钻井液与完井液

摘要:
综述了国内外微锰加重钻井液的研究进展，分析了高密度钻井液用加重剂的优点及存在的问题，阐述了微锰加重材料的化学组分、理化性能、微观形状及粒度分布、Zeta电性、沉降动力稳定性、密度、酸溶性和莫氏硬度。与传统高密度钻井液用加重材料（重晶石和铁矿粉）相比，微锰具有颗粒小、呈球形、比表面积较高等特点，微锰加重钻井液表现出良好的流变性、沉降稳定性和润滑性，较好地解决了高密度钻井液的流变性与沉降性之间的矛盾。介绍了微锰对钻井液性能及储层保护的影响，给出了其在科威特北部深井、壳牌Cormorant North油田的过油管旋转钻井（TTRD）的现场应用结果。

钻井液

黏土表面结合水的低场核磁共振定量研究

苏俊霖, 董汶鑫, 冯杰, 杨培强, 罗平亚

2018, 35(1): 8-12. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.002

摘要(642) PDF (3693KB)(528)

摘要:
黏土矿物的水化类型及水化程度直接关系到泥页岩等水敏地层的井壁稳定性，然而包括热重分析在内的现有方法难以快速、直观、定量地测试出黏土水化的类型及含量。基于低场核磁共振T₂弛豫谱与水分子运动性关系，以T₂总信号幅度确定黏土的总含水量，以T₂值范围区分黏土的水化类型，以T₂峰的面积确定3种水的含量，实验得出饱水黏土强结合水、弱结合水、自由水分别对应的T₂值范围为0.001～0.1 ms、0.1～15 ms、15～200 ms，其含量比例分别为14.83%，67.69%，17.48%。通过黏土T₂值的范围变化、T₂峰面积的幅值变化可以定量描述黏土3种水分在温度、抑制剂等作用下的相互转化及质量变化规律，T₂弛豫谱还直观展示出：温度升高可使黏土水分子从低自由度状态向高自由度状态转化；具有8个氨基的BPEI可将黏土中90%以上的强、弱结合水去除，自由水完全去除。

高性能抗高温聚合物钻井液研究与应用

刘晓栋, 谷卉琳, 马永乐, 张勇

2018, 35(1): 13-20. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.003

摘要(831) PDF (1856KB)(561)

摘要:
为满足环境敏感性海域高温深井钻井作业和环境保护要求，研究了抗温200℃，生物毒性值LC₅₀大于10×10⁴mg/L的高性能抗高温聚合物钻井液，其以合成聚合物为主要处理剂，辅以优选出的纳米封堵剂、页岩抑制剂和极压润滑剂，该体系具有了油基钻井液抑制泥页岩水化的分散性能和润滑性能，对环境友好，可直接排海。实验表明，分别以重晶石和甲酸盐为加重剂，该抗高温聚合物海水基钻井液体系在200℃高温热稳定时间长达48 h以上，高温高压滤失量为12～25mL，抗20%氯化钠和0.5%氯化钙污染，生物毒性卤虫96 h半致死浓度LC₅₀大于10×10⁴ mg/L，发光细菌半数有效浓度EC₅₀大于30×10⁴ mg/L，符合一级海区生物毒性排放要求。在环渤海油田进行了现场应用，取得了良好的试验效果，试验最深井深6 066 m，最高井底温度204℃。

盐水钻井液pH值影响因素和缓冲方法研究

李轩, 黄维安, 贾江鸿, 王有伟, 李昀坪, 王婧雯

2018, 35(1): 21-26. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.004

摘要(467) PDF (897KB)(377)

摘要:
在深井钻井中钻遇盐膏层、盐膏泥复合盐层、高压盐水层等地层时，极易发生井下复杂情况，盐水钻井液在钻遇此类地层时，pH值极易快速降低，难以调节。实验考察了盐类、表面活性剂、有机胺等对饱和盐水基浆老化前后pH值的调控作用。结果表明，强碱弱酸盐、阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂及2者间复配体系、有机胺等对饱和盐水基浆老化前后pH值均具有一定的缓冲效果。探究了矿化度及聚合物类处理剂、磺化处理剂等盐水钻井液常用处理剂对体系pH值的影响规律。结果表明，膨润土基浆矿化度增大会导致pH值的快速下降；聚合物类处理剂对饱和盐水基浆pH值影响较大；磺化处理剂对体系pH值有一定的缓冲作用。提出一种表面活性剂体系“0.3% WJG+0.1% SDBS”的pH缓冲办法，其对海水钻井液、高密度饱和盐水钻井液、高密度有机盐体系老化前后pH值具有较好的缓冲作用。

新型纳米材料在页岩气水基钻井液中的应用研究

刘凡, 蒋官澄, 王凯, 王玺, 王金锡

2018, 35(1): 27-33. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.005

摘要(689) PDF (13462KB)(354)

摘要:
针对页岩气钻探中水基钻井液携岩、封堵纳米孔径、抑制页岩分散等方面需求，研制了一种直径约为30 nm的纳米层状材料LDP。在流变方面，120℃老化后，2% LDP悬浮液比6%钠膨润土具有更高的弹性模量、屈服应力和剪切稀释性，与0.5% PAC-LV溶液复配实验表明，1% LDP的增黏提切性能优于4%钠膨润土；同时，周期震荡应变扫描实验表明，LDP悬浮液在高低应变转换时具有更好的凝胶结构恢复和拆散性能；粒径分析、透射电镜分析表明，LDP比钠膨润土在水溶液和PAC-LV溶液中更容易形成明显的网状结构；在封堵方面，利用N₂吸附分析了页岩在不同溶液浸泡后的孔隙，结果表明，LDP比纳米二氧化硅、钠膨润土具有更明显的封堵效果，扫描电镜分析揭示了LDP材料能够封堵页岩狭长纳米孔道。在页岩抑制方面，2% LDP抑制黏土线性膨胀率较清水降低45%，优于7% KCl，100℃页岩滚动回收率约为59.6%，与7% KCl基本一致，土块浸泡在2% LDP溶液96 h形貌完整。整体而言，LDP纳米材料在增黏提切、纳米孔隙封堵和页岩抑制方面有良好的效果，在页岩气高性能水基钻井液中有一定的应用前景。

新型水基钻井液用极压抗磨润滑剂的研制

屈沅治, 黄宏军, 汪波, 冯小华, 孙四维

2018, 35(1): 34-37. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.006

摘要(1165) PDF (963KB)(613)

摘要:
合成了一种有机硫型极压抗磨剂，对其进行结构表征和极压抗磨性评价，结果表明，合成的有机硫化物为饱和烷烃，含硫量高达35.49%，具有良好的极压抗磨性。以改性植物油为基础油，添加有机硫型极压抗磨剂、表面活性剂等环境友好型组分，研制出一种钻井液用极压抗磨润滑剂MPA。性能评价结果表明，研制的MPA配伍性好，在清水或钻井液体系中能完全分散，能优化水基钻井液性能，具有优良的润滑性能。

压差卡钻新模型的建立与分析

杨雪山, 宋碧涛, 任茂, 何竹梅, 欧彪, 齐从丽

2018, 35(1): 38-41,46. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.007

摘要(509) PDF (2010KB)(335)

摘要:
压差卡钻的准确预测对于预防和减少钻井过程中卡钻事故的发生具有重要意义，目前的压差卡钻模型缺乏对钻井液泥饼与井壁压力关系的研究，模型不完善。在前人研究的基础上，根据钻井液泥饼的性质，结合压差、钻具与井壁的封闭接触面三因素建立压差卡钻预测新模型。通过压差卡钻机理分析和实例计算表明，钻井液在井壁上所形成的内泥饼与外泥饼的渗透率越接近，井壁处的压力越高，有利于预防压差卡钻的发生；如果外泥饼的质量越好，泥饼薄且耐压缩性好，发生压差卡钻后，所产生的黏附力就越小，也易解除，从而真正预防压差卡钻的发生。该研究为现场预防压差卡钻事故和钻井液设计提供了理论指导。

双压力振动管钻井液密度在线测量装置

罗云凤, 刘保双, 王忠杰, 蓝强

2018, 35(1): 42-46. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.008

摘要(526) PDF (1428KB)(268)

摘要:
钻井过程中，钻井液密度的控制对预防井下复杂情况有着非常重要的意义。钻井液密度在在线测量难点较多，如井场的振动、流量和混入空气的影响等。在原钻井液密度在线测量装置的基础上进行了改进，设计了串联双压力振动管密度计作为在线测量钻井液密度的仪表，实现钻井液密度的在线测量。室内测试及现场试验表明，改进后的双压力振动管钻井液密度在线测量装置精密度高、准确度好，误差控制在0.003 g/cm³以内，并且在使用其范围内，测量结果不受温度、流速的影响。

冀东油田固相控制技术优化

王维

2018, 35(1): 47-52. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.009

摘要(528) PDF (1229KB)(232)

摘要:
冀东油田各区块的目的层位和所用钻井液各不相同，井深和井型也有较大差异，在实际钻井过程中均存在固相含量和膨润土含量偏高，导致钻井液增稠、钻速降低、钻具黏卡、测井阻卡等问题的出现。通过调研油田各区块钻井液固相、膨润土含量和固控设备配套及使用现状，分析了各区块地层特性、钻井液体系和固相控制配备、使用等因素对钻井液固相控制的影响，制定了针对性的固相控制工艺技术，主要包括确定了各区块固相含量和膨润土含量控制指标，钻井液的配制及转换、钻进中固相含量控制和固控设备使用规范。通过在高尚堡区块7口井中的对比应用，发现G76-65和G76-61井在钻井液配制、大分子处理剂加入和固控设备使用方面严格执行固相控制技术，钻井液性能良好，测井一次成功。实践证明，该套技术的推广应用有利于油田钻井施工提速、提效、提质。

高滤失承压堵漏技术

侯士立, 刘光艳, 黄达全, 汤长青, 舒儒洪, 魏尽然

2018, 35(1): 53-56. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.010

摘要(648) PDF (1501KB)(375)

摘要:
高滤失承压堵漏技术是以高滤失堵漏剂进行封堵漏层提高地层承压能力的堵漏技术，该技术在压差作用下堵漏浆迅速滤失，形成填塞层封堵漏失通道，钻井液在填塞层表面发生滤失形成致密的泥饼，达到提高地层承压能力的目的。研制了一种高滤失堵漏剂，对钻井液流变性没有影响，堵漏浆30 s内API滤失量达180 mL以上，用重晶石粉可加重堵漏浆密度至2.3 g/cm³。室内模拟封堵不同尺寸的缝隙性漏失，承压能力达到7 MPa。高滤失承压堵漏技术进行了7井次现场试验，结果表明：该技术堵漏一次成功率达71%，堵漏时间短3～4 h，为优质高效地钻井施工提供了技术保障。

KCl-有机盐聚合物钻井液在川西双鱼石区块的应用

周代生, 李茜, 苏强

2018, 35(1): 57-60. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.011

摘要(732) PDF (704KB)(344)

摘要:
川西地区双鱼石区块目的层埋藏深，完钻井深在7 000 m以深，上部φ444.5 mm、φ333.4 mm井眼主要采用“空气钻”提速，空气钻井转钻井液如何保证井壁稳定至关重要，在“高效PDC+螺杆”提速方式下优质的钻井液性能也尤其重要。为此，KCl-有机盐聚合物钻井液在KCl、有机盐的共同作用下抑制能力强，能够抑制岩石组分水化分散、膨胀，封堵防塌剂可以快速形成致密泥饼，减少滤液侵入井壁地层，防止“空气钻”后干燥井壁“吸水”引起的井塌；抑制钻屑水化分散，钻井液流变性能稳定、波动小、易调控、现场维护处理简单；钻井液强抑制性、低黏度和切力可提高钻头水马力，减少钻屑在钻头上的吸附，防止钻头泥包现象，减少钻井液中微米、亚微米粒子，有助于提高机械钻速。双探8井等现场应用表明，KCl-有机盐聚合物钻井液确保了“空气钻”井段井壁稳定，顺利钻过沙溪庙组下部（沙一段）、凉高山组、自流井组及须家河组易垮塌地层，井眼畅通、井壁稳定、井径规则、电测顺利、井下安全、钻速较高，满足工程、地质录井需要。

适用于鄂尔多斯盆地天环塌陷西翼的体膨胀堵漏工艺

李志宏, 陈鹏伟, 高果成

2018, 35(1): 61-65. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.012

摘要(483) PDF (7488KB)(232)

摘要:
长庆油田鄂尔多斯盆地天环塌陷西翼主要漏失层为洛河层及刘家沟组地层，漏层缝隙发育良好，地层水活跃，漏失速率为20～100 m³/h，堵漏难度大。传统堵漏方法成功率低，难以有效封堵。针对大型漏失井，通过筛选堵漏材料，优选出体膨胀承压堵漏剂HSW-1，以此作为先导浆，在漏失层形成结构承压体，避免漏失点动水冲刷，后注入水泥塞达到堵漏目的。体膨胀承压堵漏剂遇水膨胀可达500～800倍，7 MPa压力下承压能力达11 MPa，耐温120℃，固化时间为2～6min。因HSW-1遇水膨胀和固化时间短的特征，研发出一种定点投送工具，以达到定点投送和定位候凝的目的，提高堵漏成功率。

苏里格气田水平井斜井段防漏防塌钻井液技术

陈华

2018, 35(1): 66-70. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.013

摘要(534) PDF (7375KB)(257)

摘要:
苏里格气田水平井斜井段施工中漏层、垮塌层在同一裸眼井段中，漏失、垮塌矛盾突出，尤以苏54区块最为明显。该区块刘家沟组承压能力低，易漏失，双石层组坍塌压力高，易垮塌，代表了苏里格气田地层主要特性。针对该技术难点，通过室内配方优化，研究出一套“低土相、强封堵、低密度”的复合盐钻井液体系，使钻井液中含有一定的有用固相，加入2%乳化沥青、3%超细碳酸钙和1%聚乙二醇，并在井斜30°后加入适量预水化白土浆，将使钻井液中膨润土含量控制在50 g/L以内，有效地增强体系的护壁性，改善泥饼质量，同时提高钻井液的动切力，增强其携砂洗井能力，降低钻井液密度和施工排量。现场应用证明，该体系适合苏里格气田的地层特点，具有很好的防塌性，较强的防漏能力，应用效果显著。

固井液

温敏性膨胀微胶囊防气窜水泥浆体系

张兴国, 于学伟, 郭小阳, 杨吉祥, 鄢锐, 李早元

2018, 35(1): 71-76. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.014

摘要(1163) PDF (4092KB)(606)

摘要:
以丙烯腈（AN）、甲基丙烯酸甲酯（MMA）和丙烯酸甲酯（MA）共聚物为壁材，异丁烷为芯材，采用悬浮聚合法制备了一种温敏性膨胀微胶囊防气窜剂，并使用激光粒度分析仪、扫描电子显微镜、油井水泥水窜/气窜模拟分析仪和水泥浆凝结收缩测试仪，探索了异丁烷用量对温敏性膨胀微胶囊防气窜剂膨胀性能的影响，评价了温敏性膨胀微胶囊防气窜水泥浆体系的防气窜效果。实验结果表明，在单位质量（100 g）的去离子水中加入质量比为3∶0.4∶2的AN∶MA∶MMA，30%的异丁烷，1%的引发剂过氧化月桂酰（LPO），0.1%的交联剂1，4-丁二醇二甲基丙烯酸酯（BDDMA），20%的分散剂纳米二氧化硅，反应温度为65℃，在氮气保护下制备得到温敏性膨胀微胶囊防气窜剂。该样品初始膨胀温度为70℃，最佳膨胀温度为83℃，最高耐温达120℃，膨胀倍率约为50。油井水泥水窜/气窜模拟分析测试和水泥浆凝结收缩测试结果显示，温敏性膨胀微胶囊防气窜剂添加量大于等于2%时能弥补水泥水化过程中的体积收缩，其水泥浆体系防气窜性能良好。

川中高压气井钻完井期间环空带压原因分析及应对固井技术

刘洋, 鲜明, 冯予淇

2018, 35(1): 77-82. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.015

摘要(562) PDF (4604KB)(319)

摘要:
川中高压气井纵向上存在多产层、多压力系统，须家河之上浅层气及嘉陵江组、飞仙关组等高压气层显示活跃。区块整体固井质量较好，但钻完井期间有12口井B、C环空异常带压。通过固井情况、气源、带压时间分析，并采用水泥环完整性评价装置及软件分析后续工况对水泥环密封完整性的影响，推断常规水泥石力学性能不适应川中高压气井层间封隔要求，固井后管柱试压、钻井液密度降低易导致水泥环完整性受损，是C环空带压的重要原因。φ177.8 mm尾管固井质量差，后续工况进一步削弱固井胶结质量是B环空带压的重要原因。基于此，针对性地优化了韧性微膨胀水泥浆体系，形成了“以快治气”防窜固井工艺，推广应用封隔式尾管悬挂器。现场应用12口井，φ177.8 mm尾管固井质量声幅评价段平均合格率由52.98%提高至73.18%，较好地解决了钻完井期间环空带压问题。

表面活性剂型可加重固井前置液作用机理及应用

姜涛

2018, 35(1): 83-88. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.016

摘要(546) PDF (3021KB)(240)

摘要:
表面活性剂型可加重固井前置液是摈弃常规固井前置液中使用的无机和有机聚合物类悬浮剂，直接利用表面活性剂通过形成胶束进行增稠，使其溶液具有一定的黏度和切力，从而达到悬浮固相颗粒的目的。对该前置液的悬浮机理进行了详细的阐述，该表面活性剂型可加重固井前置液体系，适应密度范围宽、悬浮稳定性能好，最高抗温可达150℃，具有良好的流动性能，流变性能可调，与钻井液和水泥浆具有良好的相容性；可针对不同工况，改变前置液的流变性能，使体系保持较低的黏度，实现紊流或塞流顶替，最大程度地提高冲洗顶替效果；能够改善环空界面的胶结环境，兼具有隔离作用。对应用该前置液的2口具有代表性的大位移水平井及特殊工艺井进行介绍，经现场验证，该体系可依据实际井况进行流变性能调节，实现最佳的顶替流态，冲洗顶替效果好，且具有良好的抗高温沉降稳定性能，有助于固井质量的提高和确保固井施工的安全性。

新型油井水泥触变剂的研究与应用

卢海川, 燕平, 刘刚, 王春才, 霍明江, 王海平, 艾尔肯·阿布力米提

2018, 35(1): 89-93. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.017

摘要(662) PDF (1051KB)(260)

摘要:
常规油井水泥触变剂常存在触变性不够强、影响施工安全、综合性能欠佳等问题。为此，通过将合成聚合物和超细无机材料以2∶3的比例复配，开发出一种新型油井水泥触变剂BCJ-200S，研究了其应用性能。结果表明，该触变剂可显著提高水泥浆触变性，且温度影响小，90℃加入1.5% BCJ-200S后水泥静浆静置10 min的胶凝强度从2.3 Pa增加到61.0 Pa，静置前后的φ₃₀₀读数分别为206和210，再静置10 min胶凝强度为61.3 Pa，其触变结构可逆性良好，对水泥浆稠化、失水、强度等性能没有产生不良影响；其还可改善水泥石的力学性能，增强水泥石抗破坏能力；另外，配伍性研究结果表明，该触变剂具有良好的现场适应性。其在大港油田官38-22油井进行了首次应用，该井采用12 m³触变水泥浆封堵Ng2出水井段，一次封堵成功，最高挤注压力达16 MPa，钻塞后对封堵层试压8 MPa合格，解决了该井出水难题。

热解油基钻屑资源化利用(Ⅱ):掺渣水泥浆体系性能

姚晓, 蔡浩, 王高明, 葛荘, 肖伟, 华苏东

2018, 35(1): 94-100. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.018

摘要(558) PDF (8724KB)(203)

摘要:
针对油基钻屑热解吸处理后产生的残渣，尝试将其替代部分油井水泥（YJ）用于制备固井用水泥浆。首先研究了热解油基钻屑（PODC）掺量和水固比对油井水泥浆体性能的影响，同时利用等温量热仪（ICC）、X射线衍射分析仪（XRD）、压汞仪（MIP）和扫描电镜（SEM）分别测试了掺PODC水泥浆体早期水化放热量、水泥石水化产物、孔结构及微观形貌，并以降失水剂CHL、硅灰和晶体膨胀剂KW-4优化了掺PODC水泥浆体的工程性能。结果表明，随着PODC掺量增加，浆体流动度增大，密度减小，凝结时间延长，水泥石抗压强度有所下降；形成了技术套管用掺渣水泥浆体系PODC-6 ：40% YJ+60% PODC+3% CHL+4%硅灰+2% KW-4，油层套管（非产层段）用掺渣水泥浆体系PODC-3 ：70% YJ+30% PODC+3% CHL+3%硅灰+2% KW-4，水固比均为0.40，掺渣水泥浆体系各项工程性能均满足固井施工基本技术要求。微观分析表明，掺PODC水泥浆体的水化放热量降低，其水化产物主要为C—S—H凝胶和CH，较净浆水泥石水化产物明显减少，密实度有所降低。该研究可为热解油基钻屑资源化利用提供一种新途径，具有潜在的环保效益和经济效益。

压裂液与酸化液

耐温230℃的新型超高温压裂液体系

杨振周, 刘付臣, 宋璐璐, 林厉军

2018, 35(1): 101-104. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.019

摘要(1313) PDF (604KB)(637)

摘要:
目前使用的天然植物胶压裂液，耐温极限约为177℃。为了解决压裂液的耐超高温问题，通过大量的室内实验，筛选出新型的超高温稠化剂、耐高温的锆交联剂、高温稳定剂和有效的破胶剂，形成了一种耐温在200～230℃的超高温压裂液体系。实验结果表明，这些添加剂协同作用下，形成适用于地层温度高于常规冻胶耐温极限的超高温聚合物压裂液体系，该压裂液在230℃时具有很好的耐温耐剪切性能，并且显著降低了聚合物用量，可以实现完全破胶，对支撑剂导流层的伤害小。

一种低渗稠油油藏储层改造技术

何春明, 吴刚, 卢昊, 钟小军, 张明, 孟杰, 郭朝霞, 周旭

2018, 35(1): 105-108. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.020

摘要(548) PDF (962KB)(194)

摘要:
针对低渗稠油储层物性差、原油黏度高，常规压裂改造效果差的难题，形成了以“储层改造+流体改质”为核心的储层改造技术。通过降黏剂评价实验，优选出阴离子型表面活性剂作为原油的降黏剂，优化降黏剂用量为3%。物模实验表明，降黏剂发挥最优降黏效果所需时间1～3 d。优化形成超低浓度（0.18%）低伤害压裂液体系，60℃、170 s^-1剪切120 min压裂液黏度保持在100 mPa×s，形成以端部脱砂为主体的高导流压裂改造技术。该技术在华北油田X井进行现场应用，压后初期产油量为10.06 t/d，产水量为1.54 m³/d，是邻井产量的3倍以上，压后3个月累积增油量达518 t，取得了好的改造效果，该技术的成功应用为同类型储层改造提供了很好的借鉴思路。

适合文昌油田中高含水筛管井的复合酸液体系

夏光, 刘春祥, 周际永

2018, 35(1): 109-113. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.021

摘要(475) PDF (2174KB)(200)

摘要:
南海西部文昌油田群部分油井已进入中高含水期，储层具有胶结疏松、非均质性强等特点，多采用悬挂筛管完井，酸化时很难实现均匀布酸，往往出现增液不增油的现象。针对储层特点及完井方式，研发出了WZX-02自转向酸+WHS-05缓速酸的复合酸液体系，该体系能有效抑制酸液进入高渗层，避免酸化后含水大幅上升。该体系在文昌M油田D井进行了先导性试验，酸化前产液量为68 m³/d，产油量为32 m³/d，含水53%，酸化后产液量为207 m³/d，产油量为117 m³/d，含水43%，增产效果显著，可为类似中高含水筛管井酸化提供借鉴。

一种压裂液用疏水阳离子改性瓜胶的制备与评价

刘通义, 唐瑭, 陈光杰, 董国峰, 唐文越

2018, 35(1): 114-118. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.022

摘要(623) PDF (2855KB)(234)

摘要:
为解决瓜胶压裂液的高地层伤害等问题，对瓜胶GG进行了改性。用十二烷基二甲基叔胺与环氧氯丙烷合成了长链的疏水阳离子单体CT1，以瓜胶为原料，疏水阳离子单体CT1为醚化剂，甲醇为溶剂，氢氧化钠为催化剂，通过溶剂法制备了改性瓜胶CTGG。对其结构进行了红外光谱分析，评价了其溶解性能、增稠性能、水不溶物含量、残渣含量和耐温耐剪切性能。结果表明，CTGG中成功引入了疏水阳离子基团，可以在60 min内基本溶解，其水不溶物含量和残渣含量均低于瓜胶，残渣含量仅为246.45 mg/L；不同浓度下，CTGG的基液黏度均大于GG和HPG；所形成的冻胶在120℃条件下，质量分数为0.35%的CTGG所配成的压裂液体系在120℃下依然具有良好的抗剪切性能，黏度能够维持在67.4 mPa·s以上；质量分数为0.40%时，冻胶的黏度能稳定在300 mPa·s。因此，CTGG具有良好的溶解性能和增稠性能，有利于降低对储层导流能力的伤害，且耐温耐剪切性能好。

黄原胶及其衍生物的耐温耐剪切性能

刘双, 张洪, 邱晓惠, 方波, 卢拥军, 翟文

2018, 35(1): 119-123. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.023

摘要(594) PDF (8861KB)(211)

摘要:
耐温耐剪切性能是压裂液性能的重要参数，也是决定压裂施工成败的关键因素之一。为拓宽黄原胶非交联压裂液的应用范围，提高其压裂施工效果，针对黄原胶（XG）溶液的耐温耐剪切性能，研究了化学改性、构象等因素的影响。结果表明，化学改性可以显著增强黄原胶在低温下的耐温耐剪切性能，但对高温下的耐温耐剪切性能提升很小。化学改性可以促使黄原胶的网络结构和黏弹性能得到进一步增强，盐离子的加入可以促使改性黄原胶构象向双螺旋结构转变，将化学改性和盐离子同时作用于黄原胶，可以显著增强黄原胶的耐温耐剪切性能及其在高温下的支撑剂悬浮性能。此外，耐温耐剪切测试（180℃）前、后的流变性能对比表明，盐离子的加入可以增强黄原胶溶液在高温下的黏弹性能、触变性和表观黏度，使其在超高温下仍具有良好的携砂性能，拓宽了黄原胶和改性黄原胶作为非交联压裂液的适用范围。因此，通过化学改性和盐离子共同作用，可显著提高黄原胶压裂液的流变性能和耐温耐剪切性能，使得黄原胶非交联压裂液，特别是海水基改性黄原胶压裂液，具有优良的压裂性能和广阔的应用前景。

完井液

迪那2气田井筒高温解堵液体系

杨淑珍, 姚二冬, 陈庆, 周福建, 景宏涛, 张航艳, 王珊

2018, 35(1): 124-128. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.01.024

摘要(495) PDF (768KB)(195)

摘要:
迪那2高压气田部分井存在出砂严重、生产管柱堵塞等问题，严重影响了气井安全、稳定生产，针对这一问题研制了一种耐高温螯合型高效解堵剂。首先，根据迪那气田的岩性特征，通过络合滴定试验优选了对钙、铝、铁金属离子螯合能力强的有机磷酸螯合剂，然后将该螯合剂与氢氟酸及有机弱酸相互组合，形成了多种解堵液基础配方体系。通过岩粉溶蚀和腐蚀实验，评价了一系列体系的溶解率、耐温及缓蚀能力，并由此确定了2种性能较好的解堵液体系，同时使用现场井筒堵塞物样品对其进行了溶解验证实验。结果表明，该体系能够耐受160℃的高温，随着时间的延长，溶蚀率不断增加，最高可达到75%。与土酸相比，新型解堵剂水溶液不仅酸度较低，腐蚀作用较弱，具有良好的溶解能力，还能够有效防止二次沉淀。对现场堵塞物溶解前后的矿物成分和溶液进行测试表明，该解堵液能够快速地溶解大部分的堵塞物，缓慢地溶解石英、长石等矿物，钙、镁、铝和硅等金属离子均能被有效溶解到溶液中，是性能优越的高温解堵液体系。

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主编：陈世春

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