钻井液与完井液

摘要:
以氨基化合物、长链酰氯等为原料，研制出微泡钻井液用阴离子型黏弹性表面活性剂VES-1。通过优选胶束促进剂、助表面活性剂等优化出VES-1黏弹性体系。该体系黏弹性好，泡沫稳定性强，0.01 r/min低剪切黏度可达100 000mPa·s，泡沫半衰期可达18 min以上。在VES-1黏弹性体系基础上，结合文23地层特点，通过优选稳泡剂、降滤失剂等形成高触变性微泡钻井液体系，并对其性能进行了评价。评价结果表明：VES-1微泡钻井液体系具有高触变性，能够快速形成结构，10 s初切可达到12 Pa以上，而且初、终切相差不大，有利于悬浮携带岩屑，可对低压易漏地层形成快速有效封堵；120℃下注入325 mL钻井液承压即可达到10 MPa以上，可解决低压易漏地层钻进过程中地层漏失难题；VES-1微泡体系同时具有良好的抗压缩性，30 MPa下密度最高升高不超过0.05 g/cm³，该体系经120℃老化16 h后性能稳定，密度无变化，可抗10%复合盐水污染；同时具有良好的润滑抑制性，润滑系数比普通聚合物体系低54%以上，各项性能能够满足文23储气库建设的需要。

可循环微泡钻井液研究及其在乍得潜山地层的应用

罗淮东, 石李保, 左京杰, 史凯娇, 宋举业

2017, 34(5): 8-13. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.002

摘要(540) PDF (2947KB)(273)

摘要:
乍得潜山地层微裂缝发育丰富，地层压力系数在1以下，采用常规钻井液体系往往导致地层发生恶性漏失，针对该技术难题，提出采用可循环微泡钻井液钻潜山储层。合成出一种可用于可循环微泡钻井液的发泡能力强同时具有稳泡能力的发泡剂GWFOM-LS，在120、150℃时0.5% GWFOM-LS的发泡体积分别为720 mL和400 mL以上，其抗温能力达到130℃，抗盐能力达10%，抗钙能力达0.5%。基于该发泡剂优选出密度范围在0.70～0.96 g/cm³的可循环微泡钻井液体系。该体系在乍得Baobab C1-13井裂缝发育的潜山油层进行了应用。现场应用表明，该发泡剂配制的可循环微泡钻井液性能稳定，而且具有较好的携岩性能和储层保护性能，利于井下工具信号传导，解决了钻井过程中潜山地层恶性漏失问题，为今后潜山储层开发奠定了技术基础。

纳米材料钻井液在大港油田的应用

郑淑杰, 蒋官澄, 肖成才, 王小月, 马劲松

2017, 34(5): 14-19. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.003

摘要(673) PDF (9278KB)(193)

摘要:
针对纳米材料在钻井液中团聚的问题，通过分子设计，改进纳米材料的表面性能，以改性纳米二氧化硅为核，通过接枝柔性聚合物，合成了一种纳米封堵降滤失剂。通过引入强的吸附基团和疏水基团，聚合物分子的亲疏水、氢键等协同作用形成空间的网架结构，使合成的纳米封堵降滤失剂能够以纳米级尺度分散在钻井液中，其在钻井液中纳米级粒度的含量高达59.3%，其不仅具有优异的降滤失性能，同时具有柔性可变形性，还能够吸附在岩石表面，提高纳米材料对微裂缝和小孔隙的封堵能力。以合成的纳米降滤失剂为核心处理剂，并优选出配套的纳米润滑剂、纳米抑制剂，形成纳米钻井液体系。该体系的抗温达150℃，API滤失量在2.4 mL以下、高温高压滤失量在9.8 mL以下、润滑系数不大于0.04，渗透率恢复值不小于91%、目的层井段岩屑回收率≥ 90.5%。该体系在大港油田枣1510井的应用中表现出良好的润滑性和保护油气层效果。

环保型高性能水基钻井液在山前超深井中的应用

李家学, 张绍俊, 李磊, 孙东山, 张超, 王涛

2017, 34(5): 20-26. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.004

摘要(646) PDF (1664KB)(200)

摘要:
针对库车山前构造超深、超高压、高温、高含盐地层常规高密度水基钻井液性能调控维护困难，钻进时阻卡等事故频发，安全钻达目的层极其困难等问题，试验应用了环境保护型高性能水基钻井液。该钻井液是由多元高性能井眼稳定剂、纳米成膜封堵剂、高效润滑剂、特殊提速剂等组成，具有抑制性强、流变性和润滑性良好、环境友好、保护储层等性能。该环境保护型高性能水基钻井液在库车山前x井进行了试验应用，应用表明高性能水基钻井液性能稳定，抑制性强，润滑性能好，相比于应用油基钻井液的邻井，机械钻速快6.6%，无事故，井下复杂相对很少。该环境保护型高性能水基钻井液体系环保指标检测合格，产生的岩屑呈土本色，生物毒性小，是环境敏感地区复杂地层提高钻井清洁生产水平的途径之一。

水包油乳液型复合泥饼清除剂的室内研究

艾正青, 叶艳, 李家学, 周意程, 刘举, 张謦文

2017, 34(5): 27-32. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.005

摘要(509) PDF (7369KB)(153)

摘要:
针对裂缝性致密砂岩储层存在的高密度油基钻井液固相颗粒侵入以及泥饼难以清除等问题，开发出一种高效率、抗高温、低成本的水包油型复合泥饼清除剂。复合泥饼清除剂由混合酸、抗高温渗透剂、清洗剂、乳化剂等组成。通过对复合泥饼清除剂——水包油型乳液体系以及新型泥饼清除剂——纳米乳液体系的对比研究分析表明，在洗油方面以及溶蚀泥饼结构方面，复合泥饼清除剂效果优于纳米乳液。该复合泥饼清除剂的稳定性能强，抗温可达120℃；在静态条件下泥饼清除率可以达到90%以上，在动态条件下清除后岩心渗透率恢复值可以达到89%，最佳作业时间为8 h。在目前求降本增效的形势下，该复合泥饼清除剂剂配方简单，性能优良，解堵时间较短，能够有效改善和提高岩心渗透率恢复值。

高分子聚合物凝胶的性能研究与应用

李圆, 于培志, 安玉秀, 于铁峰, 赵宇光

2017, 34(5): 33-38. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.006

摘要(427) PDF (1402KB)(222)

摘要:
传统的修井作业井筒内流体容易进入地层，造成储层的污染。针对储层的污染问题，以天然大分子纤维素为骨架分子，接枝共聚水溶性丙烯酰胺单体，研制出一种高分子聚合物凝胶，并对该聚合物凝胶进行机理分析和性能评价。结果表明，该聚合物凝胶的成胶时间在30～600 min可控，破胶时间在1～30 d；在160℃下表观黏度仅为100 mPaws，便于现场施工注入。通过加入交联剂和催化剂控制合理的成胶时间，成胶后的聚合物凝胶完全失去流动性，能够形成高强度的凝胶塞，具有较高的承压强度。聚合物凝胶具有较好的抗污性能，对强酸、强碱、高矿化度盐水以及原油污染能保持较强的稳定性。聚合物凝胶在施工结束后能够破胶为低黏度的流体，通过连续油管或者泥浆泵循环出井筒。该聚合物凝胶在威远区块204H7-3页岩气井的修井作业中进行了应用，在120℃、45 MPa下，80 m聚合物胶塞，最高承压达72.82 MPa。聚合物凝胶较传统机械封堵，及水泥塞封堵有比较明显的优势，在修井作业、恶性漏失、封堵出水层等方面具有较好的应用前景。

处理含油污泥和钻屑的一种高效广谱除油剂

王力, 宋吻吻, 李志勇, 韦火云, 张丰琰, 李岩

2017, 34(5): 39-43. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.007

摘要(474) PDF (2322KB)(160)

摘要:
含油固体废弃物对井场环境会造成严重污染，而常规除油剂往往专用性较强，通用性能需加强。针对含油钻屑和含油污泥的污染特性，通过分子结构设计，研制了能同时处理含油钻屑和含油污泥的新型高效广谱除油剂——四聚丙烯基丙基醚硫酸钠。通过红外光谱、质谱等分析手段对除油剂进行了结构表征；表面张力和润湿性分析表明其具有很高的表面活性，并分别优化了含油钻屑和含油污泥最佳除油条件。结果表明，含油钻屑的最佳除油条件为1 000 mg/L除油剂、温度为50℃，离心速度为4 000 r/min，离心时间为10 min ；含油污泥的最佳除油条件为2 000 mg/L除油剂、温度为50℃，离心速度为4 000 r/min，离心时间为10 min ；除油率测试结果表明，该除油剂可同时高效处理含油钻屑和含油污泥，除油率均可达90%以上，实现了新型除油剂高效广谱除油效果。

长宁页岩气井钻井复杂情况及钻井液工艺技术

明显森, 袁志平, 宾承刚

2017, 34(5): 44-49. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.008

摘要(634) PDF (616KB)(253)

摘要:
阐述了长宁页岩气区块嘉陵江组至韩家店组钻井过程中时常出现的复杂情况：在大段泥岩段钻井钻头被泥包；部分地层层理发育，易发生力学坍塌，上部裸眼井段垮塌，出现卡钻；裂缝发育较好，地层连通性强，易发生井下漏失；在蠕变地层钻井易造成井径扩大；泥岩污染，同时提出了钻井液维护处理存在的难题以及解决措施。根据在嘉陵江至韩家店组钻井遇到的复杂情况进行分析和实践应用，对水基钻井液配方进行优化，在长宁区块应用十余井次，大大减少了复杂情况出现的概率，顺利钻穿嘉陵江石膏层，克服了飞仙关泥岩段，避免了长兴-龙潭区域性垮塌，杜绝了因钻井液维护处理不当导致的井下复杂情况。长宁区块不同地理位置井场的地层变化较大，加深对长宁区块地层的认识，尽可能在钻井设计时更有针对性地提出建议与措施，减小复杂情况出现的频率，为页岩气优质、高效、低成本的钻井提供一定技术参考。

自由水钻井液体系在大斜度井段中的优化与应用

郭海峰, 付顺龙, 陈波, 黄召, 张海山, 王磊, 廖江东

2017, 34(5): 50-53. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.009

摘要(424) PDF (1210KB)(141)

摘要:
东海某气田φ311.15 mm井段主要使用低自由水钻井液体系，总体作业顺利，但是由于地层存在大量的泥岩和砂泥岩互层，导致前期钻井作业过程中存在一定的起下钻遇阻和憋扭矩问题。后期该气田钻井更多地采取了大斜度井方式开发，由于井斜角大、裸眼段长，井壁稳定和井眼清洁问题更加突出。依据泥岩地层失稳机理，通过在低自由水钻井液体系中引入氯化钠，降低体系的活度和增强体系的抑制性，减少了滤液侵入和地层泥岩膨胀。现场应用结果显示，在加入氯化钠后，优化后的低自由水钻井液体系性能更加稳定，现场钻进过程中钻井液性能变化较小，井壁稳定，实现了直接起下钻，提高了起下钻效率，很好地解决了东海大斜度井泥岩段的钻进问题，缩短了钻井工期，提高了钻井时效，为东海类似井型和岩性地层的钻井提供了良好的技术支持。

温度对盐水导热系数影响的实验研究

李怀科, 刘卫丽

2017, 34(5): 54-57. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.010

摘要(807) PDF (5243KB)(244)

摘要:
为探讨温度对盐水导热系数的影响，特别是深水低温条件下的导热系数，采用瞬态热线法测定不同温度下（4～60℃）下5种常用盐水溶液的导热系数，并分析了温度对每种盐导热系数的影响。实验结果表明，对于待测盐水体系而言，相同浓度下，每种盐的导热系数与温度的变化趋势相同，即4～20℃低温段，盐的导热系数曲线缓慢增长，随后温度对导热系数的影响逐渐增大；相同温度下，导热系数随着盐浓度的升高而降低。文中还对现场2口深水井所用的盐水测试液的导热系数进行了室内测定，结果发现，2种配方的导热系数受温度的影响较小，4℃和50℃的导热系数的差值分别为0.036、0.53 W/（m·K）；当温度高于40℃以后，2种体系的导热系数不受温度影响。

简易控压钻井技术在河西务构造的应用

李振选, 熊腊生, 马春晖, 王帅, 崔树清, 申法忠, 张勇, 刘义彬

2017, 34(5): 58-61. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.011

摘要(483) PDF (2109KB)(133)

摘要:
华北油田河西务构造为典型的高压、难采、低效区块，钻井施工面临着安全密度窗口窄、易发生井侵、井漏、黏卡等井下复杂的难题。引进使用简易控压钻井技术，针对河西务的构造进行了应用性研究，通过钻井液密度、井口控压值优选，优化“压力平衡点”位置，达到降低钻井液密度、避免发生恶性井侵、井漏的目的。通过7口井的应用效果对比，控压钻井液密度降低了0.1 g/cm³，平均机械钻速提高了64.7%，证实该项技术在高压、低渗区块或窄密度窗口井段具有很好的应用推广价值。

固井液

抗高温硅酸盐水泥浆体系研究

张弛, 陈小旭, 李长坤, 王瑜, 于永金, 丁志伟

2017, 34(5): 62-66. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.012

摘要(605) PDF (2733KB)(155)

摘要:
针对高温条件下，常规硅酸盐加砂水泥浆体系存在的稳定性差、水泥石抗压强度衰退和开裂等问题，有针对性地开展了水泥高温增强材料优选、水泥石力学性能优化和抗高温硅酸盐水泥浆体系综合性能优化等研究，结果表明，高温条件下，掺加火山灰类高活性矿物材料能保证水泥石抗压强度良好发展，无衰退现象；优选的晶须/纤维材料对水泥石“降脆、增韧”作用显著，水泥石高温养护无开裂现象，且弹性模量能控制在9.0 GPa以内；通过配套使用高性能抗高温降失水剂、缓凝剂和高温稳定剂等外加剂，水泥浆体系综合性能良好，具有低失水、高温稳定性好、稠化时间可调、过渡时间短等特点。该研究成果对保证深井、超深井固井安全，提高固井质量具有重要意义。

可抑制稠化异常的新型油井水泥缓凝剂的研究

吕斌, 张善德, 吴广兴, 刘鑫, 师忠南, 陈晓楼

2017, 34(5): 67-72. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.013

摘要(503) PDF (930KB)(164)

摘要:
针对油井水泥缓凝剂在90～150℃内易出现“鼓包”、“台阶”等异常胶凝现象，利用接枝共聚法制得含有支链结构、抑制性强的支化聚合物类缓凝剂DR150，并对其稠化性能及其水泥浆的综合性能进行了评价。评价结果表明，加有DR150的水泥浆体系在90～150℃范围内初始稠度低、稠化时间可调、过渡时间短、温度和加量敏感度小、无倒挂及超缓凝现象，还可有效抑制“包心”等稠化异常现象的发生，综合性能良好。DR150在大庆油田徐家围子区块进行了现场应用，固井质量优质。DR150的研制对保证非常规油气、深层气等资源勘探开发效果，改善深井、超深井的封固质量具有重要的应用价值。

高密度抗盐隔离液BH-HDS的研制与应用

齐奔, 刘文明, 付家文, 林志辉, 孙勤亮, 王圣明, 宗勇

2017, 34(5): 73-78. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.014

摘要(704) PDF (1749KB)(173)

摘要:
高密度、盐膏层井对提高顶替效率的固井隔离液提出了更高的要求。通过选用生物质聚合物、无机悬浮物以及无机盐复合材料作为悬浮剂，阴离子聚合物作为稀释剂，重晶石作为加重剂，配制出一种新型隔离液。研究表明，该隔离液体系在1.50～2.40 g/cm³范围内具有良好的流变性能和沉降稳定性能，并且该体系具有良好的抗温性能，当温度达到180℃时，1.80 g/cm³隔离液的上下密度差为0.06 g/cm³，2.20 g/cm³隔离液的密度差为0.03 g/cm³ ；此外，该隔离液抗盐能达半饱和，半饱和盐水隔离液具有良好的悬浮稳定性和流变性。测试了隔离液与钻井液、隔离液与水泥浆、隔离液与钻井液、水泥浆3种混合液的相容性能，研究表明隔离液具有良好的相容性，加入隔离液的水泥浆的稠化时间较纯水泥浆稠化时间长。该高密度抗盐隔离液在伊拉克高压盐膏层应用2井次、在大港油田中深层油层现场应用1井次，固井质量1口合格，2口优质。

地聚合物新型固井胶凝材料及其抗盐性能分析

杨增民, 庄建山, 和建勇, 郭春龙, 褚军杰, 毕毅

2017, 34(5): 79-85. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.015

摘要(446) PDF (2784KB)(187)

摘要:
针对深井高盐环境中水泥浆固井胶凝材料耐腐蚀性低的问题，提出了地聚合物作为一种潜在新型固井胶凝材料的可行性，并对其抗盐性进行了实验分析。通过测量粉煤灰+偏高岭土基地聚物和G级油井水泥在不同浓度盐溶液中养护28 d的抗压强度，发现水泥试件随着盐溶液浓度提高，强度损失增大，而地聚物试件的强度却随着盐浓度的提高逆势提升。通过XRF元素分析、XRD矿物分析、酸碱性分析发现，盐水环境中的离子交换显著改变了水泥的水化环境和生成物成分，导致其强度显著降低，但对地聚物的地质聚合反应产物影响甚微。扫描电子显微镜SEM下的形貌分析表明，盐水环境可使地聚物产生更加致密的微观结构，这是其强度提高的主要原因。该研究表明，早龄期地聚物具有优异的抗盐性能，可在进一步加强实验验证后考虑在深井高盐腐蚀环境中代替水泥使用。

一种高强度成塞暂堵剂

刘德平

2017, 34(5): 86-90. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.016

摘要(454) PDF (2061KB)(168)

摘要:
注水泥塞施工设备多、成本高，深井、高温井注水泥塞安全风险较为突出，因此研究一种强度高、配制简单、泵送方便、风险较小的高强度成塞暂堵剂具有较大的价值。开展了高效成塞暂堵剂核心材料胶凝剂、悬浮剂的优选和活性剂研制，通过对文献查阅研究，进行了大量室内实验，研究形成了高强度成塞暂堵剂GQ-1体系。该体系密度可调节范围大（1.50～1.90 g/cm³）、浆体稳定性好，流动度、流性指数、稠度均在合理范围内，与钻井液相容性好，成塞强度高。该体系可用钻井液循环系统、加重装置配制，钻井液泵注替。研究成果在洋渡-H2等2井次进行了试验，施工顺利，试验井回接固井后分别试压63.3、64.3 MPa合格。试验的成功为该体系推广应用提供了技术支撑。

酸化压裂液

瓜胶压裂液用杀菌剂评价指标有效性的影响因素

吴丽蓉, 罗兆, 王群立, 侯万勇, 蒋建华, 陈先, 赵宇

2017, 34(5): 91-95. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.017

摘要(385) PDF (1319KB)(149)

摘要:
针对现场使用羟丙基瓜胶压裂液杀菌剂易出现腐败变质过快，影响现场压裂施工的现象，将企业产品标准评价条件与现场实际的对比，认为以下3个方面是引起腐败变质过快的主要原因：标准评价方法中，菌类来源未考虑来自罐体的菌类；碱性交联的羟丙基瓜胶用杀菌剂pH值应不小于7为宜，同时应考虑pH值0.1以上的变化引起的瓜胶原液黏度变化，杀菌剂的效果应优于羟丙基瓜胶压裂液pH值交联调节剂的效果；黏度保持率应结合不同浓度羟丙基瓜胶黏度值大小及交联携砂性来确定。

自转向酸用缓蚀剂的研究与应用

王云云, 杨彬, 张镇, 崔福员, 徐杏娟, 邱卫红, 谷庆江

2017, 34(5): 96-99. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.018

摘要(508) PDF (718KB)(163)

摘要:
目前在筛管完井方式的水平井中，酸化中采用转向酸酸液体系是实现均匀布酸最便捷、有效的方法，缓蚀剂是转向酸酸化安全实施的重要保障，但是目前已有的缓蚀剂大多与自转向酸体系不配伍，影响转向效果，且缓蚀效果大大下降。针对此问题，研制出一种自转向酸用缓蚀剂ZXHS，并对其进行了基本性能评价。由评价结果可知，加有ZXHS的自转向酸在90℃下的静态腐蚀速率可控制在5 g/（m²wh）以内，在120℃下动态腐蚀速率可控制在20 g/（m²wh）以内，均可达到行业一级品要求。加入ZXHS后自转向酸转向黏度仍可保持在160 mPa·s以上，因此ZXHS的缓蚀效果良好并且不影响自转向酸的转向性能。ZXHS在大港油田和伊拉克艾哈代布油田进行了现场应用，施工效果良好。

一种新型高温酸化缓蚀剂的制备及其应用

张朔, 吕选鹏, 刘德正, 徐庆祥, 马田力, 黄其

2017, 34(5): 100-105. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.019

摘要(414) PDF (1515KB)(126)

摘要:
为了满足高温高压井酸化施工的需求，以3-甲基吡啶，氯化苄为主要原料，合成了一种吡啶类季铵盐。在吡啶类季铵盐中复配一定比例的增效剂和表面活性剂，制备出一种新型高温酸化缓蚀剂HTCI-2，并对其基本性能进行评价。由评价结果可知，在180℃、16 MPa，20% HCl或者土酸，4.5%加量条件下，N80试片的腐蚀速率为38.1 g/（m²wh）和39.6 g/（m²wh）。通过SEM电镜扫描、EDS能谱测试和极化曲线测试可以看出，HTCI-2为一种以抑制阳极反应过程为主的混合型缓蚀剂。HTCI-2能在N80钢片表面形成一层致密的保护膜，有效地阻止酸液和钢铁表面的接触。HTCI-2不含有毒的炔类化合物，与常用的酸化添加剂配伍性良好。在滨深油田滨深22-8井进行了现场试验，工程施工顺利。

羧甲基羟丙基黄原胶及其流变特性

刘双, 张洪, 方波, 卢拥军, 邱晓惠, 翟文

2017, 34(5): 106-110,116. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.020

摘要(464) PDF (3784KB)(159)

摘要:
为拓宽黄原胶的应用范围，采用环氧丙烷和氯乙酸钠在醇溶剂中与黄原胶（XG）反应制得淡黄色的羧甲基羟丙基黄原胶（CMHPXG）。对羧甲基羟丙基黄原胶的流变特性（剪切变稀性、黏弹性、触变性）以及其作为压裂液的基本性能（携砂性、耐温耐剪切性）进行了研究。结果表明，0.5% CMHPXG溶液的表观黏度比0.5% XG溶液增大了3.35倍，且CMHPXG溶液的弹性模量、黏性模量和触变环面积均比XG溶液有显著的提高。陶粒在CMHPXG溶液的沉降速度远小于在XG溶液的沉降速度，携砂性能得到提高。0.4% XG溶液在30℃的表观黏度为43.1 mPa·s，而0.4% CMHPXG溶液在120℃、170 s^-1下剪切90 min后的保留黏度仍有64 mPa·s，CMHPXG溶液的耐温耐剪切性能相对XG有较大程度的提高。XG和CMHPXG溶液的流动曲线可用Cross本构方程进行表征，且模拟值与实验值吻合良好。相较于黄原胶，羧甲基羟丙基黄原胶的基本性能得到了较大幅度的提高。

一种新型乳化胶凝酸的制备与性能评价

王旭, 贾文峰, 任倩倩, 王宝峰, 蒋廷学, 陈作, 柯扬船

2017, 34(5): 111-116. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.021

摘要(487) PDF (1670KB)(169)

摘要:
在碳酸盐岩储层酸压施工中，胶凝酸作为常用缓速酸体系，具有良好缓速效果和降摩阻效果，但不能满足高温储层深度酸化要求。因此，需要研发耐温和缓速性能更加优良的缓速酸液体。乳化酸具有滤失量小、缓速性能好、能产生较长酸蚀裂缝的特点，其高温稳定性差限制了进一步推广应用。本研究将胶凝酸和乳化酸合二为一，研发了一种新型双重缓速酸液体系——乳化胶凝酸（EGA）。室内实验确定了耐温120℃乳化胶凝酸配方与制备工艺，并对乳化胶凝酸体系的稳定性能、耐温性能、高温流变性能、酸岩反应等进行了评价研究。乳化胶凝酸室温下稳定放置48 h无分层破乳现象，120℃下可稳定2 h以上，120℃、170 s^-1下剪切80 min后黏度大于40 mPa·s，酸岩反应动力学实验表明乳化胶凝酸酸岩反应速率小于乳化酸及胶凝酸。说明乳化胶凝酸体系具有良好的耐温性能、耐温耐剪切性能、双重缓速性能，具有良好的推广应用前景。

一种低浓度瓜胶压裂液用pH值调节剂

李伟, 马洪芬, 郝鹏涛, 张秋红, 卢伟, 王越, 张满义, 李世恒

2017, 34(5): 117-122. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.022

摘要(495) PDF (1761KB)(175)

摘要:
针对常规的羟丙基瓜胶和有机硼交联剂压裂液体系瓜胶使用量大、残渣多、成本高等问题，通过研究新型交联增效剂，改变交联环境，使有机硼交联剂在胶体体系内可以不断提供交联所需的B（OH）₄^-，保证常规羟丙基瓜胶在极限的低浓度下发挥出最高的成胶性能，从而达到降低瓜胶压裂液稠化剂用量、减少压裂液残渣对地层的伤害目的，形成了一系列在45～120℃下，能有效降低瓜胶用量的低浓度压裂液体系。与常规体系相比，羟丙基瓜胶的使用量下降20%～35%，体系的残渣量减少25%～30%，但体系的耐温性能、耐剪切性能，携砂能力不变，可充分保障施工要求，降低了压裂液体系对地层的伤害，也缩短了配液时间和施工成本。

完井液

钻完井作业后返排与否造成的不同储层伤害对比

刘长龙, 张丽平, 兰夕堂, 孟祥海, 邹剑, 符扬洋, 张璐

2017, 34(5): 123-128. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.05.023

摘要(573) PDF (1041KB)(142)

摘要:
渤海油田主要采用注水开发模式，由于受特殊环境及紧迫时效的要求，部分注水井钻完井作业后不返排直接注水，往往造成注入压力高、严重欠注等问题。针对此问题，研究过程中立足于前期是否返排情况，从钻完井液的伤害类型及机理入手，深入剖析2种条件下产生伤害的差异性，开展钻完井液伤害实验对比，分析不同情况形成的伤害程度，同时进一步探求钻完井液伤害对后期注水产生的影响。研究结果表明，钻完井液伤害可分为滞留、吸附2种，滞留伤害可通过返排得到一定程度解除属于可逆过程，而吸附伤害为不可逆过程；对比实验表明，返排过程有利于大幅度降低钻完井液对储层渗透率的伤害；钻完井液形成的伤害并不是简单吸附滞留造成的储层渗透率降低，还与岩石表面性质发生改变有关，从而影响后期注水作业。

主管：中国石油天然气集团有限公司

主办：中国石油集团渤海钻探工程有限公司中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司

主编：陈世春

地址： 河北省任丘市燕山南道渤海钻探工程院《钻井液与完井液》编辑部

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