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2016年  第33卷  第5期

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2016, 33(5).
摘要:
专论
国内外页岩气井水基钻井液技术现状及中国发展方向
孙金声, 刘敬平, 刘勇
2016, 33(5): 1-8. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.001
摘要:
综述了国内外页岩气井井壁失稳机理、稳定井壁主要方法及水基钻井液技术研究与应用现状,讨论了当前中国页岩气井钻井液技术面临的主要技术难题,分析了美国页岩气井与中国主要页岩气产区井壁失稳机理的差异,指出了中国页岩气井水基钻井液技术研究存在的误区与不足,提出了中国页岩气井水基钻井液技术发展方向。
钻井液
防冻型纳米乳化石蜡PF-EPF的研制与应用
赵春花, 夏小春, 项涛, 耿铁, 苗海龙
2016, 33(5): 9-14. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.002
摘要:
为解决普通纳米石蜡乳液低温下易析出石蜡并凝结成固态,导致钻井现场无法正常应用的问题,选用液体石蜡作内相,多元醇水溶液为外相,在复合乳化剂的作用下,通过合适的乳化分散工艺(相转变组分法),制备了一种防冻型纳米乳化石蜡PF-EPF。通过室内实验,研究了水相、表面活性剂的HLB值、含量、乳化温度和油相含量等因素对PF-EPF性能的影响,得到了适宜的制备工艺,即多元醇溶液质量分数为50%~70%,体系的HLB值在10左右,油剂比为1:1,乳化温度为80℃,体系的油相含量在30%左右,在此条件下制备的乳化石蜡PF-EPF平均粒径在160 nm左右,凝固点最低达到-30℃,防冻能力突出,并具有良好的稳定性。加入2% PF-EPF以后,海水基浆的PPT滤失量(砂盘孔径为5 μm)从18.8 mL减少到10 mL左右,加入3% PE-EPF后使PEC钻井液的PPT滤失量从17.2 mL减少到6.4 mL。评价实验表明, PE-EPF能够明显提高钻井液的封堵性,起到防止井塌、提高钻速和保护油气层的作用。该剂在渤海区域CFD6-4-6D井也取得了很好的应用效果,应用前景广阔。
纳米封堵剂NF-1的制备与性能评价
黄进军, 刘伟, 李春霞
2016, 33(5): 15-18,24. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.003
摘要:
纳米材料具有粒度小、分散性高、稳定性好的特点,能够解决钻井过程中地层漏失和井壁不稳定等问题。通过研究反应溶剂、反应物物质的量比、反应温度、表面活性剂种类等有关因素,结合水热法与溶剂热法制备出一种适用于钻井液的纳米封堵材料。实验研究发现,将SnCl4·5H2O和苯并咪唑按4:0.1的物质的量比加入到无水乙醇和去离子水混合液中,再加入一定量的十二烷基苯磺酸钠,在100~120℃下反应,可以制得粒度达到91.4 nm的一维无机纳米封堵材料NF-1。封堵评价实验结果表明,在3%钻井液基浆中加入5%的NF-1,在105℃、3.5 MPa、30 min条件下测得滤失量为12.8 mL,钻井液泥饼渗透率由8.166×10-7 μm2下降为2.225×10-7 μm2,说明该纳米封堵材料性能优异、封堵效果好。
涪陵页岩气水平井油基钻井液技术
梁文利, 宋金初, 陈智源, 刘静, 梅露强
2016, 33(5): 19-24. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.004
摘要:
涪陵焦石坝区块采用水平井开发方式,水平段长1 500 m以上,水平井段为龙马溪组下泥岩段,页岩黏土矿物含量高,脆性强、微裂缝发育,易发生垮塌掉块造成井下事故;井底垂深大于3 500 m,深层页岩气开发,面临着井温升高、携岩带砂要求越来越高、部分井发生垮塌掉块、起下钻遇阻卡的问题,部分井发生失返性漏失,消耗了大量的人力、物力。对柴油基钻井液体系进行了研究,结果表明该体系具有良好的抗温性、在低油水比(70:30)下仍然具有稳定的性能,随钻堵漏材料(粒径级配的高纯超细碳酸钙+有机胶凝漏失控制材料)能够封堵2 mm的裂缝,承压强度达7 MPa,纳米封堵剂(纳米石墨粉和超细海泡石纤维组成的混合物)能够封堵0.1 mm裂缝,承压达到20 MPa。现场应用结果表明,该体系具有良好的井壁稳定能力,井径扩大率低,平均小于3%,润滑性好,起下钻摩阻低,钻井液性能稳定,易于维护处理,能够解决井漏、井垮等复杂情况。柴油基钻井液完全适用于涪陵区块的页岩气水平井钻井施工。
高陡构造“三高、窄窗口”地层克深15井钻井液技术
张民立, 艾正青, 王威, 李家学, 张震, 梁波, 陈泽杨
2016, 33(5): 25-29. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.005
摘要:
克深15井是塔里木油田库车坳陷克拉苏构造带中段克深15号构造上部署的一口重点预探井,存在塔里木山前高陡构造、断层、大井眼、高温、高密度、高盐膏、窄密度窗口等工程、地质、钻井液技术难题。该井优选了抗高温高密度复合有机盐钻井液技术,围绕“低活度、弱水化、低的循环当量密度”等采取井壁稳定措施,通过现场实际应用,很好地解决了高陡构造、大倾角、破碎地层井壁稳定,大井眼安全快速钻进,盐膏层、盐膏泥混层阻卡、缩径,以及揭开盐层、盐膏层、目的层钻进窄密度窗口漏失等一系列技术难题,实现了全井安全无事故,多次电测均一次成功。与使用国外油基钻井液技术的邻井相比,钻井液实际应用密度降低0.05~0.08 g/cm3,体现了该体系强抑制、低的循环当量密度以及流变性良好,抗高温和抗盐、膏、泥等污染能力强,同时该体系无毒,环境保护性能好,无荧光,利于提高固井质量,低腐蚀,保护管串性能好等综合技术特性,并实现了钻井液、完井液一体化,提高了生产时效。该井的顺利完钻,进一步证明了抗高温高密度复合有机盐钻井液体系推广应用前景广阔。
SHB1-6H井长裸眼钻井液技术
牛晓, 潘丽娟, 甄玉辉, 于培志
2016, 33(5): 30-34. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.006
摘要:
SHB1-6H井是中石化西北分公司部署在顺北区块的一口超深开发井,该井因采用四级井身结构,二开裸眼段长4 460 m,其中泥岩段长1 463 m,地质构造复杂,三叠系、石炭系和志留系硬脆性泥岩发育,易发生坍塌掉块,中间的二叠系由于地层破碎易发生漏失。针对以上问题,选用了钾胺基聚磺钻井液体系,以满足地层特性对钻井液抑制性的要求,但体系中原用的磺化材料是以牺牲钻井液抑制性来达到降低高温高压滤失量的目的,因此引入了抗温抗盐聚合物降滤失剂RHPT-1和抗盐成膜剂CMJ-1,以进一步提高抑制性和封堵性,降低高温高压滤失量。经现场应用表明,优化后的钾胺基聚磺成膜钻井液流型易于控制,通过保持胺基页岩抑制剂HPA加量在5~7 kg/m3,KCl加量在30~50 kg/m3,保障了钻井液有强的抑制性;通过使用高软化点复合沥青增强钻井液封堵能力,控制高温高压滤失量小于10 mL,解决了三叠系以深地层易发生井壁失稳的难题;在易漏地层二叠系使用了竹纤维、超细碳酸钙和聚合物凝胶堵漏剂PSD等随钻堵漏材料,避免了井漏的发生,顺利完成了SHB1-6H井的施工,二开井段扩大率仅为12%,比邻井顺北1井降低了63.74%。该套钻井液技术保障了顺北区块井身结构优化的实施。
龙凤山气田强抑制封堵型防塌钻井液技术
褚奇, 李涛, 王栋, 胡雪峰, 付强, 殷拥军, 杨军
2016, 33(5): 35-40. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.007
摘要:
龙凤山气田泉头组及以上地层水敏性泥页岩发育,在钻井过程中经常发生垮塌、卡钻、扩径和泥包钻头等复杂情况,营城组地层裂缝发育,易发生井漏。针对该地区的地质特征与钻井要求,通过水化膨胀实验和抑制膨润土造浆实验,优选胺钾复合抑制剂NK-1作为钻井液抑制剂;通过失水造壁性能评价实验和岩心渗透率测试实验,优选了降滤失剂KFT-Ⅱ和封堵防塌剂ZX-8作为钻井液封堵防塌剂,在此基础上研制了强抑制封堵型防塌钻井液体系,并对其性能进行了综合评价。实验结果表明,该钻井液具有良好的流变性、失水造壁性、抑制性和封堵防塌性。在北209井的现场应用中,钻井液性能稳定,封堵性和防塌性能突出,解决了全井的井壁失稳问题,起下钻、电测和下套管作业无遇阻,满足了现场钻井施工和储层保护的需要。
一种低土相高密度抗钙钻井液体系
王树永, 赵小平, 吕本正, 刘相兴
2016, 33(5): 41-44. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.008
摘要:
土库曼斯坦阿姆河右岸区块地层基莫利阶为一套盐岩及石膏岩,且含有高压盐水层,在钻进该井段时,高密度钻井液易被侵入的钙镁污染,导致钻井液的流变性、滤失量等性能发生剧烈变化,流变性与沉降稳定性更加难以平衡,易导致复杂情况发生。针对现场地层情况,研究开发了一种低土相高密度抗钙钻井液体系D-ULTRACAL,通过使用新型增黏降滤失剂DSP-1,减少膨润土的加量,提高了钻井液的抗钙能力,并保持较低的滤失量;应用钻井液密度为2.0 g/cm3,以防止井涌,稳定井壁;钻井液含有浓度接近饱和的氯化钠,可以抑制盐膏层的溶解。该体系抗温达150℃,API滤失量小于3.0 mL,高温高压滤失量小于15.0 mL ;抑制性强,与自来水相比,岩屑回收率提高率达113.7%,岩心膨胀降低率达80.5%;抗钙离子污染能力达4 936 mg/L。在土库曼斯坦阿姆河右岸区块基尔桑气田Gir-24D井的现场试验表明,该钻井液体系在钻巨厚盐膏层特别是厚石膏层时具备优异的流变性能和滤失性能,现场钻井过程顺利。
渤海油田调整井钻井液体系
王晓鹏, 许杰, 何瑞兵, 董平华
2016, 33(5): 45-49. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.009
摘要:
近年来渤海绥中油田调整井中大斜度井、水平井逐年增加,地层压力衰减严重,导致原小阳离子钻井液体系(JFC)不能满足作业要求,主要体现为抑制性、流变性、抗污染能力和储层保护能力不足。为解决以上问题,开展了储层特性和泥岩理化性能研究,以及钻井液体系适应性分析,并以现有的钻井液体系为基础,通过室内实验优选了钻井液添加剂HAS。实验发现,HAS与小阳离子、聚胺、有机正电胶相比,具有更适合的抑制黏土水化膨胀效果;使用PF-VIF代替降滤失剂RS-1和增黏剂XC,钻井液的流变性和携岩能力都得到改善;包被剂PAC-HV和PAC-LV、HAS的协同作用可有效防止钻井液发生絮凝增稠,并能扩大固相容量限;复配使用封堵剂LPF和HTC可降低钻井液滤失量,提高钻井液的储层保护能力。形成的新型钻井液体系在现场应用后,钻井作业效率得到大幅度提升,馆陶组底砾岩井段倒划眼速度与之前相比提升30%,钻井周期缩短41.08 d,油井产量均达到或超过预测产量。
逆乳化凝胶润滑封堵剂XZ-RF
黄治中, 李称心, 王锋, 王鹏, 郑义平, 张德莲
2016, 33(5): 50-53. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.010
摘要:
研制出了一种逆乳化凝胶润滑封堵剂XZ-RF,分析了其作用机理,对其润滑性和封堵性进行了评价。实验结果表明,XZ-RF具有很好的润滑能力,1%的加量即可将膨润土浆摩阻系数降低60%,当XZ-RF加量为3%时,可将膨润土浆摩阻系数降低80%以上,且XZ-RF在聚合物钻井液能表现出良好的润滑性;XZ-RF具有好的抗温、抗盐封堵能力,可将膨润土加重浆160℃高温高压滤失量降低65.8%,将欠饱和盐水加重浆120℃高温高压滤失量降低86.8%。XZ-RF在新疆油田2口预探井进行了现场应用,均取得了较好的效果,而且该产品无荧光,具有更大的应用范围。
钻井液用极压润滑剂JM-1的制备与应用
陈亮, 吕忠楷
2016, 33(5): 54-57. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.011
摘要:
针对目前钻井液常规润滑剂极压膜强度低、抗温性能差、润滑持效性差等问题,首先将植物油和含硫、磷、钼等活性元素的有机钼化合物反应,合成出有机钼减摩剂,然后将其与10#白油进行复配,制备出了极压润滑剂JM-1。性能评价结果表明,JM-1加量为1.5%时,极压润滑系数降低率大于65%,有较高的极压膜强度,润滑持效性好,抗温达150℃,无毒,无污染,荧光级别较低,与钻井液体系配伍性良好,不引起钻井液发泡。该润滑剂在大斜度定向井腰1-1HF井和北港1井进行了现场应用。在腰1-1HF井使用了该润滑剂后,水平段提升摩阻降低50%,全井起下钻、下套管顺利。北港1井后期划眼复杂期间使用该润滑剂,钻井液的润滑性能得到了明显改善,井眼垮塌现象也得到了有效抑制。
抑制型降滤失剂AMSC的合成与应用
张群正, 周慧鑫, 郭王钊, 柯从玉, 曹改利
2016, 33(5): 58-62. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.012
摘要:
针对水基钻井液长期存在黏土膨胀、钻井液滤失量大等问题,以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺氧基氯化铵及丙烯酸钾为原料合成了一种抑制型降滤失剂AMSC,用响应面法优化了反应条件,并对AMSC的黏土膨胀抑制性和降滤失性能进行了评价。结果表明:在原料单体质量比为2:1:7:1、温度为50℃、单体浓度为15%、引发剂浓度为0.5%、反应4 h时,AMSC防膨率达到84.76%。在100℃以内,AMSC的抑制性与市场同类型抑制剂相比效果相当,同时该抑制剂对钻井液和水泥浆有较好的降滤失效果。应用添加AMSC的缓速酸体系在遭受钻井液污染的碳酸盐岩区块进行了洗井作业,储层岩心的渗透率恢复率达到87%,提高了产能。
自胶结堵漏技术研究与应用
王灿, 侯士立, 齐奔, 黄达全, 李广环, 刘光艳, 肖洁
2016, 33(5): 63-66. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.013
摘要:
为了解决裂缝性、缝洞性地层产生的恶性钻井液漏失问题,对这类漏失的堵漏开展了专项研究,形成了自胶结堵漏技术。该技术以胶结剂和膨润土为原料,采用“双液注浆法”的施工工艺,使堵漏浆滞留在漏失通道内,并发生化学反应,形成具有一定强度的固结体。室内研究结果表明,该堵漏浆具有密度低、黏度高的特点,在80℃下24 h抗压强度不超过11 MPa,有利于钻塞,固结时间可通过添加剂调节。针对裂缝性、缝洞性的恶性漏失,现场试验堵漏效果显著,为优质高效地进行钻井施工提供技术保障。
化学固结承压堵漏技术在明1井的应用
樊相生, 龙大清, 罗人文
2016, 33(5): 67-71. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.014
摘要:
明1井是中原油田普光分公司部署在普光区块的1口预探井,该井雷口坡组以上地层由于裂缝发育、断层多、地层破碎、胶结性差,加之钻井液密度窗口窄,多次发生失返性恶性漏失。采用桥堵、可控胶凝、水泥浆、凝胶等多种堵漏方式,均告失败,采用常规承压及雷特承压堵漏方法,但效果均不好。后采用化学固结浆封堵施工井段,采用交联成膜浆保护施工井段以上裸眼地层,防止憋挤时压漏上部薄弱地层,提高了地层承压能力,达到了施工要求,为顺利完成该井的施工任务提供了安全保障。化学固结堵漏材料是一种高价金属离子纳微米级材料,具有微小膨胀功能,密度在1.05~1.90 g/cm3之间可调,抗温达180℃;交联成膜浆使用高强度桥接堵漏材料代替常规的桥接材料,并引入化学交联固结材料,抗返吐能力大于3 MPa,抗温大于180℃,抗压差大于20 MPa。该化学固结承压堵漏技术的成功应用,为在易漏地层提高地层承压能力提供了一种有效的堵漏方法。
溶洞堵漏用遇水增稠承托液的室内研究
程智, 仇盛南, 刘艳, 曹靖瑜, 任路, 李秀妹, 杨冀平, 于铭
2016, 33(5): 72-75. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.015
摘要:
处理大溶洞、大裂缝引起的失返性漏失,目前主要采用水泥浆进行堵漏。施工中,在注入水泥浆之前,需注入起承托作用的高黏度承托液,保证水泥浆停留洞口,从而达到堵漏目的。目前常用的承托液主要以高黏度稠浆为主,极易被地层水冲稀,无法起到承托目的。通过室内合成高分子聚合物YSZC-1,并将YSZC-1与油基液体复配,形成一种遇水增稠型油基承托液,该承托液黏度可调,能满足现场施工要求。遇水增稠的特性从根本上避免了承托液被冲稀导致溶洞堵漏失败的可能。该承托液与清水、水基钻井液混合后,表观黏度呈指数级上升,承托液与水基钻井液按照体积比1:1混合时,混合后承托液黏度最大,体积比上升至1:9时承托液表观黏度仍然达到133 mPa·s,具有很强的抗稀释性,在150℃,老化16 h,表观黏度无明显下降。该承托液抗盐能力达到饱和,抗Ca2+能力在5%左右,具有很好的抗盐性,与水泥浆有较好的相容性,不会造成水泥浆“闪凝”影响施工安全,能满足溶洞堵漏对承托液的各项要求,提高溶洞堵漏成功率。
固井液
精细动态控压固井技术在顺南区块的应用研究
郭继刚
2016, 33(5): 76-79. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.016
摘要:
塔中顺南区块存在油气活跃、后效严重、压力窗口窄、井深、井底温度高、地层承压能力低等固井技术难点。为了解决顺南区块固井作业存在的问题,开展了精细动态控压固井技术现场实践,顺利完成了该区固井作业。该技术通过有效控制井口、井底压力,防止井漏、溢流的发生,在保证施工安全的同时提高了固井质量。目前已在顺南6井、顺南7井成功应用,效果显著。该技术对压力敏感性地层固井有推广应用前景。
巨厚盐膏层固井用过饱和氯化钾水泥浆
杨培龙, 许明标, 王雷, 程爽, 王晓亮
2016, 33(5): 80-83. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.017
摘要:
为提高巨厚盐膏层固井质量,解决固井过程中的盐溶问题,提出利用过饱和氯化钾溶液(相当于38%盐浓度氯化钾溶液)配制水泥浆,通过优选抗盐降失水剂CG80S、增强防窜剂GS12L以及非渗透剂BX-80等材料,构建了一套过饱和氯化钾水泥浆体系。室内对过饱和氯化钾水泥浆体系的物理性能、抗污染性能以及界面胶结性能进行了评价研究。实验结果表明,过饱和氯化钾固井水泥浆体系稠化时间以及失水量可控;68℃、24 h养护抗压强度大于15 MPa,混入5%的石膏、芒硝或页岩岩屑均不会对水泥浆的性能产生较大的影响,界面胶结实验显示该水泥浆能够显著提高水泥浆与盐岩地层的胶结质量,能够保障巨厚盐膏层一、二界面的胶结质量。
油基钻井液下水泥浆抗污剂的研究与应用
钟声
2016, 33(5): 84-87. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.018
摘要:
针对目前油基钻井液下水泥浆易被污染,固井质量难以保证的问题,运用实验方法结合理论分析,开展了抗污染水泥浆体系的研究。利用人工岩心法证实了油基钻井液对固井质量有较大影响,特别是对二界面胶结强度影响最大。通过实验分析了基础水泥浆被油基钻井液污染后性能的变化,研制出了一种主要成分为烷基酚聚氧乙烯醚的抗污染剂Anti-P。室内实验结果表明,将1%抗污剂Anti-P加入水泥浆中,在水泥浆被少量油基钻井液污染后(小于10%),水泥浆性能不受影响,保证了固井质量。将其在多口井进行应用,效果良好。该成果填补了目前抗污染水泥浆体系的空白,值得进一步研究推广。
SN井区抗高温液硅-胶乳防气窜水泥浆
陈超, 王龙, 李鹏飞, 杨忠祖, 王伟志
2016, 33(5): 88-91. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.019
摘要:
SN井区井底静止温度高,气层非常活跃,压稳与防漏难度大,单纯胶乳防气窜水泥浆体系应用效果不理想。液硅乳液作为纳米级防气窜剂,活性SiO2颗粒可参与水泥水化反应,具有增强水泥石强度、降低水泥石弹性模量和渗透率作用。在优化硅粉加量和粗细硅粉复配的基础上,研制出抗高温液硅-胶乳防气窜水泥浆,其具有API失水量小于50 mL、直角稠化、SPN值小于1、防气窜效果好、沉降稳定性好等特点;SEM和XRD分析显示,水泥石致密性好,水化产物中无Ca(OH)2,而具有较多的雪钙硅石和硬钙硅石,高温下水泥石表现出良好的强度稳定性。液硅-胶乳防气窜水泥浆在SN井区进行了入井应用,实现了对高压气层的有效封固,取得了良好的效果。
高分子凝胶堵漏剂的研究
宋元洪, 杨蓉, 庄建山, 吕梦妮, 辛志军, 杜梦昱, 何晓平
2016, 33(5): 92-97. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.020
摘要:
漏失井、长封固段井固井过程中,易发生井漏,造成水泥浆低返,进而漏封油层,固井施工难度大。为此以聚丙烯酸钠(PAANa)和壳聚糖(CTS)为原料,以过硫酸钾(KPS)为引发剂,以N,N-亚甲基双丙烯酰胺(NMBA)为交联剂,碳酸钙(CaCO3)作为增强剂,通过优化PAANa和CTS二者比例,以水溶液聚合接枝共聚法制备高分子凝胶堵漏剂(CPA)。确定了最佳制备条件:单体配比CTS:PAANa=1:7,引发剂加量为3.3%,交联剂加量为2.1%,反应温度为60℃,碳酸钙加量为1%。利用红外光谱方法评价PAANa和CTS共聚接枝化学反应,并开展了CPA在不同盐溶液、温度、pH值下的吸水性能。结果表明,高分子凝胶堵漏剂的抗盐性较好;在不同盐溶液中的吸液能力依次为NaCl < MgCl2 < CaCl2;温度越高,吸水速率越快,但最大吸水倍率基本相同,温度对吸水倍率影响不大;pH值在5~9时其吸水能力最强。
玉门油田水平井固井技术
冯望生, 田群山, 杜江, 梁兴平, 滕兆健
2016, 33(5): 98-102. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.021
摘要:
针对玉门油田水平井开发、多级压裂的作业特点,以建立长期有效的层间封隔为目标,通过开展固井材料、水泥环失效分析和固井工艺技术研究,开发了驱油前置液、增韧防窜水泥浆、水泥环完整性评价等固井技术。通过工艺配套和材料集成,形成玉门油田水平井开发固井技术。2015年以来,在玉门油田完成全部水平井固井应用7井次,固井一次合格率为100%,优质井4口。已投产的3口水平井,压裂后平均含水率在30%以下,比同区块的井位明显降低。该技术还在玉门油田小间隙固井推广使用8井次,固井优质率达到了75%。水平井固井技术取得了良好的应用效果,该项技术具有广阔的市场应用前景。
酸化压裂液
郑X井重复压裂非产水煤层绒囊流体暂堵转向试验
郑力会, 崔金榜, 聂帅帅, 刘斌, 付毓伟, 李宗源
2016, 33(5): 103-108. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.022
摘要:

郑庄煤层气田郑X井欲实施绒囊暂堵流体重复压裂转向,既形成新裂缝又不影响原缝生产,增加供气体积以达到满意产量。室内先用绒囊流体暂堵直径38 mm煤岩柱塞的中间人工剖缝,后用活性水测试绒囊流体暂堵剖缝承压能力达20 MPa,超过地层18 MPa的破裂压力,满足转向要求;绒囊暂堵流体伤害郑庄煤岩柱塞渗透率恢复值85%,满足原缝继续生产要求;现场利用混砂车和水罐建立循环,通过剪切漏斗配制密度为0.94~0.98 g/cm3、表观黏度为30~34 mPa·s的绒囊暂堵流体。先用活性水顶替检测原缝是否存在后,用排量为3.0~3.5 m3/h注入绒囊暂堵流体60 m3,停泵30 min油压稳定在12 MPa,表明绒囊封堵原缝成功。用活性水压裂液压裂,油管压力上升至18 MPa时出现破裂。微地震监测新缝方位为N13°W,相对于原缝N42°E转向55°。压后间抽2 h产气200 m3,是压裂前产量的2倍以上。采用微地震监测和对比压裂前后产量证明,绒囊可迫使压裂液转向压开新缝,且不伤害原裂缝,适用于煤层气老井重复压裂恢复生产。

胜利油田瓜胶压裂液返排液回收利用水质指标
袁长忠, 潘永强, 杜春安, 吕永利, 梁雪, 汪卫东
2016, 33(5): 109-113. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.023
摘要:

通过对胜利油田多口压裂井返排液水质指标的分析,确定了瓜胶压裂液返排液的水质特点。在此基础上,分别考察了pH、还原性离子、硬度、矿化度、含油量和悬浮物含量对瓜胶压裂液性能的影响程度,确定了压裂液返排液回收利用需要控制的水质指标:pH值为6.5~7.5,Fe2+含量不超过5 mg/L,S2-含量不超过2 mg/L,Ca2+不超过500 mg/L,矿化度低于100 000 mg/L,悬浮物不超过300 mg/L,悬浮物和原油含量对瓜胶压裂液的基液黏度和耐温耐剪切性能无影响,说明悬浮物和原油与瓜胶和交联剂都不发生反应。因此,在压裂返排液回用过程中,可适当放宽对原油和悬浮物含量的要求。为压裂液返排液的回收利用提供了依据。

AAMS-1疏水缔合聚合物压裂液稠化剂合成与应用
吴伟, 刘平平, 孙昊, 张晓云
2016, 33(5): 114-118. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.024
摘要:

利用反相乳液聚合方法合成了AM/AMPS/疏水单体M(氯化甲基丙烯酸二甲基十六烷基氨基乙醇酯)/刚性单体S(4-丙烯酰基氨基苯磺酸钠)的四元疏水缔合聚合物AAMS-1,并用红外光谱对聚合物进行了结构表征。热重分析表明,聚合物在250℃下化学结构稳定。合成的聚合物乳液平均粒径在2 500 nm左右,其临界缔合浓度为0.15%。利用扫描电镜清楚观察到了AAMS-1压裂液的网状结构。AAMS-1压裂液具有良好的黏弹特性、携砂性能和岩心伤害特性。耐温耐剪切测试表明,体系具有优良的耐温能力,0.6%的水溶液在150℃、170 s-1条件下剪切2 h,表观黏度保持在50 mPa·s以上。

疏水缔合聚合物压裂液稠化剂LP-3A的研究
张昀, 李兆敏, 刘己全, 叶金桥, 柏浩
2016, 33(5): 119-123. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.025
摘要:

采用反相乳液聚合方法,以AM、AMPS、带疏水链及聚氧乙烯基团的可聚合单体为原料,以过氧化苯甲酰(BPO)为引发剂,合成出新型疏水缔合聚合物稠化剂LP-3A。在室内通过单因素法得到了聚合反应最优单体比例、反应时间、反应温度、引发剂加量,并对LP-3A进行结构表征及耐温耐剪切性能、剪切恢复性能、黏弹性能、触变性能的研究。结果表明, LP-3A耐温耐剪切性能良好,在150℃、170 s-1下剪切2 h,剩余黏度为200 mPa·s ;剪切恢复率高,经过500 s-1、1 000 s-1剪切20 min后,停止剪切的黏度恢复率为90%;黏弹性能及分子网络结构稳定性优于瓜胶压裂液,相比瓜胶,破坏LP-3A结构所需的能量较大,结构恢复所需的时间也较长,在LP-3A压裂液中弹性占主导地位,且黏弹性优于瓜胶压裂液。

完井液
水平井出水段高强度封堵配套工艺技术
于永生, 齐行涛, 廖翰明, 刘贺
2016, 33(5): 124-128. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2016.05.026
摘要:
针对目前水平井出水段堵水作业的需求,研制出了适合水平井堵水的触变膨胀型高强度堵剂及分段注入封堵工艺。堵剂性能评价结果表明,该触变膨胀型高强度堵剂具有较强的触变性,流动切力为10~15 kPa,适用温度为30~120℃,抗压强度大于13 MPa,稠化时间大于6 h,固化后体积膨胀1.0%~1.5%,解决了常用凝胶类堵剂强度低,堵水有效率低、有效期短等问题,克服了常用水泥类堵剂在水平段易与压井液混相及安全性差的问题,实现了对水平井出水段安全可靠及长效封堵。研究了用于堵剂注入过程中保护堵剂段塞的自降解溶胶,有效防止堵剂注入过程中与压井液混相,优选了堵剂分段注入的配套工具,实现对出水段分段封堵。截至目前,该水平井分段堵水技术在大港、青海等油田完成水平井堵水现场应用5井次,施工成功率为100%,累计增产原油量为5 849 t,天然气量为1.4×104 m3,证明了该水平井分段堵水工艺具有较高的可靠性和长效安全性。