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2019年  第36卷  第5期

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2019, 36(5).
摘要:
专论
压裂支撑剂新进展与发展方向
光新军, 王敏生, 韩福伟, 耿黎东
2019, 36(5): 529-533,541. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.001
摘要:
压裂支撑剂是油气储层改造中用来支撑压裂人工裂缝的一种关键材料,是提高压裂成功率和大幅提高改造效果的关键。国外近年来研发了一系列新型支撑剂,值得我们学习借鉴。笔者分析了压裂支撑剂的应用现状,总结了压裂支撑剂的最新进展及现场实验情况,包括高强度低密度支撑剂、高导流支撑剂、多功能支撑剂和智能支撑剂。结合我国油气勘探开发趋势,提出了压裂支撑剂的科技攻关和技术发展方向。围绕这些方向进行研究,尽快形成适应于我国油气储层的压裂支撑剂技术,对于提高油气产量,保障国家能源安全具有重要意义。
钻井液
新型壳聚糖-邻苯二酚化学固壁剂合成与性能评价
汤志川, 邱正松, 钟汉毅, 郭保雨, 王旭东, 郑杨
2019, 36(5): 534-541. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.002
摘要:
泥页岩地层井壁不稳定是物理因素和化学因素共同作用的结果,基于多元协同井壁稳定理论,加强物理封堵和化学胶结是钻井液稳定井壁作用的重要技术措施。笔者以壳聚糖、含有邻苯二酚结构的聚合物为单体,采用席夫碱-还原反应方法制备出一种新型化学固壁剂SDGB,并对其性能进行实验研究。实验结果表明,SDGB分子中含有芳环结构和邻苯二酚、胺基等官能团,可与金属离子发生螯合作用,形成稳定的共价键,其相对分子质量约3万。采用搭接抗剪强度测试、页岩滚动分散实验、岩心单轴抗压实验、扫描电镜分析等实验方法评价了其化学固壁特性。结果表明,SDGB具有较好的化学胶结作用,可提高岩样在水中的搭接抗剪强度,增强岩样浸泡后的抗压强度,有效抑制泥页岩水化分散;SDGB可胶结岩样微孔隙、微裂缝中的松散矿物,从而对其进行有效封堵、固结;以化学固壁剂SDGB为关键处理剂,优化出了一套水基钻井液配方,体系在130℃、16 h热滚前后流变性能、滤失性能稳定。
碳纳米点材料的分散行为与机理研究
王兰, 陶怀志, 姚诗余
2019, 36(5): 542-547. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.003
摘要:
在钻井过程中,页岩具有极低的渗透率和极小的孔喉尺寸,容易导致地层漏失和井壁不稳定等问题。近年来,纳米材料被广泛应用于制备钻井液纳米封堵剂以封堵页岩孔喉,阻止液相侵入地层,维持井壁稳定。以柠檬酸固体粉末、乙二胺为单体,采用水热合成法制备了一种新型的碳纳米点材料。利用多种分散手段对碳纳米点材料在水中的分散性进行优化,并深入研究其分散机理。实验结果表明,碳纳米点材料在碱性水介质中具有优良的分散性,采用简单的机械搅拌和超声就能使其在水介质中完全分散。同时,碳纳米点材料在基浆中仍具有良好的分散性。该研究为碳纳米点作为页岩气水基钻井液用纳米封堵剂提供了理论基础与实验依据。
耐240℃高温水基成膜钻井液的室内研究
李颖, 谭现锋, 韩炜超, 李铠君, 郭明义
2019, 36(5): 548-554. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.004
摘要:
为解决深井井壁失稳及钻井液流变性不稳定、滤失量大的问题,通过引入无机成膜剂和有机成膜助剂稳定井壁,研发出一套耐240℃高温水基成膜钻井液体系。通过正交实验优选体系配方,利用光学显微镜观察页岩表面成膜,通过页岩热滚回收实验、泥球浸泡测试实验、高温高压滤失测试、粒度分析、扫描电镜等测试对钻井液的页岩表面成膜特性、抑制性、流变性能和滤失量进行了室内研究。结合泥饼微观形貌特征进行理论分析,完成了钻井液性能评价,获得了性能稳定的耐高温成膜钻井液配方。结果表明,在240℃下体系流变性能稳定、动切力合理,滤失量低(240℃老化后API滤失量为5.6 mL,200℃高温高压滤失量为14 mL),泥饼薄韧,成膜性能好,且具有良好的抑制性和封堵能力,有望在深井或高温地热钻探施工中应用。
页岩气油基钻井液体系性能评估及对策
王建华, 张家旗, 谢盛, 闫丽丽
2019, 36(5): 555-559. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.005
摘要:
油基钻井液已成为开发页岩气水平井的关键技术之一,具有稳定井壁和保持井眼清洁的功能。通过评价中石油川渝地区油基钻井液体系的流变性、封堵性、固相含量和稳定性等性能,并结合这些井的井下复杂情况原因分析,得出封堵性是保持井壁稳定的关键,提高钻井液φ6值和排量可以改善井眼清洁,有害低密度固相含量的增加是导致钻井液性能恶化的主要原因。针对井壁失稳、井眼清洁和性能维护等问题,建立了纳-微米封堵评价方法,确定了有害低密度固相含量计算方法,并形成了页岩气油基钻井液技术规范,有望为页岩气水平井的开发提供技术支持。
基于线性回归的油基钻井液有害低密度固相含量计算方法
张家旗, 王建华, 魏风奇, 闫丽丽
2019, 36(5): 560-563. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.006
摘要:
随着页岩气大规模开发,高密度油基钻井液应用越来越广泛。在钻井过程中,小颗粒钻屑将不断进入油基钻井液中,极大地影响了钻井液的性能,目前的研究缺乏计算油基钻井液中钻屑含量的方法。在GB/T 16783.2《石油天然气工业钻井液现场测试第2部分:油基钻井液》中只规定了低密度固相含量的计算方法,并未对有用低密度固相和有害低密度固相进行有效区分。通过对比井浆和室内新配浆的固相含量,利用线性回归得出了一种有害低密度固相含量计算方法,并以现场钻井液为例进行校核,通过线性回归的方法,计算得到的固相含量与实测固相含量相差较小,误差小于3%,可以更精确地计算出有害固相含量,给油基钻井液的性能维护提供了重要的标准。该方法计算简便、误差小,具有较高的现场应用价值。
涪陵焦页18-10HF井水平段高性能水基钻井液技术
赵素娟, 游云武, 刘浩冰, 周超群, 陈长元, 罗志刚
2019, 36(5): 564-569. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.007
摘要:
焦页18-10HF井是中石化在涪陵页岩气田部署的一口开发井,完钻井深4560 m,水平段长度1378 m。该工区三开井段页岩脆性矿物含量高,微纳米级孔隙裂缝和层理发育,一直使用油基钻井液应对井下复杂情况。针对龙马溪五峰组页岩裂缝发育等特性,通过核心处理剂端胺基聚醚抑制页岩表面水化,植物油酰胺极压减摩剂有效润滑减阻,纳米封堵封固,构建了JHGWY-1高性能水基钻井液,页岩滚动回收率大于98%,极压润滑系数0.16,钻井液封堵泥饼承压超过10MPa,满足龙马溪五峰组页岩微裂缝发育、脆弱胶结面对封堵封固及水平段润滑减阻要求。该体系首次在涪陵工区的焦页18-10HF井三开井段代替油基钻井液,在设计垂厚10 m、实钻8~10 m的五峰组中顺利穿行,起下钻畅通,钻完井顺利。该体系表现出良好的流变性、低滤失量和稳定页岩井壁能力,完井作业顺利,满足了该井三开钻完井工程需要。
莺琼盆地抗高温高密度水基钻井液
廖奉武, 李坤豫, 胡友林, 何芬, 李炎军, 岳前升
2019, 36(5): 570-574. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.008
摘要:
莺琼盆地地温梯度高,压力系数大,安全密度窗口窄,抗高温高密度钻井液技术是其高温高压地层钻井面临的主要技术难题之一。对该区块现用水基钻井液进行性能分析,通过对钻井液性能进行优化,构建了莺琼盆地高温高压段水基钻井液。该钻井液体系在200℃热滚16 h后的黏度为39 mPa·s,动切力为7 Pa,高温高压(200℃、3 MPa)沉降因子为0.512,高温高压滤失量为8.6 mL,高温高压砂床滤失量为14.4 mL,在4 MPa被CO2污染后黏度为43 mPa·s,动切力为9 Pa,API滤失量为4.5 mL,高温高压滤失量为13.6 mL。研究结果表明,该体系的流变性、沉降稳定性、高温高压滤失性、封堵性及抗酸性气体CO2污染性能均优于莺琼盆地现有高温高压段水基钻井液体系。
钻完井液静态沉降稳定性评价方法
李家学, 蒋绍宾, 晏智航, 回海军, 陈林, 崔长颢
2019, 36(5): 575-580. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.009
摘要:
钻完井液在长期高温静止条件下有可能发生严重沉降,导致下管柱遇阻或开泵困难,增加钻完井作业风险,因此有必要对钻完井液在高温静止下的沉降稳定性进行探讨。国内外学者对钻完井液沉降稳定性进行了广泛研究,目前国内外对钻完井液在高温静止条件下沉降稳定性的评价没有统一的方法。调研了国内外9种方法,综合分析选出了落棒法、沉降因子法、针入式沉实度测定法和静态稳定分层指数法4种方法对水基完井液进行沉降稳定性能评价。实验研究结果表明,静态稳定分层指数所测SSSI值与底部密度相关系数高达0.97以上,能够比较准确地判断完井液沉降稳定性沉降程度;针入式沉实度测定法所测结果只能判定完井液沉降趋势,无法定量评价完井液实际沉降程度;沉降因子法只适合评价分液率较低钻完井液沉降稳定性;落棒法只能粗略判断完井液沉降稳定性。
应用数值模拟软件探究动滤失影响因素
孙玉学, 李城里, 白相双, 张立春, 赵景原, 郭春萍
2019, 36(5): 581-586,593. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.010
摘要:
利用数值模拟软件,模拟地层条件下钻井过程中的钻井液动滤失情况,研究了滤失时间、滤液黏度、压差、内泥饼渗透率、外泥饼渗透率对滤失量的影响。模拟结果表明,当地层渗透率为100 mD,外泥饼渗透率小于0.01 mD时,90%以上的压力被外泥饼消耗,外泥饼是控制滤失量的主要因素;当外泥饼渗透率大于0.1 mD时,外泥饼消耗的压力低于总压差的55%,内泥饼及原始地层的渗透率对钻井液的动滤失也有较大的影响。在模拟条件下,压力很快会传递到地层边界,随着时间的变化,地层中相同位置的地层压力逐渐增加,但增加的幅度很小,滤失速率基本为一定值。从模拟结果可以看出,滤失量与滤失时间、压差成正比,与钻井液滤液黏度成反比,同时,滤失量随着外泥饼渗透率的增加而增加,但2者不呈线性关系。
生态钻井液研制及其盐碱地改良效果研究
蒲磊, 许明标, 王朝飞, 陈侃, 周姗姗
2019, 36(5): 587-593. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.011
摘要:
随着我国对西北部勘探开发力度的增加,同时对环保的要求也越来越严格,而传统处理工艺并不能使废弃钻井液达到低污染、低伤害的目的。针对废弃钻井液的污染问题,结合新疆多盐碱地的实际情况,利用盐碱土壤作为钻井液后期处理的场所,在基于天然材料的基础上研制了生态处理剂JH1、JH2、JH3,并开发出一套生态钻井液体系JH。并系统地评价了该体系的流变性、抗污染性、润滑性、抑制性和环保性能。实验结果表明,120℃下生态钻井液体系JH具有良好的流变性,API滤失量为3.4 mL,岩屑回收率为72.6%,线性膨胀率为11.54%,润滑系数为0.1058,具有较好的抗污染性能,能满足常规钻井的需要。生态钻井液环保性能较好,EC50为89 600 mg/kg,BOD5/CODCr为25.9%,易生物降解,重金属含量低于最低限值,满足排放限制标准。经过有机酸中和后施加在盐碱土壤上,有效改善了土壤的理化性质,土壤含盐量降幅达54.3%,pH值恢复至6.85,有机质含量增加了49.7%,N、P、K含量增幅59.25%~113.82%。
一种无氯盐环保型强抑制水基钻井液体系
罗健生, 蒋官澄, 王国帅, 董腾飞, 贺垠博, 李斌
2019, 36(5): 594-599. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.012
摘要:
为减少油气资源勘探与开发过程中钻井液对周围环境的污染与生态系统的破坏,实现"绿色"钻井,并尽可能提高钻井液性能,笔者采用研制的包被剂、仿生固壁剂等与优选的处理剂进行复合,研发出了一套无氯盐环保型强抑制水基钻井液体系。室内研究结果表明,该体系在热稳定性、抗污染能力、抑制性能等方面表现优异,在120℃下连续热滚72h后钻井液性能稳定,可抗土粉污染达10%,抗钙侵0.8%,抗盐侵30%,页岩岩屑滚动回收率高达98.5%,抑制性评价结果优于PHPA/KCl体系。该体系能够满足常规环保评价指标,同时避免了使用氯盐,减轻对土壤结构、植物生长和地下水产生的负面影响。半数有效浓度EC50小于106 mg/L,易生物降解比值BOD5/CODCr为0.633,重金属含量远低于标准值,因此,无生物毒性,可降解,可排放。实验数据和评价结果均表明,该体系是一种既能满足钻井工程需求又能保护生态环境的新型水基钻井液体系,有较好的应用前景。
一种预测钻井液产生泥球的室内实验方法
王淑仪, 许明标, 由福昌, 邓聪, 汪夯志
2019, 36(5): 600-604. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.013
摘要:
钻遇某些软泥岩地层时,钻井液上返过程中易形成泥包现象。为了预测钻井过程中所采用的钻井液是否会产生泥球,通过评价钻井液性能的常用设备,利用含水岩屑颗粒和一定粒径的钢球以及滚动老化模拟在井下岩屑随流体运动的过程,提出了具体的实验参数,建立了一种系统评价泥球产生情况的方法。实验结果表明,该方法可以对不同类型的钻井液在即将使用的过程中泥球产生情况进行预测。实验结果与现场实况相符,得到所试用的水基体系易产生泥球的条件为:滚动时间为20 min,目标温度为90℃;所试用油基体系易产生泥球的条件为:滚动时间为30 min,目标温度为120℃;同时该方法得到的实验结果还可作为优化钻井液性能的依据,提高钻井过程中的作业效率和安全性。
固井液
油井水泥浆高温悬浮稳定剂的开发及性能研究
刘湘华
2019, 36(5): 605-609. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.014
摘要:
针对油井水泥浆高温沉降失稳问题,引入疏水单体N-十四烷基丙烯酰胺,制备了一种高温悬浮稳定剂,并测试了稳定剂的热增黏性能,分析了热增黏机理。综合评价了高温悬浮稳定剂对油井水泥浆沉降稳定性、流变性能、稠化性能和水泥石抗压强度的影响。结果表明,高温悬浮稳定剂通过分子间疏水缔合作用增加高温水泥浆的黏度;稳定剂的适用温度为60~150℃,最佳加量为0.15%;控制水泥石的密度差在0.025 g/cm3以内,具有非常良好的防沉降性能;稳定剂保证水泥浆的稠度系数变化很小,在4.441~5.760 Pa·sn范围内,保证水泥浆浆体稠度稳定;稳定剂对水泥石强度影响较小,水泥石强度满足固井施工要求。
耐高温抗盐固井降失水剂的制备及性能研究
夏修建, 于永金, 靳建洲, 徐明, 刘硕琼
2019, 36(5): 610-616. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.015
摘要:
针对目前聚合物降失水剂耐高温性能不佳、抗盐能力差以及低温增黏、高温稀释严重的问题,通过在分子结构上引入特殊阳离子功能单体,采用自由基水溶液聚合方法,制备了一种抗温可达210℃的两性离子型耐高温抗盐降失水剂DRF-4L。采用红外光谱、热失重分析以及环境扫描电镜对聚合物分子结构和耐温性进行了表征,并对其应用性能进行了评价。结果表明,DRF-4L适用温度范围广(30~210℃),降失水性能优异;210℃(BHCT)时,掺4% DRF-4L的水泥浆API失水量为42 mL;抗盐能力强,可使饱和盐水水泥浆API失水量控制在50 mL以内;此外,DRF-4L低温不增稠、高温弱分散,对改善水泥浆初始流变性能和提高水泥浆高温稳定性具有明显优势;含DRF-4L的水泥石早期强度发展快,90℃下12 h抗压强度高于14 MPa,且后期强度发展正常。同时,以DRF-4L为主剂的低密度、常规密度、高密度水泥浆以及胶乳水泥浆体系等综合性能良好,能够满足高温深井超深井的固井技术需求。
海上超高温高压探井弃井水泥塞技术
李祝军, 韩成, 魏安超, 刘贤玉, 杨玉豪
2019, 36(5): 617-621. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.016
摘要:
莺琼盆地超高温高压探井高密度弃井水泥塞面临着流动性与沉降稳定性矛盾突出,水泥石强度易衰退,封固段长,温差大,顶部强度发展缓慢,安全密度窗口窄,水泥浆漏失与气窜风险并存等难题。通过使用球形微锰矿加重水泥浆,改善高密度水泥浆流变性,同时提高其沉降稳定性,优选高温成膜防气窜剂,降低气窜风险,优化硅粉加量,提高水泥石高温抗压强度,强化隔离液防漏性能,配合挤入式固井注水泥塞工艺,形成了一套莺琼盆地超高温高压弃井水泥塞技术。该技术在莺琼盆地应用最高井底静止温度达213℃,水泥浆最高密度达2.50 g/cm3。现场应用表明,弃井水泥塞流动性及沉降稳定性好,高温强度发展快且不衰退,稠化时间稳定,具有良好的防窜及防漏能力,均成功封固住高压气层。
青海油田英西深层水平井固井技术
李宗要, 张海涛, 魏群宝, 周雪, 轩飞飞, 胡中华, 彭松
2019, 36(5): 622-628. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.017
摘要:
青海油田英西狮子沟区块深层油气藏是近年来柴达木盆地油气勘探的重大突破,该区块资源潜力巨大,同时复杂的钻井、地质条件给固井质量和后续开采带来了巨大的挑战。针对该区块水平井多级压裂的开发特点,为了建立有效的层间封隔,保持水泥环长期密封完整性,通过分析固井难点,完善了固井工艺,优选水泥浆和前置液体系,形成了一套适用于狮子沟水平井开发的固井技术。使用自愈合剂有效封堵水泥石出现的微裂缝,抑制油气窜流,使其同时具有弹性水泥特征,保证水泥环长期密封完整性。形成的基体抗侵防窜水泥浆体系具有一定触变性和较强的内部黏滞力,具有良好的"静止堵漏"效果,同时可降低窜流发生的风险。2018年以来,该固井技术在英西狮子沟区块应用20余井次,平均井深5000 m,平均水平段长1000 m,现场应用效果良好,满足后续体积压裂改造的技术需求,为英西深层开发提供关键配套技术,具有广阔的市场应用前景。
压裂液与酸化液
玛湖致密砂砾岩油藏纳米排驱滑溜水体系
何小东, 朱佳威, 石善志, 周福建, 马俊修, 姚二冬
2019, 36(5): 629-633. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.018
摘要:
玛湖油田致密砂砾岩油藏压裂液减阻剂为阴离子聚合物,易于与高矿化度配制水和压裂液添加剂中的有机或者无机阳离子发生反应而形成沉淀,堵塞致密砂砾岩孔隙,造成近井地带压力异常升高,不利于压裂裂缝的进一步延伸。为了实现储层保护、促进裂缝扩展,研究提出了一套具有原位驱油功能的纳米排驱滑溜水体系,结合室内环路摩阻测试和表界面张力测试实验,确定了该体系中各个组成部分的添加比例,并依据玛湖油田现场实验数据和实验材料,对整个纳米排驱剂体系的持续抗剪切能力、耐盐能力、溶解能力和洗油能力进行评价。结果表明,所研发的纳米排驱滑溜水体系在1.2×104s-1剪切速率下,减阻率为78.92%,且在该剪切速率下,利用玛湖油田不同矿化度配制水所配制的纳米排驱滑溜水体系剪切20 min减阻率依旧保持在73%以上,同时通过使用索氏提取装置测定纳米排驱滑溜水体系对玛湖油田油砂的洗油能力为93.3%。初步筛选出一套适用于玛湖油田砂砾岩油藏的纳米排驱滑溜水体系。
胶凝酸与交联酸一体化耐高温缓速酸研究
穆代峰, 贾文峰, 姚奕明, 杨琛, 王程程, 贾金亚
2019, 36(5): 634-638. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.019
摘要:
胶凝酸和交联酸是高温碳酸盐岩酸压常用的缓速酸体系,该体系存在耐温能力不足、配伍差等问题,同时现场交联酸和胶凝酸为不同酸液体系,存在配制使用流程繁琐的问题。为解决上述问题,优化形成了一体化酸液体系,交联酸基液可作为胶凝酸使用,加入交联剂作为交联酸使用。交联酸配方为:20%盐酸+1%稠化剂SRAP-2+2.5%高温缓蚀剂主剂SRAI-1+0.5%增效剂+1%酸压用铁离子稳定剂SRAF-1+1%酸压用破乳剂SRAD-1+1%交联剂SRAC-2A和延迟交联剂SRAC-2B(2:12)。胶凝酸在160℃、170 s-1下,恒温剪切120 min后黏度为20 mPa·s。交联酸体系交联时间为93 s,具有良好的延迟交联特性;在160℃、170 s-1下恒温剪切90 min后黏度为55 mPa·s,一体化酸液体系室温可放置10 d以上,在140℃动态腐蚀速率为46.1021 g/(m2·h)。研究结果表明,该体系可满足高温储层对缓速酸的要求,实现酸液体系一体化,方便现场施工,具有较好的发展前景。
绒囊流体控制煤岩储层水力裂缝形态研究
聂帅帅, 郑力会, 孟尚志, 魏攀峰, 张贺, 孙昊
2019, 36(5): 639-645. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.020
摘要:
煤岩储层水力裂缝易随割理和天然裂缝转向延伸,致使水力裂缝形态不规则且横向延伸较短。欲采用绒囊流体作为压裂液,在压裂过程中暂堵割理和天然裂缝,使压力向垂直于井筒的方向传递,从而形成规则长缝。室内测试绒囊压裂流体暂堵煤岩柱塞剖缝承压能力18 MPa,能够阻止裂缝向割理和天然裂缝方向偏转;绒囊压裂流体伤害煤基质渗透率恢复值86%,满足压后产气要求;φ0.9 mm陶粒在绒囊压裂流体中的沉降速率0.003 cm/s,满足携砂要求。X井压裂现场配制绒囊压裂流体520 m3,采用井筒加砂分隔的方式分层压裂山西组和太原组煤层。绒囊携砂液泵注过程中,施工压力稳定在14.64~15.99 MPa之间,表明水力裂缝延伸过程中未出现堵塞和转向。压后模拟发现,太原组缝长155.7 m,缝高41.3 m;山西组缝长163.9 m,缝高47.5 m。因此,绒囊流体能够作为压裂液形成规则长缝,解决了煤岩储层造缝不理想的难题。
多尺度体积压裂支撑剂导流能力实验研究及应用
刘建坤, 谢勃勃, 吴春方, 蒋廷学, 眭世元, 沈子齐
2019, 36(5): 646-653. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.021
摘要:
裂缝有效导流能力是评价压裂施工效果的主要参数,也是影响压裂增产效果的最重要因素之一。设计了多尺度裂缝导流能力实验方法,采用单一粒径和组合粒径的铺置方式,研究了闭合压力、粒径组合方式、铺砂浓度及应力循化加载条等因素对多尺度主裂缝及分支缝内支撑剂的导流能力变化的影响。实验研究结果表明:随着闭合压力增加,大粒径支撑剂与小粒径支撑剂的导流能力差距逐渐变小,主裂缝及分支缝内支撑剂导流能力逐渐降低,而且这种降低趋势存在明显的转折点。组合粒径铺置条件下,主裂缝及分支缝内支撑剂组合均存在最优的组合方式。主裂缝及分支缝内支撑剂铺置砂浓度越高,导流能力也越高;随着闭合压力增大,高浓度铺砂与低浓度铺砂条件下的导流能力差距逐渐变小。应力加载破坏对支撑剂导流能力的影响是不可逆的。现场应用表明,在满足压裂工艺要求前提下,通过支撑剂组合方式及加砂方式的合理优化,可有效提高裂缝导流能力及压后产量。研究结果为体积压裂方案优化及现场施工提供基础数据依据。
完井液
深水油气井环空带压预防弹性隔离液体系
郭永宾, 吴志明, 杨玉豪, 余意, 刘智勤
2019, 36(5): 654-658. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.022
摘要:
深水油气开发过程中,套管圈闭环空内流体温度升高会引起环空带压的现象,严重时会挤毁或胀裂套管,给生产作业带来严重的安全隐患。为解决这一问题,室内研究了一套预防环空带压的弹性隔离液体系,并采用自制的"高温高压弹性流体评价仪"和"弹性材料往复压缩试验仪"对隔离液的性能进行评价。研发的弹性隔离液体系配方为:海水+0.4%悬浮剂HX+6%弹性剂+超细铁矿粉,密度在1.10~1.90 g/cm3内可调。评价结果表明:①该弹性隔离液体系具有高弹性、抗压缩性强的特点,弹性恢复率为100%;②在不同温度条件下能够稳定地保持弹性,缓解压力效果稳定;③与钻井液和水泥浆配伍性较好,不影响弹性隔离液和固井水泥浆施工作业。研发的弹性隔离液体系应用在深水油气井可以缓解和控制环空带压现象。
长庆油田套管堵漏用有机树脂研发及应用
郭钢, 李琼玮, 杨立华, 卢文伟
2019, 36(5): 659-662. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.05.023
摘要:
因为水泥堵漏材料存在气密性差、注入性差等问题,亟需研制新型套管堵漏材料。介绍了长庆油田套管堵漏用液态树脂的选择与合成,对其性能进行了评价,并进行了现场应用。结果表明,长庆油田套管堵漏用液态树脂在60℃固化时间4.5 h,抗压118 MPa,与套管内外剪切强度达到26.1 MPa,与岩石黏接力达到10.5 MPa,耐油水性能强,可钻性优异。现场应用过程中,在镇A井套管堵漏复产及华B井套管堵漏重复压裂作业中表现良好。研究结果为液态树脂化学堵漏技术推广提供技术参考,为长庆油田套管损坏井治理提供一条可靠的技术路径。

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