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2017年  第34卷  第2期

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2017, 34(2).
摘要:
钻井液
井壁强化作用影响因素的数值模拟
李佳, 邱正松, 宋丁丁, 刘均一, 钟汉毅, 王伟吉
2017, 34(2): 1-8. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.001
摘要:
近年来,井壁强化等先期封堵技术逐渐得到了应用和发展,但其相关影响因素及作用机理还未得到深入揭示。通过建立多孔弹性介质的有限元模型,考虑地应力各向异性、架桥位置、漏失速率及裂缝后端压力等因素的影响,对井壁强化机理及相关影响因素进行了分析。模拟结果表明,刚性封堵材料通过减缓裂缝后端由于压力下降所产生的形变,并将该形变向井壁周围传递,使架桥后裂缝附近的井壁周向应力增加,从而导致裂缝趋于闭合;地应力各向异性越小,裂缝闭合趋势越明显;漏失速率越大,越有利于封堵颗粒的快速架桥,井壁强化效果越好;封堵材料架桥时,架桥位置距离裂缝端口越近,架桥位置后端压力越接近地层孔隙压力,越有利于裂缝的闭合及抑制裂缝尖端的扩展。
川滇页岩气水平井水基钻井液技术
刘敬平, 孙金声
2017, 34(2): 9-14. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.002
摘要:
为解决水基钻井液钻页岩气水平井过程中出现坍塌等井壁失稳问题,以多碳醇、磺化沥青钾盐为核心处理剂,研究了一套针对川滇页岩气地层的新型水基钻井液。通过膨胀率、回收率、力学特性分析、封堵、抗污染等实验,研究了新型水基钻井液基本性能。结果表明,新型水基钻井液显著抑制云南龙马溪组、四川龙马溪组及五峰组页岩水化膨胀与分散,页岩膨胀率分别为1.23%、0.95%和0.98%,回收率分别为98.94%、99.13%和99.05%,其抑制页岩水化膨胀分散性能与油基钻井液相近;与常规水基钻井液相比,页岩抗压强度降低程度大幅减小,能有效减缓页岩抗压强度降低,对页岩裂缝具有较强的封堵性;抗盐(5% NaCl)、膨润土(5%)、岩屑(20%钻屑)污染能力强,具有良好的稳定井壁效果。
FLAT-PRO深水恒流变合成基钻井液及其应用
胡文军, 向雄, 杨洪烈
2017, 34(2): 15-20. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.003
摘要:
深水钻井面临低温、安全密度窗口窄、浅层气易形成气体水合物、井壁易失稳等技术难题,对深水钻井液提出了更高的要求。以Saraline 185V气制油为基油,通过优选乳化剂、有机土、降滤失剂及其他处理剂,构建了一套适合深水钻井的FLAT-PRO深水恒流变合成基钻井液体系。综合性能评价结果表明:该钻井液在4~65℃下流变性能稳定,具有恒流变特性,能有效保护储层,其渗透率恢复值大于90%,能抗10%海水、15%钻屑污染,易降解,满足环保要求。南海LS-A超深水井水深为1 699.3 m,预测主要目的层温度为34.6~36℃,φ508 mm套管鞋处的地层承压能力系数低于1.14,安全密度窗口窄,如何控制ECD值、预防井漏是该井的作业控点,因此选择密度为1.03 g/cm3的FLAT-PRO钻井液开钻。钻进过程中,使用FSVIS调整流变性,维护黏度在50~70 s,动切力在8~15 Pa,φ6读数为7~15,φ3读数为6~12,用2% PF-HFR控制滤失量,应用井段起下钻顺利,电测顺利,井径规则,没有出现任何复杂情况。应用结果表明,FALT-PRO深水恒流变合成基钻井液在不同温度下的流变性能稳定,抑制性好,润滑性强,能获得较低的ECD值,满足深水钻井的要求。
新型高分子中空微珠的制备及现场应用
李胜, 夏柏如, 王建宇, 石秉忠, 陈铖, 赵素丽
2017, 34(2): 21-25. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.004
摘要:
前期研发的聚苯乙烯中空微珠作为钻井液减轻剂在现场应用中易团聚,极易与钻屑吸附而被固控设备除去,导致钻井液密度逐渐升高。为解决聚苯乙烯中空微珠存在的吸附、团聚问题,从壳体本体性质、表面改性入手,优化设计出具有双层结构的高分子中空微珠,室内优化WF单体、催化剂、发泡剂、表面改性剂、防静电剂等关键材料的加量,并采用喷雾干燥装置制备出了SMHPS-2型高分子中空微珠。室内研究表明,制备出的高分子中空微珠微观形貌呈圆球颗粒,表面致密光滑,粒径均小于100 μm,平均密度为0.31~0.32 g/cm3,抗压达50 MPa,抗温达90℃,具有良好的抗研磨性、分散稳定性,自身不团聚,且与钻屑无吸附效应。锦111井的现场试验表明,基液中加入4% SMHPS-2型高分子中空微珠减轻剂可将密度降低0.04 g/cm3,且与固控设备具有良好的适应性,无吸附、团聚现象,具有良好的抗剪切能力。
水性丙烯酸树脂在油包水钻井液中的作用
黄贤斌, 蒋官澄, 邓正强
2017, 34(2): 26-32. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.005
摘要:
现阶段广泛使用的油基钻井液降滤失剂沥青类和腐植酸类产品存在增黏严重、加量大、降滤失效果有限或抗温性能不理想等缺点。利用乳液聚合的方法,以苯乙烯、丙烯酸丁酯和丙烯酸作为单体,合成了一种水性丙烯酸树脂材料WAR,并使用红外光谱对其结构进行表征。热重分析表明单剂抗温可达237℃(失重2%)以上。分别在常规油基钻井液和无土相油基钻井液体系中,从乳液稳定性、流变性、降滤失性、封堵性和抗温性5个方面来综合评价WAR。实验结果表明:水性丙烯酸树脂对稳定乳液有非常积极的作用,放置24 h后基浆乳化率依然可达100%;WAR对油基钻井液流变性影响较小,具有突出的降滤失、封堵和抗温性能:180℃高温高压滤失量可以降至5 mL之内,且滤饼致密;180℃老化16 h后正向封堵率可达75%以上,反向封堵率可达70%以上;与氧化沥青进行对比实验表明,水性丙烯酸树脂综合性能优于氧化沥青。此外,文中分析了水性丙烯酸树脂在油包水钻井液中的作用机理。
清洁润滑快钻剂CLSD的研制及性能评价
杨倩云, 王宝田, 蔡勇, 李秀灵, 袁丽
2017, 34(2): 33-38. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.006
摘要:
清洁润滑快钻剂CLSD以废弃油脂为原料,在确定其合成工艺和技术参数基础上而制得,室内性能评价结果表明其具有优良的综合性能:配伍性良好,基本不影响流变性,能适当降低中压滤失量;接触角为170.5°,亲油疏水性强,清洁润湿性好,容易吸附在金属表面铺展形成油膜;0.4%浓度时表面张力降低率为68.69%,使钻井液更容易渗入钻头冲击井底岩石时所形成的微裂缝中,降低储层水锁伤害;极压润滑系数降低率为91.83%,泥饼黏附系数降低率为62.67%,且随着温度的升高,润滑性增强,能降低扭矩及钻井液摩擦力;抑制性强,抗饱和NaCl;抗温达160℃,而且高温热滚后基本不起泡,随着井深增加钻井液性能稳定,适用于深井或超深井;能减小压持效应,提高钻速,室内钻井模拟其机械钻速提高率可达35.2%。
抗高温超分子降滤失剂的合成及性能评价
蒋官澄, 祁由荣, 安玉秀, 葛庆颖, 张领宇
2017, 34(2): 39-44. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.007
摘要:
针对深井、超深井高温钻井过程中钻井液处理剂耐温能力不足、滤失造壁性能差等问题,以超分子聚合物的聚合理论为基础,以AMPS、AM与N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)为单体,合成了一种三元共聚物降滤失剂。通过优化实验确定了最佳合成条件:单体物质的量比AM︰AMPS︰NVP=6︰3︰1,引发剂含量为0.2%,单体总含量为15%,反应温度为50℃,反应时间为4 h。采用红外、热重、TEM对合成产物进行了结构分析,结果表明合成的超分子降滤失剂是由具有特殊功能基团的单体通过自由基聚合而成的,侧链的功能基团通过氢键、亲疏水性、离子键等协同作用形成空间的有序网络结构。这种非共价键的网络结构外界条件变化时,能够迅速改变结构以适应外界条件的变化。此外,分子间强的分子间作用力使超分子降滤失剂具有快速适应环境变化的能力,表现出好的抗温、抗盐和抗钙性。在4%淡水基浆中考察了合成降滤失剂的降滤失性能,合成降滤失剂的抗温性明显优于PAC-LV,抗温高达180℃。
裂缝网络地层钻井液漏失模拟
李大奇, 刘四海, 林永学, 康毅力
2017, 34(2): 45-50. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.008
摘要:
针对复杂裂缝性地层的钻井液漏失问题,基于蒙特卡罗随机建模理论,构建了三维离散裂缝网络地层模型。采用宾汉模式钻井液,建立了考虑裂缝线性变形的裂缝网络地层钻井液漏失模型,并利用有限元法求解该模型,对钻井液漏失行为进行模拟。研究表明,该模型可以进行裂缝内流速、漏失速率及漏失量等动态模拟;近井筒附近裂缝内钻井液流速较高,远离井筒处裂缝内流速较低;经过对数变换后,钻井液漏失速率曲线具有明显的无规律波动现象,与单条裂缝的漏失存在明显区别,可以用于识别裂缝网络地层;裂缝应力敏感性对漏失影响较大,考虑应力敏感性后,钻井液漏失量增加;数值模拟得到的漏失量与理论漏失量十分接近,证实模型可靠度高。现场应用表明,研究成果可有效识别出裂缝网络漏失,并以此采取了合理的堵漏技术方案,堵漏一次成功。
针对页岩气井钻井液的新型滤失造壁性能评价方法
王平全, 敬玉娟, 彭真, 白杨, 谢俊妮
2017, 34(2): 51-56. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.009
摘要:
鉴于目前页岩油气开采中使用致密低渗测试介质来测试滤失造壁性能的需要,从紧密堆积理论出发,以毫微重晶石和商用重晶石作为固体颗粒材料,采用实验室常见的高速搅拌器和高温高压滤失仪作为实验设备,制作模拟页岩地层低渗泥饼。通过改善毫微重晶石的分散稳定性和调整2者质量比等方法,逐步降低泥饼渗透率,最终确定配方为:1 000mL水+100 g毫微重晶石+10 g聚丙烯酰胺+50 g聚丙烯酸钠+200 g商用重晶石+7 g提切剂,按此配方得到的标准泥饼平均厚度为2.24 mm,平均渗透率为1.42×10-7 D,稳定性良好,重现性较高。以此法测试了常见页岩气井水基钻井液体系,进一步验证了该方法适用于模拟微孔、缝发育的页岩地层,可有效评价钻井液在该类地层中的滤失造壁性能。
马深1超深井四开钻井液技术
樊相生, 马洪会, 冉兴秀
2017, 34(2): 57-63. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.010
摘要:
马深1井是中石化勘探分公司部署在川东北通南巴构造带马路背构造高部位的一口重点预探井。完钻井深为8 418 m,目的层主探下寒武统龙王庙组储层。该井四开作业井段为6 225.4~7 699 m,钻遇龙马溪组时存在大段泥页岩地层,井壁稳定问题比较突出,且地层压力系数高,超深井段井温高,钻井液易受酸根污染,施工风险较大。该井四开钻井液技术难点主要是高温下高密度钻井液流变性控制、井壁稳定及酸根污染问题等。针对以上难点,通过大量室内实验,优选出以下几种主要处理剂:抗温强的聚胺抑制剂BCG-7,加量控制在0.4%;抗温主剂采用高温下降滤失效果好且不提黏的SMP-3,加量控制在5%~6%;抗温降滤失效果好且不提黏的聚合物类降滤失剂PFL-L及HPL-3,加量分别控制在2%及1.5%;抗温降黏剂选用HR-300、SMS-19,加量视情况而定;同时引入抗氧化剂,以提高体系的抗温性。最终确定钻井液基本配方为3% NV-1+0.3% KOH+5% KCl+1.5% HPL-3+1% AOP-1+3% SCL+3% FT+5% SMP-3+3% LF-1+0.4% BCG-7+3% QS-2。在马深1井现场应用时,根据实钻情况及时调整处理剂加量,对钻井液配方进行微调,在该井四开井段使用过程中,表现出高温高密度下流变性好、抑制能力强、封堵效果好及抗酸根能力强的特点。KCl-胺基聚磺钻井液技术为顺利完成马深1井四开井段的钻探工作提供了强有力的技术支撑,最终形成了一套完整的超深井钻井液技术。
威202H3平台废弃油基钻井液处理技术
王星媛, 欧翔, 明显森
2017, 34(2): 64-69. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.011
摘要:
目前处理废弃油基钻井液一般采用集中填埋或回注地层,依然存在潜在的环境污染问题,同时也浪费了大量矿物油资源。笔者对威202H3平台废弃油基钻井液进行回收利用研究,首先测定了废弃钻井液本身的性质,测得其表观黏度为100~120 mPa·s、塑性黏度为80~100 mPa·s、动切力为20 Pa、初终切为20/35 Pa/Pa,粒度主要集中在5.59~13.74μm。在现场及实验室进行复配再利用研究,发现在威202H3-3井龙马溪地层加入2 m3废弃油基钻井液后,油基钻井液终切不断升高、动塑比难以控制;利用废弃油基钻井液中劣质固相,在长宁H12-3井用于配制堵漏浆,施工顺利,效果较好。因此得出,废弃油基钻井液回收再利用的困难在于其中含有大量粒径小于20 μm的固体颗粒,现有固控设备难以除去,并且现有处理技术均存在安全、占地面积、能耗、交通运输、环保及成本问题,建议这种废弃油基钻井液体系用于配制页岩地层发生漏失时的堵漏浆,在一定程度上减小经济损失。而在今后废弃油基钻井液处理技术的研究过程中,如果超临界CO2流体萃取技术能够降低成本,将成为废弃油基钻井液重要的处理技术。
伊拉克米桑Fauqi油田水平井造斜段钻井液技术
陈建新, 赵振书, 李广环, 侯士立, 董殿彬, 王孝琴, 王倩
2017, 34(2): 70-74. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.012
摘要:
Fauqi油田水平井的造斜和稳斜井段一般在3 350~4 480 m,该井段属于白垩系,主要由灰岩、泥岩及页岩组成,地层岩性易发生垮塌,长期开采造成压力系数低,施工过程中又易发生井壁坍塌、黏附卡钻和井漏等复杂事故。针对该地层的特点,FQCS**井采用BZ-KSM钻井液体系。现场施工中,在BZ-KSM钻井液中引入了BZ-YRH,对改进钻井液流变性能,防止岩屑床形成起到了明显的作用;加入了BZ-YFT、纳米封堵剂及硅酸盐等处理剂,对提高钻井液的防塌抑制性能、防止钻屑分散具有明显的作用;由于地层易漏易塌,在五开直井段钻进过程中钻井液密度维持在1.22~1.28 g/cm3之间,起钻换定向钻具前再将密度提高到1.35 g/cm3。应用结果表明,该钻井液充分利用了K+离子的抑制作用、硅酸盐的聚结封堵效果及高分子量聚合物的降滤失作用等,解决了抑制与分散、井壁垮塌与岩屑携带的问题,保证了施工井的顺利完成。
延长油田水平井钻井液优化与应用
李伟, 张文哲, 邓都都, 李红梅, 王涛, 王波, 王骁男, 李丹阳
2017, 34(2): 75-78. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.013
摘要:
延长油田水平井现用KPAM聚合物钻井液体系存在着抑制性能不足、流变性能不佳等问题,导致现场卡钻、托压等问题频繁发生。提出用阳离子乳液聚合物DS-301与RHJ-1乳化石蜡取代原体系中的KPAM和水基润滑剂,以改善钻井液性能。DS-301为大分子阳离子聚合物抑制剂,带有大量的阳离子基团,其分子量可以达到600万以上,能够有效提高连续相的黏度;RHJ-1具有优良的润滑防塌性能,能辅助提高DS-301的化学抑制效果。通过室内实验优选,0.3% DS-301与2.0% RHJ-1复配的阳离子乳液聚合物钻井液体系在100℃老化16 h后塑性黏度为25 mPa·s,动切力为12.5 Pa,润滑系数为0.233,高温高压泥饼黏滞系数为0.052 4,滚动回收率高达92.8%,对比KPAM聚合物体系在流变性能和抑制性能上有了明显的提高,有利于大幅度减少了卡钻问题的发生;通过配合加入1%极压减摩剂JM-1,润滑系数进一步降低到了0.137,有效地提高了钻井液的润滑性能,解决了水平段出现的托压问题。现场试验3口井,在水平钻进井段控制钻井液滤失量在5 mL以下,保持动塑比在0.48 Pa/(mPa·s)左右,提高钻井液携岩性能,保持井壁的稳定,现场施工作业顺利。
SMP-Ⅰ与SMP-Ⅱ的抗温抗盐性能对比
许春田, 张瑞芳, 徐同台, 肖伟伟
2017, 34(2): 79-82. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.014
摘要:
规范钻井液处理剂产品的使用范围,使处理剂达到更好的使用效果,是当前需要重视的问题。以SMP-Ⅰ和SMP-Ⅱ为例,从其组构特征、生产工艺及其在钻井液中降低滤失量和抗盐的作用机理等方面分析,讨论了磺甲基酚醛树脂SMP-Ⅰ和SMP-Ⅱ的应用范围,并比较了不同生产工艺的产品其抗盐抗温性能的差别。实验结果表明,在含盐量低于2%的钻井液中、井温不大于180℃的情况下,SMP-Ⅰ比SMP-Ⅱ的使用效果好;在井温为120℃与150℃时,SMP-Ⅰ可用于不同含盐量直至饱和的盐水钻井液,而SMP-Ⅱ只适用于含盐量高于25%的近饱和/饱和盐水钻井液;在井温为180℃下,SMP-Ⅰ可用于含盐量低于20%的盐水钻井液,而SMP-Ⅱ适用于含盐量高于20%的近饱和/饱和盐水钻井液。
空气钻井地层出水处理技术
张炜筠, 邓明毅, 向朝纲, 陈俊斌, 欧阳伟
2017, 34(2): 83-86. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.015
摘要:
利用空气钻含水地层,地层水会流入井眼,干燥的岩屑吸水很容易黏糊成团并附着在井壁和钻具上形成泥环,从而造成卡钻现象。基于低表面张力快速渗透分散破坏泥团原理,采用静态表面张力测定、润湿角测定、定时面积法、圆片帆布法、滚动回收率测定以及粒度分布测定等评价方法对9种表面活性剂的渗透性、分散性进行评价。可以看出,它们都有一定的润湿效果;结构中含有带支链的疏水基且亲水基小的表面活性剂渗透性强;阴离子表面活性剂的分散原理是双电层理论,非离子表面活性剂的分散原理是空间位阻效应,高分子分散剂比普通表面活性剂分散效果好。实验结果表明,加入CJY后的柴油溶液具有强渗透性和强分散性,碎解、破坏黏土泥团效率比油基解卡剂JKZ高,且温度越高,破坏程度越高,碎解效果越明显,对于解决空气钻井地层出水问题提供了依据。
固井液
粒径对油井水泥水化热及力学性能的影响
黄锦, 姚晓, 姜祥, 王志国, 吕志国, 李志远
2017, 34(2): 87-92. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.016
摘要:
油井水泥的粒径与其性能和用途密切相关,考察了3种粉磨方式下不同粒径分布油井水泥浆的性能。利用等温量热仪(ICC)、X射线衍射分析仪(XRD)、压汞仪(MIP)和扫描电镜(SEM)分别测试了不同粒径水泥颗粒早期水化放热速率、水泥石水化产物、孔结构及颗粒微观形貌。结果表明,物理粉磨方法只能将颗粒超细化,不能纳米化;相同水灰比的水泥浆,其原料颗粒粒径分布对浆体密度、水化产物无明显影响。但随水泥颗粒粒径的减小,浆体稠化时间缩短、流变性变差、析水率降低,稳定性增加。同时,超细水泥颗粒反应活性增强,水化放热量及放热速率增加,水灰比为0.5的0.013mm超细水泥(MC1000-0.5)24 h累积水化放热量较水灰比为0.5的普通G级水泥(G-0.5)提高了91.03%。在短期内生成了更多的水化产物,提高了水泥石早期强度及抗渗性能,且降低了水泥石的总孔隙率,水灰比为0.7的0.013 mm超细水泥(MC1000-0.7)水泥石的1 d龄期抗压、抗折强度较水灰比为0.7的普通G级水泥(G-0.7)分别提高了226.32%、153.13%,其28 d龄期总孔隙率及渗透率较G-0.7水泥石分别降低了10.1%及41.7%,但后期抗压强度增长幅度不大。
一种可固化防漏工作液水化机理研究
李早元, 周靖东, 邓智中, 郭小阳
2017, 34(2): 93-98. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.017
摘要:
研究了一种低密度(1.30 g/cm3)可固化防漏工作液,用于解决低压易漏失井段在固井时,因地层承压能力低、易漏失、窜槽,导致固井质量不高的问题。通过在优质的隔离液中加入一种具有固化性能的材料(2.60~2.90 g/cm3)替代常规的加重剂,配制一种低密度可固化工作液。该工作液能有效平衡地层压力并在环空中固化,从而对易漏地层起到防漏效果、提高固井质量。重点分析了该体系的固化后试样强度及水化机理,研究发现:工作液固化强度发展的实质是OH-对固化剂玻璃体结构的破坏;通过对配方的调节能实现从30~90℃固化试样都具备一定的抗压强度。该体系的研发对于防漏工作液的设计提供了一种新的思路,同时还可以运用于钻井工程中堵漏,提高地层的承压能力。
马深1井超深小井眼固井技术研究与实践
康海涛, 曾艳军, 母亚军, 蔡云平, 冯林
2017, 34(2): 99-105. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.018
摘要:
马深1井完钻井深为8 418 m,完井下入φ146.1 mm尾管封固气层。井下高温高压、环空间隙小、顶替效率低、安全窗口狭窄、U型管效应严重等问题突出。针对以上难点,运用动态承压实验能更准确地模拟固井井筒压力变化,防止井漏;入井流体呈现密度级差及流变级差,利于提高顶替效率;三级冲洗前置液体系抗污染能力强,冲洗效果好;通过优选抗高温水泥添加剂研发了抗高温胶乳防气窜水泥浆体系,其在高温下稳定性好,防气窜能力强,水泥石具有良好的抗压强度及弹韧性;变排量施工及有效层流驱替技术减弱了U型管效应,能够防漏并保证顶替效率。该体系缓凝剂BS200-G、BS200R加量为0.7%和3%,稠化时间易调且不易受密度、温度影响;胶乳JR加量优选为12%,领浆、尾浆呈直角稠化,SPN值为0.9、0.5,静胶凝强度过渡时间为28、22 min,同时浆体还具有较高的流动度和较好的流变性。加入50%石英砂后减弱了高温对水泥石强度的影响,且后期发展呈现良好的趋势。添加1%塑性剂BS600的水泥石弹性模量与常规水泥石相比下降53.13%,塑性明显增强。实验说明,该体系耐高温性强、流变性好、防窜能力强、水泥石力学性能优良。通过应用抗高温胶乳防气窜水泥浆体系并配套以上技术措施,该井施工顺利,固井质量优质。
低温高强韧性水泥浆在致密油水平井的应用
丁志伟, 杨俊龙, 汪瑶, 纪宏飞, 袁雄, 饶开波
2017, 34(2): 106-110,116. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.019
摘要:
长庆油田致密油延长组油层埋藏浅,井底静止温度低,常规水泥石强度发展慢、脆性强,大型体积压裂易导致水泥环密封完整性破坏,严重威胁致密油开采和油井寿命。针对以上难题,优选了低温促凝早强剂DRA、低温增强材料DRB和膨胀增韧材料DRE-300S,并结合配套固井外加剂,开发了综合性能良好的低温高强韧性水泥浆体系。该水泥浆体系在55℃条件下,24h抗压强度达到35.8 MPa,168 h抗压强度为50.6 MPa,抗压强度较常规体系提高了33.1%,弹性模量降低了14.3%,表现出良好的低温高强韧性特性,增强了水泥环在交变应力作用下的密封完整性。该体系在长庆致密油水平井φ139.7mm生产套管固井中进行了4次现场应用,现场应用效果良好,为低温高强韧性水泥浆体系的推广应用奠定了技术基础。
高石梯-磨溪区块高压气井尾管固井技术
宋有胜, 邹建龙, 赵宝辉, 刘爱萍
2017, 34(2): 111-116. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.020
摘要:
针对西南油气田高石梯-磨溪区块高压气井φ177.8 mm尾管固井遇到的气层活跃、安全密度窗口窄、流体相容性差及高温大温差等问题,制定了相应的固井技术措施。开发了适合高温大温差固井的自愈合防窜高密度水泥浆体系,并进行了室内研究。结果表明:该体系密度为2.0~2.8 g/cm3,现场一次混配可达2.6 g/cm3以上;适应温度为常温~180℃;浆体的上下密度差不大于0.05 g/cm3;失水量不大于50 mL;稠化时间与缓凝剂掺量具有良好的线性关系,稠化过渡时间不大于10 min;静胶凝强度过渡时间不大于20 min;24 h抗压强度大于10 MPa,水泥石顶部48 h抗压强度大于3.5 MPa,低温下强度发展快,形成的水泥石体积稳定不收缩,具有类似韧性水泥的力学性能;遇油气产生体积膨胀,保证了界面胶结质量和密封完整性,降低了固井后发生气窜的风险。该固井技术在高石X井和高石Y井中进行了应用,固井优质率和合格率得到较大幅度提高,水泥环后期不带压,获得良好应用效果。
酸化压裂液
新型低密度高强度水力压裂支撑剂的研制
董丙响, 蔡景超, 李世恒, 倪小金, 陈挺, 涂志威
2017, 34(2): 117-120,125. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.021
摘要:
在油气田水力压裂中使用性能优异的低密度陶粒支撑剂,不仅可以解决支撑剂在裂缝内输送过程中的沉降问题,提高有效支撑裂缝的长度和导流能力,而且能够降低对压裂流体性能的要求,减小施工泵送功率,降低施工风险。以低品位铝矾土(A12O3含量低于70%)和工业废弃物粉煤灰为主要原料,配以特殊辅料,按照一定比例混合粉磨、经制粒成球及高温煅烧等特殊工艺处理,研制出低密度高强度陶粒支撑剂,制备的粒径为0.45~0.9 mm样品体积密度为1.40~1.55 g/cm3,视密度为2.75 g/cm3左右,在52 MPa闭合压力下破碎率低于5.0%,性能优异,在低渗致密油气田和页岩气增产开发中具有广阔的应用前景。
新型砂岩自转向酸体系的研究与应用
高尚, 符扬洋, 孟祥海, 刘长龙, 王瑞
2017, 34(2): 121-125. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.022
摘要:
渤海主力油田储层层间渗透率级差大、非均质性强,酸化过程中酸液大量进入高渗层,引起渗透率级差进一步加剧,不能有效改善中低渗层,酸化解堵效果不理想。针对该问题,以新型两性离子表面活性剂ZX-1为稠化剂,优化形成了砂岩自转向酸体系,对该体系开展了流变性、配伍性、破胶性能、转向酸化效果评价实验。结果表明模拟鲜酸黏度6mPa·s,利于注入储层;模拟自转向酸变黏体系黏度60 mPa·s,耐剪切性强;模拟残酸黏度2 mPa·s,利于返排。自转向酸与缓蚀剂、铁离子稳定剂、防膨剂及助排剂配伍性良好,无沉淀、残渣产生;体系破胶容易,异丙醇、破乳剂、乙二醇丁醚及酸液消耗均能使自转向酸完全破胶,破胶后溶液黏度均低于10 mPa·s;体系具有自我清洁的作用,即使现场酸液未能完全破胶,经过一段时间能自动破胶,不会对储层造成永久性伤害。该自转向酸体系具有良好转向分流能力,随着初始渗透率级差从比2.00增大到10.70,酸化后低渗岩心渗透率改善倍数明显增大,高低渗岩心渗透率级差比减小,当渗透率级差达到10.7时,体系仍能实现有效分流酸化。ZX-1自转向酸现场应用效果明显,具有良好应用前景。
完井液
基于Pitzer模型的复合盐水完井液低温相平衡计算
赵志强, 陈缘博, 易勇
2017, 34(2): 126-130. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.02.023
摘要:
结晶点是混合盐水完井液的主要性能指标,绝大部分文献和手册只提供了单盐的结晶点数据,混合盐数据只有通过实验才能得到。通过数学模型计算混合盐水的结晶点可省去大量的实验工作,并为完井液组成优化提供依据。采用Pitzer模型和Spencer模型参数进行了完井液常用的NaCl、KCl和CaCl2的单盐及二元混合盐体系的固液相平衡计算。通过文献数据和实验数据验证了计算结果的可靠性。验证结果表明,在25℃以下时,计算值与文献值的相对标准偏差均小于0.1,能够满足完井液研究和施工设计的需要;25℃以上时,KCl的单盐体系计算偏差变大,需调整KCl的Pitzer参数再进行相平衡计算。