钻井液与完井液

摘要:
针对钻井过程中存在的固相堵塞、水锁、粗乳液、近井壁地带润湿性等伤害严重问题，基于乙二醇辛基苯基醚的非离子微乳液，对微乳液的性能进行了表征，并考察了微乳液对钻井液堵塞的解除作用。研究表明，研制的微乳液具有界面张力小于0.1 mN/m、可快速增溶高黏原油，pH值、离子类型、矿化度和温度对其增溶能力影响小等特点。实验结果表明，微乳液可有效清除乳液堵塞，清除泥饼中的原油分子，使孔隙的润湿性发生反转，从而恢复储层渗透率；微乳液解堵效率高，泥饼清除效率大于90%，渗透率恢复值在95%以上。

可控胶凝堵漏剂的研究与应用

李韶利, 郭子文

2016, 33(3): 7-14. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.002

摘要(853) PDF (6844KB)(292)

摘要:
针对重庆涪陵焦石坝区块页岩气开发过程中，从钻表层至完钻频繁发生溶洞、裂缝性恶性漏失，且堵漏成功率低的难题。中原固井公司通过对堵漏胶凝材料、触变剂、纤维增韧剂、膨胀剂、微胶囊及表面调节剂等材料的研究，研制出一种可控胶凝堵漏剂，并在室内对其堵漏性能、机理进行了评价、分析。可控胶凝剂对渗透性、大孔道、裂缝性和溶洞性漏失地层具有很好的堵漏效果。该堵剂适应温度为30～80℃，凝结时间可调，固化体强度常压4 h可达到5.0 MPa，8 h强度达到10 MPa以上，承压强度大于14 MPa，并具有抗水侵能力和强触留能力。现场应用的45口井，堵漏成功率达到了80%以上。可控胶凝堵漏剂为溶洞、裂缝性漏失堵漏的探索作出了积极的贡献。

基于ABAQUS的井壁强化数值模拟研究

宋丁丁, 邱正松, 王灿, 刘均一, 王强, 钟汉毅, 赵欣

2016, 33(3): 15-19. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.003

摘要(837) PDF (6931KB)(234)

摘要:
近年来，井壁强化技术已成为国外钻井工程中提高地层承压能力的重要手段。以ABAQUS软件为平台，建立二维井壁强化模型，通过数值模拟方法探讨了井壁强化作用机理及影响因素。结果表明，封堵材料在裂缝中架桥后，挤压两侧地层，使井周应力增加，且在低角度（0～30°）范围内，周应力增量最大；周应力重新分布后，地层破裂压力提高，且易破裂点的位置发生偏移；在一定裂缝开度范围内，裂缝开度越大，表明对裂缝两侧地层挤压越严重，强化井壁的效果越明显。地应力各向异性、封堵架桥位置及井眼压力对周应力影响较大，应力各向异性越严重，井眼压力越大，架桥后周应力增量越大；封堵材料在距离井壁越近的位置架桥，在一定范围内强化井壁的效果越明显，随着架桥位置逐渐靠近缝尖，强化井壁的作用逐渐减弱。

水基钻井液用锂皂石增黏剂的合成及性能研究

覃勇, 马克迪, 蒋官澄

2016, 33(3): 20-24. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.004

摘要(667) PDF (3370KB)(323)

摘要:
针对天然锂皂石矿物稀缺和钻井领域亟需抗高温水基钻井液增黏剂的现状，优选了微波辅助法合成锂皂石，利用粉末X射线衍射（XRD）、傅里叶变换红外光谱（FTIR）、粒径分析对合成锂皂石进行了表征，并研究了其作为水基钻井液增黏剂的效果。结果表明，利用微波辅助法合成了纯度较高的纳米级锂皂石，其粒径尺寸主要分布在18.17～58.77 nm，平均粒径仅为29.72 nm；随着锂皂石浓度从0.3%增加到1.5%，4%膨润土基浆的黏度、切力以及动塑比均显著增大，滤失量也逐渐降低，说明锂皂石还具有一定的降滤失效果，加入1.2%锂皂石，基浆黏度可提高2.64倍，且切力和动塑比保持适中；1.5%的锂皂石能抵抗至少2.5%的钙侵和15%的盐侵；随着老化温度从80℃增加到220℃，4%基浆+1.5%锂皂石的表观黏度先减小后增大，维持在20 mPa·s以上，动切力和动塑比同样先减小后增加，但是下降幅度较为明显；在200℃，常规的有机聚合物增黏剂均失效，而锂皂石增黏剂却仍能保持很好的增黏效果。因此，合成锂皂石是一种理想的抗高温型水基钻井液增黏剂，且具有良好的配伍性。

页岩气藏地层井壁水化失稳机理与抑制方法

刘敬平, 孙金声

2016, 33(3): 25-29. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.005

摘要(757) PDF (7874KB)(232)

摘要:
页岩气井水平井段井壁失稳是目前中国页岩气资源勘探开发的关键技术难题。通过云南昭通108区块龙马溪组页岩的X-射线衍射分析、扫描电镜（SEM）观察、力学特性分析、润湿性、膨胀率及回收率等实验，研究了其矿物组成、微观组构特征、表面性能、膨胀和分散特性，揭示了云南昭通108区块龙马溪组页岩地层井壁水化失稳机理。该地层黏土矿物以伊利石为主要组分，不含蒙脱石及伊蒙混层，表面水化是引起页岩地层井壁失稳的主要原因。基于热力学第二定律，利用降低页岩表面自由能以抑制页岩表面水化的原理，建立了通过多碳醇吸附作用改变页岩润湿性，有效降低其表面自由能、抑制表面水化，进而显著抑制页岩水化膨胀和分散的稳定井壁方法。

气制油合成基钻井液关键处理剂研制与应用

王茂功, 徐显广, 孙金声, 王立辉, 杨海军, 王宝成

2016, 33(3): 30-34,40. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.006

摘要(699) PDF (1146KB)(265)

摘要:
为提升气制油合成基钻井液高温流变稳定性和降滤失性能，研制了在气制油中具有良好凝胶性能的有机土和天然腐植酸改性的环保型降滤失剂，并使用前期研制的主辅乳化剂，形成了气制油合成基钻井液体系。性能评价结果表明：利用双十六烷基二甲基氯化铵和具有功能化极性基团的高分子对提纯钠基膨润土进行复合插层制得了有机土DR-GEL，该有机土在气制油中凝胶性强（胶体率达98%）、黏度、切力大（切力达3 Pa），高温性能稳定、抗温达220℃。利用二乙烯三胺和双十六烷基二甲基氯化铵对提纯黑腐植酸进行有机化改性反应制得了降滤失剂DR-FLCA，该降滤失剂具有高温高压滤失量低、辅助乳化和改善流变性等性能，抗温达230℃。利用研制的处理剂配制的密度为1.6～2.3 g/cm³的气制油合成基钻井液体系，在温度120～200℃范围内流变性好（表观黏度27～61 mPa·s，动切力6～9 Pa），电稳定性强（破乳电压在800 V以上），高温高压滤失量小于2.5 mL。该套气制油合成基钻井液体系，在印尼苏门答腊岛JABUNG区块NEBBasement-1井成功地进行了应用，在高温（井底温度大于180℃）下40 d的使用过程中性能一直稳定，较好地解决了大斜度定向井钻井液悬浮性与携屑能力差等难题。

聚胺抑制剂的测定方法及最佳用量的确定

郭建华, 马文英, 刘晓燕, 杜明军, 李保慧, 钟灵

2016, 33(3): 35-40. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.007

摘要(579) PDF (3601KB)(214)

摘要:
目前，聚胺作为一种水基钻井液用高效抑制剂得到广泛应用，但对它的研究还主要集中在抑制性评价和现场应用效果中。为此探索研究了聚胺抑制剂含量的测定方法，采用四苯硼钠法进行游离聚胺（FYZ-1）含量测定，通过对指示剂、沉淀条件、滴定条件、pH值调节剂等实验条件的优化，确定了测定方法，并进行岩屑对聚胺含量影响实验。结果表明，碳质泥岩、易水化泥岩、硬脆性泥岩、砂岩对聚胺吸附依次降低，据此可以推荐聚胺在不同地层的加量并指导现场应用。

缅甸D区块高陡高压地层封堵防塌钻井液技术

邱光源, 肖超, 张垲莘, 何汉平

2016, 33(3): 41-45. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.008

摘要(547) PDF (3725KB)(180)

摘要:
缅甸D区块地层属高陡高压地层、断层多，地层水敏性强且裂缝发育，钻井过程中多井发生井壁坍塌，其中，P-1-1井最具代表性，该井由于井塌造成的卡钻高达32次，井径扩大率达100%。使用常规的KCl聚合物钻井液体系及套管封隔技术等均不能解决井塌难题。为此，通过室内实验研究，优选出以微米级乳化沥青为防塌剂、以KCl和聚合醇为主抑制剂、以聚阴离子纤维素为降滤失剂、以磺化聚合物为高温稳定剂的微米乳液防塌钻井液体系。该体系与优化前的钻井液相比，页岩膨胀率降低15%，页岩回收率提高50%。结合提高钻井液密度，优化钻井液流变性能，降低钻井液API滤失量等配套技术措施，在D区块现场应用取得了较好的防塌效果，易塌井段井径扩大率由100%降低到20%，钻井时效提高了35%，钻井成本降低20%。该套钻井液技术解决了缅甸D区块高陡构造、高压地层井壁坍塌问题。

对苏里格水平井水平段防漏防塌措施的探讨

吴满祥, 牟杨琼杰, 高洁

2016, 33(3): 46-50. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.009

摘要(577) PDF (2581KB)(309)

摘要:
以往苏里格气田水平井水平段钻遇泥岩，通过提高钻井液密度实现力学平衡保持井壁稳定、防止坍塌。目前苏里格水平井进入整体开发阶段，地层压力因采气降低，高密度钻进时易造成井漏，堵漏作业难度较大并且易引起托压或黏附卡钻。针对提高密度易引起井漏的原因和特点，提出了以提高封堵性、保持一定抑制性和活度、合理降低钻井液ECD、采用合理的流变性和工程措施配合的方式预防井漏。分析了水平段常见泥岩类型和钻井液性能要求，对发生井漏后的措施进行了探讨。提出了做好低密度钻井液的防塌工作是防漏，在水平段为砂岩或泥岩较稳定下，可以降低密度与排量配合恢复正常；水平段漏失为压差性漏失，采用挤堵方式容易造成裂缝，与邻井串通而加重漏失；区别对待泥质砂岩、砂质泥岩、灰色泥岩和炭质泥岩，采取不同的钻井液性能的观点。

新型堵漏材料的研制及性能评价

程鹏至, 易偲文, 梅林德, 操晶

2016, 33(3): 51-55. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.010

摘要(790) PDF (1527KB)(277)

摘要:
传统堵漏材料存在一定的“缺陷”，比如矿物颗粒密度过大且脆性太强，配浆易沉降且在架桥成功后会因裂缝闭合而崩解破碎，植物颗粒密度过小配浆易漂浮，经高温高压“水煮”后会变软，贝壳片、云母片脆性太强、不易变形而容易造成“封门”。它们复配堵漏成功后，在后期作业中，易失效并发生复漏。为解决传统堵漏材料存在的缺陷，通过特殊制备工艺，研制了LCC系列堵漏材料。该材料中LCC100密度在1.30～2.30 g/cm³之间可调，在25 MPa承压破碎率小于10%，在pH值为12的NaOH溶液中，150℃下热滚48 h，强度无明显变化，具有良好的耐压、耐温、耐碱性能；LCC200刚柔相济；LCC300可在压差作用下以变形的方式深入裂缝封堵，提高封堵强度。实验结果表明，LCC对孔隙型和裂缝型漏失都有较好的封堵效果；LCC在API堵漏仪钢珠床中形成的封堵层可承受7 MPa的压力而不被压穿。以水基或油基钻井液为基液配制的LCC堵漏浆，在高温高压堵漏仪中150℃下封堵楔形裂缝时可承受20 MPa的压力而不崩漏，并最终可稳压在19.8 MPa以上。

裸眼水基钻井液替换油基钻井液技术

祝学飞, 严福寿, 舒义勇, 孙良国, 沈仁东

2016, 33(3): 56-59. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.011

摘要(737) PDF (673KB)(210)

摘要:
塔里木油田库车山前克深区块“库姆格列木群”层位岩性属于复合盐膏层，该盐膏层具有压力系数高、裸眼长、易塑性变形等特点，均用油基钻井液钻进。KS603井钻遇该层位中途完钻时发生井漏，为避免油基钻井液在下套管过程中出现恶性井漏，采用欠饱和盐水钻井液替换油基钻井液完成中完作业。施工过程中，在隔离浆中加入高碱比抗盐钙降黏剂碱液，利用碱液的稀释特性与OH^-离子对油基钻井液中Ca²⁺的中和作用，使隔离浆始终保持较低黏切；因隔离浆中不能加入堵漏材料，在隔离浆之后的第一罐井浆中加入8%堵漏剂，提高井浆的防漏能力，避免替浆过程中发生井漏；为保证盐膏层井壁稳定，替浆密度为2.39 g/cm³，严格控制钻井液中的Cl^-含量不小于1.8×10⁵ mg/L，避免盐晶颗粒过多地溶入钻井液中，同时使用盐重结晶抑制剂NTA-2；下套管前进行承压堵漏作业。钻井液性能稳定，在中完作业过程中光钻铤、单扶、三扶、四扶通井、测盐层蠕变静止72 h后四扶通井、下套管、固井作业均一次性成功，井壁稳定、井下安全。

辽东湾探井用改性天然高分子钻井液技术

侯岳, 班士军, 赵云龙

2016, 33(3): 60-63. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.012

摘要(565) PDF (1935KB)(200)

摘要:
DS4井是一口位于渤海北部辽东湾海域的区域探井。针对DS4井裸眼段长、地质条件复杂、钻遇油气层位多的情况，在对钻井液抑制性、封堵性、保护油气层作用机理进行分析的基础上，对改性天然高分子钻井液进行了配方优选。实验结果表明，在改性天然高分子钻井液中引入强抑制剂AP-1和封堵剂DLP后，钻井液具有良好的抑制性和封堵性，防止了DS4井上部明化镇组、馆陶组高渗透地层的漏失，在较低的密度下确保了下部东营组泥岩地层的井壁稳定，实现了安全快速钻井；具有优良的润滑能力，在DS4井二开裸眼段长3131 m、位移大（1060 m）、最大井斜达到34.5°的情况下，成功地实现了电测一次成功率100%；钻井液具有低荧光特性，能够及时地发现油气层；具有优良的油层保护效果，DS4井在东营组发现了良好的油气显示，并在试油阶段获得了高产的工业油流。

强絮凝钻井液在苏里格气田的试验应用

陈在君

2016, 33(3): 64-66. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.013

摘要(661) PDF (1092KB)(220)

摘要:
随着国家环境保护工作的进一步深入，地面泥浆池进行钻井液净化处理的方式将会被彻底取消，这就要求钻井液必须进行罐式循环。为提高罐式循环的钻井液净化效果、维持良好的钻井液性能参数，保障井下施工安全顺利，研制出了适合苏里格气田钻井现场用快速絮凝的强絮凝处理剂，并确定了强絮凝剂钻井液的配方。室内实验表明，在20 s的时间内，该钻井液能快速对浓度为100 kg/m³的膨润土浆进行有效絮凝沉降，使固液分离、实现净化目的，满足了钻井现场罐式循环钻井液净化的需要。该钻井液在S47-8-66H2井进行了现场试验应用，试验井段长1800 m，平均机械钻速为27.42 m/h，与2014年苏里格水平井直井段平均机械钻速23.00 m/h相比，提高了19.22%；该钻井液在罐式循环中成功地实现了良好净化，为苏里格气田钻井现场岩屑不落地的环境保护工作提供了很好的借鉴作用。

固井液

胶乳纳米液硅高温防气窜水泥浆体系

高元, 桑来玉, 杨广国, 常连玉, 魏浩光

2016, 33(3): 67-72. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.014

摘要(1040) PDF (6834KB)(270)

摘要:
针对顺南区块超深高温高压气井固井面临井底温度高、气层活跃难压稳的问题，研究了胶乳纳米液硅高温防气窜水泥体系。通过将纳米液硅防气窜剂与胶乳防气窜剂复配使用，协同增强水泥浆防气窜性能；不同粒径硅粉复配与加量优化，增强水泥石高温稳定性；无机纤维桥联阻裂堵漏，抑制裂缝延展，提高水泥浆防漏性能和水泥石抗冲击性能。该水泥浆体系具有流动性好、API失水量小于50 mL、直角稠化、SPN值小于1，水泥石具有高温强度稳定性好、胶结强度高、抗冲击能力强的特点。密度为1.92 g/cm³的水泥浆体系在190℃、21 MPa养护30 h后超声波强度逐渐平稳，一界面胶结强度达12.6 MPa；水泥石弹性模量较常规低失水水泥石降低52%，抗冲击强度增加了188%，且受霍普金森杆冲击后仅纵向出现几条未贯穿的裂纹。该高温防气窜水泥浆体系在顺南5-2井和顺南6井成功应用，较好地解决了顺南区块超深气井固井难题。

磷酸盐水泥固井技术在LKQ地区X井火烧油层的应用

辛海鹏, 王建瑶, 周芝琴, 何树理, 曾建国, 付正华, 孙富全

2016, 33(3): 73-77,83. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.015

摘要(607) PDF (4319KB)(175)

摘要:
为有效开发稠油资源，TH油田在LKQ地区X井进行注空气火烧吞吐/火驱开发先导试验。该地区主要目的层渗透率高，易产生漏失，引起固井质量问题。通过分析磷酸盐水泥耐高温抗酸蚀机理，决定使用超声强度发展较快的耐高温、耐CO₂腐蚀的磷酸盐水泥浆进行固井作业。该磷酸盐水泥浆由磷酸盐水泥BCM-600S、降失水剂BCF-600L、缓凝剂BCR-600S和消泡剂G603组成。性能评价结果表明，设计的耐高温耐腐蚀磷酸盐水泥浆固化体耐温达到550℃，高温强度长期不衰退，综合性能满足施工要求。X井采用磷酸盐水泥全井封固，封固段优质率达93.8%，固井质量合格。该磷酸盐水泥可以推广应用。

ANACO浅层气固井气窜分析与固井工艺技术

刘振通, 王军, 陈大沧, 周坚, 辛志红, 张红岩, 吴广福

2016, 33(3): 78-83. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.016

摘要(645) PDF (987KB)(225)

摘要:
ANACO气田位于委内瑞拉东北部，天然气储量丰富，约占委内瑞拉天然气总产量60%。但该气田具有储层结构复杂，气、水层自上而下分布广，地表以下分布着多套不同压力体系的气层，具有地层破裂压力低，孔隙压力高，安全压力窗口窄等特征；部分区块有高压气、水圈闭层，形成异常高压气窝和水带，能量大，压力高。钻井通常为五开井身结构，以封固不同压力体系地层。上部一开～三开浅层高压气固井，受地层承压能力限制，缺乏有效的井口环空压力补偿和控制手段，难以发挥多凝压稳水泥浆体系优势；上部井眼尺寸大，顶替效率低，易发生环空混窜，使水泥浆受到污染，加上水泥浆防气窜性能差及胶凝失重等因素的作用，导致固井封隔质量差，使环空气窜、井口冒气现象时有发生，严重影响气田开发。通过对水泥浆稳定性、静胶凝强度和SPN性能系数等防气窜能力的实验研究，控制水泥浆静胶凝强度发展的风险区间小于25 min、SPN小于3，并采取在大尺寸套管固井以0.55 m³/min的低排量进行塞流注替作业，以及套管外环空插管回注高密度防气窜水泥浆，置换混窜污染水泥浆并实现双凝压稳作用等工艺技术措施，取得了良好的防漏、压稳、防窜效果，成功解决了ANACO气田浅层气固井封固质量问题。

安岳气田磨溪009-4-X2井尾管固井技术

张华, 王大权, 胡霖

2016, 33(3): 84-88. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.017

摘要(544) PDF (686KB)(197)

摘要:
针对磨溪009-4-X2井φ177.8 mm尾管固井存在的井底温度高、封固段长、油气显示活跃且跨度长、钻井液密度高且污染严重、下开钻井液密度降低等难题，通过开展加重材料进行优选、对膨胀增韧机理、污染机理、优化工艺参数等研究，形成了高强高密度韧性防窜水泥浆体系、高效抗污染/冲洗隔离液体系及配套工艺技术等措施，解决了顶部水泥浆强度发展慢、高密度水泥石韧性改造难度大、水泥浆与钻井液污染严重、界面胶结质量差等问题，保证了固井施工安全，固井质量合格率为94.5%，优质率为74.8%，解决了固井质量差的难题，为该区块整体固井质量的提高提供技术支撑，为安岳气田高压深井的安全高效开发提供保障。

一种中高温四元共聚物缓凝剂的合成及性能

王红科, 王野, 靳剑霞, 李立昌, 杨豫杭, 陈柳, 程海涛, 陈实

2016, 33(3): 89-92. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.018

摘要(525) PDF (1966KB)(338)

摘要:
针对缓凝剂在中高温过渡范围内水泥浆中性能不佳的问题，以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、丙烯酸（AA）、丙烯酰胺（AM）和N，N-二甲基丙烯酰胺（NNDAM）为原料，过硫酸铵为引发剂，采用水溶液聚合法合成了一种四元共聚物缓凝剂。利用红外光谱分析表征了聚合物结构，证明样品中无单体存在，单体充分进行了共聚反应。性能研究结果表明，在80～120℃范围内，合成缓凝剂对油井水泥具有很好的缓凝性能，且对温度不敏感，在同一温度下，随着缓凝剂用量的增加，稠化时间也随之增加，缓凝剂的加量与稠化时间具有很好的线性关系，在100℃下，加量为0.8%、1.0%和1.5%时的稠化时间分别为161、197和227 min；加量相同时，随着温度的升高，缓凝时间有所变短，未出现“倒挂”现象，加量为1.5%时，在80、100和120℃的稠化时间分别为248、227和208 min；该缓凝剂在80～120℃范围内对水泥石抗压强度影响小，抗盐达到18%，与其他水泥浆外加剂配伍性好。对缓凝剂机理也进行了分析。

斜井近井裂缝扩展机理及压裂工艺

韩东, 李良川, 吴均, 黄坚毅, 程谟骥

2016, 33(3): 93-97. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.019

摘要(623) PDF (2569KB)(188)

摘要:
随着井斜增大，实施压裂措施的难度不断增大，压裂时表现出砂比低、压力高、中后期加砂困难等现象，压裂效果很难达到设计要求。通过分析认为，加砂难度大的主要原因是井斜增大所致。利用大尺寸真三轴模拟实验系统，实验了在不同井层条件下的裂缝扩展形态，结合现场压裂井情况分析，明确了南堡A断块斜井加砂困难的主要原因。通过制定相应的压裂技术对策，现场实施压裂的成功率明显提高，砂比最高可从18%提高至40%，取得较好效果。

自组装复合压裂液在水平井压裂中的应用

赵众从, 唐东珠, 李燕, 柳建新, 彭田杰, 刘兆杰

2016, 33(3): 98-101. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.020

摘要(646) PDF (1242KB)(222)

摘要:
为了满足低渗透储层水平井改造的需要，开发了一种梳形聚合物与表面活性剂胶束自组装复合压裂液体系。该体系不使用交联剂，不含水不溶物；80℃时，0.3%梳形聚合物CD-1与0.2%表面活性剂组成的自组装压裂液储能模量高达290 Pa，远大于耗能模量，表现出突出的黏弹特性。5 m³/min排量下压裂液的降阻率达到74.05%，具有突出的低摩阻特性。不同配方的自组装压裂液破胶液的表面张力都低于27 mN/m，界面张力低于0.8 mN/m，满足压裂液返排特性的要求。自组装压裂液对储层岩心平均伤害率18.04%，远小于瓜胶压裂液78.75%的水平。室内评价和现场试验施工都表明，自组装压裂液降阻率高，对地层伤害小，增产效果明显，同时证实了利用聚合物与表面活性剂胶束自组装形成结构携砂理论的正确性。该压裂液体系满足特殊结构井压裂改造要求，为特殊低渗透油气藏的开发提供了一种新的方法和手段。

径向井水力压裂摩阻影响因素与计算公式

龚迪光, 曲占庆, 郭天魁, 巩法成, 田旭新, 黄子桐

2016, 33(3): 102-106. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.021

摘要(627) PDF (1251KB)(270)

摘要:
为研究井眼内径及压裂施工参数对径向井压裂摩阻影响规律和确定井眼内压裂液摩阻大小，使用中国石油大学（华东）研制的压裂液摩阻测试系统（主要由摩阻测试控制中心、压裂液调配釜、可调速螺杆泵、变径管道、高灵敏度压力测量仪、电子流量计组成），模拟径向井中压裂液的流动状态，并对压裂液摩阻进行准确测量，分析了影响压裂液摩阻的主要因素。实验结果表明，对径向井摩阻影响由大到小的因素依次为：井眼内径、排量、黏度、支撑剂粒径和砂比，且影响规律各有不同。采用降阻比原理，通过对322组实验数据进行回归拟合，建立了考虑井眼内径、排量、压裂液黏度、支撑剂粒径及砂比的径向井瓜胶压裂液摩阻损失计算关系式。利用相关系数检验法计算标准估计误差为0.140，拟合回归方程有效。实验发现，瓜胶压裂液黏度对摩阻有双重影响：一方面会增加流体内部以及流体与管壁间的剪切应力，导致摩阻损失增大；另一方面，随着黏度增加，聚合物溶液产生转捩延迟效应，同时对支撑剂控制能力增强，促使压裂液摩阻损失减小。

伊朗YD油田致密储层酸渣潜在性分析与预防研究

高翔, 蒋建方, 马凤, 曹科学, 齐晶

2016, 33(3): 107-111. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.022

摘要(635) PDF (2819KB)(188)

摘要:
酸化增产施工作业过程中，由于酸液与原油的不配伍可以形成稳定乳状物和酸渣，对储层造成伤害。用SRVR方法对伊朗Khuzestan省YD油田SV储层原油中饱和烃、芳香烃、胶质和沥青质4种组分进行分析，在通过X-Ray衍射与ESEM电镜对该储层岩石成分以及微观孔隙结构进行分析的基础上，开展了在储层条件下油样与新酸和乏酸之间的配伍性实验，评价优选了以抗渣剂、铁离子稳定剂和破乳剂为主要成分的酸化复合添加剂。结果表明油样C_Ⅱ为2.19，很容易出现酸渣问题，而且岩石主要成分为方解石，不含或很少含有黏土成分，岩心渗透率伤害实验表明，岩心渗透率在注水过程中基本保持不变，水敏效应弱。油样与新酸和乏酸接触都可以生成稳定乳状物和酸渣，并且Fe³⁺的存会增加生成的酸渣量，Fe³⁺的浓度越高生成的酸渣量就越多，当加入1%的破乳剂FTP-18、0.5%的抗渣剂FTZG-01和2%的铁离子稳定剂（柠檬酸）时，酸渣的生成量大幅减少，抗渣有效。

完井液

适用于稠油热采井的激活型完井液体系

邢希金, 刘书杰, 罗刚, 谢仁军

2016, 33(3): 112-116. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.023

摘要(537) PDF (2681KB)(207)

摘要:
稠油热采井在注蒸汽过程中及关井后，进入油层的完井液滤液和蒸汽中的水在高温下将与地层岩石矿物及地层流体发生反应，产生储层伤害。为此，提出使用激活型完井液体系。引入激活酸HJS，使残留在地层中的完井液在一定温度下激活，释放出［H⁺］，降低pH值，减小矿物在高pH条件下溶解和转化而对储层产生的伤害；并优选出了高温防膨剂HTW、高温减阻剂HUL、高温溶蚀剂HDB、高温缓蚀剂HJP以及最优加量，构建了激活型完井液体系。室内评价表明，该体系激活温度为80℃，激活时间为60 min，激活酸HJS的加入可以大幅度提高完井液对钻屑的溶蚀能力；体系在220℃高温下老化8 h的膨胀率仅为1.11%，与地层水配伍，混合液的浊度在3.6～6.9 NTU之间，蒸汽（270℃）驱替后渗透率恢复值大于90%（测温为80℃），表明该激活型完井液体系具有很好的储层保护效果。

氯化钾溶液浓度影响页岩气储层解吸能力室内实验

郑力会, 魏攀峰, 楼宣庆, 孙昊, 付毓伟, 聂帅帅

2016, 33(3): 117-122. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.024

摘要(789) PDF (3177KB)(225)

摘要:
页岩气储层伤害研究未涉及钻井完井流体盐浓度对储层解吸能力的伤害。参照常规储层敏感性评价的岩样尺度，用不同浓度KCl溶液作为污染流体研究了解吸盐敏。室内用直径为38 mm的龙马溪组页岩柱塞模拟储层，控制温度为60℃、围压为20 MPa，每8 min用气相色谱仪检测柱塞入口出口端纯度为99.99%的甲烷气变化，入口出口速率相等时，认为柱塞吸附饱和，在初始压差0.001～0.01 MPa下连续测量224 min原始解吸总量和解吸速率。用同样柱塞，再次吸附饱和后用3.5 MPa压力封闭出入口端，控制压力不变，在出口端以0.1 mL/min的速度注入2000、5000、10000、20000以及40000 mg/L的KCl溶液伤害页岩柱塞1 h，然后在与测量原始解吸总量和解吸速率相同的条件下测量伤害解吸总量和解吸速率，每种浓度溶液进行2次平行实验。甲烷平均解吸总量随着KCl溶液浓度增加由原始0.009209、0.007758、0.007708、0.006502、0.008027 mmol降为0.000565、0.004263、0.004232、0.003229、0.003441 mmol，解吸总量伤害率为93.74%、45.22%、44.90%、50.20%、57.09%；平均解吸速率由原始0.000041、0.000035、0.000040、0.000029、0.000036 mmol/min降为0.000005、0.000020、0.000025、0.000016、0.000018 mmol/min，解吸速率伤害率为85.78%、36.87%、35.42%、38.88%、47.34%。表明KCl溶液浓度影响页岩气储层解吸量和解吸速率，为钻井完井流体及储层改造流体提出性能界限。

连续油管新型钻塞胶液在JY25-1HF井的应用

何吉标, 梁文利, 陈明晓, 陈智远, 刘俊君

2016, 33(3): 123-126. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.03.025

摘要(525) PDF (1871KB)(242)

摘要:
在连续油管钻磨桥塞施工中，由于连续油管设备及钻塞液的限制，钻屑难以返出井口，易出现憋泵、卡钻等复杂情况。为此，对现有连续油管钻塞液进行优化改性，引入多糖类高分子化合物为流型改性剂，通过材料优选及性能对比，研发出新型钻塞胶液。通过判别，该新型胶液属于幂律流体，计算得出，原钻塞胶液在管柱内和环空内均为紊流，循环压耗均为0，而新型钻塞胶液在管柱内为紊流，在环空内为层流，而循环压耗分别为1.7 MPa、0.116 MPa。新型钻塞胶液在涪陵JY25-1HF井连续油管钻磨桥塞施工中进行了试验应用，在注入10 m³时循环泵压最高，为1.80 MPa，与理论计算结果基本吻合，误差在1.80%。应用效果表明，新型钻塞胶液综合携带能力显著提高，携带量提高了2倍以上，值得进一步推广应用。

主管：中国石油天然气集团有限公司

主办：中国石油集团渤海钻探工程有限公司中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司

主编：陈世春

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