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2020年  第37卷  第2期

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2020, 37(2).
摘要(251) PDF (1055KB)(93)
摘要:
专论
国外微泡沫钻井液技术新进展及探讨
王超群, 陈缘博, 赵志强, 郭晓轩, 张道明
2020, 37(2): 133-139. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.001
摘要(617) PDF (1116KB)(213)
摘要:
综述了近10年国外微泡沫钻井液技术的研究及应用进展，总结了国外在微泡沫微观机理及其体系流变性能等方面取得的认识。针对目前的技术现状，提出了微泡沫尺寸与地层孔隙喉道半径匹配关系认识不清、微泡沫引起的堵塞、室内评价与现场应用效果差异较大等几方面的问题。在此基础上，分别从微泡沫体系在多孔介质中的渗流规律及影响因素、微泡沫钻井液用化学剂、微泡沫钻井液制备方法3个层面，探讨了该技术的研究方向。即要建立数学模型定量描述微泡沫尺寸与多孔介质中匹配关系，从而为微泡沫在不同储层中的应用提供理论参考；研究微泡沫产生的"贾敏效应"对储层流体渗流能力的影响，避免微泡沫钻井液施工后可能引起的产液量下降问题；建立实验室与现场制备条件的对应关系，统一关于微泡沫钻井液的制备规范或标准。
钻井液
大庆致密油井页岩井壁稳定性实验研究
燕松兵, 刘付臣, 杨振周, 刘永贵, 吕萌, 宋涛, 周春
2020, 37(2): 140-147. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.002
摘要(540) PDF (10901KB)(174)
摘要:
大庆致密油区块青山口组、泉头组页岩容易发生井壁失稳情况。目前用于评价页岩井壁稳定性的常规方法为热滚分散和线性膨胀实验。此类实验通常存在人为缺陷，会误导对页岩膨胀活性的认识和配伍性流体的选择。采用更接近井下地层条件的3种实验方法（多级三轴应力实验、压力传递实验（PTT）、厚壁圆筒实验（TWC）），对大庆致密油页岩进行研究。通过多级三轴应力实验，绘制摩尔-库伦破坏包络线，确定了维持井壁稳定性所需钻井液密度。压力传递实验反映了特定流体系统中所预期的钻井液压力侵入速率和孔隙压力升高的延迟情况。厚壁圆筒实验研究了过平衡压力下暴露在钻井液中的岩心样品的破坏特性。这3种实验方法，模拟了在钻井过程中钻井液对井下页岩地层应力的影响，对研究井壁稳定性的影响因素更具指导意义。
合成基钻井液流型调节剂的研制及其作用机理
韩子轩
2020, 37(2): 148-152. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.003
摘要(493) PDF (6768KB)(197)
摘要:
合成了一种可解决低温条件下合成基钻井液流变性问题的流型调节剂，测定流型调节剂对油包水乳状液流变性的影响，对比分析流型调节剂、有机土样品的红外特征和XRD特征，使用冷冻扫描电镜和透射电镜观察流型调节剂对乳液微观结构的影响，分析流型调节剂的作用机制，进行在高密度合成基钻井液中适用性评价。结果表明：流型调节剂能够显著改善合成基钻井液的低温流变性，有利于乳液稳定；流型调节剂吸附在油水界面，降低乳滴与有机土之间结构力，改善有机土颗粒与乳状液滴之间的相互作用，从而稳定油包水乳液的切力。与传统合成基钻井液相比，恒定流变的合成基钻井液具有更加稳定的低温流变性，保证井下安全。
超高密度复合盐水钻井液流变性调控及应用
黄桃, 樊相生, 陶卫东, 谢刚金
2020, 37(2): 153-159. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.004
摘要(629) PDF (2181KB)(227)
摘要:
Lu206井是四川盆地南部泸县长宁地区油气页岩气勘查区块的一口评价井，目的层为宝塔组。该井直导眼井井深为4082 m，实际钻井过程中钻遇高压裂缝气导致所施工的最高水基钻井液密度为2.42 g/cm3，气层活跃井控风险大，必须维持钻井液具有超高密度，由于密度超高导致固相控制难度大，还因为上部泥岩地层易造浆，所以导致调控钻井液体系的流变性困难。总结区域内钻井经验，通过系统的室内实验研究，将上部聚磺钻井液体系转换成抗污染能力、抑制性强的超高密度复合盐水钻井液。该复合盐水钻井液在实践中也面临着流变性调控的难点，加强现场理论分析和小型试验，优选出了一种褐煤树脂KJ-4，将KJ-4、高密度分散剂、磺化单宁一起复配，在Lu206井直导眼井四开进行了超高密度复合盐水钻井液的试验。结果表明，该复配组合能较好地调控复合盐水流变性，控制超高密度复合盐水钻井液的黏度和切力，为该区块高密度钻井液流变性的调控提供了一种解决思路。
温度对超深裂缝性地层井壁稳定性的影响
卢运虎, 肖先恒, 赵琳, 金衍, 陈勉
2020, 37(2): 160-167. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.005
摘要(498) PDF (2090KB)(175)
摘要:
温度效应对钻井井壁围岩稳定性的影响不可忽略，特别是超深（>6000 m）裂缝性地层。传统考虑温度效应的坍塌压力预测模型主要适用于连续性地层，温度对裂缝性地层坍塌压力影响的文献研究较少。针对上述问题，首先通过杜哈梅原理确定温度变化产生的诱导应力场，然后利用坐标转换，考虑裂缝渗流场和温度场耦合，获得裂缝面上应力分布特征，最后，将裂缝面应力场代入岩石破坏准则，建立了考虑温度效应的裂缝性地层井壁失稳预测力学模型，研究了温度和裂缝特征对井壁稳定性的影响。研究表明，相同应力和裂缝产状条件下，钻井液循环引起的井壁温度降低增大了井壁垮塌的程度，这与传统模型认为循环引起的温度降低有助于井壁稳定的结论相反；井筒液柱压力一定的条件下，井壁稳定性随裂缝产状发生变化，存在裂缝产状敏感区。对于超深裂缝性地层，随着钻井液循环导致井壁围岩温度降低，增大了井壁失稳风险和程度，在防止井壁失稳的坍塌压力当量密度设计方面应考虑温度和裂缝特征的影响。
钻井流体液相组分密度的温度压力修正模型
李旭, 任胜利, 刘文成, 赵丹汇, 廖茂林, 林黎明
2020, 37(2): 168-173. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.006
摘要(452) PDF (8696KB)(96)
摘要:
钻井流体密度是决定井筒中压力分布的主要因素，因此对钻井流体密度的精确计算是进行井筒压力控制，避免井涌、井喷或者井漏等井下异常情况的关键。由于钻井流体中存在着液相组分，其密度会随着温度和压力的变化而改变，从而使得钻井流体在地层中的密度与其地面测量结果不一致，鉴于此，需要对钻井流体的液相组分密度进行温压修正。通过对不同类型钻井流体的实验研究，在API标准提供的温压修正模型的基础上，通过引入温度的二次方项，将温度对钻井流体液相密度的非线性影响纳入考虑，并以此形成了改进型温压修正模型。通过与实验数据的对比分析，改进型温压修正模型的密度预测结果普遍优于API模型的预测结果。特别地，对于那些对高温敏感的钻井流体，采用改进型温压修正模型能够显著提升其井下当地密度的预测精确度。
大港油田南部页岩油勘探开发钻井液技术
李广环, 龙涛, 周涛, 宋剑明, 霍宝玉, 李艳峤
2020, 37(2): 174-179. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.007
摘要(909) PDF (1931KB)(196)
摘要:
为了解决大港油田南部沧东区块页岩油水平井井眼失稳的问题，分析了沧东区块地质特征、施工难点和井眼失稳机理，优选了抑制剂、封堵剂和润滑剂等3类关键处理剂，形成了BH-KSMShale页岩油勘探开发钻井液，并对其性能进行了室内评价。实验结果表明，该钻井液具有良好的性能，抗温达150℃，高温高压滤失量小于10 mL。该钻井液技术在大港油田南部的**701H、**702H、**1-2H和**2H井等4口井进行了现场试验，使用该钻井液后施工顺利，无井下复杂事故发生，井眼扩大率最大仅为8.67%。形成的BH-KSMShale钻井液非常适合大港油田南部油区页岩油水平井，能够解决长水平段井眼失稳问题，在大港油田页岩油勘探开发中具有广阔的应用前景。
环保型易脱稳钻井液技术
蒋卓, 曹砚锋, 王荐, 邢希金, 舒福昌, 向兴金
2020, 37(2): 180-184. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.008
摘要(424) PDF (956KB)(135)
摘要:
随着环保形势越来越严峻，海上油田对废弃钻井液的处理从开始的"限制排放"逐步演变为"零排放"，导致废弃钻井液回收量急剧增多，严重影响海上油田开发的经济性。对此，室内对废弃钻井液的胶体稳定性进行了研究，从钻井液体系源头控制和末端处理相结合出发，构建了环保型易脱稳钻井液体系和生化处理技术，通过提高废弃钻井液固液分离效率，减少废弃钻井液的处理量，来解决目前"零排放"问题。
饶阳凹陷页岩油储层应力敏感规律
王秀影, 吴通, 蔡军, 熊战, 郭广峰, 张明
2020, 37(2): 185-191. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.009
摘要(766) PDF (1433KB)(131)
摘要:
饶阳凹陷页岩油储量丰富，但页岩容易发生应力敏感，需测试该区块的应力敏感程度，寻找应力敏感规律，为生产制度提供基础数据。室内利用X-射线衍射全岩分析、荧光薄片及电镜扫描等方法，分析了储层矿物的组成、微观结构及连通度共11组，储层应力敏感性流动实验3组，利用数据拟合的方法获得该区块的应力敏感在渗透率损失20%时的规律，净应力与黏土及脆性矿物含量的公式为Pc=-0.09796mc+0.2385mb-7.8145；不可逆渗透率伤害率与黏土及脆性矿物含量公式为Ki=93.24+0.2797mc-0.6809mb的关系；其中，不可逆渗透率伤害率为52.09%，在渗透率损失20%时对应的净应力在3 MPa以内，进一步分析其原因是由于不同黏土含量造成不同的微裂缝的开合程度，但是脆性矿物含量决定不可逆渗透率伤害率及渗透率损失20%时对应的净应力值。结果表明，饶阳凹陷地区的页岩油储层应力敏感与与黏土矿物含量呈负相关，与脆性矿物含量呈正相关。同时通过研究页岩油储层应力敏感性规律的拟合方法，为再解决上述类似储层由于岩样样本数量少，利用有限的岩心柱塞表征整个地层的敏感规律，提供一种新的测试方法。
水基钻井液硫酸铝污染处理工艺
祝学飞, 席云飞, 游伟
2020, 37(2): 192-195. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.010
摘要(473) PDF (1273KB)(208)
摘要:
KS19井三开φ311.2 mm井眼在钻至6243~6387 m井段时，使用的高密度KCl-聚磺水基钻井液被含有硫酸铝的清洁化生产用工业废水污染，流变性每日不断呈现上涨趋势至发生突变，一是φ6与φ3读值、初切值、动切力均上涨较高，而其他参数均比较正常；二是上水罐、过渡槽钻井液表面粗糙，大量针眼型气泡包裹其中，流态缓慢；三是循环系统加重泵上水困难、泥浆泵抖动严重，泵冲泵压变化较大，钻进期间被迫使用灌注泵辅助泥浆泵上水。分别在套管鞋、井底分2次进行循环调整处理，采用稀释置换、气泡界面张力改变、提高碱度进行中和、流变性改变、提高油含量等至恢复正常钻进，上水罐、过渡槽钻井液仅包裹有少量针眼型气泡，泥浆泵、加重泵上水正常。
威202、204井区页岩气钻井液密度设计优化方法
白国斌
2020, 37(2): 196-201. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.011
摘要(515) PDF (6066KB)(210)
摘要:
近年来川南页岩气开采规模不断扩大，取得了一定成绩的同时钻井施工过程中也遇到了较多井下复杂情况及储层污染的问题。如何优化还处于勘探阶段，过高的钻井液密度体系是当前急需解决的问题。针对钻井液密度体系设计问题，提出基于阵列声波的岩石力学评价结果来表征页岩储层的三压力剖面。在区域测压资料基础上，制作了区域垂深-孔隙压力图版约束伊顿模型，以提高三压力模型的精度。利用该结果设计了11口水平井钻井液密度安全窗口，给出了钻井液密度窗口的优选依据。钻井液密度优化对实现页岩气高效安全开发具有重要意义。
固井液
青海共和盆地干热岩GR1井超高温固井水泥浆技术
刘会斌, 李建华, 庞合善, 郑会锴, 刘东清, 孙兴华, 宋伟宾
2020, 37(2): 202-208. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.012
摘要(820) PDF (3295KB)(173)
摘要:
固井是保证干热岩全生命周期井筒质量的关键环节。通过研究共和盆地干热岩地质特征和赋存条件，提出了干热岩固井的主要技术难点。针对干热岩高温固井问题，研制出了高温缓凝剂BCR-320L，优选抗高温降滤失剂BXF-200L（AF），探索了不同硅粉加量下水泥石强度的衰退机理，形成了干热岩超高温水泥浆体系。实验结果表明，该水泥浆可以满足循环温度为200℃的固井要求，水泥浆稠化时间可调，具有良好的流变性能，在200℃下强度不衰退，72 h抗压强度可达44.1MPa。该水泥浆在青海共和干热岩GR1井中成功应用，现场固井施工顺利，裸眼段固井质量优质，为后续干热岩固井的施工提供了一定的借鉴。
高温油井水泥降失水剂ZFA-1的合成及性能
李晓岚, 郑志军, 郭鹏
2020, 37(2): 209-213,220. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.013
摘要(752) PDF (4092KB)(155)
摘要:
针对水溶性聚合物在强碱下耐高温性能的局限性，笔者突破传统水溶性共聚物的研究思路，设计并合成了无机非金属材料-有机聚合物高温降失水剂ZFA-1。通过实验确定了ZFA-1的最佳合成工艺：AM：IA：AMPS物质的量比为6.0：2.5：1.5，分子量调节剂加量为0.005%，偶联剂加量为0.5%，无机材料加量为5%，引发剂加量为0.5%，单体质量分数为25%，体系pH值为6，引发温度为55℃，反应时间为6 h；分别采用红外光谱（FT-IR）、热重分析（DSC/DTG）对ZFA-1进行了表征。结果表明，ZFA-1为预期结构的产物，在326℃时失重率仅为7.81%，主要是由于偶联剂和无机材料的引入增加了其在高温下的稳定性。对ZFA-1的性能评价结果表明，当ZFA-1加量为1.0%~1.5%时，可将水泥浆在93~200℃、6.9 MPa时的失水量控制在50 mL以内，具有优良的抗盐性能，且对水泥石的抗压强度无不良影响。
四川盆地窄密度窗口超深井控压固井工艺
刘洋, 陈敏, 吴朗, 鲜明, 杨向宇
2020, 37(2): 214-220. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.014
摘要(636) PDF (4919KB)(227)
摘要:
四川盆地地质构造复杂，以川西地区为例，井深7000 m以上，安全密度窗口仅0.05~0.08 g/cm3，固井漏失风险高，通常被迫反挤水泥浆补救，固井质量段长合格率仅39.6%。基于此，开展控压固井工艺研究，以川西地区为例，分析了井筒工作液密度、钻井液流变性、顶替排量、环空控压值对固井防漏和顶替效率的影响。研究表明，控压固井前钻井液等井筒工作液密度下调范围宜在0.05~0.08 g/cm3；钻井液动切力宜低于6 Pa；固井顶替排量应不低于22 L/s，即环空返速为0.9m/s，同时顶替后期应根据薄弱层位压力当量密度，采取变排量顶替技术；采用控压下套管工艺和分段憋压候凝技术解决常规下套管工艺和候凝工艺的不足。控压固井技术在四川盆地窄密度窗口超深井应用26井次，创造了多项应用指标记录，最大井深7793 m，最小密度窗口0.05 g/cm3，一次上返率为100%，固井合格率为100%，复杂易漏失井固井质量段长优质率由21.45%提高到44.58%，较好地解决了固井漏失低返问题。
固井用防水窜自愈合剂的探索
辛海鹏, 吴达华, 张明辉, 邓强, 王建瑶, 曾建国
2020, 37(2): 221-225. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.015
摘要(583) PDF (2142KB)(150)
摘要:
针对固井后环空窜流遇水问题，笔者开发了防水窜自愈合剂。该防水窜自愈合剂为核壳结构，以高吸水树脂作为核心材料，吸水倍数从尺寸为100 μm开始呈指数增长，30 s内140目的样品吸水量达1898倍，120 s后达到稳定值，约2200倍；120目时吸水量在30 s也可达到892倍左右，120 s达到稳定值约1950倍。通过外部包裹后，其在水中可达到90℃下3 h不吸水的能力。在水泥水化后外壳破坏，其具有吸水自愈合能力。岩心实验表明，90℃下压差为2 MPa条件下防水窜自愈合剂40 min左右可完成裂缝封堵。含4%防水窜自愈合剂的常规密度水泥浆具有良好的流变性能，失水量可控，稠化时间线性正常，抗压强度较高，能够满足浅井固井水泥浆的需求。
防漏早强韧性水泥浆体系的室内研究
吕斌, 周琛洋, 邱爱民, 李波, 张晔, 杨雪松
2020, 37(2): 226-231. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.016
摘要(808) PDF (1673KB)(136)
摘要:
大庆、长庆、克拉玛依等老区油田油气资源埋藏浅、井底温度低，加之长期注水开发等增产措施的广泛应用，储层地质结构复杂、压力系统紊乱，大斜度井、水平井钻遇溢漏同存的几率增加，固井过程中漏喷风险增大，对水泥浆体系提出了更高的要求。从材料学角度出发，利用经过表面预处理的新型油井水泥增强剂DRB-3S的低温增强、自悬浮稳定、混配性好的特点，将其与膨胀材料和抗窜增韧材料进行复配，制得了防漏早强韧性水泥浆体系。实验结果表明，该体系施工性能好，稠化过渡时间短，API失水量小，游离液为0，55℃时4 h抗压强度为7.2~11.5 MPa，还可有效封堵毫米级的渗透和裂缝性漏失，为复杂区块大斜度井、水平井固井质量的改善提供了有力的技术支持。
大港油田页岩油储层固井技术研究与应用
李小林, 吴朝明, 赵殊勋, 林志辉, 王贵富, 凌勇, 王浪
2020, 37(2): 232-238. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.017
摘要(554) PDF (2116KB)(133)
摘要:
针对大港油田页岩油储层固井过程中地层压力系统复杂、油气活跃、钾盐钻井液与水泥浆相容性差、钻井液混油驱替困难、水泥石力学性能要求高等难题，开展了固井工作液及配套固井技术措施研究。采用具有洗油作用的功能型前置液，对含油钾盐钻井液的冲洗效率超过90%；针对大港油田页岩油储层固井"四低一高"要求，采用具有静胶凝过渡时间为5 min、抗压强度大、弹性模量低等特点的防窜性能优良、水泥石力学性能突出的高强度韧性防窜水泥浆体系。落实"双扶"、"三扶"通井措施，采用纤维+稠钻井液裹砂携砂井眼清洁技术、虚泥饼清除技术，做好井眼准备工作，优化页岩油储层配套固井技术措施，形成了适用于大港油田页岩油储层的固井工艺技术，该成果在现场获得成功应用。
金坛盐穴储气库定向井固井技术
贾建超, 单保东, 安国印, 于万宝, 王元庆, 李小明, 廖华林
2020, 37(2): 239-243. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.018
摘要(565) PDF (1227KB)(144)
摘要:
金坛储气库二期二阶段为了提高盐岩资源利用率，实现达容达产，改变以往直井钻井方式，采用了丛式定向钻井建库模式，容易导致井径不规则，套管居中度也很难保证。另外，盐层埋深较浅，低温盐水水泥浆稳定性差、失水量不易控制、抗压强度发展慢；二开井段易发生漏失，水泥不能返至地面，给固井质量带来不利影响。笔者结合盐穴储气库对固井的要求，开展了低温高强盐水水泥浆、增黏盐水隔离液及配套固井技术研究。研究结果表明，低温高强度盐水水泥浆浆体稳定性好，抗压强度发展快，后期强度高，满足了盐穴储气库定向井水泥浆体系的需求；增黏盐水隔离液，配合定向井套管居中等技术措施，提高了在"大肚子"及不规则井段的顶替效率，预防固井施工憋堵；采用低排量顶替技术保证了水泥浆返至地面，盐层段有效封固。该盐穴储气库定向井固井技术在金坛储气库二期二阶段现场应用11井次，固井质量显著提升，为其他盐穴储气库固井提供了借鉴。
压裂液与酸化液
抗180℃高温低腐蚀酸液体系构建及应用
何世云
2020, 37(2): 244-249. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.019
摘要(463) PDF (1727KB)(122)
摘要:
针对高温深井酸化施工井下温度高、井下管柱和工具腐蚀严重的恶劣工况，笔者通过分子结构设计和合成，研发了抗180℃高温的新型高温缓蚀剂，并在此基础上优选其他助剂构建了2套抗180℃高温低腐蚀酸液体系。实验结果表明：①该缓蚀剂在180℃下，N80钢片在常规酸腐蚀速度为70 g/m2·h，具有良好的缓蚀性能；②体系无沉淀，不分层，具有良好的配伍性能和较高的抗滤失性；③在180℃下，N80钢片在0.4%和0.8%胶凝酸体系的平均腐蚀速率分别为87.3g/m2·h、95.8 g/m2·h。现场应用表明，抗180℃高温低腐蚀酸液体系满足高温深井酸压施工井下管柱和工具安全要求，施工结束后出井油管内壁光滑，酸压前后酸液性能表现良好，井下安全正常。
基于含硅类增稠剂的新型超临界CO2压裂液的流变特性及岩心伤害评价
许柳, 付美龙, 黄倩, 王杰, 赵众从
2020, 37(2): 250-256. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.020
摘要(594) PDF (3092KB)(241)
摘要:
针对超临界CO2压裂液黏度低、携砂能力差的应用现状合成了含硅类增稠剂，并研究了超临界CO2压裂液的流变特性及岩心伤害情况，旨在为增稠剂的优选以及现场压裂施工提供参考依据。通过溶液聚合法室内合成了聚甲基倍半硅氧烷PMSQ和聚甲基倍半硅氧烷-醋酸乙烯酯PMSQ-VAc二元共聚物增稠剂，采用红外光谱测试验证了增稠剂样品的主要官能团，运用高压长管管流实验法测试了超临界CO2压裂液的增黏效果及其流变特性，最后评价了超临界CO2压裂液在人造裂缝天然长岩心中的滤失性、岩心伤害率。研究结果表明，随着温度、压力的升高，2种增稠剂的增黏效果均先增大后减小；随着增稠剂注入量的增大，2种CO2压裂液的黏度先增大后减小；在超临界CO2流体中，PMSQ-VAc的增黏效果相对较好，可使其黏度最大达到3.892 mPa·s；在渗透率为0.551 mD的岩心中，PMSQ-VAc与超临界CO2流体混合后压裂液的滤失系数为1.435×10-2 m/min1/2，滤失速度为0.010 m/min，岩心的伤害率为16.33%~25.36%，滤失系数和滤失速度较小，伤害程度属弱。
宽带暂堵转向多缝压裂技术在苏里格气田的应用
韩福勇, 倪攀, 孟海龙
2020, 37(2): 257-263. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.021
摘要(492) PDF (2325KB)(151)
摘要:
为了提高水平井裸眼滑套-封隔器完井、套管固井完井、桥塞分段多簇压裂等施工过程中分级压裂多缝封隔的可靠性，在实验室条件下对暂堵材料进行了分散性测试、降解性分析以及抗压破碎能力评价，并将宽带暂堵转向多缝压裂技术在苏里格气田进行现场应用，取得了较好的转向效果。应用结果表明，采用宽带暂堵转向多缝压裂技术，减少了桥塞、封隔器相关的操作，减少了电缆入井次数，降低了施工风险，提高了施工效率；同时，利用压裂产生的多条裂缝或裂缝网络与气藏富含区域连通，增加了裂缝的长期导流能力，对比同区块水平段长度及钻遇条件相当的水平井，试气无阻流量提高21.1%，投产1年，平均单井累产气量增加3.24×106 m3。暂堵剂与纤维在气田储层温度在90~120℃范围内可实现10d以内完全降解，完全符合安全环保生产要求。
完井液
TC4钛合金在有机盐完井液中的腐蚀性能
赵国仙, 高飞
2020, 37(2): 264-268. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2020.02.022
摘要(705) PDF (1547KB)(129)
摘要:
针对钛合金在苛刻油田环境中的适用性，通过模拟腐蚀失重实验以及电化学测试分析，研究了TC4钛合金在高温高压完井液中的抗腐蚀及电化学腐蚀行为。结果表明，在总压为10 MPa，密度为1.4 g/cm3的甲酸钾完井液环境中经过360 h腐蚀，TC4钛合金有较高的腐蚀速率，其抗腐蚀性能较差，在210℃时，腐蚀速率达0.1361 mm/a。TC4钛合金阳极极化曲线均有钝化区，随温度升高，自腐蚀电流密度增大，腐蚀倾向性增大。电化学阻抗谱有明显的容弧特征，电荷转移电阻随温度升高减小很快，钝化膜的保护性减弱，表明TC4钛合金在高温高压甲酸钾完井液中的抗腐蚀性逐渐降低。

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