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2022年  第39卷  第2期

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钻井液
油基钻井液用改性锂皂石增黏提切剂
倪晓骁, 史赫, 程荣超, 张家旗, 王建华
2022, 39(2): 133-138. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.001
摘要(667) HTML (264) PDF (3072KB)(193)
摘要:

以正辛基三乙氧基硅烷和锂皂石为原料，利用溶胶-凝胶法一步合成了油基钻井液用增黏提切剂改性锂皂石MLap-1，分别利用红外光谱、热重分析、透射电镜和表面润湿性对其单体进行表征，证明其合成成功。通过对改性锂皂石MLap-1单剂评价发现，该剂能够提高油水比为80∶20乳液的乳化效率和破乳电压，在0.3%加量下，乳液破乳电压值达到1200 V以上，使得乳液的表观黏度和动切力由12 mPa·s和0 Pa增大至23 mPa·s和10 Pa，同时能够抗200 ℃高温。以改性锂皂石MLap-1为基础构建的高密度油基钻井液在200 ℃老化后，其动切力维持在4 Pa以上，低剪切速率切力维持在3 Pa以上，破乳电压高于1000 V，滤失量低于5.0 mL，很好地维护了钻井液的悬浮稳定性，保持了良好的乳化稳定性和降滤失效果。为油基钻井液进一步钻探深井、超深井提供了技术支持。
抗高温聚合物纳米微球封堵剂的合成与性能评价
黄乘升, 褚奇, 李涛, 刘金华
2022, 39(2): 139-145. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.002
摘要(626) HTML (294) PDF (3943KB)(163)
摘要:
针对目前钻井用柔性封堵剂抗温性弱的问题，开展了抗高温聚合物纳米微球封堵剂的研究。以丙烯酰胺（AM）、对苯乙烯磺酸钠（SSS）、丙烯酸钠（AAS）、丙烯酸十三氟辛酯（TEAC）和1,3,5-三（甲基丙烯酰胺基甲酸酯）苯（B-TMAC）为原料，偶氮异丁氰基甲酰胺（CABN）为引发剂，十二烷基硫醇（TDDM）为分子量调节剂，通过自由基胶束聚合法合成了聚合物纳米微球OPTB。通过正交实验确定了最佳合成条件：反应温度105 ℃、反应时间20 h、反应单体浓度7.5%、CABN浓度0.4%和TDDM浓度1.5%。借助核磁共振光谱仪（1H-NMR）进行了分子结构表征。OPTB的钻井液性能测试结果显示，OPTB对钻井液的流变性能影响较小，滤失造壁性能显著。高温老化后，OPTB的粒径仍呈单分散状态。OPTB的加量达到3.0%时，对纳微米孔隙的封堵率高达90.84%，且可有效减慢井筒内液柱压力向地层传递的速度。采用扫描电镜（ESEM）观测了160 ℃老化16 h前后的OPTB的微观形貌，结果显示 OPTB颗粒呈球形，粒径较均一，高温作用仍有部分颗粒仍保持单分散状态。
高密度无土相油基钻井液
由福昌, 文华, 吴娇, 张亚
2022, 39(2): 146-150. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.003
摘要(534) HTML (281) PDF (2130KB)(151)
摘要:
高密度油基钻井液高温下重晶石易沉降，导致体系稳定性变差，传统方法采用高浓度有机土来解决，但其会引起钻井液黏度过高，造成ECD升高而引发井漏等复杂情况。针对以上问题，研发了一种具有强电稳定性能、增黏效果的小粒径乳化剂DEMUL，并开发了一种高密度无黏土相油基钻井液体系，通过加入DEMUL、苯乙烯-丁烯/丁二烯-苯乙烯嵌段共聚物(SEBS)与提切剂的协同作用，达到提高高密度油基钻井液的稳定性能，且配方简单、处理剂加量少。研究结果表明，该钻井液在200 ℃下老化160 h也能保持良好的流变性能，160 ℃恒温静置336 h后沉降因子为0.5074，表现出良好的稳定性，且具有良好的抑制性能和极压润滑性能。该钻井液体系在川渝页岩气某高密度水平井进行了应用，钻井过程中该体系流变性能稳定，携砂性能良好，抑制性能强，未出现井下复杂情况。
温度、压力对油基钻井液密度的影响规律及数学模型
杨兰平, 李志强, 聂强勇, 梁益, 蒋官澄
2022, 39(2): 151-157. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.004
摘要(733) HTML (250) PDF (2922KB)(169)
摘要:
油基钻井液的密度受温度和压力影响显著，掌握油基钻井液在不同温度和压力条件下密度的变化规律是钻井安全的重要保障。基于现场配方在室内配制了相同组分、不同密度的4种油基钻井液，使用Anton Paar公司的流体高温高压密度测试仪测定了4种油基钻井液的密度在温度范围60～220 ℃、压力范围20～120 MPa内的变化，探究了温度和压力对油基钻井液密度的影响规律，并建立了油基钻井液密度的温压二元数学模型。使用现场不同密度的油基钻井液对模型的准确性进行了验证，结果表明预测值与实测值之间具有较高的一致性，平均预测准确度达97.93%，能够满足现场使用的需要。另外对2种类似配方的油基钻井液进行了密度准确性验证，结果显示平均误差为9.24%，精度较高。
分散聚合法制备聚丙烯酰胺降滤失剂的研究
杨丽丽, 刘瀚卿, 敖天, 蒋官澄, 王爱佳
2022, 39(2): 158-163. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.005
摘要(573) HTML (240) PDF (3163KB)(67)
摘要:
以丙烯酰胺为单体，通过分散聚合法制备了一种聚丙烯酰胺微球降滤失剂，并与水溶液聚合法、反相乳液聚合法分别合成的聚丙烯酰胺降滤失剂进行了对比。通过优化引发剂加量等方法，合成了可溶解的聚丙烯酰胺微球降滤失剂FA-25。该方法合成过程无毒、环保，无需进行后处理。通过透射电镜分析、热重分析、粒径分析、凝胶色谱法分子量分析等手段，对FA-25进行了结构表征研究，结果表明FA-25为球形，尺寸在40～200 nm范围内，分子量可以达到104 928，初始热分解温度200 ℃。在膨润土浆中加入1% FA-25后能够将中压滤失量降至13.8 mL，优于水溶液合成的产品及反相乳液法制备的产品。此外，产品抗温性能良好，可以抵抗200 ℃的高温，具有良好的应用前景。
氨解改性大豆卵磷脂钻井液润滑剂
孙丙向, 李文博
2022, 39(2): 164-170. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.006
摘要(686) HTML (307) PDF (3307KB)(66)
摘要:
大豆卵磷脂为双脂肪酸甘油磷脂衍生物，结构中富含磷酸酯基、羟基、氨基等润滑吸附基团，但是其结构中双脂肪酸甘油酯疏水性过强、分散性过低，无法直接作为钻井液润滑剂。将大豆卵磷脂、醇胺、催化剂、矿物油分散剂混合加热反应获得改性磷脂润滑剂，采用红外光谱与核磁共振磷谱分析了醇胺氨解大豆卵磷脂的机理。通过摩擦磨损实验确定了改性磷脂润滑剂的抗磨耐磨能力。对比其他市售润滑剂，分别测试了改性磷脂润滑剂的润滑性能、高温稳定性能、抗盐抗钙性能，最终测试了改性磷脂润滑剂对聚磺钻井液的配伍性能以及润滑提升能力。氨解改性工艺中醇胺的最佳加量为10%～25%，醇胺能够氨解大豆卵磷脂中脂肪酸酯形成脂肪酰胺，从而降低其结构中疏水脂肪链成分，提升其水分散性。氨解所形成的羟基进一步与磷酸酯阴离子发生分子内酯化反应形成五元环状磷酸酯，掩蔽磷酸酯阴离子。所形成的改性磷脂润滑剂具有优异的润滑性能、高温稳定性能、抗盐抗钙性能以及钻井液配伍性能，具有潜在钻井液润滑应用前景。
满深区块深井强封堵钻井液技术
喻化民, 薛莉, 吴红玲, 李海彪, 冯丹, 杨冀平, 鲁娜
2022, 39(2): 171-179. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.007
摘要(625) HTML (263) PDF (2575KB)(90)
摘要:
满深区块中深部地层断裂破碎，微裂缝发育，且黏土矿物含量高，组分差异大，硬脆性和水敏性泥页岩相互共存，钻井过程中易发生水力劈裂和水化不等速膨胀而导致的井壁失稳。为此，提出了“物理支撑+化学抑制封堵”防塌技术对策，并构建了多元协同防塌强封堵钻井液。室内评价表明：强封堵钻井液抗温达180 ℃；抗10%饱和盐水污染；T层和S层岩样滚动回收率高达89.36%和91.33%、膨胀率低至7.3%和4.2%；能有效封堵20～120目不同粒径石英砂间微孔隙。该钻井液在ManS5-H4井现场应用中性能稳定，流变性好，滤失量低，具有较好的抑制和防塌性能，解决了中深部地层阻卡、坍塌掉块和扩径等井壁失稳问题，井眼通畅规则，二、三开井段平均井径扩大率分别为4.28%和6.75%，返出岩屑代表性好，无钻井液事故发生，能满足复杂地层复杂工艺钻进需要，提高了钻井综合效益。
两段式桥堵增效技术在南堡27-平201井应用
郭明红, 张克正, 吕东华, 来东风, 王保军, 徐文光, 刘艳, 李秀妹
2022, 39(2): 180-184. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.008
摘要(526) HTML (223) PDF (2741KB)(58)
摘要:
冀东油田南堡2号构造2-27区块东三段发育多套火成岩，裂缝和孔洞发育，承压能力低，同井段深灰色泥岩坍塌压力高，安全密度窗口极窄，尤其是大斜度井垮塌与井漏矛盾异常突出，极易引发多重事故复杂。南堡27-平201井实钻过程中发生多次井漏，其中钻至井深4574 m发生钻井液失返后，进行2次桥接堵漏效果不佳，综合分析井下情况采用两段式桥堵增效技术，第一段堵漏浆以中细颗粒为主，辅助3%固结材料，实验结果显示加入固化剂后堵漏浆具备安全可泵性，堵塞层更致密，内摩擦力可提高6倍，第二段优选抗高温三角锥形树脂颗粒，充分发挥其易进入、易滞留、抗返排的特点，施工过程采取平推堵漏工艺，一次堵漏成功，后续施工未发生复漏。
胺基聚醚含量测定干扰因素分析及消除
刘晓燕
2022, 39(2): 185-189. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.009
摘要(531) HTML (305) PDF (2073KB)(39)
摘要:
胺基聚醚作为一种高效抑制剂在钻井液中使用越来越多，但对其在钻井液中的游离含量却无法进行检测，导致配制维护钻井液时确定加量没有依据。研究了胺基聚醚含量测定方法，考察发现钻井液常用处理剂如氢氧化钠、羧甲基纤维素钠盐、磺化酚醛树脂、水解聚丙烯酰胺钾盐等使测定结果高出理论值，研究了干扰因素消除方法。在钻井液中进行验证，测定结果表明，该方法偏差不大于10%，能够较好地满足现场应用。
现场油基钻井液固相粒度评价新方法
李兵
2022, 39(2): 190-193. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.010
摘要(651) HTML (244) PDF (2093KB)(79)
摘要:
固相颗粒分布对油基钻井液的性能影响较大，因此确定现场钻井液固相颗粒尺寸，对于调控钻井液性能具有重要意义。根据现场油基钻井液经固控设备分离前后的粒度分布数据，建立了固控设备清除效率与固相颗粒粒径分布关系。现场通过钻井液固相含量测定，可知现场固控设备的固控效率，进一步可确定现场钻井液固相颗粒粒径的分布范围。现场井浆固相含量测定表明，固控设备清除效率与固相颗粒粒径分布具有强相关性，相关系数R2可达0.97；经固控设备分离后，现场油基钻井液的固相含量由45.0%降至16.2%，清除效率达0.64。采用上述测试方法测得的固相粒径为12.50 μm，在使用激光粒度分布仪得的粒径峰（7.11～12.73 μm）范围内，表明该测试方法具有良好的准确性，可用于现场测量钻井液内的固相粒度。
海上钻井油基钻屑清洗室内分析
王昆剑, 冯硕, 刘阳, 张羽臣, 李斌, 李坤成, 孙德军
2022, 39(2): 194-199. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.011
摘要(464) HTML (184) PDF (2416KB)(31)
摘要:
使用油基钻井液进行钻井作业时，产生的油基钻屑含有基础油、钻井液处理剂等污染物，若其直接排放，会严重危害环境，也会造成大量油类资源的浪费。为此，使用表面活性剂水洗法处理海上钻井平台产生的油基钻屑，利用人工海水配制清洗液，得到清洗液配方为：0.7 %脂肪醇聚氧乙烯醚类非离子活性剂AEO-5+0.3%阴离子活性剂SDBS+0.15% Na5P3O10。通过室内清洗实验，探究了钻井液处理剂和钻屑矿物种类对残油率的影响。结果表明，钻井液处理剂会增大油相去除难度；钻屑矿物种类中，高岭石相比于云母石、长石、石英石清洗难度增加。最后确定最佳清洗工艺条件为：搅拌速率为500 r/min，固液比为1 ∶ 4，清洗时间为15 min，清洗温度为25 ℃。清洗结束后，钻屑残油率可降至1%以下，达到海上《海洋石油勘探开发排放限值》油基钻屑排放标准。
固井液
高温合成水化硅酸钙对油井水泥水化进程的影响
刘学鹏
2022, 39(2): 200-207. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.012
摘要(523) HTML (201) PDF (3683KB)(36)
摘要:
以氧化钙、氢氧化钙、白炭黑等为主要原料，在160 ℃、80 MPa下，通过高温水热合成法合成了颗粒状水化硅酸钙晶体，并研究了其对油井水泥水化的影响。结果表明，合成的颗粒状水化硅酸钙晶体能使水泥水化放热量增加超过1倍，且能够显著加快水泥浆的放热速率；合成材料的粒径大小对水泥浆水化过程有一定影响，粒径为纳米级时水泥浆放热速率和总放热提高更为明显，一定加量下具有早强、增强水泥石强度的作用。研究表明水泥的钙硅比会影响水泥水化规律，相关机理需要进一步深入研究。
羟基磷灰石耐高温抗CO2腐蚀水泥浆
田进
2022, 39(2): 208-213. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.013
摘要(465) HTML (208) PDF (2450KB)(38)
摘要:
高温气井固井过程中，必须对水泥浆进行防腐处理。受腐蚀仪器与抗高温聚合物防腐剂的限制，高温区域水泥石相关防腐报道较少。以实验室自制的聚合物乳液为聚合物防腐剂，研选羟基磷灰石为无机防腐填料，构建了一套适用于高温气井的羟基磷灰石耐高温抗CO2腐蚀水泥浆体系，并评价其常规性能、抗窜性能与防腐性能。结果表明水泥浆流变性良好、抗窜能力强，90 d内水泥石腐蚀深度低于0.5 mm。水泥石XRD与SEM分析表明，高温区域内凝胶性物质与氢氧化钙基本消失，腐蚀反应比较单一，主要是硬硅钙石与CO2相发生了反应。LKseal聚合物防腐剂通过成膜作用减少CO2侵蚀水泥石，羟基磷灰石通过吸收CO2并生成叠片状碳酸羟基磷灰石修补腐蚀后孔洞，进一步提高羟基磷灰石水泥石抗腐蚀能力。
储能微球的封装方法
梁继文, 刘和兴, 王成龙, 黄静, 沈晟达, 柳华杰
2022, 39(2): 214-220. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.014
摘要(510) HTML (207) PDF (2640KB)(38)
摘要:
为了保证在海洋深水油气井固井时水合物的稳定，需要在固井时使用低水化热水泥浆。目前的方法是在油井水泥中加入热能存储剂，但是将热能存储剂直接在水泥浆体系中应用，会出现配伍性差的问题。将热能存储剂吸收进入高强度载体微球内形成储能微球，可避免热能存储剂与水泥浆直接接触，是解决热能存储剂对固井水泥浆不利影响的有效措施。但是由于载体微球球壁开孔，热能存储剂仍然会从载体微球中泄漏，因此需要对储能微球进行封装。针对现有封装技术存在成本高、耗时长等问题，建立了以丙烯酸树脂为封装材料，利用喷涂法对载体微球进行封装的工艺，并对储能微球的封装效果进行评价优化，得到最合适的丙烯酸树脂的质量分数为20%，最终形成了一套简单高效的储能微球封装方法。封装的储能微球具有很好的抗压、耐温、耐碱性能，能够在海水环境中长时间稳定存在，为解决热能存储剂与水泥浆不配伍难题开辟一条新的途径，对有效封隔天然气水合物层具有重要的意义，同时也可为其他油井水泥外加剂载体研发提供借鉴。
高炉矿渣改性铝酸盐水泥材料腐蚀机理与性能
郭华, 马倩芸, 武治强, 张党生
2022, 39(2): 221-226. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.015
摘要(417) HTML (194) PDF (2707KB)(35)
摘要:
随着油气资源的勘探与开发力度加大，固井作业面临越来越复杂的工况，如高温、高压、酸性环境等，对固井水泥环提出了更高的要求，固井常用硅酸盐水泥由于自身矿物组分及水化产物原因，易被酸性环境腐蚀，进而引起固井水泥环封隔失效等问题。而高炉矿渣改性铝酸盐水泥基材料具有较好的耐高温性、耐久性和抗酸腐蚀性，还具有成本低、使用范围广的特点。模拟海上高温高压酸性气田开发实际工况，研究了高炉矿渣改性铝酸盐水泥的耐腐蚀性能，通过对腐蚀前后水泥石的物相组成和微观形貌的表征揭示了高炉矿渣改性水泥石的增强及防腐蚀机理。结果表明，掺入40%高炉矿渣可改善铝酸盐水泥后期强度衰退并提高防腐能力；微观分析表明，铝酸盐水泥主要物相CA会直接生成C3AH6，避免了C2AH8、CAH10和高炉矿渣反应生成结构疏松并且强度较低的C2ASH8。由于该水化产物的大量生成，使得水泥石结构更为致密，减少了酸性介质腐蚀通道，使得高炉矿渣改性铝酸盐水泥石的力学性能以及防腐蚀能力大大提升。
镶嵌屏蔽钻井液滤饼对固井二界面胶结质量的影响与提高措施
何瑀婷, 赵殊勋, 高启轩, 李明泽, 吕宝玉, 左天鹏, 郑怡杰, 程小伟
2022, 39(2): 227-233. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.016
摘要(519) HTML (192) PDF (3776KB)(45)
摘要:
固井质量的好坏是决定后期开采作业能否顺利进行的关键，钻井过程中形成的滤饼会影响固井二界面的胶结质量，因此通过固井二界面胶结强度的评价方法，分析镶嵌屏蔽钻井液滤饼对固井二界面胶结质量的影响，结合SEM和EDS进一步说明钻井液形成的虚滤饼因为其疏松的凝胶状态导致固井二界面质量降低。针对以上问题，选用脂肪醇聚氧乙烯醚（AEO）、脂肪酸山梨醇酐聚氧乙烯醚60（T60）、聚氧乙烯烷基酚醚（OP）3种渗透剂对镶嵌屏蔽钻井液滤饼进行冲洗，实验结果表明，AEO对镶嵌屏蔽钻井液滤饼的冲洗效果最好，滤饼通过AEO冲洗后，固井二界面胶结强度增大33.34%～166.67%，提高了固井二界面的胶结质量。
高温固井水泥浆用降失水剂GT-1的制备及性能
赵建胜, 代清, 霍锦华, 李杨
2022, 39(2): 234-240. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.017
摘要(516) HTML (222) PDF (4282KB)(37)
摘要:
随着油气勘探向深井、超深井方向的不断发展，固井作业对其工作液体系及外加剂提出了更高要求。针对目前降失水剂耐温、抗盐性能不足、适应温度范围窄、且与其他外加剂相容性差等问题，基于分子结构设计思想并结合功能单体优选，以2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、丙烯酰胺（AM）、对苯乙烯磺酸钠（SSS）、纳米二氧化硅等为原料制备了高温固井水泥浆用降失水剂GT-1。采用红外光谱、凝胶色谱、热综合及扫描电镜等分析方法研究了其化学结构、分子量、热稳定性及水溶液微观形貌。并对GT-1的失水性能、耐温性能、抗盐性能及所配制水泥浆体系的流变性能、抗压强度和稠化性能进行了研究。结果表明，降失水剂GT-1化学结构符合预期设计，重均相对分子质量为138 431，热稳定性优良，且其水溶液呈现规整的空间网状结构；同时，降失水剂GT-1耐温、抗盐性能突出，能够控制水泥浆失水量，且所配制水泥浆工程性能良好，满足固井施工需求，具有较好的应用前景。
压裂液与酸化液
用返排液作基液的压裂液配方研究
申金伟, 袁文奎, 赵健, 陈磊, 李梦, 孙厚台
2022, 39(2): 241-247. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.018
摘要(655) HTML (190) PDF (2690KB)(41)
摘要:
为解决压裂返排处理水重复利用的问题，探讨了压裂返排处理水对胍胶压裂液的影响。针对胍胶压裂液在高矿化度水中溶胀和交联效果差的难题，通过优选耐盐胍胶PA-G、研制螯合调节剂PA-CR以及合成有机硼交联剂PA-CL，优化出一套适应于压裂返排处理水重复配制压裂液的配方。实验表明该配方可满足90 ℃耐温耐剪切要求，具有以下功能：①优选的耐盐胍胶PA-G溶胀速度快，黏度高，0.3%含量下5 min即可达到30 mPa·s；②研制的高效螯合调节剂，由有机碱、EDTA、有机膦酸盐和聚合物组成，可有效螯合钙、镁离子，可将含1500 mg/L钙镁离子高矿化度水的pH值调节至10以上时不发生沉淀；③研制的有机硼交联剂具有延迟交联功能。
可降解纤维压裂液的研究及其在苏里格气田的应用
甘霖, 祁国栋, 李照川, 付玥颖, 王红科, 靳剑霞
2022, 39(2): 248-252. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.019
摘要(435) HTML (197) PDF (4197KB)(39)
摘要:
为了提升苏里格气田支撑剂铺置效果，防止出砂和支撑剂回流，对纤维进行了表面改性处理，优化了纤维尺寸、加量，对纤维降解性、分散性、岩心伤害、悬砂性能、压裂液体系耐温耐剪切性能、破胶等性能进行了评价。结果表明，纤维直径为10 μm、长度为12 mm，加量为0.15%，在压裂液中分散良好，120 h可降解80%以上，降解后纤维溶液伤害率小于5%，纤维压裂液增黏性能优异，在剪切速率170 s−1、110 ℃下剪切120 min后黏度保持在120 mPa·s以上。纤维通过桥接作用形成网状结构，将支撑剂束缚于其中，降低支撑剂沉降速度，现场试验未发生出砂和支撑剂回流现象，压后无阻流量为108.61×104 m3/d，现场压裂效果良好。
川东南茅口组泥灰岩复合酸压技术
刘炜
2022, 39(2): 253-258. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.020
摘要(400) HTML (189) PDF (3583KB)(32)
摘要:
针对川东南区块茅口组基质储层埋藏浅，敏感性矿物含量高且储层低孔低渗，采用了多簇限流射孔+降阻水加砂+清洁酸复合酸压工艺，扩大了储层改造体积，提升了地层裂缝导流能力。结合岩石力学参数，采用密切割射孔增加人工裂缝密度，通过增大簇间诱导应力优化了裂缝间距为10～15 m，当单段液量为1600～1800 m3，降阻水与清洁酸配比为6∶4时，可实现裂缝壁面的刻蚀，提升裂缝导流能力，强化渗流通道。研选了耐酸、高降阻率的清洁稠化剂，形成的清洁酸体系降阻率达63.5%，有效地降低了酸压施工摩阻，有利于大排量酸压施工，在闭合压力为30 MPa下的酸蚀裂缝导流能力达14.9 μm2·cm，且清洁酸与岩石反应前后的岩石表面结构特征基本一致，酸蚀蚓孔及裂缝表面无附着物，对储层伤害较小。并在FM1HF井成功应用，取得了Φ12 mm油嘴放喷条件下，日产4.12×104 m3工业气流，首次在川东南地区茅口组获得稳定工业气流，验证了该项技术在泥灰岩气藏中的应用可行性，对国内类似储层改造提供良好的借鉴和推广应用价值。
完井液
有机缓释微乳酸高效解堵剂的制备及性能研究
何立成, 蓝强, 黄维安, 王雪晨, 尚术芳, 李秀灵
2022, 39(2): 259-264. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2022.02.021
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摘要:
针对油田常用酸化方法存在酸液剖面不均匀和二次伤害的问题，优选有机酸和无机酸形成复合酸，优选表面活性剂和助表面活性剂，制备出有机缓释酸微乳液，其最优配方为：AQAS∶AEO=1∶1, 正丁醇∶正辛醇 =1∶1，水相∶油相=3∶7，助表面活性剂︰表面活性剂=1∶2，乙酸∶氢氟酸=4∶1。该体系的泥饼清除率超过85%，在低渗岩心中解堵效果显著，其渗透率恢复值超过100%。

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