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2021年  第38卷  第5期

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专论
聚合物微凝胶制备及在油气田中的应用
潘江浩, 贾文峰, 盛家平
2021, 38(5): 531-543. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.001
摘要(857) HTML (483) PDF (2688KB)(90)
摘要:
聚合物微凝胶是一种聚合物交联网络颗粒，又称聚合物微球。聚合物微球凭借自身优良的耐温、耐盐性和特殊的构型，在油气田开发中应用。随油藏环境越来越恶劣，对聚合物微球的性能也提出了新的要求，研究高性能且稳定的功能型聚合物微球变得愈发重要。笔者综述了聚合物微球的主要制备方法，包括反相乳液聚合法、反相微乳液聚合法、反相悬浮聚合法和分散聚合法，对比了不同制备方法的优缺点。综述了聚合物微球在深部调驱、油田荧光示踪剂和钻井液降滤失方面的应用，介绍了不同微球的功能机理，比较了不同类型调驱用聚合物微球的性能特点，对比了不同荧光聚合物微球的荧光特性。目前针对功能型微球的研究较少，应从构型考虑微球的制备，研发具有特殊功能的微球。为后续功能型聚合物制备和油气田开发应用的研究指明了方向。
钻井液
海域天然气水合物低温抑制性钻井液体系
马永乐, 张勇, 刘晓栋, 侯岳, 杨金龙, 宋本岭, 刘涛, 李荔
2021, 38(5): 544-551. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.002
摘要(567) HTML (241) PDF (2906KB)(67)
摘要:
针对海域天然气水合物钻探所面临的深水低温、浅层窄安全密度窗口、水合物生成与分解抑制、海洋作业环保要求等工程和技术难题，开发了低温抑制性钻井液体系。研发了热力学抑制剂KCl复配动力学抑制剂A2的水合物抑制技术，优选了低温流变稳定性能良好的高分子处理剂，开发的钻井液体系流变性能良好，膨润土含量为2 %，API滤失量为4 mL，密度为1.07 g/cm3；低温流变稳定性优良，4 ℃较25 ℃时钻井液当量循环密度最大增量为0.004 g/cm3，优良的流变学性能有利于深水浅部地层窄安全密度窗口井段的井壁稳定和井眼清洁。该体系还具有优异的水合物生成抑制性能，4 ℃、20 MPa、20 h内完全抑制水合物生成，陈化10 d及被钻屑污染后抑制性能保持良好，同时具备明显的水合物分解抑制性能。各处理剂重金属含量达标，钻井液体系生物毒性半有效浓度EC50值及半致死浓度LC50值均大于30 000 mg/L，满足我国一级海区环保要求。该钻井液的综合技术性能满足海域天然气水合物钻探技术要求。
pH刺激响应型抗高温可逆转乳化剂研制与评价
王国帅, 蒋官澄, 贺垠博, 董腾飞, 杨俊, 樊琳
2021, 38(5): 552-559. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.003
摘要(737) HTML (276) PDF (2653KB)(57)
摘要:
针对油基钻井液在应用后期存在的滤饼难以清除和含油钻屑不易处理难题，基于pH刺激响应型乳化剂对乳状液类型的智能调控机制，以1-溴代长链烷烃R和二乙醇胺为原料，通过霍夫曼烷基化反应合成了一种pH响应可逆转乳化剂RE-HT，并以其为核心研制了一种抗高温可逆乳化钻井液。红外光谱分析和乳状液酸/碱触变实验结果表明，合成产物分子结构中含有pH响应性叔胺基团，可在酸/碱刺激下于油包水型乳化剂和水包油型乳化剂之间灵活切换，性能优于其余3种pH响应可逆转乳化剂。热重分析和电稳定性测试结果显示，RE-HT在空气氛围下的初始热分解温度高达257 ℃，含5%RE-HT的基础乳状液在220 ℃高温热滚后破乳电压达1098 V，表明其具有良好的热稳定性和乳化性能。研制的可逆乳化钻井液基础性能良好，在15%饱和盐水侵和15%泥页岩钻屑侵后依然可保持良好的流变与滤失性能，破乳电压高于850 V。同时酸洗后的滤饼清除率达98.98%，岩屑含油量低于1%，EC50为2.05×105 mg/L，满足钻屑排放标准，在复杂深井钻井中有较好的应用前景。
裂缝性地层固化类堵漏材料井下运移仿真模拟研究
刘凡, 程荣超, 郝惠军, 冯杰, 白英睿
2021, 38(5): 560-567. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.004
摘要(736) HTML (365) PDF (2900KB)(73)
摘要:
固化类堵漏材料常用于裂缝性地层恶性漏失堵漏，在裂缝近井壁处形成完整的固结段塞，是堵漏成功的前提。固化类材料进入井筒后难免会与地层流体发生共混，堵漏浆-地层流体两相体积分布随着空间和时间变化，与流体理化性质、施工参数、裂缝几何形貌等有密切关系。为此，采用CFD仿真模拟方法，研究了固化堵漏浆密度和流变参数对堵漏浆裂缝体积分布及流速的影响规律，几何模型选择三维井筒-垂直裂缝模型，模拟压差为1.9 MPa，堵漏浆入口流速为2.5 m/s，两相流模型为VOF模型，井筒和裂缝中原始流体为水基钻井液。模拟结果表明，堵漏浆密度和动切力对其在井筒和裂缝中运移影响少，稠度系数和流性指数对堵漏浆裂缝驻留性能影响显著。稠度系数或流性指数越高，堵漏浆裂缝中流速越小，体积分数越高，低于临界值后，裂缝中将一直以堵漏浆-钻井液共混流体存在。流性指数相比稠度系数对于堵漏浆裂缝驻留能力影响更为显著，牛顿流体和剪切增稠型堵漏浆更利于在裂缝中形成完整段塞。该仿真模拟工作为固化堵漏浆流变性优化提供一定理论基础，有利于提升固化堵漏技术一次成功率。
高温高压耦合条件下油基钻井液的流变特性规律及其数学模型
谢春林, 杨丽丽, 蒋官澄, 敖天, 曹峰, 贺垠博, 聂强勇
2021, 38(5): 568-575. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.005
摘要(758) HTML (293) PDF (2571KB)(74)
摘要:
为了探究高温、高压耦合条件下温度、压力对油基钻井液流变性能的影响规律，利用超高密度高温高压钻井液流变仪Fann iX77分别测试了各个高温、高压耦合条件下密度为1.4、1.8、2.2、2.4 g/cm3的抗高温油基钻井液体系的流变特性。结果显示，油基钻井液表观黏度和塑性黏度随温度的升高而逐渐降低，随压力的增大而逐渐增大；动切力随温度的升高表现出先增高后降低的趋势；当温度超过一定值时（160 ℃左右），高温作用对各个高密度油基钻井液流变性的影响都将大大减弱。将所测得的各个高温、高压耦合节点条件下的流变参数进一步分析后得到油基钻井液的温度、压力二元数学模型，误差分析结果显示，该模型对各密度体系的实验测量数据均具有良好的拟合性，可决系数R均大于0.96，因此该数学模型能够较为精确地预测出各个温度、压力耦合条件下油基钻井液的流变性能。
高性能环保水基钻井液的研究与应用
宿振国, 王瑞和, 刘均一, 李光泉, 李婧靓
2021, 38(5): 576-582. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.006
摘要(860) HTML (286) PDF (2195KB)(107)
摘要:
针对高性能水基钻井液体系配方复杂、性能调控难度大、生物毒性与重金属超标等技术难题，采用疏水缔合与接枝复合改性方法，设计、研发了一种基于天然高分子/无机纳米复合材料的环保降滤失剂EFR-1，并对其性能进行评价。结果表明，EFR-1的抗温可达170 ℃，在饱和盐水中API滤失量仅为14.8 mL，生物毒性EC50值为96 500 mg/L，生物降解性BOD5/CODCr为18.56%，较好地解决了降滤失剂抗温、耐盐与环境友好性能相互制约的问题。构建了抗高温为170 ℃的高性能环保水基钻井液体系HPHB，该钻井液的流变、滤失性能稳定，配方组成简单，高温高压滤失量仅为7.8 mL，生物毒性EC50值为56 800 mg/L。目前高性能环保水基钻井液体系HPHB已在胜利油田、新疆准中区块等现场应用20余口井，施工顺利，实验井段的井径扩大率≤5%。在显著提升钻井液工程性能的基础上，实现了绿色无毒，为深层超深层、海洋深水、非常规等复杂油气藏的绿色开发提供了技术支撑。
分级堵漏技术在鄂尔多斯盆地东部的应用
赵宏波, 杨松, 陈国飞, 李兴宝, 王建峰, 齐鹏飞
2021, 38(5): 583-592. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.007
摘要(621) HTML (290) PDF (2249KB)(92)
摘要:
为了解决鄂尔多斯盆地东部刘家沟组-石千峰组地层的井漏问题，通过扫描电镜分析岩心样品、X衍射分析岩屑样品和对区域地质资料的研究，发现高含伊利石和绿泥石、低含高岭土和蒙脱石的刚性地层遇水失稳和网状缝发育是引起该区井漏严重和堵漏困难的主要原因。从抑制裂缝壁遇水失稳和用含不同直径刚性颗粒的桥塞型复合堵漏剂封堵不同宽度裂缝的思路出发，通过实验室优化和室内模拟实验，形成了分级堵漏剂配方及分级堵漏技术。分级堵漏剂主要成分包含0.4%～0.5%生物凝胶增稠剂、5%～7%钻井液用复合堵漏剂Ⅱ和含刚性颗粒不等的桥塞型复合堵漏剂。通过8口井现场应用表明，分级堵漏技术能够封堵裂缝宽度小于6 mm的裂缝性复杂井漏，堵漏后漏点地层承压高，满足后续钻井施工承压要求，且在堵漏后至完井期间未发生井漏。研究结果表明，分级堵漏技术适合鄂尔多斯盆地东部刘家沟组-石千峰组复杂裂缝性井漏，值得进一步推广。
油基钻井液堵漏用共混聚合物研究
张县民, 姜雪清, 黄宁, 刘文堂, 郭建华, 王中华
2021, 38(5): 593-597. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.008
摘要(779) HTML (269) PDF (2338KB)(58)
摘要:
为提高油基钻井液堵漏材料的驻留能力及封堵层的稳定性，制备一种亲油共混聚合物TP-C作为堵漏材料。该材料由非晶态亲油聚合物AP、结晶聚合物聚丙烯PP及添加剂等混炼而成。在高温油相介质中，TP-C中AP部分吸油膨胀，具有表面黏结性；PP部分具有晶格结构，可有效控制TP-C中AP部分的溶解性。在80 ℃油相介质中，TP-C吸油2～3倍，同时具有弹性变形性和黏结性。在130 ℃油相介质下，TP-C整体为高弹态，具有较好的弹性强度。通过黏结及挤压架桥的协同作用，TP-C可在光滑的裂缝缝板上有效驻留；基于TP-C复配其它材料形成的堵漏剂配方，可在2 mm的裂缝缝板中形成整体密实黏结的段塞封堵层，提高封堵层的稳定性及承压能力，承压达7.5 MPa以上，能有效封堵漏层。
松辽盆地陆相致密油井壁失稳机理及钻井液对策
侯杰, 李浩东, 于兴东, 杨决算
2021, 38(5): 598-604. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.009
摘要(829) HTML (319) PDF (2553KB)(63)
摘要:
大庆油田松辽盆地北部为陆相致密油资源，在勘探开发中存在井壁失稳难题，制约着致密油的高效开发。因此，采用扫描电镜和X-衍射分析对地层岩心的微观结构和黏土矿物成分进行分析，并对其水化特性进行研究，从而分析了大庆油田致密泥岩油地层井壁失稳机理。通过研究钻井液抑制性、封堵能力、理化参数和泥饼质量对井壁稳定性的影响，最终研发了一套氯化钾低聚胺基钻井液体系。室内实验表明，该钻井液体系的抗温达120 ℃，极压润滑性系数小于0.12，滚动回收率大于96%，能抗10%膨润土侵，在大庆油田致密油区块现场应用20口井，井壁稳定效果良好，水平段平均井径扩大率小于6%，固井优质率大于90%，起下钻、下套管作业顺利。研究成果表明，氯化钾低聚胺基钻井液体系能够有效提高松辽盆地陆相致密油地层井壁稳定性，为提高大庆油田致密油开发效率、降低井下复杂事故提供了技术支撑。
渤海X油田无土相水基钻井液室内研究
万里平, 张小龙, 张力, 谢萌, 王柏辉
2021, 38(5): 605-610. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.010
摘要(511) HTML (275) PDF (2454KB)(58)
摘要:
针对渤海X油田存在的黏土分散、软泥岩缩径、起钻遇阻卡、储层段中高孔渗特征等问题，通过优选流变性调节剂、降滤失剂、润滑剂、封堵剂、抑制剂等核心处理剂，形成了一种无土相钻井液，其配方为：海水+0.2%NaOH+0.2%Na2CO3+0.3%PF-VIS+0.3%FA-367+0.6%PAC+2.0%PF-Lube+2%K-HPAM+1.5%超细碳酸钙+1.5%双溶暂堵剂+1%纳米封堵剂JF-1+HCOONa，该钻井液不含膨润土，能有效减少对储层的损害，钻井液滚动回收率在90%以上，且具有良好的热稳定性能及抗岩屑污染能力，形成的封堵层抗压强度在7 MPa以上，因优选HCOONa作加重剂，水基钻井液对WM95S管材腐蚀速率仅为0.0359 mm/a。
滴西区块侧钻小井眼水平井钻井液技术
房炎伟, 吴义成, 张蔚, 张雄, 余加水
2021, 38(5): 611-615. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.011
摘要(561) HTML (261) PDF (2077KB)(53)
摘要:
小井眼井投资成本低，并可采用开窗侧钻使老井复活，是油田经济有效开发的一条途径。小井眼钻井需克服环空压耗高、岩屑携带等技术难题。通过对地层进行分析，滴西区块采用新型高效钻井液体系，分段进行钻井液性能和水力学设计，在二叠系以上地层采用紊流，钻井液的低剪切流变性可保持泵压在24 MPa内，钻井液抑制性和密度支撑对二叠系地层稳定效果良好；石炭系地层采用紊流-层流过渡流型，提高切力和地层胶结作用，保持泵压在26 MPa内，钻井液流型对井壁扰动小，水平段携岩能力强，机械钻速同比提高66.4%。现场应用证明，高效钻井液体系在滴西区块可发挥井壁稳定和提高钻速的优势。
液体型妥尔油沥青酰胺树脂的合成及降滤失性能评价
赵冲, 张现斌, 邱正松, 钟汉毅, 张健, 赵颖, 高宁
2021, 38(5): 616-622. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.012
摘要(754) HTML (325) PDF (2250KB)(64)
摘要:
为减少传统沥青类降滤失剂对环境的影响，并提高油基钻井液的高温封堵能力，以天然植物油加工尾料妥尔油沥青为原料，采用顺丁烯二酸酐和多元有机胺依次对其进行改性，所得产物溶于环保溶剂油，制备得到液体降滤失剂BZ-FLA。红外光谱分析和核磁共振分析表明，最终产物BZ-FLA主要为顺丁烯二酸酐改性的树脂酸和多元有机胺缩合而成的交联型妥尔油沥青酰胺树脂。分别评价液体降滤失剂在典型油基钻井液中以及无土相油基钻井液中的性能，结果表明，液体降滤失剂BZ-FLA抗温达180 ℃，加量为0.75%～1.0%时可将钻井液高温高压滤失量降至4.0 mL以内，与常规沥青降滤失剂加量3%的效果相当。BZ-FLA与沥青类和褐煤类降滤失剂复合使用，可进一步提高油基钻井液的封堵能力。BZ-FLA在无土相油基钻井液中降滤失效果同样显著。
固井液
抗高温弹韧性水泥浆体系优化研究
李斐
2021, 38(5): 623-627. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.013
摘要(602) HTML (259) PDF (2656KB)(55)
摘要:
在顺北区块和塔中北坡勘探开发过程中，面临着传统水泥石硬脆性明显，在压裂施工中易出现环空微间隙，破坏水泥环完整性的问题。通过理论分析及实验研究，研发了水泥石弹韧性改性新方法，由传统技术的材料高性能发展为结构高性能，通过亲水改性的聚氟胶粉改善水泥石的弹性，有机、无机纤维协同作用增加水泥石的韧性，纳米二氧化硅改善水泥石微观结构增加强度，研发了抗高温弹韧剂，其耐温大于150 ℃，能降低水泥石弹性模量达37.13%，同时保持水泥石具有较高强度，并且具有较好的经济性。以高温弹韧剂为关键，通过评价配套的高温固井外加剂，开发出一套性能良好的高温弹韧性水泥浆体系，体系流变性良好、稠化时间合理、API失水量为45 mL，水泥石弹性模量为6.089 GPa、抗压强度大于30 MPa，满足固井施工要求，为高温高强高韧性水泥浆体系的推广应用奠定了基础。
累积工况下CO2对稠油热采水泥石的修复作用
成涛, 刘鹏超, 欧志鹏, 熊鑫
2021, 38(5): 628-633. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.05.014
摘要(467) HTML (250) PDF (3278KB)(28)
摘要:
根据稠油火烧水泥石在井下先经历蒸汽吞吐、蒸汽驱，再经历稠油火烧的实际工况，利用超高温水泥石养护装置及高温高压腐蚀釜，研究累积工况下CO2对水泥石抗压强度及腐蚀深度的变化规律；同时，利用XRD和SEM等技术探明了CO2对水泥石化学结构及微观形貌的影响。实验结果表明，水泥石经常温及高温养护后呈现高孔渗、低强度的特征，但累积工况下经CO2腐蚀釜养护后，抗压强度不减反增，到28 d时已升至53.4 MPa，较蒸汽驱后提高了54.87%；而随着CO2腐蚀龄期的延长，水泥石腐蚀深度逐渐加深，结构更为致密，且28 d后已被完全碳化。究其原因，水泥石经CO2腐蚀后，腐蚀产物CaCO3溶解度较低，并在孔隙中沉淀结晶，堵塞毛细孔或将大孔分割成小孔，使水泥颗粒密实度提高。该研究结果可进一步丰富业界对CO2腐蚀的认识，同时也为稠油火烧水泥浆体系的性能评价、配方优化提供参考。
超深井抗盐高密度固井水泥浆技术
王敬朋, 熊友明, 路宗羽, 杨吉祥, 石建刚, 吴继伟, 闫智
2021, 38(5): 634-640. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.05.015
摘要(542) HTML (275) PDF (2449KB)(59)
摘要:
塔里木油田克深井区超深井固井存在井下盐膏层发育、窄间隙、高压、高温、大温差等固井技术难题，固井质量无法保证。为解决固井难题，完善了井眼准备通井技术，修正了刚度比计算公式，控制套管下放设计，通过室内实验开展加重材料的优选及合理配比、优选抗盐抗高温添加剂体系、采取针对性技术措施提高水泥石抗高温强度衰退性能，研究出了超高密度抗盐抗高温防气窜水泥浆体系，并对其进行性能评价。结果表明，该水泥浆体系流动度为18～22 cm，水泥浆上下密度差为0.03 g/cm3，其具有流动性能良好、稳定性较好、防窜性能良好、早期强度高、长期强度无衰退等优点，形成了克深井区超深井盐膏层尾管固井技术。该固井技术在现场应用5井次，测声幅固井质量良好。克深井区超深井窄间隙盐膏层尾管固井技术，不但可以解决该区块固井难题，还封固了高压盐水层，保障了该区块的安全、高效开发。
酸化液与压裂液
龙26外扩致密油试验区压裂液损害评价及其微观机理
祁生金, 蒋建方, 姜杰, 初振钰, 刘秋均, 冯章语, 唐珊, 黄登铸
2021, 38(5): 648-656. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.017
摘要(522) HTML (244) PDF (2441KB)(33)
摘要:
大庆龙26外扩试验区为典型致密储层，对压裂液损害更为敏感。依据SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》在储层温度(90 ℃)下采用岩心流动装置进行了胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂压裂液破胶液的岩心驱替实验；结合CT扫描评价了3种压裂液破胶液残渣、残胶在岩心中的分布和对孔隙孔喉的损害程度。岩心驱替实验结果表明，胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂3种压裂液破胶液对岩心损害率分别为43.5%、24.3%和13.1%。CT扫描结果显示，胍胶和化学高分子聚合物压裂液破胶液残留物分别集中于岩心前1/10～2/5段和前1/2段，表面活性剂压裂液破胶液残渣含量少，但能侵入岩心各处；胍胶、化学高分子聚合物和表面活性剂压裂液破胶液对储层岩心孔隙和孔喉的损害率分别为15.41%和9.01%，6.43%和3.14%，8.94%和6.27%。分析认为，3种压裂液破胶液对储层岩心均以液相损害为主，固相损害次之。
磺化腐植酸/胍胶压裂液的制备及其性能研究
安娜, 罗攀登, 李永寿, 方裕燕, 王晨
2021, 38(5): 657-662. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2021.05.018
摘要(838) HTML (348) PDF (2490KB)(44)
摘要:
采用亚硫酸钠对腐植酸进行磺化改性，磺化腐植酸（SHA）与羧甲基胍胶（CMGG）混合后，加入有机锆交联形成新型耐温耐盐型压裂液凝胶（SHA/CMGG），并研究了压裂液的应用性能。结果表明，SHA/CMGG凝胶比CMGG凝胶具有更好的黏弹性和悬砂能力，其中添加量0.3%SHA/CMGG压裂液性能最好，平均沉降速度为0.32 mm/min。由于磺酸根的引入，SHA/CMGG表现了优异的耐盐性，1%外加盐浓度下表观黏度下降率为50%。同时0.3%SHA/CMGG压裂液表现出良好的耐温耐剪切性能，在140 ℃和170 s−1剪切下，黏度为120 mPa·s，可保持60 min基本不变。破胶后，SHA/CMGG破胶液的黏度和岩心伤害性均变大，但增加量并不显著。通过SEM观察了压裂液作用过程的微观结构变化，SHA/CMGG凝胶具有致密的网状结构，对支撑剂的悬浮起着重要作用。

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