钻井液与完井液

摘要:
通常在勘探开发油气过程中会发生不同程度的油气层损害，导致产量下降、甚至"枪毙"油气层等，钻井液是第一个与油气层相接触的外来流体，引起的油气层损害程度往往较大。为减轻或避免钻井液导致的油气层损害、提高单井产量，国内外学者们进行了长达半个世纪以上的研究工作，先后建立了"屏蔽暂堵、精细暂堵、物理化学膜暂堵"三代暂堵型保护油气层钻井液技术，使保护油气层效果逐步提高，经济效益明显。但是，与石油工程师们追求的"超低"损害目标仍存在一定差距，特别是随着非常规、复杂、超深层、超深水等类型油气层勘探开发力度的加大，以前的保护技术难以满足要求。为此，将仿生学引入保护油气层钻井液理论中，发展了适合不同油气层渗透率大小的"超双疏、生物膜、协同增效"仿生技术，并在各大油田得到推广应用，达到了"超低"损害目标，标志着第四代暂堵型保护油气层钻井液技术的建立。对上述4代暂堵型保护油气层技术的理论基础、实施方案、室内评价、现场应用效果与优缺点等进行了论述，并通过梳理阐明了将来的研究方向与发展趋势，对现场技术人员和科技工作者具有较大指导意义。

钻井液

钠蒙脱土结合水的热分析定量研究方法

邓明毅, 刘洋洋, 谢刚, 赵洋

2018, 35(2): 17-22. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.002

摘要(516) PDF (3776KB)(224)

摘要:
随着水化的进行，黏土矿物在不同的水化阶段所吸附的水有不同的结构和性质，可分为自由水和结合水，他们和黏土的连结形式不同。国内外相关学者更多地考虑不同结合水类型及含量的定性分析，而定量分析黏土吸附水、研究不同吸附水类型及含量对岩石力学参数的影响，可以为建立力-化学耦合模型提供定量化修正。在假设钠蒙脱土矿物颗粒为六面体的前提下，结合其微观吸水特性，建立钠蒙脱土结合水含量与总吸附含水量的幂函数关系模型。并用热失重分析法测定室温吸水样、风干含水样、室温吸附样及等温吸附样等钠蒙脱土含水样的吸附水类型及含量。将实验数据与模型求解数据拟合，结果表明，所建模型的相对误差之乘积与相对误差之几何平均值均近似等于1，因此所建立的模型有较高的预测精度。

抗高温耐盐钙五元共聚物降滤失剂的合成与性能

王岩, 孙金声, 黄贤斌, 刘敬平

2018, 35(2): 23-28. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.003

摘要(585) PDF (3111KB)(312)

摘要:
针对深部地层钻井过程中遇到的高温、高矿化度等问题，以AM、AMPS、DMDAAC、DMAM、SAS为聚合单体，采用氧化-还原引发体系进行水溶液共聚，合成了一种五元共聚物降滤失剂。通过优化实验确定最佳合成条件，采用红外光谱和热重分析进行表征，并评价其在钻井液基浆中的性能。实验结果表明，合成的五元共聚物抗温达180℃、抗盐至饱和、抗钙达1.25%；五元共聚物加量为2%时，淡水、饱和盐水及含1.25% CaCl₂的基浆经180℃老化16 h后的滤失量分别为6.4、15.6和7.2 mL，均为加2% Driscal的不同基浆滤失量的50%左右。

松科2井抗超高温钻井液技术

许洁, 乌效鸣, 王稳石, 闫家, 张恒春, 曹龙龙

2018, 35(2): 29-34,39. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.004

摘要(502) PDF (2402KB)(322)

摘要:
松科2井是1口部署在松辽盆地的高温科学钻探深井，目的为钻穿白垩纪地层，获取基底陆相沉积记录，预测井底温度超过220℃；四、五开钻沙河子组的泥岩、砂岩混层，火石岭组破碎的凝灰岩、泥岩、煤线的混层，容易发生坍塌现象，防塌措施尤其重要。四、五开属于连续提钻取心钻进，多次起下钻及长时间的裸眼对井壁稳定提出较大挑战；不同钻进工艺具有不同的特点，对钻井液也提出挑战。针对以上难点，研制出了抗高温聚合物钻井液：1.0%钠膨润土+2%凹凸棒土+0.2% KOH+（0.5%~1%）高分子量降滤失剂+1%中分子量降滤失剂+2.5%成膜剂+（2%~4%） SMC+2% FT+3% KCl+2% NaCOOH+3%白油。四开初期对三开的井浆进行评价，结合大量的室内小型转换实验，以原井浆为基础逐步进行转换，以满足钻进要求；五开因处理事故对井浆性能调整较大，事故结束后简化钻井液处理剂种类，逐渐将性能调至稳定状态。在松科2井现场应用时，根据实际情况及时调整，该阶段钻井液高温下流变性好、高温稳定性强，室内评价其抗温能力达到240℃，热滚72 h后性能良好，为顺利完成该阶段钻探工作提供了技术支撑，对提高钻探质量、降低勘探成本起到指导作用。

抗超高温高密度油基钻井液用新型降黏剂的性能

杨振周, 刘付臣, 周春, 李建成, 杨鹏, 燕松兵

2018, 35(2): 35-39. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.005

摘要(657) PDF (549KB)(323)

摘要:
针对高温高密度油基钻井液黏度升高的问题，合成了3种降黏剂A、B和C，降黏剂A为缩聚脂肪酸，由十二羟基硬脂酸、聚羟基硬脂酸、硬脂酸、十二羟基硬脂酸与硬脂酸反应后的产物和硬脂酸的均聚物中一种或几种的组合共聚得到，降黏剂B是由脂肪酸或油与聚胺在100~200℃反应，再与马来酸、酸酐在80~150℃反应，用40%的油醇、脂肪酸或缩聚脂肪酸稀释得到，降黏剂C是由缩聚脂肪酸与醇铵、聚氨反应得到的衍生物，对他们的作用机理进行了探讨。以高密度油基钻井液（2.2 g/cm³）为基浆，加入劣质土污染或用重晶石将密度提高到2.4 g/cm³，考察3种降黏剂在此条件下的降黏效果。研究结果表明，降黏剂A和降黏剂C可以很好地降低由于劣质固相引起的流变性能超标，可以提高油基钻井液的重复使用次数，降低成本；降黏剂B能很好地调节由加重剂引起的高密度钻井液的增黏，降低对泵压的要求；降黏效率可达77%，抗温达225℃。

安探4X井低固相超高温钻井液技术

宋洵成, 王鹏, 张宇, 王俊星, 罗仁文, 田惠, 贾建超, 王占强

2018, 35(2): 40-43. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.006

摘要(425) PDF (1353KB)(254)

摘要:
安探4X井是中石油华北油田公司为了勘探杨税务潜山含油气性所部署的一口风险探井，完钻井深为6 455 m。该井四开以后地层岩性主要为灰岩、泥岩，井底最高温度在210~217℃之间，超高温对钻井液处理剂的抗温性能提出了极高的要求。室内在现场浆的基础上，通过优选的4种关键处理剂对体系进行优化，构建出抗温200℃和220℃的低固相钻井液配方。现场钻井液维护过程中，根据井下温度环境，按照阶梯序列维护补充钻井液体系，最大程度地提升钻井液的性价比，在整个钻进过程中钻井液性能稳定，体现了良好的悬浮携砂性能，保障了四开超高温井段的顺利钻进。

高性能水基钻井液在莺歌海盆地高温高压井的应用

林四元, 李中, 黄熠, 罗鸣, 郭伟

2018, 35(2): 44-48. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.007

摘要(457) PDF (661KB)(394)

摘要:
莺歌海盆地中深层高温高压领域温度高、压力大、作业安全密度窗口窄。在复杂地质环境下，常规的聚磺钻井液易变稠、流动困难、泥饼虚厚，引起遇阻、黏卡、井漏等井下复杂问题。通过室内评价，引入新型抗高温聚合物（Calovis HT、POROSEAL）替代常规聚磺钻井液体系中的聚合物（PAC-LV、EMI1045），构建出高性能水基钻井液体系。室内评价证实，该钻井液在高密度2.30~2.40 g/cm³、高温200~220℃环境下，能长时间保持良好的高温热稳定性，并且有较强的抗污染能力，抗50 g/L钻屑、50 mL/L地层水及5 g/L CO₂，储层保护效果良好，渗透率恢复值为84.6%。该体系在莺歌海盆地高温高压井（压力系数2.20~2.40、温度190~200℃）中进行现场应用，解决了常规聚磺钻井液体系中高温稳定性不足的难题，证实高性能水基钻井液具有良好的高温热稳定性，并且流变性能优越，为后续高温高压复杂地层钻井液体系优选提供参考。

XZ-新型高性能水基钻井液的研究及应用

蒋官澄, 董腾飞, 张县民, 李亚林, 赵利, 刘鹏

2018, 35(2): 49-55. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.008

摘要(662) PDF (4747KB)(400)

摘要:
为了解决准噶尔盆地深井储层钻探难度大，钻井成本较高等问题，基于"封堵、抑制、固化、双疏、润滑"理论，采用仿生抑制剂XZ-YZJ、仿生封堵剂XZ-FDJ、键和润滑剂XZ-RHJ、固化成膜剂XZ-CMJ、双疏剂XZ-SSJ等处理剂，形成了适合该区块的XZ-新型高性能水基钻井液。该钻井液具有较好的流变性能，且具有较好的长时间老化性能和抗污染性能，老化3 d后，或被2% CaSO₄或10%膨润土污染后，体系仍具有较好的流变性。该钻井液还具有较好的抑制性，对钠基膨润土岩心的线性膨胀降低率达94%以上；对于现场的泥页岩岩屑的滚动回收率均能达到95%以上。钻井液的这种较好的封堵性、润滑性、抑制性、低表面张力等有利于维持井壁稳定、润滑防卡、保护储层等，适用于复杂情况较多的深井及大位移井。现场试验表明，该钻井液体系可以降低井底复杂情况，缩小井径扩大率，缩短建井周期，满足了安全、高效、环保钻井的需要，具有很好的推广应用前景。

完井液用处理剂与甲酸盐盐水相容性研究

张伟, 肖伟伟, 耿海龙, 徐同台, 周玉, 张瑞芳

2018, 35(2): 56-61. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.009

摘要(584) PDF (7949KB)(304)

摘要:
塔里木油田现场使用的甲酸盐完井液主要应用于高温深井，温度高达180℃，环境条件苛刻，为了保障现场完井作业顺利进行，对完井液热稳定性、黏度、滤失量、封堵性能、沉降稳定性、渗透率恢复值等性能均要求较高，因此合理选择甲酸盐钻完井液用处理剂是保证其性能达到要求的必要条件。探讨了完井液用处理剂与甲酸盐水相容性规律，为甲酸盐完井液处理剂的筛选与使用提供依据；并研发了抗180℃高温高密度无土相甲酸盐完井液。

基于不确定度理论的ECD不确定性定量表征方法

管志川, 胜亚楠

2018, 35(2): 62-67. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.010

摘要(443) PDF (4046KB)(232)

摘要:
井底当量循环钻井液密度（ECD）是影响钻井安全的重要参数，准确预测ECD是保障钻井安全有效进行的前提。目前，中国钻井作业大多数仍采用传统的水力学计算模型对ECD进行预测。根据传统的钻井水力学计算模型得到的结果能够大致反映ECD的变化趋势，但是由于其模型的精度以及计算模型中输入参数的模糊性等问题，使得准确预测ECD难度大，计算值与实际值之间必然存在误差，存在一定的不确定性。因此，需要对钻井过程中ECD的预测结果进行不确定性分析。笔者在综合分析ECD定量计算模型的基础上，首先讨论了ECD不确定性的来源，然后基于不确定度理论推导了ECD不确定度计算公式，并进行了实例分析，为ECD的科学描述提供了一种新思路，为保障钻井安全提供技术支持。

微乳液油基钻井液清洗液的研制与应用

卜继勇, 赵春花, 童坤, 孙德军

2018, 35(2): 68-72. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.011

摘要(509) PDF (3546KB)(303)

摘要:
针对微乳液型油基钻井液清洗液适用温度范围窄，且在高盐情况下易失效的问题，选用非离子表面活性剂BrijA和阴离子表面活性剂SJB制备了一种耐温抗盐的油基钻井液清洗液PF-MOCLEAN。通过室内实验，研究了表面活性剂的配比和浓度对PF-MOCLEAN清洗效果的影响，确定了油基钻井液清洗液PF-MOCLEAN的最优组成，即SJB与Brij A的复配比为2：1，且2者总加量为60%。清洗液PF-MOCLEAN遇到油基钻井液后能够自发增溶油相形成微乳液，具有界面张力超低、增溶能力强、扩散速率快等优点，能够在40~120℃及高盐含量下有效地清除黏附在套管和井壁上的油基钻井液，清洗效率高达95%，并将套管和井壁的润湿性由亲油性变为亲水性，有利于储层保护和现场固井作业。该剂在南海区域取得了很好的应用效果，应用前景广阔。

纳米石蜡乳液封堵材料的合成与性能评价

晏军, 于长海, 梁冲, 郝安乐, 李秀芳, 邓玉斌

2018, 35(2): 73-77. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.012

摘要(486) PDF (1369KB)(294)

摘要:
采用乳状液转换点法（EIP法）和乳化剂在油中法相结合，以Span80、Tween80为复合乳化剂，并加入乳化助剂疏水缔合羟乙基纤维素（HMHEC）制备出性能稳定的纳米石蜡乳液。其中，复合乳化剂的HLB值为10.5，浓度为11%，乳化助剂HMHEC浓度为0.6%，纳米乳化石蜡乳液平均粒径在65 nm。制备的纳米石蜡乳液稳定性良好，静置24 h的纳米石蜡乳液沉降稳定性良好，24 h的沉降率在5%左右。与常用钻井液处理剂的配伍性实验结果表明，抑制剂NH₄-HPAN和增黏剂XC会使纳米石蜡乳液粒径增大，超过100 nm；纳米石蜡乳液与其他钻井液处理剂的配伍性良好。封堵实验结果表明，纳米石蜡乳液对页岩级泥饼孔隙具有良好的封堵能力，封堵率可以达到92.59%，封堵效果优于无机纳米封堵材料氧化锌和碳酸钙。

狮202井区裂缝性地层堵漏技术

屈璠, 韦西海, 吴金星, 刘顽, 薛成, 杨海琳

2018, 35(2): 78-84. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.013

摘要(560) PDF (2734KB)(234)

摘要:
狮202井区井漏主要发生在N₁和E₃²地层上部，N₁地层裂缝发育，E₃²地层裂缝和溶蚀孔洞双介质储层发育，地层承压能力低，裸眼井段长，容易漏失的层位多，同一裸眼井段内高低压同层，井漏复杂处理难度大，针对该区块的地层漏失特点，引入NTS片状颗粒，该材料坚固，承压能力强，进入漏层后具有翻转能力。通过室内实验优选出一套堵漏技术配方，根据现场钻井液漏失速度设计了3种不同配方：①循环浆+1.0% NT-DS+（2%~3%） NTS （细）+（1%~3%）核桃壳（0.5~1.0 mm）+（1%~3%） SDL+（1%~3%） SQD-98，总浓度为12%~13%；②基浆+2% NTS （细）+3%核桃壳（1~3 mm）+（3%~4%）核桃壳（0.5~1.0 mm）+1% NT-DS+3% SDL+3% SQD-98，总浓度为15%~16%；③基浆+3% NTS （中︰细=1︰2）+（3%~5%）核桃壳（1~3 mm）+（3%~5%）核桃壳（0.5~1.0 mm）+（1%~2%） NT-DS+3% SDL+5% SQD-98，总浓度为25%左右，并制定了相应的现场施工方案。在狮202井区进行了4口井的试验应用，应用效果良好，堵漏成功率为100%，提高了地层的承压能力，扩大了安全密度窗口，满足后续施工要求。

固井液

新型两性离子固井降失水剂的合成与性能评价

韩亮, 唐欣, 杨远光, 崔强

2018, 35(2): 85-91. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.014

摘要(604) PDF (6139KB)(245)

摘要:
以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸和一种新型阳离子单体（X）为原料，采用自由基水溶液聚合法，通过正交实验，优选出最佳合成工艺，合成出一种新型耐盐、抗高温、适用温度范围广的降失水剂TSM-1。用红外光谱、核磁共振和热失重分析对其进行表征，并对添加降失水剂TSM-1水泥浆体系的综合性能进行评价。实验结果表明，聚合物TSM-1中含有4种单体的特征官能团，热稳定性高。降失水剂TSM-1缓凝效果弱，不影响水泥石强度，TSM-1与不同类型水泥和固井缓凝剂配伍好，综合性能优异。由于在聚合物分子结构中引入一种功能性阳离子单体，合成的降失水剂TSM-1有较宽的适用范围，最高可达200℃，可控制饱和盐水水泥浆失水量在50 mL以内，满足固井施工要求。通过化学分析、扫描电镜等方法得出降失水剂作用机理为：两性离子通过多点吸附作用牢牢吸附在水泥颗粒表面，形成一层吸附膜，在失水压差下，吸附膜被挤压、充填于水泥颗粒孔隙中，堵塞失水通道、降低泥饼渗透率，从而控制失水量。

松科2井超高温水泥浆固井技术

李韶利, 宋韶光

2018, 35(2): 92-97. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.015

摘要(497) PDF (742KB)(211)

摘要:
针对中国大陆科学钻探松科2井超高温固井难点，采用四元共聚型抗高温降失水剂和三元共聚复合膦酸盐类缓凝剂，提高了水泥浆的耐温稳定性，避免了"热稀释"现象带来的风险，通过调整这2种耐高温外加剂的加量，满足了超高温下控制水泥浆失水量和调整稠化时间的要求。同时，根据颗粒级配及紧密堆积原理，对硅砂的粒径和加量进行优化，使硅钙比接近于1，防止超高温下水泥石后期强度的衰退，另外，优选了由颗粒和纤维共同组成的弹韧性材料，提高水泥石的弹韧性。通过合理配比设计出了抗260℃超高温的水泥浆体系，浆体稳定性好，水泥浆上、下密度差不大于0.03g/cm³，稠化时间为200~420 min，失水量小于100 mL，48 h抗压强度大于20 MPa，后期强度不衰退，7 d抗压强度大于38 MPa。优化尾管悬挂固井工艺，严格控制水泥浆密度，确保不压漏地层，采用耐高温高效冲洗隔离液，提高顶替效率，保证施工安全和固井质量。该体系在井底静止温度为260℃，循环温度为210℃的松科2井四开尾管固井中应用，现场施工顺利，保证了固井质量。

变内压条件下膨胀水泥性能对井筒完整性的影响

郭辛阳, 步玉环, 李强

2018, 35(2): 98-103. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.016

摘要(380) PDF (6722KB)(217)

摘要:
以膨胀水泥作为研究对象，利用弹性力学理论，采用有限元方法研究了变内压条件下膨胀水泥性能对井筒完整性的影响。研究表明，合适的水泥膨胀率可以降低套管内的最大米塞斯（Mises）应力；水泥膨胀率越大，水泥环内最大Mises应力越大，最大周向应力越小；有套管内压时，膨胀水泥弹性模量越大，套管内最大Mises应力越小，水泥环内最大Mises应力越大；套管内压较小时，水泥弹性模量越大，水泥环内最大周向应力越小，套管内压较大时则与之相反；膨胀水泥泊松比对套管内最大Mises应力的影响较小，水泥泊松比越大，水泥环内最大Mises应力和最大周向应力越小。对于弹性地层和蠕变地层情况，膨胀水泥性能对井筒完整性的影响规律相似。变内压条件下，膨胀水泥性能对水泥环的挤压破坏和周向拉伸破坏影响较为显著，使用膨胀水泥时应根据实际情况优选膨胀水泥石的各项性能。

华北油田杨税务潜山内固井技术

和建勇, 李拥军, 宋元洪, 崔树清, 马倩芸, 唐鸿斌, 李欢

2018, 35(2): 104-109. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.017

摘要(550) PDF (4807KB)(207)

摘要:
华北油田为开发冀中坳陷廊固凹陷杨税务潜山内油气藏，先期部署了3口重点探井。该区块潜山内地质条件复杂，地层压力系数为0.94~1.09，存在多套活跃油、气层且埋藏深，容易发生漏失；地温梯度高、小井眼小间隙、尾管封固段长、对水泥环完整性要求高。综合分析以上因素，杨税务潜山内ϕ127 mm尾管固井风险较大，固井施工安全和固井质量难以保证。针对以上固井难点，主要从以下几方面进行研究。①优化井眼清洁技术，采用旋流短节扶正器，保证了套管安全下入。②用软件模拟顶替效率和关键点压力变化，合理调整施工参数，保障固井施工实现"三压稳"。③采用韧性水泥浆及冲洗隔离液体系，合理设计施工参数，确保水泥浆性能稳定，水泥石韧性满足体积压裂要求。通过3口井的现场应用表明，使用该技术后，固井质量明显提高，为华北油田杨税务潜山内固井提供了技术保障。

压裂液与酸化液

压裂液对页岩吸附与膨胀性能评价方法研究

王海燕, 郭丽梅, 刘萍, 胥云, 管保山, 吴家全, 薛延萍

2018, 35(2): 110-115. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.018

摘要(557) PDF (2638KB)(238)

摘要:
在页岩气开发的大规模体积压裂作业中，压裂液返排率一般在10%~60%，导致大量水滞留在储层内。以昭通、长宁和威远区块岩心为研究对象，采用X射线衍射分析及红外光谱法研究页岩膨胀性，重量法表征吸水机理、溶出致孔作用等，揭示不同工作液在页岩中赋存状态。结果表明，取样岩心黏土矿物含量为18%~20%，主要为绿泥石、伊利石和少量伊/蒙混层，采用蒸馏水、滑溜水、助排剂及防膨剂水溶液浸泡岩心1、3、5、7 d，XRD的1 nm处无明显变化，对比红外光谱未发现层间水吸收峰，吸液量及吸液速度与粒径及孔径成正比；超声浸泡页岩矿物溶出率为0.6%左右，主要为氯化钾和氯化钠，少量氯化钙，（BET）比表面积测试结果显示致孔作用不显著；清水浸泡粒径为0.154 mm的岩心，孔径随浸泡时间延长而减小，饱和时达到2.37%~2.85%，与孔容相当，完全占据孔容。XRD中1 nm处峰宽及峰高的变化为指导，用IR中层间水峰与硅氧峰比值进行验证，建立了评价黏土膨胀性能的方法；对川南岩心的评价结果显示，工作液浸泡页岩不会引起黏土膨胀；川南页岩中可溶性盐含量较低，工作液溶出致孔作用不显著；工作液中的水在足够长时间内可以进入纳米微孔道，占据微孔，但不会进入黏土矿物质晶格层间，不会因膨胀对地层造成渗透率伤害。

非酸解堵技术在渤海油田的应用

张丽平, 张璐, 兰夕堂, 刘长龙, 邹剑, 高尚

2018, 35(2): 116-121. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.019

摘要(783) PDF (3693KB)(216)

摘要:
针对渤海油田疏松砂岩储层常规酸化易导致储层岩石骨架破坏，且受管柱结构和修井作业的限制残酸无法及时返排产生二次沉淀，同时高电导率的返排液无法直接进入处理流程，严重制约酸化工艺现场应用等问题，研究出一种兼顾油层解堵和油层保护，且具备较低残液电导率的非酸解堵体系。该体系主要含有20%复合多羧基螯合剂A及5%含氟络合物C，缓慢释放出H⁺、F^-，体系pH值在6~7之间，具有高效缓速性，同时有效保护岩石骨架，通过螯合金属离子达到阻垢抑垢、减少二次沉淀的效果，且具有较低的腐蚀性，返排液具备较低的离子浓度及电导率，可实现返排残酸直接进入平台流程就地、高效地处理。该体系在渤海油田进行了现场试验，效果显著，具有良好的应用前景。

清洁滑溜水压裂液在长宁H26平台的应用

范宇恒, 肖勇军, 郭兴午, 余维初

2018, 35(2): 122-125. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.020

摘要(503) PDF (4450KB)(240)

摘要:
目前使用的滑溜水压裂液存在着与返排水不适应以及对储层伤害大等缺点。根据四川盆地南部下志留统龙马溪组页岩特点及施工需要，研发出一种适合长宁区块的清洁滑溜水压裂液体系，进行了室内性能评价和现场应用。室内实验表明，该压裂液主剂JHFR-2的减阻性能好，使用现场返排液配制滑溜水时减阻率可达70%，溶解时间在30 s以内，最优加量为0.07%~0.10%；对岩心渗透率恢复率为91.9%；压裂液无毒，易返排。在长宁H26-4井的应用表明，清洁滑溜水压裂液的降阻性能好，能达到连续在线混配施工的要求，完全满足长时间大液量大砂量的页岩气井地层压裂。该压裂液配制工艺简单，可降低施工成本，有较好的应用前景。

新型改性羟丙基瓜胶及其在超高温压裂液中的应用

靳剑霞, 谭锐, 王红科, 常青, 蔡景超, 马如然, 李洋, 王越, 周怡清

2018, 35(2): 126-130. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.021

摘要(581) PDF (6165KB)(238)

摘要:
为提高稠化剂的抗温性，以羟丙基瓜胶、2-吡咯烷酮和（2-氯乙基）三甲基氯化铵为原料，合成了新型改性羟丙基瓜胶稠化剂。采用TGA进行了抗温性能评价，研究了稠化剂的交联条件以及压裂液的耐温耐剪切性能、破胶性能、残渣含量和岩心伤害评价等。结果表明，羟丙基瓜胶通过引入刚性基团改性后，热降解温度提高到了220℃，在0.6%的加量下增黏效果好。压裂液体系优选配方为：0.6%改性羟丙基瓜胶+0.5%高温防膨剂BZGCY-C-FP+0.5%高温助排剂BZGCYC-ZP+0.1%温度稳定剂BZGCY-Y-WD+0.2%碳酸钠+清水+有机硼锆交联剂BH-GWJL （交联比为100：0.4），在200℃、170 s^-1下剪切120 min后黏度保持在60 mPa·s以上，提高了稳定性。现场应用效果表明，该体系能够满足高温井施工要求。

完井液

考虑接触面积与压差的致密砂岩气藏水相自吸行为

李宁, 游利军, 张震, 田键, 张绍俊, 康毅力, 张杜杰

2018, 35(2): 131-137. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.022

摘要(618) PDF (2395KB)(186)

摘要:
钻完井过程中，水相通过毛管自吸和正压差进入储层，会引起致密砂岩气藏水相圈闭损害，导致储层测井解释错判为水层，阻碍致密砂岩气藏的及时发现和准确评价。为了揭示致密砂岩气藏水相自吸行为，选取典型致密砂岩气藏柱塞岩样，分别模拟了钻开储层时水相接触岩石的岩样端面自吸、裂缝水淹后的岩样浸泡自吸和正压差下的毛管强制渗吸实验，分析了接触面积与压差对致密砂岩水相毛管自吸的影响。结果表明：自吸速率受到渗吸面积与裂缝发育程度的影响，裂缝越发育，接触面积越大，渗吸速率越快，渗吸越易达到平稳阶段；正压差促进岩石毛管渗吸作用，但受岩石物性影响明显，当岩石物性低到一定程度时，渗吸作用主要受到毛管力的控制；裂缝的存在既增加渗吸接触面积，又进一步强化正压差作用，使渗吸能力显著增加。结合实验研究认为，在钻完井过程中，预防致密砂岩气藏水相侵入应以封堵裂缝、控制压差来减少水岩接触面积和水相侵入量为主。

新型高密度清洁复合盐水完井液

吴若宁, 熊汉桥, 岳超先, 朱杰, 孙运昌, 王启任

2018, 35(2): 138-142. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.02.023

摘要(655) PDF (2750KB)(346)

摘要:
为了研究一种价格低廉的新型高密度清洁复合盐水完井液，对常见的无机盐氯化钙和氯化锌使用增溶剂，提高其在水中的溶解量，来达到在不增加完井液固相含量的同时提高完井液密度的目的。通过室内实验筛选出2种增溶剂，得出2种增溶剂在2% LAS-30+2% SLF-4的用量下增溶效果最好，在该用量下2种无机盐复配后所配制的清洁盐水体系的最大密度可以达到1.926 g/cm³，此时氯化钙的溶解量为160 g/100 mL水，氯化锌的溶解量为98 g/100 mL水。新型完井液的表观黏度为33 mPa·s，抗温可达140℃，渗透率恢复值高达96%，保护储层性能良好。

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主编：陈世春

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