钻井液与完井液

摘要:
合成树脂作为一种完全不同于常规水泥的新型胶凝材料，体现出其独特的优势，成为近些年研究的热点。通过对合成树脂的种类及其优缺点、固化机理进行总结分析，提出了作为油气井胶凝材料的合成树脂的性能要求，并对国内外合成树脂胶凝材料的最新研究进行了全面综述。另外，针对油气井合成树脂胶凝材料的研究现状，探讨了其发展趋势。

钻井液

一种钻井液用高效抗磨润滑剂

刘云峰, 邱正松, 杨鹏, 钟汉毅, 黄维安, 赵欣

2018, 35(5): 8-13. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.002

摘要(839) PDF (884KB)(176)

摘要:
长水平井段高摩阻扭矩及深井高温高压环境，对钻井液润滑剂的润滑抗磨能力提出了更高的要求。传统钻井液用润滑剂难以满足上述技术要求。基于“固-液”协同高效润滑技术思路，优选改性植物油MVO-3、改性可膨胀石墨GIC，结合分散剂、乳化剂的优选及制备条件的优化，研制出了一种高效抗磨润滑剂SDL-1。评价结果表明，5%淡水基浆、4%盐水浆中加入0.5% SDL-1时，其润滑系数降低率分别为不小于85%、大于70%。SDL-1与现场钻井液的配伍性良好，抗温达150℃，起泡率低，且荧光级别小于5级。销-盘式摩擦磨损实验结果表明，SDL-1的抗磨耐磨效果优良，润滑持效性较好，可有效缓解或解决复杂井高摩阻扭矩技术难题，具有良好的推广应用价值。

椭圆形井眼环空压力梯度预测与影响因素分析

王江帅, 李军, 柳贡慧, 赵贺谦, 吴雪婷, 邹韵

2018, 35(5): 14-18. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.003

摘要(486) PDF (947KB)(193)

摘要:
井筒压力梯度的准确预测是井底压力精确控制的必要条件，其有利于减小井下复杂情况的发生。常规的压力梯度模型建立在井眼是圆形的基础上。然而，由于非均匀地应力的影响，实际井眼常常为椭圆形状，椭圆形井眼环空流动规律与圆形环空流动规律有着显著不同。基于流体力学的基本方程，笔者引入了有效水力直径，建立了椭圆形井眼环空流动的压降模型。研究表明，随着椭圆井眼尺寸比的增大，环空平均流速减小，压力梯度也随之减小；并且椭圆井眼尺寸比越大，环空环形方向高、低流速区域分级现象越加明显。另外，与CFD软件模拟结果相比，该模型的误差在±10%以内。影响因素分析表明，其他条件不变时，椭圆形井眼环空井筒压力梯度随流量、流体动切力和稠度系数的增大基本呈线性形式增大，而随流性指数的增大基本呈指数形式增大，模型能够用来计算椭圆形井眼的井筒压力。

合成锂皂石用作超高温水基钻井液增黏剂实验研究

熊正强, 李晓东, 付帆, 李艳宁

2018, 35(5): 19-25. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.004

摘要(694) PDF (825KB)(211)

摘要:
针对现有聚合物增黏剂抗温能力不足的问题，无法满足超高温（耐240℃）水基钻井液使用要求，提出采用合成锂皂石作为水基钻井液超高温增黏剂。采用X射线粉晶衍射及热重分析对合成锂皂石进行了结构表征，对其増黏性能、抗温性及抗盐性能等进行了评价，并分析了合成锂皂石抗高温增黏机理。实验结果发现：合成锂皂石H-6具有优良的増黏性能和热稳定性，抗温能力可达240℃，而且抗高温増黏效果优于现有国内外高温增黏剂产品。在4%钠膨润土基浆中加入1% H-6，240℃高温老化16 h前后浆液的表观黏度均为16.5 mPa·s，而加有1%高温增黏剂HE300的钠土基浆经240℃老化16 h后其表观黏度降低率大于92%。研究结果表明，合成锂皂石与其它处理剂配伍性好，适合用作超高温增黏剂，在超高温水基钻井液中具有广阔的应用前景。

CO₂对高密度水基钻井液性能影响规律及机理分析

向朝纲, 陈俊斌, 王龙

2018, 35(5): 26-30,35. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.005

摘要(582) PDF (928KB)(246)

摘要:
准确判断污染物浓度以及其对钻井液影响规律和内在机制是制定有效的CO₂污染防治措施的重要前提，基于酸碱指示变色原理，改进了钻井液中碱度现场定量检测方法，提高测量的准确性和可操作性；采用现场取样跟踪分析以及室内模拟评价相结合的方法，研究了CO₂对高密度水基钻井液流变性和滤失造壁性的影响规律，并从胶体化学的角度出发，开展了CO₂对钻井液黏土胶体颗粒界面Zeta电位、粒度分布以及处理剂吸附影响的实验研究，分析了其作用机理。研究表明，高密度水基钻井液中碳酸根和碳酸氢根存在临界污染浓度，超过此浓度后，钻井液结构黏度和滤失量随其浓度增加而增加；碳酸根和碳酸氢根离子改变了黏土颗粒溶剂化程度和颗粒尺寸，主要表现为黏土胶体颗粒界面电动电势降低、亚微米级粒子减少，粗颗粒增多，黏土颗粒对护胶剂的吸附量减少，导致高密度钻井液黏土颗粒向聚结方向转化并缔合形成三维网络结构的胶凝状态，揭示了宏观性能变化内在机制。

新型钻井液用成膜封堵剂CMF的研制及应用

董林芳, 陈俊生, 荆鹏, 胡恒柱

2018, 35(5): 31-35. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.006

摘要(734) PDF (912KB)(247)

摘要:
针对渤海辽东湾某油田地层硬脆性泥页岩裂缝发育特点，笔者通过控制反应条件，制备了平均长径比在20～30之间的三水碳酸镁晶须和水合碱式碳酸镁晶片，并在此基础上与常用成膜剂LPF-H复配，研制了一种新型成膜封堵剂CMF，其中LPF-H∶晶须∶晶片的配比为7.0∶1.6∶0.4。室内实验结果表明，成膜封堵剂CMF与钻井液体系具有良好的配伍性，流变性能能够满足携岩屑要求，对不同渗透率砂盘的封堵能力优于常用成膜剂LPF-H。晶须、晶片与LPF-H这三种材料相互协同作用，在井壁形成一层致密、具有一定强度韧性的隔离膜，能有效封堵地层裂隙，稳定井壁，降低钻井液处理剂的损耗。该成膜封堵剂CMF在渤海辽东湾某油田X-1井进行了现场试验，结果表明，加入成膜封堵剂CMF后，钻井液性能满足要求，滤失量和表皮系数均低于采用成膜剂LPF-H的邻井X-2。这说明，成膜封堵剂CMF能够满足该油田钻井过程中储层保护的需要，具有推广应用前景。

塔河10区碳酸盐岩裂缝型储层承压堵漏技术

马新中, 张申申, 方静, 李志勇, 吕开河, 孙宝江, 余晨

2018, 35(5): 36-40. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.007

摘要(516) PDF (813KB)(151)

摘要:
针对塔河油田10区奥陶系裂缝型储层裂隙发育、井漏多发的问题，设计了一种桥堵颗粒粒度级配方法，并通过酸溶性材料优选，研制了承压堵漏配方。粒度级配方法以裂缝尺寸为基础，采用漏失量为主要评价指标，借助曲面响应优化设计法确定了粒度级配。实验评价结果表明，采用该粒度级配混配的桥堵材料颗粒粒度分布曲线连续、跨度广，无论是封堵较大裂缝，还是封堵中等裂缝或小裂缝，都有充足的对应粒度的桥堵颗粒。以该粒度级配方法为基础，设计的3套针对不同裂缝宽度范围的承压堵漏体系，堵漏性能良好，承压大于8 MPa，3 mm裂缝漏失量低于200 mL，2 mm和1 mm裂缝漏失量低于50 mL。堵漏配方中堵漏材料酸溶率高，在99%以上，形成的封堵层酸溶率可达98.4%。

高酸溶纤维堵漏剂的实验研究

陈家旭, 李兆丰, 邱正松, 杨芳, 刘亚龙, 暴丹

2018, 35(5): 41-45. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.008

摘要(521) PDF (888KB)(133)

摘要:
裂缝性储层钻井完井液漏失及其引起的储层损害问题，严重制约裂缝性油气藏的钻探及高效开发。目前现场处理裂缝性储层钻井完井液漏失较常用的方法是桥接堵漏法，纤维是桥接堵漏材料的重要组成部分，但常用的纤维类堵漏材料酸溶性能较差，不能满足裂缝性储层酸化解堵的技术需要。为此，研制了一种高酸溶纤维堵漏剂SDSF，平均直径为10～30 μm，长度为3～12 mm，可根据工程需要调节，酸溶率达95%，抗温能力达150℃，在水基钻井液中分散性良好，耐碱性能优良。基于新型高酸溶纤维堵漏剂SDSF，协同高酸溶颗粒状桥接堵漏材料，实验优化了不同开度楔形裂缝的高酸溶纤维堵漏工作液配方，其承压能力可达10 MPa。高酸溶纤维堵漏技术为解决储层工作液漏失及解堵难题，提供了有效的技术方案。

提高煤层强度的钻井液防塌封堵剂的研制

王力, 孟尚志, 陈万钢, 冯文光, 罗陶涛

2018, 35(5): 46-49. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.009

摘要(710) PDF (780KB)(175)

摘要:
针对煤层脆性较强、割理微裂缝发育，容易发生井壁垮塌的风险问题，以亲水单体和亲油单体相组合采用水包油乳液聚合合成出了乳液型的防塌封堵剂。对该乳液型防塌封堵剂进行了机理分析、基本性能和钻井液体系研究。结果表明，乳液型防塌封堵剂分散体系大部分粒度在0.1～1.5 μm之间，与煤层的微裂缝相匹配，可进行有效封堵，该处理剂可以使煤层表面趋向于油润湿，并大幅度减少煤样在水中的分散性能；在膨润土浆中，乳液型防塌封堵剂可以降低API滤失量，提高封堵性能，浸泡该处理剂后的煤样可以增强抗压性能；加有该防塌封堵剂的钻井液表现出良好的流变和降滤失性能，对煤层的伤害较低，水测渗透率恢复值可达95.4%。在SX-2**井煤系地层795.00～1 088.00 m采用该防塌封堵剂钻井液，不仅实现了顺利钻进，同时完成了取心作业，岩煤心收获率达到96.51%，基本保持煤层岩石的完整性。

一种页岩封堵性评价测试方法

杨丽, 唐清明, 兰林, 夏海英, 牛静, 黄璜

2018, 35(5): 50-54. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.010

摘要(535) PDF (929KB)(175)

摘要:
封堵性可由封堵前后渗透率变化表征，但页岩具低孔、低渗特征，采用常规稳态渗透率测试方法难以获取准确的渗透率值。为此在大量实践基础上，形成了针对超低渗透页岩的压力脉冲瞬态渗透率测试法，可测试渗透率级别低至1×10^-7 mD。以此理论研制成的页岩封堵模拟评价仪，能准确测试低孔、低渗页岩封堵前后渗透率变化，基本解决了页岩封堵测试难题，为评价页岩井壁稳定性及大规模开发页岩气提供技术支撑。

海上复杂易垮塌地层高性能油基钻井液研发与应用

吴江, 李龙, 任冠龙, 张崇

2018, 35(5): 55-60. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.011

摘要(615) PDF (852KB)(123)

摘要:
南海西部北部湾盆地涠西南油田涠洲组地层受构造应力及地层高含硬脆性泥页岩影响，井壁失稳风险极高，传统油基钻井液在钻进涠二段过程中不断出现起钻困难、井壁失稳和固井质量差等诸多问题。在分析传统油基钻井液应用情况的基础上，通过对乳化剂、封堵剂以及提切剂等处理剂优选，研发了新型高油水比（95∶5）高性能油基钻井液体系，该钻井液具有良好的井壁稳定、封堵能力以及优异的ECD控制能力，抗劣质土污染可达15%，岩心被钻井液损害后渗透率恢复值在90%以上，返排压力为0.4 MPa，具有良好的储层保护能力，并可提高机械钻速和起下钻效率。现场应用结果表明，高性能油基钻井液钻进涠洲组二段地层时，钻井液流变性稳定，封堵性强，井眼清洁效果好，ECD值低，未发生井漏现象，井深2 500 m钻井周期为8.09 d，较前期开发井钻井周期降低48%，储层保护效果良好。为今后北部湾海域类似油田开发提供了良好借鉴。

低密度无固相海水钻井液在南海西部D气田的应用

蒋官澄, 张峰, 吴江, 张万栋, 邓正强, 崔凯潇, 王玺

2018, 35(5): 61-66. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.012

摘要(536) PDF (880KB)(98)

摘要:
南海西部D气田目前在生产的浅层气藏，属上第三系莺歌海组地层，是中孔中渗的泥岩储层，该地层较复杂，钻进时易发生掉块、井塌、卡钻等井下复杂。在研究储层岩石性质及现有钻井液性能存在问题基础上，提出应提高体系的封堵性能以及抑制性能，措施为：在φ311.1 mm井段原PRG钻井液配方中增加VIS，降低滤液侵入速度，降低钻井液对于井壁的冲刷作用；降低PLUS的含量和增加PF-FLOTROL，降低黏度并增强降滤失性能；在φ215.9 mm井段原PRF钻井液配方中增加Greenseal，形成致密隔离层带，封堵微裂缝和孔喉，降低滤液渗透，延长井壁稳定时间；增加EZCARB的含量并且使用KCl加重，增加抑制性能。评价结果表明，PRG和PRF钻井液具有滤失量低（API滤失量为2.1 mL，高温高压滤失量约为4.3 mL）、流变性好、抑制性强（滚动回收率约为90%）和抗污染能力强（抗盐达10%，抗钙达2%）等特点。在D气田P3H井和D4H井的现场应用表明，使用PRG和PRF钻井液，有效抑制了泥包卡钻、井漏等井下复杂的发生，使用效果良好。

海上低渗储层防水锁强封堵钻井液技术

韩成, 黄凯文, 韦龙贵, 邓文彪, 陈力

2018, 35(5): 67-71. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.013

摘要(545) PDF (932KB)(146)

摘要:
南海西部北部湾盆地乌石区块低渗储层硬脆性页岩发育，孔隙喉道小，水敏性强。前期钻井过程中水锁伤害严重，表皮系数高，且井壁失稳问题突出，井眼扩径严重，钻井事故频发。在前期使用的钻井液基础上，通过优选氟碳防水锁剂，降低油水界面张力，使用成膜封堵剂及优化碳酸钙粒径配比，在加强井壁稳定的同时可显著降低钻井液滤液及固相颗粒侵入储层，进一步保护低渗储层。室内评价优化后的钻井液滤失量及砂床侵入深度得到显著降低，高温高压滤失实验滤液固相粒度分布显示固相侵入低，高温高压滤失实验泥饼表面扫描电镜观察显示致密光滑，水锁伤害率降低至17.5%，岩心渗透率恢复值大于80%。乌石区块现场应用表明，优化后的钻井液井壁稳定性好，井径扩大率仅为5.4%，储层保护效果较好，测试表皮系数仅为1.2。该钻井液技术对其他低渗储层钻井液设计有一定的借鉴意义。

油砂SAGD水平井钻井液体系

巩永丰

2018, 35(5): 72-77. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.014

摘要(471) PDF (799KB)(177)

摘要:
针对SAGD水平井在油砂开发过程中井壁失稳、托压易黏附卡钻及沥青沾染钻具和固控设备等难题，室内通过核心处理剂的优选，研发了一套强抑制高润滑水基钻井液体系。室内性能评价表明，该钻井液抗温180℃，抗沥青20%，抗钻屑25%，岩屑滚动回收率为91.7%，润滑性能与油基钻井液基本相当。强抑制高润滑水基钻井液在麦凯河区块5对（10口） SAGD水平井施工过程中性能稳定易调整，润滑效果突出，机械钻速高，无任何复杂事故。结果表明，强抑制高润滑水基钻井液完全满足浅层油砂SAGD水平井施工工艺的技术需求，具有推广应用价值。

页岩气油基钻屑萃取处理技术

凡帆, 杨斌, 吴满祥

2018, 35(5): 78-82. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.015

摘要(529) PDF (836KB)(243)

摘要:
随着页岩气、致密气等非常规油气的开发，因油基钻井液较水基钻井液有不可替代的优点，油基钻井液的使用规模逐渐增加，但钻井过程中产生的油基钻屑是含油危险废弃物，对环境、生态及安全均产生严重的影响。因此，研发了一种萃取剂CQJ，形成了适合于处理页岩气油基钻屑萃取工艺。该萃取剂CQJ与常规溶剂相比，具有闪点高、挥发性低、萃取效果好、毒性低的优点。对四川页岩气某区块油基钻屑进行了油基钻屑萃取处理中试，累计处理油基钻屑56 m3，取得了良好的效果。结果表明：处理后钻屑含油量平均达到0.76%，其钻屑浸出液指标符合污水排放标准；萃取剂回收率平均达到95.4%，油回收率平均达到91.5%，萃取剂可重复使用，同时回收油性能满足二次配制油基钻井液要求，实现了无害化、资源化，不造成二次污染的目标。

固井液

基于三维温度场的热采井水泥环完整性破坏的研究及对策

李进, 龚宁, 张启龙, 徐刚, 陈彬, 林家昱

2018, 35(5): 83-89. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.016

摘要(616) PDF (1051KB)(174)

摘要:
稠油热采井固井问题一直是制约稠油资源开发的关键技术难题之一，注蒸汽高温热载荷作用下的水泥环完整性破坏导致的井口抬升现象普遍存在于海上稠油热采井开发过程中，危害极大，严重影响油井生产寿命和井控风险。以渤海热采井固井水泥环完整性为研究背景，基于热传导分析，建立了热采井注热井筒三维温度场分析模型和热载荷、注氮载荷和非均匀地应力耦合条件下的水泥环完整性分析模型，并从水泥浆体系、工艺技术、隔热油管性能等方面提出了增强热采井水泥环完整性的应对措施。应用表明，该套理论可有效模拟热采井注蒸汽三维温度场剖面，判断热载荷条件下的水泥环完整性破坏机理及失效形式，为新开发热采井提供借鉴与参考，应用前景广阔。

一种油井水泥用抗分散絮凝剂

王建瑶, 曾建国, 孙富全, 魏周胜, 席方柱

2018, 35(5): 90-93. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.017

摘要(522) PDF (809KB)(217)

摘要:
国内油田注水区块频发的水侵，严重地破坏了水泥石强度和胶结质量。针对该问题，采用自由基聚合的方式合成出一种适用于油井水泥的抗分散絮凝剂BCY-100S。通过Zeta电位分析和热重分析测定了BCY-100S的絮凝性和耐热性，并评价了其对水泥浆抗水侵性能的作用和稠化性能。结果表明，BCY-100S耐温可达324℃，加入BCY-100S的水泥浆具备一定絮凝性，能够在80℃下，受到水的冲刷作用而不离析、不分散，与未加入BCY-100S的普通水泥浆相比，具有显著的抗水冲刷性能。除此之外，抗分散絮凝剂BCY-100S对稠化时间无影响，符合油井水泥性能要求。为各油田解决地层流体对水泥浆“溶解迁移”和“质量互换”的问题提供了一种新的方法。

新型油井水泥消泡剂的研制

刘建, 肖京男, 王其春, 曾敏, 刘伟

2018, 35(5): 94-97,102. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.018

摘要(543) PDF (804KB)(206)

摘要:
针对油井水泥浆，特别是胶乳水泥浆体系，在配水时和混配时产生大量的气泡，且气泡难以消除导致水泥浆密度降低、下灰和泵送困难的现状。研制出一种新型油井水泥消泡剂，该消泡剂可抑制配浆水泡沫和消除油井水泥混配时的泡沫，针对胶乳水泥浆体系有很好的消泡和抑泡作用。在4 000 r/min的搅拌下，配浆水和油井水泥浆体系的消泡时间小于10 s，发泡高度小于10 mm ；而且对其流变、强度及稠化实验没有负面影响。合成工艺简单，开展了吨级中试，中试产品已经用于现场的固井技术服务，具有推广应用前景。

高性能微珠表面性质及其对水泥浆性能的影响

熊敏, 马春旭, 侯亚伟, 张浩, 石礼岗, 张铜美

2018, 35(5): 98-102. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.019

摘要(420) PDF (816KB)(180)

摘要:
采用扫描电镜（SEM）、元素分析（XPS）、硅钼黄法、姜黄试纸法、滴定等方法，分析研究了固井水泥浆中所用高性能空心玻璃微珠（简称空心微珠，HGM）的表面性质，并评价了空心微珠对水泥浆性能的影响。结果表明，空心微珠外表呈大小不等球体，少量球体表面存在孔洞缺陷，除玻璃的主要组成外，表面含有少量有机偶联剂；表面存在硅酸钠、硼酸钠等少量可溶性附着物，附着物含量随批次不同有所不同，其中附着物含量过大会对固井水泥浆的性能产生不良影响，其中的可溶性硼含量是影响水泥浆性能的主要因素，固井使用时应对其进行控制。根据目前实验，认为硼砂含量低于0.38%对水泥浆的影响不大，因此尽量选用硼砂含量此范围内的微珠使用。

压裂液与酸化液

可在线施工的反相微乳液聚合物压裂液

何大鹏, 刘通义, 郭庆, 林波, 孙长春

2018, 35(5): 103-108. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.020

摘要(482) PDF (892KB)(182)

摘要:
为了使微乳液/反相微乳液聚合物能够配制用于加砂压裂的凝胶压裂液，以丙烯酸、丙烯酰胺、强亲水单体、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、甲基丙烯酸甲酯、乙烯基磺酸钠等为主要聚合单体，以复合脂肪醇聚氧乙烯醚和环己烷为连续相，反应制备了反相微乳液聚合物——速溶乳液稠化剂BCG-2，其可采用清水和高矿化度盐水配液，配套研发了延缓型弱交联剂，优选了功能助剂，形成了滑溜水压裂液和弱凝胶压裂液配方。利用连续油管测试，该滑溜水压裂液在600 L/min排量下降阻率可达70.9%，并随排量的增大而增大；弱凝胶压裂液受高剪切速率的影响小，并且在150℃、170 s^-1下剪切120 min后黏度保持在80 mPa·s以上；压裂液彻底破胶后呈半透明，无沉淀，表面张力为23.87 mN/m，并且几乎无残渣（3 mg/L以下）；破胶液与延长油田某井原油在4 h内破乳率可达100%。在延长油田某井利用地层返排液在线配制120℃的弱凝胶压裂液并进行了实验性压裂施工，解决了现场压裂存在的诸多难题，对促进压裂改造向简单、高效、重复利用等方向发展具有重大意义。

一种W/O乳化液在海上高温砂岩储层分流酸化中的评价与应用

吴广, 荣新明, 周泓宇, 白冰, 张博, 王春林

2018, 35(5): 109-114,120. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.021

摘要(576) PDF (1425KB)(150)

摘要:
针对目前酸化常用分流剂无法简便有效地应用于海上高温砂岩储层油田酸化作业的现状，研制了一种由活性柴油与地层采出水配制的W/O乳化液分流体系。实验优选出的活性柴油与地层采出水比例为3∶7的乳化液在130℃和170 s-1剪切速率下仍然具有40 mPafs的黏度，单管岩心封堵实验表明，其对模拟水层与油层岩心的封堵率分别为大于80%和小于21.6%，并联双管岩心封堵分流实验表明其对低渗油层的分流率均能达到80%以上，分流酸化物理模拟实验表明，乳状液分流酸化后低渗油层岩心的渗透率增大170%左右，高渗水层岩心的渗透降低60%左右。该技术在南海西部油田矿场应用中取得了日增油103.3 m³/d、含水率降低18.8%的显著增油降水效果，具有较大推广价值。

压裂返排液中瓜胶浓度检测及分子结构解析

斯绍雄, 张珍珠, 王雨, 郭进周, 吴永花, 宫兆波

2018, 35(5): 115-120. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.022

摘要(578) PDF (956KB)(191)

摘要:
压裂返排液中的主要成分是瓜胶，其有效含量的确定以及分子结构的变化对于返排液后续的处理具有指导作用。利用瓜胶的化学性质建立了采用蒽酮比色法检测返排液中瓜胶浓度的方法，建立的标准曲线线性相关性为0.999 2，回收率在96.5%～101.1%之间，方法重现性高，准确可靠。同时利用凝胶色谱（GPC）与飞行时间质谱联用的技术（LC/Q-TOF-MS）解析了压裂返排液中瓜胶的分子量和分子结构的变化过程。结果表明，凝胶色谱测量瓜胶分子量的标准曲线线性相关性为0.995 5，玛湖地区使用的瓜胶的相对分子质量约为84万，随返排时间的增加返排液中大分子瓜胶显著减少，加入氧化破胶剂后瓜胶的B-O键优先断裂，瓜胶生成聚二醇络合物。

完井液

裂缝性致密砂岩气藏入井流体伤害规律

张路锋, 周福建, 辜富洋, 冯炜, 王晋

2018, 35(5): 121-126. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.05.023

摘要(459) PDF (958KB)(164)

摘要:
塔里木克深区块裂缝性致密砂岩储层具有埋藏深，孔隙度、渗透率低，裂缝发育，非均质性强等特征，不经过压裂增产措施难以达到工业开采价值。钻完井以及增产改造过程储层与工作液及其所携带的固体颗粒相接触，容易引起储层渗透率降低，从而导致产能降低。以人工劈缝的储层岩心为评价岩心，使用储层成像测井资料确定岩心裂缝宽度，对裂缝性致密砂岩储层钻井液/压裂液损害进行了评价。实验结果表明，在围压低于4.5 MPa的情况下，模拟裂缝岩心渗透率保持不变，模拟裂缝岩心渗透率与缝宽呈三次方关系；随着裂缝宽度的增加，压裂液伤害程度逐渐减小，但是钻井液伤害程度先增大后减小，存在一个伤害峰值；此外，一步酸可以显著提高裂缝渗透率，解除钻井液/压裂液伤害。该研究对低伤害新型工作液的研发以及储层保护措施的优化具有一定的指导意义。

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

地址： 河北省任丘市燕山南道渤海钻探工程院《钻井液与完井液》编辑部

邮编： 062552

电话：（0317）2725487　2722354

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