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2019年  第36卷  第1期

目录
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2019, 36(1).
摘要:
专论
高密度钻井液加重材料沉降问题研究进展
潘谊党, 于培志, 马京缘
2019, 36(1): 1-9. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.001
摘要:
钻井液的密度对于地层的压力控制至关重要,而流变性和沉降稳定性控制是高密度钻井液技术存在的主要技术难点之一。传统的加重材料,例如API重晶石在高密度钻井液中存在严重的沉降问题,对钻完井作业造成严重影响。不同粒径、形貌和比重的加重材料对改善高密度钻井液的流变性和沉降稳定性有不同的作用。综述了对API重晶石沉降问题的研究现状以及作为替代API重晶石的微粉加重材料的研究进展。国内外的室内研究与现场应用表明,高密度的微粉加重材料可有效解决高密度钻井液的沉降稳定性问题,并且具有降低摩阻、当量循环密度等优点。但是,微粉加重材料也存在固相控制、泥饼清除困难,微粉颗粒团聚的缺点,研究学者针对这些问题已展开大量研究,并提出相应解决办法。
钻井液
改性大豆卵磷脂在水基钻井液中的润滑性能
王兰, 吴琦, 蒋官澄
2019, 36(1): 10-14. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.002
摘要:
利用乳酸和双氧水对天然大豆卵磷脂进行了羟基化改性,改性大豆卵磷脂环保无毒,EC50大于30 000 mg/L,同时改性后大豆卵磷脂在清水、淡水基浆及水基钻井液体系中润滑性能良好。在清水中,加入改性大豆卵磷脂的极压膜强度是国产对比润滑剂PF-Lube和CX-300H的2倍以上,在30 min四球摩擦实验中,0.5%改性大豆卵磷脂摩擦系数在0.1以下,优于国外DFL润滑剂。在4%淡水基浆中,120℃老化前后,加入1%改性大豆卵磷脂淡水基浆EP极压润滑系数降低率达90%,润滑性能优于对比的DFL和PF-Lube润滑剂。在密度为2.0 g/cm3的水基环保钻井液体系中,加入1%改性大豆乱磷脂的体系120℃老化后黏度更低,高温高压滤失量降低50%左右,滤饼黏附系数和极压润滑系数均降低60%以上。最后,利用扫描电镜对极压划痕进行了分析,并利用XPS元素分析揭示了改性大豆卵磷脂润滑机理。整体而言,改性大豆卵磷脂环保无毒,并具有良好的极压润滑性能,在大位移水平井水基钻井液中具有一定应用前景。
基于ABAQUS的裂缝性漏失过程动态模拟研究
陈晓华, 邱正松, 杨鹏, 郭保雨, 王宝田, 王旭东
2019, 36(1): 15-19. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.003
摘要:
裂缝性漏失最为普遍、复杂且难以解决,由于现场难以对其漏失过程进行准确预测,导致目前裂缝性漏失堵漏成功率较低。基于损伤力学原理,利用ABAQUS软件中的cohesive单元模拟漏失过程中裂缝的起裂和扩展,建立了三维地层裂缝性动态漏失模型。通过分析漏失过程中裂缝形态、井周应力及地层孔隙压力的变化情况,得到了裂缝性漏失过程的动态规律。研究结果表明,随着漏失时间的增加,裂缝的开度受扩展压力的影响先降低后逐渐增加;随着裂缝开度的增加,裂缝长度的增长幅度逐渐变缓;漏失裂缝的扩展使得裂缝开口(0°位置)附近井周压应力逐渐下降,在垂直于裂缝开口附近井周压应力逐渐增加;井周附近孔隙压力受钻井液侵入的影响,随着时间的增加逐渐增大。
基于神经网络算法的井下裂缝诊断与堵漏技术
陈曾伟
2019, 36(1): 20-24. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.004
摘要:
在钻井过程中,常常钻遇不同宽度的井下地层裂缝。钻遇裂缝时容易发生钻井液漏失现象,甚至发生钻井液失返现象,严重影响了安全、高效钻井。目前裂缝封堵的方法常存在封堵成功率不高、堵漏承压能力低的问题,其中一个重要的原因是对井下地层的裂缝宽度等特征认识不清。基于地层裂缝产生的岩石力学机理,确定影响裂缝宽度关键的6个力学和工程因素,并利用神经网络计算的非线性、大数据特点建立了井下地层裂缝宽度的分析模型,模型包含输入层、输出层和3个隐藏层。通过该模型诊断井下裂缝宽度,提高了计算精度,平均误差仅为2.09%,最大误差为5.88%,解决钻井现场仅凭经验判断裂缝误差较大和依靠成像测井成本较高的问题。同时根据神经网络模型诊断得到的裂缝宽度优化堵漏材料的粒径配比,提高了裂缝内的架桥封堵强度和架桥的稳定性,封堵层的承压能力达到12.8 MPa,反向承压能力达到4.5 MPa。现场堵漏试验最高憋压10 MPa,经过封堵作业后大排量循环不漏,达到了裂缝性地层高效堵漏的目的,堵漏一次成功。
塔河油田碳酸盐岩储层恶性漏失空间堵漏凝胶技术
李辉, 刘华康, 何仲, 李志勇, 张申申, 李强
2019, 36(1): 25-28. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.005
摘要:
塔河油田10区某些碳酸盐岩储层段缝洞发育,且非均质性强、漏失空间大,常规桥堵技术很难实现有效封堵。聚合物凝胶易充填于漏失通道,通过自身交联强度以及与漏层壁面的黏结性实现有效封堵。以部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)、六亚甲基四胺(HMTA)、对羟基苯甲酸甲酯(NIPAGIN)为核心处理剂,研制出了储层用抗高温堵漏凝胶。通过性能评价可知:该抗高温堵漏凝胶表观黏度在40~45 mPa·s范围内,140℃下成胶时间在4~10 h内可控;利用裂缝钢铁岩心(长5 cm)进行封堵能力评价,凝胶可有效封堵2~5 mm缝隙,封堵压力可达2.5 MPa,并在18 d内保持良好的封堵能力,22d后可实现自破胶返排;使用破胶剂可进一步提高破胶效率,在8 h内实现凝胶解除。该堵漏凝胶既可实现高效封堵,又能有效解堵,对储层段恶性漏失有着广泛的应用前景。
强封堵钻井液体系在河南页岩气钻井中的研究和应用
袁青松, 冯辉, 张栋, 李中明, 代磊, 董果果
2019, 36(1): 29-35. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.006
摘要:
河南中牟和温县页岩气区块在直井钻井过程中频繁出现坍塌掉块、井径扩大等井下复杂,通过对储层地质特征以及老井钻井液体系测试分析,造成此现象的主要原因为钻井液封堵性不足。因此基于抑制水化、加强封堵两方面开展钻井液研究,优选封堵剂HSM、HGW和抑制剂HAS,形成一套强封堵、强抑制钻井液体系,并对体系性能进行了测试。室内测试结果表明,该钻井液体系性能优良,100℃老化72 h仍具备较好的流变性;对泥页岩钻屑热滚回收率高达98.5%,10 h线性膨胀率仅为2.34%;封堵性能好,6 h API和HTHP滤失量分别为7.8 mL和9 mL;还具备较强的抗污染能力。现场应用后基本未发生坍塌掉块、井壁失稳现象,井径扩大率从21%降至6%,说明该钻井液体系能够满足该区块的钻井工程需要。
HT2井三开水基钻井液CO32-和HCO3-污染处理工艺
祝学飞, 孙俊, 徐思旭, 刘皓枫, 査凌飞
2019, 36(1): 36-40. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.007
摘要:
HT2井三开φ311.1 mm井眼4 513~5 785 m井段在钻进、中途完钻过程中,因和田河气田主产层东河砂岩段与非产层奥陶系灰岩、云岩碳酸盐地层持续释放阴离子,水基钻井液被CO32-和HCO3-污染周期长达140 d,该阶段滤液Ca2+浓度始终为零;因地层破碎前期出现三次卡钻事故,需钻井液保持高黏度、切力(漏斗黏度为120~150 s、切力为(4~5)/(15~25) Pa/Pa),将地层掉块及时有效带出,在二者相结合的条件下,钻井液出现脱气困难、泥浆泵上水困难问题,流变性难以控制,后期深井高温段遭遇无任何资料介绍的钻井液呈低温果冻状形态。前期通过引入生石灰、氯化钙、有机盐和纳米乳液,后期在未使用稀释剂的前提下通过高浓度磺化胶液、碱液进行维护调整,较好地控制了钻井液的流变性,保证了工程安全钻井,实现了预期地质目标。
准噶尔盆地南缘高性能水基钻井液研究及应用
舒义勇, 孙俊, 陈俊斌, 祝学飞, 查凌飞
2019, 36(1): 41-45,50. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.008
摘要:
准噶尔南缘安集海河组地层压力系数高,伊/蒙黏土含量高。钻井过程中普遍存在钻头泥包、井壁垮塌、钻井液的膨润土含量值增长快、性能稳定周期短等技术难题,常规井用的高性能钻井液不能满足该地层安全钻井的需要。开展了南缘山前构造井的强抑制高性能水基钻井液研究,评价了胺基抑制剂SIAT、胺基硅醇HAS和键合剂HBA三者的协同抑制性能和两种微纳米封堵剂的封堵性能。通过正交实验,形成了一套强抑制高性能水基钻井液体系,对体系的抑制性、抗污染能力和抗温性能进行了评价。现场应用表明,强抑制高性能水基钻井液性能稳定,钻井过程中无钻头泥包现象,钻屑代表性好,井壁稳定,电测和下套管作业安全。
油基钻井液润湿剂评价新方法
李炎军, 胡友林, 吴江, 张万栋, 廖奉武, 岳前升
2019, 36(1): 46-50. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.009
摘要:
润湿剂是油基钻井液关键处理剂之一,目前尚未建立油基钻井液润湿剂评价标准。针对现有油基钻井液润湿剂评价方法的不足,基于油相塑性黏度、重晶石颗粒在油相中沉降速率、重晶石颗粒在油中的沉降体积等参数,建立了一种新的简单易行的油基钻井液润湿剂评价方法。选用了3种油基钻井液润湿剂A、润湿剂B及润湿剂C进行了润湿性能评价,基于以上评价参数,润湿剂的润湿性能优劣顺序依次为润湿剂C、润湿剂A和润湿剂B。为进一步验证所建立的油基钻井液润湿剂评价方法的可行性,通过实验评价了以上3种润湿剂的接触角以及加入以上3种润湿剂后油基钻井液的性能,研究结果表明,所建立的新的评价方法能有效评价油基钻井液润湿剂的润湿性能。
抗高温改性淀粉FSL在高温井段的现场应用
杨超, 杨国兴, 周成华, 王晨, 赵凯强
2019, 36(1): 51-54. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.010
摘要:
抗高温改性淀粉FSL综合性能的充分发挥得益于性能优异的聚合单体、单体分子量的控制、位阻基团的贡献以及吸附水化基团的作用,为改性淀粉提供了性能保障。为了验证抗高温改性淀粉FSL的抗温性能,将该产品应用于CSH1井和AF1井高温井段。CSH1井应用井段为8154~8380 m,井底温度为187℃。在加入2%产品充分循环后,钻井液黏度基本保持不变,且高温高压滤失量明显降低。AF1井应用井段为5713~5810 m,井底温度146℃。在加入1%产品充分循环后,高温高压滤失量有较大降低,且对流变性无影响。在2口井的高温井段均表现出优异的降高温高压滤失性能及高温稳定性。抗高温改性淀粉FSL系列产品表现良好的实际应用效果,具有广阔的应用前景。
土库曼斯坦尤拉屯地区复杂盐膏层钻井液技术
朱思远, 邓明毅
2019, 36(1): 55-59. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.011
摘要:
土库曼斯坦尤拉屯地区高压盐水盐膏层钻井过程中钻井液性能调控难度大,井漏问题突出。结合高压盐水盐膏层地质工程特征,通过分析高密度钻井液在高温及高钙污染环境下性能调控及防漏堵漏技术难点,开展了高密度钻井液体系和防漏堵漏剂配方及应用技术研究。基于现有的高密度饱和盐水体系,通过高钙污染抑制剂的引入和配套处理剂的优选,形成抗高温高钙的高密度钻井液。室内评价和现场应用表明,该体系抗温可达140℃,抗钙可达40 000 mg/L。解决了大段膏盐地层条件下的钙污染问题。应用降低循环压耗的高密度钻井液技术和随钻防漏技术相结合,使用高浓度桥塞堵漏技术较好地解决了井漏及安全密度窗口窄的难题,应用效果显著。
抗高温高密度钻井液在印尼LOFIN-2井的研究和应用
骆小虎
2019, 36(1): 60-64. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.012
摘要:
LOFIN-2井是部署在印尼东部塞兰岛的一口重点探井,垂深为5861 m,为印尼陆上最深井。该井高温高密度井段预测井温为150~180℃,密度为2.10~2.16 g/cm3,发育裂缝性页岩、含高压盐水层,易发生诱导性井漏和盐水侵,并且发育粉砂质泥岩,易分散造浆使抗高温高密度钻井液的流变性难以控制。针对LOFIN-2井高温高密度和地层特点,提出了钻井液设计性能参数,并进行现场验证,从抵抗温度对钻井液性能破坏出发,优选抗温处理剂,研制出一套抗温180℃、密度2.10~1.26 g/cm3的水基钻井液体系,该体系在现场应用性能稳定,配制维护简单,应用效果良好,为该区块后续高温高压钻井液体系提供了一种选择。
高密度水基钻井液在小井眼水平井中的应用
王信, 张民立, 庄伟, 田增艳, 王志彬, 白冰, 钟新新
2019, 36(1): 65-69. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.013
摘要:
狮49H1井位于青海油田柴达木盆地英西地区狮49井区,钻探目的是为了提高狮49井区背斜构造部位产能,扩展E32-V油组产能规模,进一步了解狮子沟油田E32油藏油气富集规律,为储量计算提供参数。三开储层井段优选BHWEI钻井液体系,解决了钻井液在小井眼高密度条件下环空压耗大、悬浮稳定性、流变性、窄窗口、抗污染能力难以控制、井控风险高等难题。完钻井井壁稳定,平均井径为159.88 mm,井径扩大率为4.9%。应用钻井液密度为2.10 g/cm3,创英西区块水平井使用钻井液密度最高记录,水平段钻进无托压现象,起下钻无阻卡,完井作业顺利,该井获高产工业油流,体系具有良好的储层保护特性。
固井液
低返速固井对油井水泥浆性能的影响
徐力群, 张兴国, 王银东, 金也, 丁辉, 刘增, 刘开强, 郭小阳
2019, 36(1): 70-76. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.014
摘要:
针对塔里木油田库车山前超高压气井四开、五开尾管低返速固井水泥浆在注替过程中流动速度低、升温速度慢、可能影响其水化反应速度的问题,研究了低返速固井条件所致低搅拌速度对其超高密度水泥浆性能的影响及其作用机理。研究结果表明,在低返速固井条件下:水泥浆的水化反应速度及进程放缓,致使其稠化时间大幅延长,为此更容易导致封固段顶部水泥浆超缓凝的问题;悬浮稳定性基本不受影响,甚至有一定的改善;14 d抗压强度小幅降低,但28 d抗压强度基本不受影响;从而为国内外类似区块固井合理优选水泥浆体系、减少缓凝剂用量、降低水泥浆配方调试难度、减少封固段顶部水泥浆超缓凝的问题提供了新的理论依据和技术手段。
-18℃下冻土区负温水泥浆水化微观过程研究
刘浩亚, 鲍洪志, 赵卫
2019, 36(1): 77-81. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.015
摘要:
极地冷海地区具有重要的油气勘探开发价值,但常规固井水泥浆液相水分在该地区负温环境下会分凝结冰,水化反应无法进行,导致固井工作难以开展。为此,针对极地冷海冻土区负温环境下固井水泥浆不凝固难题开发了一种负温水泥浆体系,并对比研究了其在-18℃和室温环境下水化反应微观产物的区别。实验结果表明:该体系具有优良的负温固化性能,在-18℃下0.5~3 h内固化,24 h抗压强度达3.5~9 MPa,可有效解决负温条件下常规水泥浆不固化无强度难题;微观成分测试发现,-18℃下冻土区负温水泥浆的水化程度较室温下低,但水化产物中Aft含量较室温下高,这对水泥石的机械性能起到了积极作用。
固井用润湿反转剂的研究与应用
张福铭, 赵琥, 代丹, 王雪山, 刘梦涛
2019, 36(1): 82-86. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.016
摘要:
注水泥前将黏附在环空界面上的油基钻井液和油膜清除,并将井筒内油基钻井液与隔离液的混合液转变成水润湿体系,是提高固井质量的关键因素,为此笔者研发了针对油基钻井液用润湿反转剂PC-W31S和PC-W25L,其加量范围为:PC-W31S为0.5%~1.0%(占水的质量百分数)、PC-W25L为5%~10%(占水的质量百分数),并探讨了其作用机理;重点研究了该润湿反转剂对隔离液水润湿能力的影响,2者相互促进,复配使用。评价结果表明,以PC-W31S和PC-W25L为主剂的隔离液占混合液(油基钻井液与隔离液)的体积分数不大于50%,可使混合液从油连续相完全转变为水连续相;该隔离液冲洗黏有油基钻井液的转子,冲洗效率达80%以上,冲洗后的界面为水润湿;且与油基钻井液、水泥浆的流变相容性良好,对水泥浆稠化时间和抗压强度的影响均在可控范围内。该产品在LD8-1-7井成功应用,并中标东南亚某固井项目。
涠洲K油田复杂工况旋转尾管固井技术
李中, 郭永宾, 管申, 刘智勤, 彭巍
2019, 36(1): 87-92. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.017
摘要:
南海西部的北部湾盆地涠洲K油田X1井是一口工况较为复杂的定向井,存在井斜大、裸眼段长、高温、储层压力衰竭带来的异常低压,同时具有较高的气油比等因素共同作用,给固井作业带来极大的挑战。由于φ177.8 mm尾管与φ215.9 mm井眼环空间隙较小,如果采用常规静态尾管固井技术固井顶替效率偏低,将会导致井下漏失和无法压稳地层,引起气窜,造成压力衰竭和高温目的层位的固井质量难以满足后期射孔开采的要求。为了保证复杂工况下油气水层间良好封隔,该井选择使用旋转尾管下入固井技术和抗高温早强防气窜水泥浆体系,同时优选新型油基钻井液冲洗液和隔离液,有效清洁滤饼,并且实现胶结面的润湿反转;使用软件对尾管旋转扭矩进行精确模拟和提高尾管下入居中度,完成了压力衰竭和高温目的层φ177.8 mm尾管固井作业。采用高清扇区水泥胶结测井仪器进行SBT扇区水泥胶结测井结果表明:油气水层实现了良好的层间封隔,全井段固井质量优,较邻近区块的K2井有了明显的改善,满足了后续射孔开采的要求。
裸眼事故复杂高压气井注侧钻水泥塞技术
党冬红, 宋元洪, 吴永超, 王冲, 韩革委, 吴晋波, 尹璐
2019, 36(1): 93-96. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.018
摘要:
SBC-200井是委内瑞拉东部油气田的一口复杂油气井,三开φ244.5 mm技术套管下深4864 m,四开φ215.7mm井眼钻至4945.12 m卡钻,多种方法处理未解卡,套铣爆破松扣,鱼顶深度4897.56 m。使用的油基钻井液体系密度为1.415g/cm3时发生油气侵,密度为1.44 g/cm3时建立井下压力平衡,当量密度1.49 g/cm3发生井漏。为了完成钻井进尺,对鱼顶以上35.53 m裸眼井段实施水泥回填侧钻。固井采用高致密、高强度、低失水水泥浆,复合功能前置液体系及相应工艺技术措施,完成注水泥塞作业,满足侧钻质量要求。
一种大温差弹韧性水泥浆
高元, 杨广国, 陆沛青, 桑来玉, 刘学鹏, 刘仍光
2019, 36(1): 97-101,108. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.019
摘要:
长封固段大温差气井固井面临水泥浆顶部易超缓凝,水泥环易发生密封失效致环空带压等问题。通过研选抗高温大温差缓凝剂和降失水剂,可满足170℃以低100℃温差水泥石强度发展要求;优选抗高温弹韧性材料,降低水泥石脆性,增强水泥石弹韧性。研制出大温差弹韧性水泥浆体系,密度在1.50~2.20 g/cm3范围内可调,水泥浆流变性好,API失水量小于50 mL;50℃温差下密度为1.50 g/cm3低密度水泥石72 h抗压强度可至11.5 MPa,60℃温差下密度为2.20 g/cm3水泥石72 h抗压强度可至15.3 MPa,70℃温差下密度为1.88 g/cm3水泥石抗压强度达17.7 MPa,且水泥石弹性模量均小于7 GPa,抗折强度大于3.5 MPa;水泥环密封完整性评价显示,水泥环可满足90 MPa压力30轮次加卸载密封要求。该大温差弹韧性水泥浆体系在西北油田分公司顺北4井φ193.7 mm+φ206.4 mm尾管回接固井中成功应用,一次封固段长5693 m,上下温差约105℃,固井质量优质,为其他超长封固段气井固井提供成功范例。
压裂液与酸化液
新型CO2压裂用增稠剂的增稠性能及机理
李强, 王彦玲, 李庆超, 王福玲, 原琳, 柏浩
2019, 36(1): 102-108. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.020
摘要:
为了改善CO2压裂液的黏度,需要加入适合该体系的增稠剂,笔者以八甲基环四硅氧烷与四甲基四乙烯基环四硅氧烷为原料,六甲基二硅氧烷为封端剂,五甲基二硅氧烷为支链添加剂,四甲基氢氧化铵与氯铂酸为催化剂合成了一种支链聚硅氧烷CO2增稠剂,并对该增稠剂的结构进行红外光谱(FT-IR)分析。此外,对加入支链聚硅氧烷增稠剂的CO2压裂液的性能进行了研究。结果表明,在20℃、7%的加量下,加入相同分子量的聚二甲基硅氧烷CO2压裂液的黏度为1.66mPa×s,而加入硅氧烷增稠剂CO2压裂液的黏度为6.67 mPa×s,硅氧烷增稠剂增稠效果明显;CO2压裂液的黏度随着增稠剂浓度的增加而显著改善,增稠剂的浓度在1%~3%时,随压力从8 MPa升高到14 MPa,含支链聚硅氧烷增稠剂的CO2压裂液黏度升高明显。然而,压裂液的黏度随温度的增大明显降低。新型支链聚硅氧烷增稠剂比聚二甲基硅氧烷的增稠效果明显优异,与国外产品的增黏效果相差较小。同时提出了聚硅氧烷对CO2压裂液的增稠机理。
一种新型温控变黏酸体系的研究
刘通义, 王锰, 陈光杰, 戴秀兰
2019, 36(1): 109-114. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.021
摘要:
根据地层温度随深度升高而升高的特点,以聚合物与表面活性剂Biggs三阶段模型为理论基础,由BCG-5稠化剂、HB-2缓蚀剂、NC-1活性剂构成了一种变黏酸体系,该体系低温低黏度,随温度升高表观黏度增大。对比了不同稠化剂浓度的增黏能力,测试了活性剂含量对体系温控变黏性能的影响,优选了缓蚀剂的型号与含量。结果表明,室温下该体系的表观黏度为29 mPa×s,在90℃下加热20 min后表观黏度逐步上升到250 mPa×s,100℃下仍具有变黏能力,缓蚀率可达到90.1%,与岩屑反应后表观黏度下降至5 mPa×s,表面张力为20 mN/m,有利于提高施工的供液能力、降低摩阻、深部酸化及酸压。
吸附型缓速酸体系的开发与应用
李泽锋, 王改红, 姬随波
2019, 36(1): 115-119. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.022
摘要:
针对目前常规酸液体系反应速度快,有效作用距离短,刻蚀效果差等问题,研究了一种吸附型缓速酸体系。该体系通过缓速剂中阳离子疏水基团吸附在岩石表面,形成保护膜将酸液中H+隔离,延缓酸岩反应时间,提高酸蚀裂缝长度及非均匀刻蚀程度。进行了酸液、添加剂加量优化,得到缓速酸体系配方。性能评价结果表明,该体系缓速率为91.2%,缓蚀率为99.6%,缓速酸与岩石反应形成了较明显的沟槽且导流能力随闭合压力升高降幅较小,缓速效果明显。该体系在苏里格地区得以成功应用,单井产气量是相邻井产量的5倍左右,改造效果显著。
页岩气井用乳液型超分子压裂液制备与应用
张晓虎, 于世虎, 周仲建, 孙亚东, 李嘉
2019, 36(1): 120-125. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.023
摘要:
为满足页岩气高效化、清洁化生产的需求,采用反相乳液聚合制备乳液状疏水缔合聚合物ASNP,与自制增效剂SD-Z复配形成页岩用乳液型超分子压裂液SMF-1。该体系满足现配现用需求,无需额外添加剂,仅改变加量就能实现滑溜水、线性胶、胶液的自由切换。SMF-1滑溜水体系具有优异的降阻效果,0.08%加量下对清水和返排液的降阻率在70%左右,抗盐能力高达10000 mg/L。SMF-1胶液体系具有良好的耐温抗剪切性能,0.6%的SMF-1胶液在110℃、170 s-1下剪切120 min,黏度始终保持在120 mPa·s以上。SMF-1压裂液属于低黏高弹流体,具有良好的携砂性能,其破胶液黏度低于1.5 mPa·s,残渣含量仅为12.8 mg/L,对岩心伤害率低至11.8%。现场应用切换方便,性能稳定,加砂强度高于同井邻段和邻井同段。
完井液
塔里木克深致密砂岩气藏基质钻井液伤害评价
张路锋, 周福建, 张士诚, 汪杰, 王晋
2019, 36(1): 126-132. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.01.024
摘要:
塔里木克深致密砂岩气藏储层基质致密,发育微纳米孔喉,毛管力作用明显,在钻井过程中受到钻井液侵入从而受到伤害,导致油气藏产能降低。常规稳态方法评价低渗致密储层钻井液伤害驱替压差大、稳定时间长,评价效率低。因此,在瞬态压力传导法的基础上建立渗透率数学模型,并使用拉氏变换对模型进行求解。基于模型的解,使用压力传导渗透率仪定量分析了钻井液对克深致密砂岩基质的伤害规律。实验结果表明,油基钻井液平均伤害率为31.24%,水基钻井液平均伤害率为23.67%。该研究成果为评价入井流体伤害提供新的思路。