.7 mm套管直下至侵入体顶，固井面临套管下入深（7 000 m）、固井漏失风险大的技术难题。通过优化浆柱结构、扶正器设计，在低密度水泥浆中加入温敏记忆堵漏材料，提高水泥浆堵漏能力，优化防漏固井工艺，井口反挤低密度水泥浆等措施，有效保障了长裸眼固井质量。顺北区块长裸眼双级固井实施5口井，固井质量均达到良好及以上。

塔河油田顺南区块高压气井井控技术难点及对策

李翔, 王博伟, 杨海涛

2016, 38(S1): 71-74. doi: 10.11781/sysydz2016S1071

摘要(1091) PDF(212)

摘要:
塔河油田顺南区块地处塔克拉玛干沙漠腹地，目的层属于高压气层，前期顺南某井在蓬莱坝组钻遇高压储层后出现井控险情，地面管汇及表层套管多处刺漏。为确保高压气井的安全钻进，从井控工艺及地面设备进行优化，优选关键配件及地面管汇配套组合，为该区高压气井的安全钻进提供理论及实际依据。

碳酸盐岩缝洞型油藏深抽实践认识——以塔河油田为例

张世亮, 崔奕, 郭忠良, 丁磊

2016, 38(S1): 75-77. doi: 10.11781/sysydz2016S1075

摘要(796) PDF(174)

摘要:
深抽作为经济有效的一个常规提液手段，逐步应用于塔河油田缝洞型油藏，并且形成了一套以注水曲线指导深抽的技术政策，但实践过程中发现注水走平井深抽有效率一般。通过对深抽机理重新认识，发现前期忽略了裂缝系统的应力敏感，实际生产过程中裂缝渗透率会随地层压力下降而变差，提出深抽不能一味的去降低液面、放大生产压差，应该合理补充远端地层能量，采取保压开采。

长裸眼井筒强化钻井液技术

潘丽娟, 刘彪

2016, 38(S1): 78-82. doi: 10.11781/sysydz2016S1078

摘要(1294) PDF(203)

摘要:
X1井区长裸眼钻井液技术难点集中在上部二叠系火成岩微裂缝发育易漏、下部志留系等硬脆性泥岩易塌，同一裸眼钻井液维护处理难度大。该区X1-1H井二叠系8个漏点、井漏25次，累漏钻井液2 568 m³；X1井志留系泥岩掉块阻卡划眼处理22.1 d。使用聚合物胶凝堵漏剂和竹纤维等，研发随钻防漏配方，0.69 MPa/30 min承压无漏失；研发针对1 mm、2 mm、3 mm裂缝的随钻堵漏配方，承压6.9 MPa；协同成膜隔离-抑制水化作用，优化形成钾胺基成膜钻井液，150℃高温高压滤失量8.8 mL，泥岩滚动回收率较KCl聚磺钻井液提高15.1%。在X1-5H、X1-6H 2口井应用效果显著，二叠系钻进及中完过程无漏失，近5 000 m长裸眼无泥岩阻卡等复杂情况发生，志留系平均井径扩大率仅9.01%。长裸眼井筒强化钻井液技术对X1井区降本增效意义重大。

于奇地区中生界油气成藏条件及聚集规律

廖志勇, 康仁东, 曹远志

2016, 38(S1): 83-86. doi: 10.11781/sysydz2016S1083

摘要(883) PDF(175)

摘要:
以塔里木盆地北部于奇地区为例，综合利用基础地质、地球物理、地球化学、测井等手段，分析研究区内油气成藏条件及成藏模式。于奇地区成藏具有东、西及中分带的特点，油气成藏规律东西差异较为明显；结合已发现油气藏的解剖数据，提出了于奇地区中生界油气富集的控制因素，预测了于奇地区的有利勘探区，为下一步油气勘探提供依据。

塔河油田电泵电流波动因素及改善措施和新思路

梁艳秋, 吕玉丽, 周丹苹

2016, 38(S1): 87-91. doi: 10.11781/sysydz2016S1087

摘要(832) PDF(153)

摘要:
采油二厂稠油油藏具有“两超五高”的特点，开采难度大，电潜泵作为稠油油藏主要机械举升方式，保证其工况正常是重中之重的工作。电流是反映电泵工况的重要参数，电流的波动直观地反映出油井的生产、电泵的工作状况。根据电泵井电流波动的特点进行分析，提出改善措施，并提出一些新的方法，为后期电泵的稳定生产提供依据。

稠油功图计算动液面方法研究与应用——以塔河油田为例

苏宏通, 温波, 杨世国, 郭媛, 苏伟

2016, 38(S1): 92-95. doi: 10.11781/sysydz2016S1092

摘要(904) PDF(187)

摘要:
塔河油田为碳酸盐岩超深、超稠油油藏，因油稠配合掺稀生产，具有油套环空环境复杂、井深等特点，同时受测试人员素质、地面干扰等因素影响，液面测出成功率低，严重影响机采井管理。通过分析影响塔河油田液面测试成功率的主要因素，基于液面测出率低的问题，充分考虑碳酸盐岩油藏稠油机抽井的特点，探索了功图载荷计算动液面方法，解决了稠油区块机抽井液面失真难题，可对稠油机采井的生产管理进行指导。

有杆泵浅提泵挂配合加深尾管研究及影响因素分析

蒋磊, 袁波, 夏新跃, 王磊磊, 赵元

2016, 38(S1): 96-99. doi: 10.11781/sysydz2016S1096

摘要(1121) PDF(241)

摘要:
塔河油田油藏属于缝洞型碳酸盐岩油藏，埋藏深度大（5 350~6 600 m），流体性质复杂，目前最高黏度245 000 mPa·s（55℃），即原油在深度3 000 m以下的井筒内不具有流动性，为此，采用套管掺入稀油的降黏方式进行开采。随着油田超稠油区块储量动用，机械举升难度增大。通过对塔河油田稠油区块不同泵型有杆泵井实施浅提泵挂加深尾管，以及对稠油有杆泵浅提泵挂影响因素分析，在保障稀稠油混配质量的前提下，达到合理上提泵挂深度，降低杆柱载荷的目的，从而改善有杆泵运行工况。

塔河原油顺序输送工艺在塔轮管线上的应用研究

路志乾, 王城, 陈兰霞

2016, 38(S1): 100-103. doi: 10.11781/sysydz2016S1100

摘要(1169) PDF(327)

摘要:
在概述了塔河原油顺序输送的背景、塔轮线基本概况的基础上，简述了塔河中质原油、重质原油在塔轮线的顺序输送方案，研究、总结了顺序输送过程中的混油机理、混油因素、管线水力特性的基本规律，以便指导塔轮线高质高效安全运行。

塔河凝析油混掺重质油稳定性研究

杨祖国, 高秋英, 巫光胜, 曹畅, 高定祥

2016, 38(S1): 104-108. doi: 10.11781/sysydz2016S1104

摘要(965) PDF(303)

摘要:
塔河油田外输重质油高含沥青质，与凝析油进行混掺输送过程中极易发生沥青质沉积，堵塞储罐及地面输送管线。在对油品胶体稳定性影响因素以及胶体稳定性理论认识的基础上，将塔河外输重质原油与凝析油按不同比例混合，通过斑点实验对混合样品进行相容性分析，给出定性结论，然后对混合原油稳定性参数进行测定，得到相容性量化数据，并确定2种原油相容时的合理配比范围，为有效解决不同油品掺混输送问题提供了理论指导。

深井XHP永久式封隔器处理新工艺

闫科举, 伍兴东, 陈彪

2016, 38(S1): 109-111. doi: 10.11781/sysydz2016S1109

摘要(877) PDF(142)

摘要:
XHP永久式封隔器能有效保证深层、高温、高压、高产气井的安全高效生产，但在后期的修完井过程中却很难处理。在总结前期处理失败经验的基础上，结合剖析该封隔器的结构原理，通过改变封隔器本体和密封筒的处理方式、优化套铣工具等方法，形成了一套能有效处理XHP永久式封隔器的新工艺，大幅提高了修井时效。先倒扣提出密封筒，后套铣、打捞封隔器本体的处理技术，为XHP永久式封隔器的成功处理提供了一种新方法。

井下腐蚀连续油管打捞工艺探究

吴剑, 伍兴东, 王利刚

2016, 38(S1): 112-113. doi: 10.11781/sysydz2016S1112

摘要(1135) PDF(267)

摘要:
连续油管目前已在国内外油气田广泛运用于冲砂洗井、诱喷助排、酸化解堵、排液采气、钻井、打捞落鱼等钻井、井下以及采油气生产作业。随着连续油管应用越来越广，连续油管断脱现象时有发生，但是目前无论是在套管还是油管内，国内外均没有成型的处理工具及借鉴的案例。以雅克拉凝析气田作业1井腐蚀断脱的连续油管打捞实例进行探究，为后期处理此类问题提供借鉴依据。

塔河油田MHR永久封隔器打捞工艺对比

吴皓杰

2016, 38(S1): 114-117. doi: 10.11781/sysydz2016S1114

摘要(1464) PDF(261)

摘要:
MHR液压式永久封隔器在塔河油田某区奥陶系气藏及雅克拉采气厂均有应用。在分析MHR封隔器坐封原理和结构的基础上，通过对TK915-2X井、TK915-4X井及YK14CH井、DLK3X井MHR封隔器打捞工艺进行对比分析，总结出MHR封隔器打捞的成功经验，为类似井打捞提供了参考。

塔河油田碳酸盐岩漏失井先期裸眼完井配套技术研究及应用

张佳, 李晓胜, 赵忠辉, 杨坤

2016, 38(S1): 118-120. doi: 10.11781/sysydz2016S1118

摘要(1195) PDF(167)

摘要:
塔河油田为古生界奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏，储层平均埋深5 300~5 720 m，最大埋深7 143 m，非均质性极强，钻遇放空漏失率高达30%，漏失量大，平均单井漏失钻井液560余方，漏失井完井方式主要为先期裸眼完井。传统的完井配套技术在组下完井管柱及穿换井口过程中存在较大井控安全隐患，通过对井口控制技术、完井管柱安全组下技术两方面的优化研究，从根本上消除了作业安全隐患，保证了高风险井完井井控安全，节约了作业成本。

天然气脱硫效果影响分析及对策——以西北油田分公司采油三厂为例

段光毅, 张庆, 张向辉, 林德云

2016, 38(S1): 121-125. doi: 10.11781/sysydz2016S1121

摘要(789) PDF(369)

摘要:
该文介绍了中国石化西北油田分公司采油三厂天然气处理装置脱硫效果对生产运行的影响。随着装置处理气量逐年增大，地区环境温度的不断上升，导致天然气产品硫化氢含量超标，再生气冷却器管束频频发生硫堵现象。采油三厂轻烃站在比较多种解决原料气脱硫措施的前提下，以及工艺改造的基础上，利用制冷技术降低原料气及贫液的温度，提高了装置的脱硫效果，保障了产品质量及系统的安全运行。

注氮气三次采油井下腐蚀发生现状及机理探索

马剡, 杨阳, 郭靖, 杨荣荣

2016, 38(S1): 126-128. doi: 10.11781/sysydz2016S1126

摘要(904) PDF(193)

摘要:
注氮气三次采油是现阶段碳酸盐岩油藏提高采收率的有效手段，但随着注氮气三采技术的推广，越来越多的注气井管柱存在腐蚀穿孔的现象。该文在注氮气工艺、介质及生产分析的基础上，重点研究造成井下管柱腐蚀的因素及机理，表明了井下管柱腐蚀主要是受到高浓度氧及高矿化度、弱酸性的水的影响，两者混合后形成氧的电化学腐蚀与冲刷腐蚀，因此造成管柱内部整体腐蚀及管柱外壁点蚀、坑蚀的现象；并结合现场实际情况提出了具体的应对措施。

PHP套管液压封隔器在塔河油田的改进及应用

杨程, 张佳, 邹伟, 谢进

2016, 38(S1): 129-132. doi: 10.11781/sysydz2016S1129

摘要(1086) PDF(118)

摘要:
PHP套管液压封隔器已在塔河油田广泛使用，但随着油田勘探开发的深入，对封隔器的耐温耐压性能提出了更高的要求。通过对封隔器本体增加壁厚、胶筒耐温升级等措施，改进出PHP-2封隔器。该封隔器具有耐压差高、耐温高、可回收、较进口永久式便宜等特点，在塔河油田勘探开发中具有广阔的应用前景。

套管短回接固井工艺在塔河油田套损井治理中的应用

田磊, 李桂云, 刘燕平

2016, 38(S1): 133-135. doi: 10.11781/sysydz2016S1133

摘要(940) PDF(245)

摘要:
随着塔河油田油井长期注水、注气三采开发，油井套损现象日趋严重，特别是一些老井，由于受套管使用年限较长，固井质量较差，套管抗挤强度低等因素影响，套管薄弱段、套管悬挂器部位易造成破损，地层水侵入井筒导致油井高含水。前期套损井治理的主要工艺是卡封堵漏和挤水泥，这两种工艺的缺点是适用性有限，有限期短。目前塔河油田针对性地应用套管短回接固井工艺，一次性、永久性解决了油井套损问题。通过上述3类套损治理工艺的分析，重点突出套管短回接固井的优点，为后期该工艺的推广提供了重要依据。

塔河油田原油乳化规律及对策

胡慧光, 张亦楠, 王锐, 杜康

2016, 38(S1): 136-139. doi: 10.11781/sysydz2016S1136

摘要(1901) PDF(162)

摘要:
塔河油田超深层碳酸盐岩缝洞型稠油油藏非均质强，具有“两超三高”（超深、超稠、高含胶质、沥青质、高含硫化氢、高矿化度）的特点。研究了生产井中原油乳化的规律，以及使乳化油变废为宝的措施可行性。通过对不同措施井、不同阶段的乳化油成分进行对比发现，超稠油在地层内的分层及随着密度的不同其流动的速度也随之不同；在注气替油期间驱替油质的不同，导致沥青质、胶质、石蜡含量变化，从而导致原油乳化。针对原油乳化现象常用破乳剂对原油进行破乳、井口盐水伴送降低乳化油的黏度，增加其流动性；针对注气井，通过注入泡沫剂，利用其遇油消泡，见水起泡的特征，在注气期间减少原油与水的接触，从而减少原油乳化。

水平井封隔体充填调流控水筛管完井技术研究与应用

张翼, 龙武, 宋海, 方俊伟

2016, 38(S1): 140-144. doi: 10.11781/sysydz2016S1140

摘要(1192) PDF(291)

摘要:
为了有效提高水平井调流控水筛管的调控精度，实现全井筒封隔，提出用封隔体颗粒代替传统封隔器对储层进行封隔，阻挡井筒内流体的横向流动，使调流控水筛管直接对地层起到阻水稳油的作用，实现全水平井段动态调节入流剖面，无限级控水。该技术成功应用于塔河油田二次完井中，首次通过非机械工具实现管内封隔。目前已研发了耐高温、更经济的封隔体材质，室内实验评价性能良好，在新井和二次完井中具有推广价值。

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏复杂缝酸压技术研究

杨玉琴, 赵兵, 李楠, 何晓波, 胡文庭

2016, 38(S1): 145-149. doi: 10.11781/sysydz2016S1145

摘要(1065) PDF(137)

摘要:
缝洞体是塔河油田油气的主要储集空间，通过酸压工艺沟通缝洞体是实现这类油藏高效开发的主要手段。侧钻井放空、漏失现象揭示在井周不同方位均发育缝洞体。由于酸压人工裂缝延伸方向主要受控于最大水平主应力方向，造成非主应力方向上的缝洞体沟通困难。增加酸压裂缝复杂程度是提高井周不同方位缝洞体沟通的有效措施。通过建立复杂天然裂缝条件下人工裂缝延伸模型，评价了不同岩石参数对裂缝复杂程度的影响：摩擦系数 > 水平应力差 > 逼近角 > 岩石抗张强度 > 内聚力。研究形成了复杂缝酸压配套工艺技术并开展5井次现场应用，平均单井增油5 909.7 t。

高闭合应力酸蚀裂缝导流能力实验研究

安娜, 张雄, 方裕燕, 焦克波

2016, 38(S1): 150-152. doi: 10.11781/sysydz2016S1150

摘要(1067) PDF(198)

摘要:
针对高闭合应力地层如何提高裂缝导流能力，分别研究了酸液-岩石接触时间、酸液类型、闭合应力对导流能力的影响，以及通过复合方式提高导流能力的措施。结果表明：同样酸岩接触时间下，半对数坐标中导流能力与闭合应力近似呈直线。高闭合应力下，导流能力较低；在低闭合应力下，大粒径支撑剂酸蚀裂缝导流能力较高。高闭合压力下，推荐40/70目陶粒。铺砂浓度越高，导流能力越高，酸蚀加砂是提高导流能力的措施之一。

计转站外输埋地管线风险评价及预防措施——以西北某油田S区AZ1计转站外输管线为例

杨鹏, 安永福, 陈阳

2016, 38(S1): 153-159. doi: 10.11781/sysydz2016S1153

摘要(1932) PDF(145)

摘要:
原油从井口采出后，依靠自身压力经过埋地管线运输到计转站进行加热、脱水、增压后，再压送至联合站做进一步的脱硫、脱水、油气水三相分离等复杂的技术处理，最终进入长输管线外输。考虑到原油输送至联合站在整个工艺流程上的复杂性和输送介质具有火灾爆炸的危险性，不仅需要对联合站集输工艺流程进行提前风险预警，还需要对从井口至联合站的埋地管线进行风险预警。由于原油集中在联合站处理，从井口至联合站间的埋地管线输送的是未处理的原油，这部分管线更容易发生腐蚀开裂，所以更有必要对计转站的外输管线进行风险评价，将危险控制在可控范围内，并针对局部危险管道进行防范处理。以西北某油田S区AZ1计转站外输管线为例，收集3年来该管线发生穿孔事故的原因并进行统计，基于故障树（FTA）对管线的正常运行、运行的风险以及发生穿孔事故的因素进行分析，总结规律并采取防控对策。

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2016年第38卷第S1期

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