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2023年  第40卷  第5期

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钻井液
加重材料对抗高温高密度合成基钻井液性能的影响
任亮亮, 陈晨, 李超, 何卓芯, 胡悦悦, 徐博韬, 罗健生, 高二虎
2023, 40(5): 551-555. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.001
摘要(464) HTML (147) PDF (2300KB)(132)
摘要:
微锰具有更小的粒径、更高的密度以及可酸溶性，因此具有优异的沉降稳定性和储层保护性能，适用于抗高温高密度钻井完井液。以中海油田服务股份有限公司的密度为2.04 g/cm3的MODRILL合成基钻井液体系为基础，研究了重晶石（4.3 g/cm3）、重晶石（4.4 g/cm3）和微锰（4.8 g/cm3）加量配比分别为10∶0∶0、0∶10∶0、5∶0∶5、6∶0∶4、7∶0∶3、8∶0∶2、5∶5∶0条件下，加重材料对合成基钻井液性能的影响。结果发现，不同加重材料对合成基钻井液的流变性能、电稳定性和高温高压滤失量都有较大的影响；微锰加量的增加会降低合成基钻井液的表观黏度和塑性黏度，增加动切力和φ6读数，会降低体系的破乳电压，但整体上可以满足作业要求，还会大幅度增加体系的高温高压滤失量；重晶石（4.3 g/cm3）∶微锰（4.8 g/cm3）的配比为5∶5时，体系综合性能最佳，缺点为成本相对较高，对于储层保护要求较低的现场，可以用超细重晶石（4.4g/cm3）来代替微锰（4.8 g/cm3），使重晶石（4.3 g/cm3）∶重晶石（4.4 g/cm3）的配比为5∶5。现场添加不同加重材料的合成基钻井液的性能测定结果验证了上述结论。
川西断缝体储层封堵固壁钻井液技术
高书阳, 汤志川, 宋碧涛, 李凯贤, 刘祚才
2023, 40(5): 556-562. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.002
摘要(404) HTML (141) PDF (2954KB)(98)
摘要:
为解决川西断缝体破碎性地层钻进过程中卡钻频发、成井难度大等技术难题，分析了该地层地质特征，实验研究了其井壁失稳机理。结果表明，川西断缝体破碎性地层岩石破碎、胶结程度弱，微裂隙发育，流体侵入后微裂缝扩展，损害岩石完整性及力学性能，改变井壁岩石有效应力状态，导致井壁垮塌。在此基础上，基于“封堵+固壁”技术对策，研制了抗高温化学固壁剂，优选了高效封堵剂，构建了断缝体地层封堵固壁井壁稳定钻井液体系，提升了钻井液的封堵固壁能力。该钻井液在M6等井进行了成功应用，维持了断缝体破碎性地层的井壁稳定性，具有良好的应用前景。
基于可解释性机器学习的ECD敏感性分析与预测技术
马磊, 周波, 张宁俊, 杨恒, 蔡新树, 刘征, 徐同台
2023, 40(5): 563-570. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.003
摘要(386) HTML (131) PDF (3444KB)(65)
摘要:
当量钻井液循环密度（ECD）计算过于繁琐耗时，且其敏感性规律尚未得到明确认识。为此，采用ProHydraulic软件对克深区带的1928个数据点进行分析，以确定ECD的理论值，并建立了相关的特征参数。同时，利用可解释性机器学习方法SHAP对钻井液特性、钻进参数和环空容积等关键因素进行了敏感性分析。最终，利用线性回归构建克深区带计算ECD的经验公式，涵盖了12个主要特征参数。结果表明，该模型表现优异，测试集决定系数达到0.963，平均绝对误差仅为0.04，为实际工程应用推出了简明、高效的经验公式。
基于3D扫描打印技术的裂缝性堵漏模拟新方法
王涛, 叶艳, 朱金智, 张震, 陆海瑛, 李城里, 孙振玮
2023, 40(5): 571-577. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.004
摘要(271) HTML (100) PDF (3169KB)(68)
摘要:
塔里木油田博孜区块钻井过程中漏失频发，钻井液损失量大，造成巨大的经济损失，是目前该区块勘探开发的一大难点。现有的传统裂缝堵漏模拟方法较难真实模拟井下裂缝条件，导致室内实验效果与现场应用差异较大。以博孜区块为例，通过对其储层特征进行分析，明确储层漏失成因为天然裂缝漏失与薄弱地层破裂；基于3D扫描打印技术，制作具有储层真实裂缝特征的仿真缝板，以此为核心建立了一种裂缝性堵漏模拟新方法，使用自主研制的堵漏仪器开展了不同裂缝宽度下的堵漏配方评价实验。实验结果表明，裂缝性堵漏模拟新方法适用于多尺度裂缝性地层堵漏配方模拟评价，能够为针对裂缝性漏失的现场堵漏配方测试提供有力支持。
酰胺型润滑剂极性片段在铁表面的吸附作用
刘超, 卢福伟, 王伟, 张顺从, 唐玉华, 王腾飞, 郭婷婷
2023, 40(5): 578-585. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.005
摘要(386) HTML (117) PDF (4126KB)(57)
摘要:
针对深井、超深井、大位移井和水平井等复杂境况带来的高温、高摩阻环境，利用DFT模拟方法，分析了油酸酰胺亲水链段中伯胺基、仲胺基、酰胺基和羟基等极性片段在铁（001）表面的吸附作用力，进一步探究油酸酰胺类润滑剂在铁表面的吸附润滑机理。结果表明，酰胺基、伯胺基、羟基在Fe(001)面上的桥位产生稳定吸附，仲胺基在Fe(001)面上顶位产生最稳定吸附，吸附能从大到小依次为伯胺基、仲胺基、羟基、酰胺基。布居数分析结果表明，4种极性基团在吸附过程中轨道布居数均发生变化，从Fe(001)面得到电子，其中仲胺基得到0.16e电子，伯胺基和酰胺基得到0.09e电子，羟基得到电子数最少，为0.08e。态密度分析结果表明，仲胺基和伯胺基中N原子的2p轨道与铁原子的3p、4s轨道间有态密度重叠，存在化学成键作用。在极压润滑测试和四球摩擦实验中，油酸二乙烯三胺的润滑系数降低率为83.6%，高于油酸二乙醇酰胺的78.2%；摩斑半径为287.184 μm，小于油酸二乙醇酰胺的摩斑半径，表明含有胺基与酰胺基的润滑材料润滑性能优于含有羟基的表面活性剂。
塔里木致密裂缝性储层钻井液侵入实验研究
黎明, 郭建春, 刘彧轩, 刘文辉
2023, 40(5): 586-593. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.006
摘要(374) HTML (127) PDF (3399KB)(63)
摘要:
近年来致密砂岩储层伤害与保护问题引起学者们的关注。由于存在天然裂缝通道沟通，在裂缝性致密储层的开发过程中，工作液很容易沿裂缝进入储层，对储层造成严重的伤害。为了探究钻井液对裂缝性储层的伤害程度和机理，以塔里木库车山前区块裂缝性致密砂岩储层为研究对象，进行了钻井液侵入伤害实验。实验结果表明，钻井液侵入过程按照泥饼的形成过程可分为4个阶段，分别是无泥饼阶段、泥饼快速生成阶段、泥饼动态平衡阶段和形成封堵阶段；钻井液侵入速率受储层渗透率、泥饼渗透率、流体性质以及密度的影响，当储层渗透率高于临界渗透率时，侵入速率主要由滤饼渗透率决定；通过扫描电镜结果可得，钻井液固相颗粒在岩心孔喉中的堵塞状态分为堵塞状、黏附状和填充状3种，不同堵塞状态对储层渗透率伤害程度不同。得到的钻井液动态伤害分析与固相颗粒侵入研究有助于复杂油藏模拟器的改进，对现场施工作业以及钻井液优化具有一定的指导意义。
巴彦油田疏松砂岩储层保护技术
程智, 罗玉财, 刘荣庆, 欧阳威, 彭松, 谭天宇, 汪涛, 于海涛
2023, 40(5): 594-601. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.007
摘要(373) HTML (131) PDF (3948KB)(65)
摘要:
巴彦油田储层属于中孔、中低渗为主的深部弱胶结砂岩储层，储层水敏性强，在用钻井液为淡水体系，抑制能力差，易引起地层水矿化度变化，导致储层污染。中国具有同样埋藏深度同时又具有类似储层物性特点的油田很少，需要针对疏松砂岩储层特点研发一种新型微米储层保护剂。在分析巴彦油田储层伤害因素的基础上，自主研发了一种兼具成膜与防膨效果的微米乳液储层保护剂，通过激光粒度分析、砂床封堵、PPA封堵滤失、扫描电镜等评价方法，验证了微米暂堵剂的广谱封堵和协同增效效果。该产品粒径D50≤2.17 μm，D90≤7.05 μm，线性膨胀降低率达到51.35%，与钻井液体系配伍性良好，与可酸溶材料配伍形成了一体化广谱封堵技术。室内实验表明，该广谱封堵技术针对弱胶结砂岩储层岩心渗透率恢复值可保持在90%以上。现场试验中，通过表皮系数测试和试油投产数据等综合对比表明，该广谱封堵技术具有良好的储层保护效果。
适用于页岩油钻井的低伤害防塌水基钻井液体系
艾磊, 高云文, 欧阳勇, 辛庆庆, 周宇
2023, 40(5): 602-610. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.008
摘要(393) HTML (127) PDF (4784KB)(83)
摘要:
长73页岩储层发育微纳米级孔缝，地层岩石强度低，钻井液滤液易侵入储层造成井壁失稳和储层伤害。厘清了长73页岩井壁失稳机理及钻井液技术难点，借鉴“1/3和2/3架桥封堵规则”，引入刚性和可变形封堵材料，构建了广谱型多级粒径分布区间。以瞬时滤失量为评价指标，通过曲面响应建模优化出最佳配比，室内优选了防塌抑制剂组合，在此基础上研发出一套低伤害强防塌水基钻井液体系，评价实验结果表明，所构建的钻井液能够有效平衡地层坍塌应力，老化后静置72 h流变性依旧良好，抑制性强，页岩线性膨胀率较清水环境和现场钻井液分别降低了16.74%和13.61%；封堵性显著，瞬时滤失量仅为1 mL，对岩心的封堵率高达93.5%，储层保护性好，泥饼清除后岩心板中无孔喉堵塞现象，渗透率恢复值高达95.2%；润滑性能适中，钻井液老化前后摩阻系数均保持在0.08左右，现场试验水平段平均井径扩大率仅为4.27%，平均机械钻速可达18.4 m/h，钻进期间水平段无井下复杂事故，各项性能能够满足长73页岩油水平井钻井的需要。
水基钻井液固相分布与控制——以苏里格东部气井为例
李明辉, 王凯, 王清臣
2023, 40(5): 611-616. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.009
摘要(343) HTML (112) PDF (2625KB)(64)
摘要:
为促进钻井现场水基钻井液的精细化控制程度、进一步提升安全高效钻井技术。以苏里格东部两口气井钻探现场的水基钻井液为研究对象，对其在钻进过程中的固相含量变化、固相粒径分布、钻井液含砂量以及固控设备的清除效率等开展了分析研究。结果表明，从延长组至马家沟组的钻进过程中，钻井液固相含量从4%～7%增长至9%～13%，伴随着钻井液密度的上升；粒径大于109 μm（140目）的固相从63.05%降至35.5%，粒径小于74 μm的固相从3.98%增长至12.73%，且固控设备难以降低其含量；钻井液含砂量控制在0.5%以内；在钻井液体系转化前后，沉砂罐和振动筛清除固相效率最高分别为43.31%～51.47%和45.38%～53.98%，而除砂除泥一体机的清除效率最低为5.31%～11.76%。这为钻井现场的高效固相控制与水基钻井液的精细优化提供了参考与借鉴。
重力置换解卡与低摩阻钻井液在ST2-4井的应用
祝学飞, 杨坤, 徐思旭, 孙俊, 冯勇, 席云飞, 黄念义
2023, 40(5): 617-621. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.010
摘要(355) HTML (122) PDF (2688KB)(73)
摘要:
ST2-4井是位于塔里木盆地桑塔木断垒带2号构造的一口侧钻井，其Φ152.4 mm井眼4350～4800 m井段井斜为0°～61.1°，中途完钻直推存储式测井过程中发生电测仪器被卡，井底50.95 m电测仪器无水眼通道，不能建立循环，第一次浸泡常规解卡液未解卡，第二次对常规解卡液配方改造升级为改进型解卡液，成功解卡，避免了超千万的电测仪器损失。改进型解卡液的改进措施包括：(1)将配制解卡液的清水替换浓度为10%的CaCl2盐水；(2)将快速渗透剂快T的浓度提高至30%；(3)将解卡液密度提至高于井浆密度0.5 g/cm3，利用重力置换原理将解卡液置换至井底浸泡电测仪器。解卡后采用“低黏度切力轻浆+重稠浆段塞”携砂工艺保持井眼通畅，引入有机减阻剂YJJZ-1将常规KCl聚磺体系转换为低摩阻钻井液降低摩阻，通过提高HTHP泥饼质量、加强井浆防塌抑制性结合，完成了斜井段易黏卡井段电测、下套管作业。
高密度废弃水基钻井液电破胶条件的响应曲面法
王潇辉, 王旭东, 姜春丽, 师浩林, 薛迦文, 徐加放
2023, 40(5): 622-628. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.011
摘要(275) HTML (97) PDF (3424KB)(34)
摘要:
随着深层、超深层油气资源开发力度的不断加大，地层压力逐渐升高，高密度废弃钻井液处理量也不断增长。传统的化学絮凝剂存在成本高、普适性差及潜在的二次污染等问题，利用外加电场是高密度废弃钻井液绿色处理的新手段。在单因素实验的基础上，运用响应曲面法（RSM）研究了电流强度、破胶时间、极板间距3个因素及其交互作用对钻井液体系的Zeta电位和粒径分布的影响。结果表明，在电流强度为8 A、极板间距为3 cm、破胶时间为10 min的条件下，废弃钻井液破胶效果达到最优。破胶后的钻井液体系的Zeta电位上升率为38.29 %，达到了−26.2 mV，其体系的粒径分布D90达到了562.5 μm。废弃钻井液体系的胶体稳定性得以破坏，为后续体系中有用组分的回收及废弃组分的处理工作提供有力支撑。
固井液
ATP负载杂环两性共聚物型超高温降失水剂的合成与性能评价
王其可, 刘文明, 凌勇, 许艺馨, 张航, 段云刚, 郭锦棠
2023, 40(5): 629-636. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.012
摘要(333) HTML (126) PDF (2937KB)(40)
摘要:
现有AMPS共聚物类降失水剂高温稀释降黏作用明显，对固井水泥浆的超高温沉降稳定性尤其不利。对此，合成了一种凹凸棒土（ATP）负载杂环两性共聚物型超高温固井降失水剂ATP-FLA以减弱共聚物的高温分散副作用。对负载前后的产品进行了综合性能对比，结果表明，在150～240 ℃范围内，加有4.0%～6.0%负载型降失水剂ATP-FLA、2.0%～4.0%悬浮剂的水泥浆API失水量不大于40 mL，沉降密度差不大于0.03 g/cm3，超高温稳定性良好。在240 ℃、120 MPa下养护后的水泥浆流性指数达到0.8976，浆体高温稠度高，剪切阻力大。同时，利用超高温固井现场水泥浆对ATP-FLA进行了适应性评价，结果表明其能够在有效控制API失水量的同时不影响水泥浆的其他性能。此外，利用分子动力学模拟研究了杂环两性共聚物FLA的作用机理。模拟分析结果表明，杂环两性共聚物FLA相比于常规阴离子型共聚物的优势在于其减弱了自身分子链受环境中金属离子的“去水化”效应干扰，更耐金属离子进攻，使其更加适应水泥浆体系的碱金属离子溶液环境。
可储存液体化水泥技术
沙林浩, 徐鹏, 汤少兵, 冯望生, 郭秋实
2023, 40(5): 637-643. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.013
摘要(283) HTML (98) PDF (2740KB)(32)
摘要:
介绍了一种新型固井水泥浆——可储存液体化水泥。可储存液体化水泥是一种可在液体状态下稳定保存，并在需要时可凝结硬化的液体化水泥。该项技术可提前预制水泥浆，解决了传统固井水泥浆密度波动大的难题，实现水泥浆密度精确控制，满足路途遥远、现场施工极端困难条件下的固井需要。详细介绍了可储存液体化水泥的组成、性能、技术特点及应用领域。该水泥浆储存期间浆体稳定，储存期长，可达90 d以上。激活后的可储存液体化水泥在性能上与传统水泥浆性能相近，可满足40～180 ℃的水泥浆设计要求，水泥浆静胶凝强度过渡时间短，SPN性能系数低，有良好的防气窜性能。该水泥浆可在基地混配好，不用在现场进行混配，浆体配好后性能也会被“锁定”，会一直保持设计的性能。当水泥浆泵入井下后，才被激活，而后固化。
页岩油原位转化工况下微硅复合六偏磷酸钠改性铝酸盐水泥石性能评价
万向臣, 张健, 王文斌
2023, 40(5): 644-651. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.014
摘要(254) HTML (95) PDF (3260KB)(32)
摘要:
低成熟度页岩油原位转化工况下极端高温会导致固井水泥石强度发生衰退。因此，研究了微硅复合六偏磷酸钠改性铝酸盐水泥在650 ℃处理前后的宏观性能及微观结构。结果表明，50 ℃下六偏磷酸钠能显著降低铝酸盐水泥石的渗透率，但对抗压强度提升不明显，微硅复合六偏磷酸钠改性铝酸盐水泥石的渗透率明显降低，同时抗压强度提升明显。650 ℃处理后，5.0%六偏磷酸钠改性铝酸盐水泥石的抗压强度最高，为47.19 MPa，而微硅复合六偏磷酸钠改性铝酸盐水泥石的抗压强度呈现降低趋势。铝酸盐水泥石在650 ℃处理前后水化产物发生明显转化，主要是C3AH6和AH3转化为C12A7和CA，其中，C3AH6和AH3主要在180～400 ℃期间发生热分解，同时水泥石由于晶型的转化导致孔隙增大。微硅促使铝酸盐水泥石在50 ℃环境下生成的C2ASH8，有助于改善水泥石的微观结构，但是，650 ℃处理后由于C2ASH8的分解同样会导致水泥石孔隙增大。
响应面法优化两亲聚合物缓凝剂温度响应特性
武治强, 幸雪松, 赵以鹏
2023, 40(5): 652-657. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.015
摘要(246) HTML (73) PDF (3429KB)(29)
摘要:
针对深井长封固段固井面临的高温大温差环境，缓凝剂难以同时满足深井高温泵送时间长、顶部低温候凝时间短的要求，依据两亲聚合物自组装结构形成/解离过程中的分子构效变化原理，采用2-丙烯酰胺-2-甲基苯磺酸(AMPS)、丙烯酸(AA)、多元不饱和羧酸(PA)、阳离子单体(CM)，通过可逆加成链转移法制备出两亲聚合物缓凝剂TRIR，利用响应面法优化了缓凝剂的温度响应智能调控特性，确定了缓凝剂TRIR较佳合成条件：单体浓度占比为28.7%、引发剂用量为0.6%、合成温度为50 ℃、反应pH值为4.5。评价结果表明，两亲聚合物缓凝剂TRIR耐温性能优异，4.0%（液体）加量下200 ℃高温稠化时间达356 min，在120～180 ℃范围内随温度升高缓凝性能显著增强，高温大温差下顶部水泥浆强度发展快，无超缓凝不良现象，可将候凝时间缩短到24 h，为深井高温大温差固井和未来智能型缓凝剂的发展提供新思路。
星探1井韧性防窜水泥浆技术
冯瑞阁, 李玮, 孟仁洲, 王俊杰
2023, 40(5): 658-664. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.016
摘要(303) HTML (112) PDF (2664KB)(33)
摘要:
星探1井是吉林油田部署在长春双阳区境内的一口深层水平井，完钻井深为5758 m，水平段长为2015 m。针对该井漏失问题以及后期大型压裂对水泥环抗冲击能力要求比较高的难题开展研究，研发了具有“核-壳”结构的增韧防窜剂TA-1，基于此形成了韧性防窜水泥浆体系。TA-1具有弹性内核与柔性支链，能发挥增韧、成膜、与水化产物形成级配的作用。水泥浆性能测试结果表明，浆体稳定性好，稠化时间在150～350 min可调；SPN值达1.15，表现出较好的防窜能力；TA-1能降低水泥石弹性模量达29.5%，抗冲击能力提升16.4%，同时24 h强度大于20 MPa。韧性防窜水泥浆体系在星探1井固井中得到成功应用，解决了固井层内油气窜通和后期压裂水泥石易开裂等难题。
黄原胶与温伦胶的初步鉴别方法
符军放, 赵志强, 孙强, 赵胜绪
2023, 40(5): 665-669. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.017
摘要(264) HTML (93) PDF (2715KB)(45)
摘要:
温伦胶和黄原胶均属于阴离子生物多糖，具有假塑性流体特性和相似的外观。温伦胶性能优于黄原胶，但价格远高于黄原胶，规范市场应用和鉴别2种生物多糖就显得必要和重要。从红外光谱、黏温性及在固井水泥浆中应用3方面对2种生物胶进行对比。结果表明，2种生物胶的红外光谱极为相似，温伦胶分子结构所特有的鼠李糖环上甲基在（2978±2）cm−1附近产生特有吸收峰；在剪切速率为0.5 s−1、温度扫描为25 ～180 ℃、质量浓度均为0.4 %时，2种生物多糖的黏温曲线呈现截然相反的走势，黄原胶呈向下走势，温伦胶呈向上走势；在65 ℃下，水灰比为1.0的水泥浆中，0.4%同等掺量时，温伦胶可以获得稳定的水泥浆体而黄原胶则难获得。综合利用上述3方面差别，可对黄原胶与温伦胶进行初步鉴别。
压裂液与酸化液
分子模拟助溶剂在硅氧烷类SC-CO2压裂液中的助溶行为研究
陈雨飞, 吴通, 张辉, 李军, 周英操, 张更
2023, 40(5): 670-677. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.018
摘要(233) HTML (75) PDF (2417KB)(26)
摘要:
超临界二氧化碳压裂液体系由于黏度低，一般选用加入增稠剂的方法来克服携砂效率低的难题。硅氧烷类增稠剂具有低内聚能和良好的增黏性被广泛地选用，但是使用时需要添加助溶剂提高溶解效果。因此，选用被广泛使用的聚二甲基硅氧烷（PDMS）作为研究对象，利用分子模拟研究了甲醇、甲苯和环己烷等助溶剂的加入对聚二甲基硅氧烷在SC-CO2体系中溶解行为的影响。基于溶剂-溶剂和溶剂-溶质的结合能、径向分布函数和内聚能密度等参数，对比分析了极性助溶剂和非极性助溶剂对聚二甲基硅氧烷在超临界二氧化碳压裂液体系中的助溶效果。分子模拟结果表明，在相同助溶剂含量下，甲醇与溶剂体系溶解度参数差值小于0.5，助溶效果优于甲苯和环己烷。结论分析认为，使用助溶剂提高PDMS在SC-CO2中溶解度的实质是CO2与PDMS聚合物分子间作用力、CO2与助溶剂分子间作用力以及PDMS聚合物与助溶剂分子间作用力的平衡。因此，当硅氧烷类增稠剂本身为非极性材料时，推荐采用甲苯作为助溶剂。若硅氧烷类材料具有一定弱极性时，采用甲醇最为适合。
增黏助排一体化聚合物分散液制备及性能评价
林海, 张成娟, 赵文凯, 万有余, 王志晟, 郭得龙, 王金冉, 贾文峰
2023, 40(5): 678-684. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.019
摘要(274) HTML (91) PDF (2744KB)(32)
摘要:
速溶耐盐聚合物是高矿化度地层水和返排水有效利用的关键产品，实现增黏助排一体化是稠化剂研发的主要方向。设计合成了一种弱疏水缔合聚合物，优化形成了增黏助排一体化分散液，并对压裂液的综合性能进行了评价研究。该聚合物分散液可满足194 557.93 mg/L的超高矿化水在线配制要求，在分散液用量0.1%～1.2%情况下可以实现黏度2～106 mPa·s可调；分散液用量大于0.4 %以后压裂液破胶液表面张力小于27 mN/m；90 ℃下，剪切1h后增黏助排一体化压裂液黏度大于50 mPa·s；1.0%聚合物分散液在80 ℃下破胶2 h，破胶液黏度为4 mPa·s左右；在聚合物分散液用量为0.1%时，压裂液减阻率大于65%。该聚合物分散液可以满足超高矿化度地层水及返排液配液要求，可以实现在线变黏及助排一体化，大幅度降低压裂液成本，简化现场配液流程，具有广泛应用前景。
完井液
聚驱油田复合高效解堵体系研究
刘毅龙, 齐宁, 甘俊冲, 申玉洋, 张振军, 石向轲
2023, 40(5): 685-692. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2023.05.020
摘要(260) HTML (88) PDF (2698KB)(39)
摘要:
针对聚驱油田长期注聚后形成聚合物、无机垢、稠油相互包裹的复杂堵塞物，导致地层严重堵塞的问题。以过碳酰胺为聚合物降解剂，乙酸为无机垢溶蚀剂，辛基酚聚氧乙烯醚10（OP-10）为原油清洗剂，辅以稳定剂以及缓蚀剂，形成稳定、高效的复合解堵体系。确定配方为0.6%过碳酰胺+3%乙酸+0.3%OP-10+1%二乙烯三胺五甲叉膦酸（DTPMP）+1%HSJ-3，并对体系的解堵性能、稳定性能、耐温性能以及耐矿化度性能进行评价。结果表明：在不同温度条件下，复合解堵体系均能对模拟堵塞物有效降解，80 ℃下4 h即可达到90%以上降解率，具有优良的解堵性能及耐温性能；80 ℃下放置1 h，稳定度保持在97%，具有良好的稳定性能；腐蚀速率为0.9871 g·m−2·h−1，达到行业一级标准；用15×104 mg/L高矿化度的盐水配制后，解堵效率基本无影响，耐矿化度性能优良。注入复合解堵体系后，岩心渗透率由0.244×10−3 μm2提高至6.391×10−3 μm2，渗透率提高倍数达25.192。复合解堵体系可有效地解决聚驱过程中形成的复杂堵塞物。

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