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2024年 第41卷  第1期

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专论
我国钻井液技术难题、新进展及发展建议
孙金声, 王韧, 龙一夫
2024, 41(1): 1-30. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.001
摘要(3) HTML(4) PDF (12068KB)(2)
摘要:
系统地梳理了超深/特深层、非常规、深水、干热岩、极地、天然气水合物等复杂地层钻探过程中面临的钻井液技术难题，探讨了关键科学问题与核心工程难题，结合近年来的钻井液技术进展，介绍了钻井液技术最新进展。针对复杂地层钻井过程中遇到的高温高压高盐、泥页岩水化严重、井壁失稳、大温差、井漏、储层损害，以及钻井液维护自动化程度低等问题，国内外学者研发了抗高温高盐水基/油基钻井液、恒流变钻井液、抗超高温泡沫钻井液、环境友好型超低温钻井液、智能温压响应承压堵漏材料、可降解储层保护材料、钻井液在线监测与自动加料系统等关键材料、体系与装备。但随着地质、工程环境愈加复杂 ，钻井液材料仍面临抗超高温高盐、超长时间稳定、防塌固壁、恶性漏失以及钻井液性能自动化调控等重大技术瓶颈。为满足复杂地层钻探过程中钻井液性能需求 ，未来还需深入研究钻井液处理剂在极端条件下的起效/失效机理 ，钻井液处理剂在微观-介观-宏观等不同尺度下的构效关系变化及作用机制，建立安全高效的钻井液多功能一体化调控方法，构建智能钻井液理论与技术，为实现复杂地层安全高效经济环保钻井提供关键技术支撑。
钻井液
青海油田风西区块长水平段水平井钻井液技术
张民立, 袁贵德, 庄伟, 王威, 刘武, 郭超, 明洪涛, 杨鹏梅
2024, 41(1): 31-38. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.002
摘要(3) HTML(3) PDF (2058KB)(1)
摘要:
青海油田为实现稀井高产开发技术方案，在柴达木盆地大风山地区风西构造部署五口长裸眼水平井，并同时应用水基、油基钻井液进行施工对比，总结完善风西长裸眼长水平段水平井钻完井工艺技术模板。以优质复合盐水基钻井液在风西ⅠH1-5井的现场应用实例进行总结，并对相关钻井工艺技术应用、工程参数控制、流变性与携带等进行分析。风西ⅠH1-5井完钻井深为5478 m，水平段长2541 m，创青海油田水平段最长、油层钻遇率最高（100%）、水平井单趟进尺最多（1566 m）、水平段短程起下钻井段最长（达1000 m）、首次采用漂浮下套管技术等多项施工新纪录，该井的成功钻探对于超长水平段水平井的钻完井工艺在青海油田应用具有里程碑意义。与应用油基钻井液施工的邻井就钻井周期进行了对标分析，该优质复合盐水基钻井液施工井均优于油基钻井液施工井，对今后钻探长裸眼、长水平段水平井钻井液体系优选有较好的指导借鉴。
高温下水基钻井液核心组分微观行为分析
张玉文, 张洋, 宋涛
2024, 41(1): 39-44. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.003
摘要(2) HTML(3) PDF (2786KB)(6)
摘要:
水基钻井液在高温下性能调控难度大，主要与核心胶体粒子的分散状态有关，而水基钻井液成分复杂，单一组分与多组分间受高温作用性能变化规律不同，对胶体粒子的分散状态均有影响。针对水基钻井液核心组分，通过高温高压流变性测试获得了膨润土胶体剪切应力-温度曲线，并测试了不同温度下胶体颗粒粒度分布，分析了黏土矿物胶体粒子在室温～220 ℃范围内的分散、絮凝与聚结状态及形成机制，同时利用SEM测试和黏土矿物晶层结构分析，从微观角度揭示了富含镁多孔纤维状黏土矿物胶体的高温稳定机理，此外，基于对高温热滚前后流变性和滤失量等性能变化的分析，从黏土矿物结构特征和聚合物断链、吸附特性等角度揭示膨润土/复配黏土矿物与聚合物类处理剂在高温下的互相作用机理，结合实验结果，明确了低浓度膨润土与海泡石复配胶体具有明显的高温稳定优势，为超高温水基钻井液的构建提供了理论支撑。
复杂压力系统薄互层致密油藏水平井钻井关键技术
吴晓红, 李云峰, 周岩, 阚艳娜, 李然, 罗成
2024, 41(1): 45-52. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.004
摘要(2) HTML(3) PDF (2562KB)(0)
摘要:
南堡凹陷高柳区块沙三3段V油组属于典型的砂泥薄互层致密油藏，因多年压裂注水开发导致地层压力系统复杂、人工缝网分布密集，水平井钻井过程中井漏、油水侵与井壁垮塌复杂情况同时存在、矛盾突出。结合高柳区块地层特征阐述了水平井安全钻井技术难点，明确了钻井液漏失、井壁垮塌原因，优选纳微米级乳化防塌剂、石墨微球与微米级柔性封堵剂、超细钙构建了封堵承压井壁稳定油基钻井液体系，该体系有效降低滤液对泥岩地层的侵入，对泥岩强度保持能力提高5倍以上，使中高渗砂岩封堵承压能力达到18 MPa；针对油基钻井液漏失问题提出了油基桥接堵漏技术与油基固化堵漏技术。现场试验解决了高柳区块复杂压力系统致密油藏水平井安全钻井难题，十余口应用井无井壁垮塌情况发生，漏失井堵漏后漏失层承压能力提高5.4 MPa，满足后续钻井施工要求。
顺北16X井二次侧钻超高温钻井液技术
于得水, 汪露, 刘仕银, 吴修振, 王旭
2024, 41(1): 53-59. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.005
摘要(10) HTML(5) PDF (2170KB)(2)
摘要:
顺北16X井是西北油田分公司部署在顺北16号断裂带的一口四开制斜井探井，完钻层位为奥陶系鹰山组，地质预测顺北16X井井底温度为168.9 ℃/6680 m。该井钻至设计井深6777 m后加深钻进，加深钻进使用ENVIROTHERM NT高性能水基钻井液，卡钻回填后采用油基钻井液进行第一次侧钻，测试未见产，再次回填采用抗高温钻井液体系。第二次侧钻实钻完钻井深7533 m（斜）/7417 m（垂），实测井底温度达209 ℃，钻井液密度最高为1.75 g/cm3，属极高温超高压地层。通过采用抗超高温钻井液体系，保障了超高温下钻井液优良的流变性和沉降稳定性，同时抗CO2、盐水污染能力优良。该井第二次侧钻顺利完钻，钻井液性能稳定，井下正常。
BIODRILL S合成基钻井液在垦利区块首次应用
彭三兵, 李斌, 韩东东, 徐磊, 程龙生, 黄贤斌
2024, 41(1): 60-67. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.006
摘要(2) HTML(3) PDF (2177KB)(1)
摘要:
渤海油田垦利9-1区块地层岩性复杂，且存在断层带，钻井过程中易发生泥岩水化分散和砂岩层井眼缩径等问题，井壁垮塌风险极大。针对该区块地层岩性特点和技术难题并结合环保要求，制备了一种复合型封堵材料PF-MOSHIELD，构建了BIODRILL S合成基钻井液体系。该体系流变性能良好，抗钙、抗岩屑污染达26%和15%，封堵性、沉降稳定性、润滑性优异，高温高压砂盘滤失量3.2 mL，静置7 d沉降因子为0.53，极压润滑系数0.082。BIODRILL S首次在渤海湾垦利9-1区块进行了现场应用，结果表明：该体系解决了垦利9-1区块泥页岩水化和砂岩层井眼缩径问题，垦利9-1北-3定向探井三开井段上部地层钻屑完整，钻屑达4～7 cm；井眼清洁性能良好，钻井液动塑比超过0.59 Pa/mPa·s，φ6和φ3读数均超过9，剪切稀释性强，提高了井眼净化效率，有效避免形成“岩屑床”；润滑性能优异，在大井斜段（55°、70°、67°）可实现直接起钻。
海上某盆地胶结型防漏堵漏钻井液技术
贺垠博, 许杰, 崔国杰, 张磊, 林海, 陈卓, 金经洋
2024, 41(1): 68-75. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.007
摘要(5) HTML(3) PDF (3718KB)(1)
摘要:
分析了我国海上某盆地地质特征和历史井漏情况，明确了该盆地钻井防漏堵漏难点：地层裂缝发育且存在微米级至毫米级的多尺度裂缝，甚至裂缝和孔、洞并存，导致堵漏材料选配难、一次堵漏成功率低；地层发育大段风化壳、部分地层破碎严重、钻井中裂缝极易二次发育等，导致恶性漏失甚至失返性漏失等复杂情况。针对上述难点，以聚乙烯醇、聚丙烯酸以及含邻苯二酚结构的有机物为原料，合成了一种胶结型堵漏剂BFD-1。实验结果表明，人造疏松岩心在加有4% BFD-1的水溶液中浸泡后，岩心抗压强度提高率达19.34%。以BFD-1为核心，复配现场常用堵漏材料，构建了适用于不同尺寸范围漏失通道的防漏堵漏钻井液体系，具良好的防漏堵漏性、胶结性，并可有效阻止压力传递。研究成果可为该地区钻井井漏防治提供有力技术支撑。
延安气田东部石千峰组-石盒子组井壁失稳机理及抑制方法
王波, 吴金桥, 王孟玉, 李伟, 杨超, 马振锋, 杨先伦, 李成
2024, 41(1): 76-83. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.008
摘要(4) HTML(3) PDF (3845KB)(0)
摘要:
为了研究延安气田东部区域钻井过程中石千峰组-石盒子组井壁失稳的内在原因，对该地层岩样的矿物组分、理化特征、力学特性进行深入分析，并针对井壁失稳机理提出了抑制液相自吸的稳定井壁对策。研究可知：延安气田东部区域石千峰组-石盒子组黏土矿物含量分布在15.44%～47.52%，属弱膨胀中等分散性岩性，岩心中微裂缝、微孔隙发育，是导致液相侵入、井壁坍塌的主要因素；石千峰组-石盒子组岩样在蒸馏水中滚动回收率低于67.2%、线性膨胀率低于8.14%，石盒子组岩样分散相更强，润湿性均表现为亲水性，且石盒子组岩心的亲水性更强；石千峰组岩样经钻井液浸泡后三轴抗压强度由186.04 MPa降低至98.13 MPa；石盒子组岩样浸泡后三轴抗压强度由90.09 MPa降低至49.21 MPa，表明钻井液沿微孔隙、微裂缝侵入后使岩石强度降低；0.3%自吸水抑制剂ZXS-1可使石盒子组岩样水相和油相在岩心内的饱和度由72.6%和86.6%降低至4.7%和33.5%，并在岩石表面形成一层致密的分子吸附层，将岩心表面的润湿性由亲水性转变为疏水性，通过抑制岩样吸水，达到封堵微裂缝、阻止液相侵入的稳定井壁效果。
钻井液用高性能增黏剂的研制及性能评价
孙振峰, 杨超, 李杰, 张敬辉, 赵凯强, 王晨
2024, 41(1): 84-91. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.009
摘要(2) HTML(3) PDF (2992KB)(1)
摘要:
为了解决钻井液用增黏剂高温高盐易降解失效的问题，以两性离子单体N-甲基二烯丙基丙磺酸（MAPS）、甲基丙烯酰胺（MAC）、N-乙烯基吡咯烷酮（NVP）为聚合单体，以偶氮二异丁脒盐酸盐（AIBA）为引发剂，采用自由基共聚法合成了高性能增黏剂DV-1。通过正交实验对合成过程中的主要影响因素进行了考察，确定了最佳合成条件：反应温度为50 ℃，单体浓度为40%，引发剂用量为0.4%，反应时间为4 h。利用FTIR，1H-NMR，TG-DTA等方法对DV-1进行了表征测试，并对产物的增黏性能、抗高温抗盐性能及长效性能等进行了评价。评价结果显示，1%的DV-1水溶液表观黏度可达44.7 mPa·s。180 ℃、16 h高温老化后，溶液黏度保持率高达53.2%；DV-1对高浓度盐离子的耐受性能较好。经180 ℃老化72 h和120 h后，溶液黏度保持率能够达到50.5%和40.7%，长效性能优异。DV-1的半致死浓度EC50值为30 200 mg·L−1，符合水基钻井液在海域的排放标准。通过观察DV-1在溶液中的空间立体形态及对Zeta电位的数据分析，探讨了聚合物起效机理，DV-1的抗温性能主要归因于分子结构中稳定的主链及侧链刚性基团，两性离子结构抑制了侧链的持续卷曲，提升了DV-1的抗盐性能。
固井液
干热岩超高温防衰退水泥浆体系及应用
肖京男, 李小江, 周仕明, 魏浩光, 杨红歧
2024, 41(1): 92-97. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.010
摘要(1) HTML(3) PDF (3444KB)(0)
摘要:
干热岩长期高温导致水泥石强度衰退，易造成套管挤毁或窜流，严重影响钻井的安全。针对200 ℃以上常规加砂水泥石强度衰退难题，基于硅铝键结合增强效应，通过优化水泥物相组成，开发了超高温增强材料SCKL，可以满足210～300 ℃下固井要求，不仅抑制了水泥石强度衰退，且促进了水泥石强度长期发育，300 ℃、48 h的抗压强度为18.2 MPa，30 d抗压强度高达23.2 MPa，探索了超高温增强材料对水泥石微观结构的影响，揭示了超高温水泥石微观作用机制。研选了温度广谱型缓凝剂，开发了大温差防衰退水泥浆体系，可以满足干热岩100 ℃温差下安全固井需求，并在青海共和盆地成功应用5口井，固井质量均为优质，为干热岩井筒水泥环密封完整性提供了安全保障。
热引发聚合方法制备抗240 ℃水泥浆降失水剂
林鑫, 刘硕琼, 夏修建, 孟仁洲
2024, 41(1): 98-104. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.011
摘要(0) HTML(0) PDF (2755KB)(0)
摘要:
针对现有水泥浆降失水剂耐高温性能不足的问题，以高温热引发聚合方法替代传统水溶液引发剂聚合方法，设计并合成了抗温为240 ℃的三元水泥浆降失水剂HTFLA-A。通过实验确定了HTFLA-A的最佳合成条件：水与单体总质量比1∶1，控制温度为150 ℃，体系pH值为9，反应时间为32 h。并采用红外光谱（FT-IR）、热重分析（DSC/TGA）及核磁共振谱对HTFLA-A进行了表征。结果表明，HTFLA-A为目标预期产物，在439 ℃时的热失重仅为23.80%，这是由于高温合成过程中去除了单体中不稳定结构和有机合成过程中副反应产物,提升了高分子材料的抗温性能。对HTFLA-A的性能评价结果表明，当HTFLA-A加量为1.2%，可将水泥浆在180 ～ 240 ℃、6.9 MPa时API失水量控制在50 mL以内。
超高温热循环作用下水泥环完整性及界面力学性能衰退规律
陈毅, 张彬奇, 刘鹏, 周念涛
2024, 41(1): 105-111. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.012
摘要(0) HTML(0) PDF (4281KB)(0)
摘要:
稠油热采井因周期性蒸汽吞吐，造成井筒内的温度波动及持续变化、循环加卸载引发的水泥环完整性问题将威胁到井筒的完整性，导致井口抬升等安全问题频发。为了弄清超高温热循环作用下水泥环完整性失效机理、界面胶结衰退规律，避免蒸汽吞吐过程中套管-水泥环界面胶结失效，提出了超高温热循环环境下水泥环胶结强度评价方法，自主研发了集浇筑、养护、加热及测试一体化的水泥环胶结强度特色测试装置，并对“生产套管-水泥环-技术套管”组合体在超高温热循环作用下的界面完整性和力学完整性进行了测试及评价，获得了水泥环在3种不同温度（常温↗150 ℃↘常温，常温↗200 ℃↘常温，常温↗250 ℃↘常温）热循环作用下的完整性及界面力学性能实验结果。研究结果表明：高温热循环作用对水泥环力学及界面力学完整性具有显著的负面影响；随着温度和热循环次数的增大，水泥环界面力学性能显著降低。150 ℃热循环7次、200 ℃热循环5次以及250 ℃热循环1次后，套管与水泥环界面脱离；150 ℃热循环13次、200 ℃热循环9次以及250 ℃热循环7次后，水泥环界面剪切力、化学胶结力、摩擦力以及剪切胶结强度均降低为0，水泥环界面力学性能丧失。水泥环本体失效均以拉伸破坏为主，包括径向裂纹和周向裂纹；径向开裂，周向裂纹以及界面脱离使得水泥环完整性（本位完整性、密封完整性以及力学完整性）失效，水泥环产生连通的微裂缝、微环隙，造成水泥环变形、损伤、泄露，套管成为自由段，引发严重的环空带压、井口抬升等安全问题。
复合乳化剂作用下抗温耐盐丁苯胶乳的制备及性能评价
王其可, 李小林, 肖尧, 商晓阳, 刘文明, 赵佳琪, 郭锦棠
2024, 41(1): 112-118. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.013
摘要(0) HTML(0) PDF (3011KB)(0)
摘要:
针对丁苯胶乳用于固井增韧剂存在耐温性、抗盐性差，且在使用过程中需要搭配胶乳调节剂的缺点，以对苯乙烯磺酸钠、衣康酸为功能单体，OP-10、SDS复合乳化体系，改性丁苯胶乳合成了SCMBR胶乳，研究了不同乳化剂复配比例对该胶乳性质的影响。通过粒径、Zeta电位、透射电子显微镜综合表征了该胶乳的微观结构，评价了其耐热性、抗盐性。结果表明，由于磺酸基团和羧基的引入，SCMBR胶乳的耐热性能良好，热分解温度达400 ℃以上，且抗盐性能优异，TEM图像显示，SCMBR胶乳分散均匀，无团聚体。将SCMBR胶乳引入水泥，可明显改善水泥的稳定性，将游离液含量降低至1%以下，水泥浆上下层密度差缩小至0，对水泥流变性能抗折强度提升效果明显，效果最优的SCMBR-4:1改性水泥石28 d的抗折强度相较于纯水泥提高了20.5%，在深层、超深层固井中应用前景广阔。
新型油井水泥用纳米基促凝早强剂
卢海川, 朱海金, 王健栋, 许得禄, 金凯, 高继超, 张翔瑞, 石凌龙
2024, 41(1): 119-124. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.014
摘要(1) HTML(0) PDF (2679KB)(0)
摘要:
针对传统油井水泥促凝剂存在的腐蚀套管、增稠及早强作用较弱等问题，根据结构设计，通过溶液法合成了一种新型纳米基促凝早强剂A-1，并对其综合性能及作用机理进行了研究探讨。实验表明，该纳米基促凝早强剂在改善水泥浆流变的同时可显著缩短中低温下水泥浆的稠化时间，明显加快水泥石强度发展，稠化时间之比可达0.33，起强度时间可缩短50%，6 h抗压强度可达净浆的5倍以上，后期强度提高率仍可达29%。此外，该纳米基促凝早强剂还可明显缩短水泥浆静胶凝过渡时间，表现出良好的防窜作用。微观分析表明，该纳米基促凝早强剂可通过成核模板效应改变水泥石微观形貌，加速水泥石水化，使水泥石更加致密，从而改善水泥石力学性能。
压裂液与酸化液
基于裂缝闭合理论和3D打印的导流能力预测方法
纪国法, 余豪, 田鸿照
2024, 41(1): 125-132. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.015
摘要(0) HTML(0) PDF (4550KB)(0)
摘要:
酸蚀裂缝导流能力对于酸压方案的优化和产能评估具有十分重要的意义，但是在酸蚀导流能力测试过程中存在高闭合压力下岩心柱破裂情况，影响实验数据的准确性。基于以上问题，综合采用3D扫描和3D打印技术以及受压情况下裂缝闭合理论对酸蚀裂缝导流能力进行研究。首先对岩样进行酸蚀实验，通过逆向建模技术获取到酸蚀后岩心三维模型，采用SLA3D打印技术制备含粗糙壁面的三维岩心模型，对酸蚀岩心和3D打印岩心开展不同围压下渗流实验。运用离散化数据处理方法，结合赫兹接触模型和N-K模型编写导流能力预测界面，使用数值模拟方法反映闭合应力下裂缝形变情况。研究结果表明，结合真实岩体三维数字模型及SLA3D打印技术制备真实岩样，为制作复杂裂缝岩心模型提供了有效途径；酸蚀岩心和3D打印岩心导流能力实验结果、3D打印岩心实验结果和数值模拟结果误差均小于7.7%，数值模拟与碳酸盐岩心实验值的误差小于9.6%；以低闭合压力下实验和模拟结果为基础可以预测高闭合压力下裂缝导流能力，提出的研究方法为定量化表征酸蚀裂缝导流能力提供了可靠途径。
完井液
海域天然气水合物完井液体系构建及性能评价
冯明, 廖波, 王金堂, 曾先进
2024, 41(1): 133-140. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.016
摘要(1) HTML(0) PDF (15237KB)(0)
摘要:
砾石充填防砂方式是解决水合物储层开采出砂的有效手段，但与之配套的完井液体系面临水合物二次生成和砾石充填效率不高等技术难题。结合南海常规油气藏开发完井经验，考虑水合物储层的特殊性，构建了不同水合物完井液体系，评价了体系性能。研究结果表明，常用的热力学抑制剂乙二醇和盐类需要比较高的添加量才能达到比较好的抑制效果，但较高的完井液密度无法满足现场施工要求，需要替代使用动力学抑制剂；使用自行研发的SYZ-2动力学抑制剂配制的完井液体系能够满足现场各项指标要求，取得比较好的完井效果。优选出完井液配方为：盐水 + 2.5% PF-HCS + 2.0% PF-CA101HT + 6.5% NaCl + 1.0% SYZ-2。

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