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2024年 第41卷  第5期

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钻井液
水合物抑制剂的合成及在超深水钻井液中的应用
刘书杰, 徐一龙, 张宇飞, 储跃康, 岳前升, 赵庆美
2024, 41(5): 557-563. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.002
摘要(168) HTML(34) PDF (2479KB)(54)
摘要:
天然气水合物的生成危及钻采作业的安全进行，研发性能优异的动力学抑制剂（KHI）与热力学抑制剂复配对抑制超深水条件水合物生成具有重要意义。选用4-丙烯酰吗啉与N-乙烯基吡咯烷酮共聚，合成不同单体配比动力学抑制剂ACN，采用单因素法优化合成条件，采用红外、扫描电镜、凝胶渗透色谱仪等分析产品；采用甲烷水合物模拟测试法（MHS）、四氢呋喃抑制性能评价法(THF)评价抑制性能；优选最佳ACN产品及加量并与其它KHI产品对比，复配适用于超2000 m窄密度窗口钻井液抑制剂，并配制钻井液。研究发现以1%的AIBN为引发剂，反应温度65 ℃，反应时间6 h为其最佳合成条件，确定2%ACN（4∶6）抑制效果最佳；确定该抑制剂复配方案为2%ACN+1%KHI-1+35%乙二醇+5%NaCl，该抑制剂密度1.078 g/cm3，THF法−25 ℃测其初始结晶时间为32 min；钻井液密度为1.150 g/cm3，高温高压滤失量小于17 mL，滚动回收率大于82%，满足该研究钻井液相关性能要求。
鄂尔多斯盆地深部煤层井壁失稳机理及钻井液对策
吕坤鸿, 张辉, 田得粮, 杨博远, 李军, 欧阳勇, 安锦涛, 秦程
2024, 41(5): 564-573. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.001
摘要(147) HTML(44) PDF (3922KB)(54)
摘要:
针对鄂尔多斯盆地深部煤层井壁失稳问题，从岩心矿物组分、微观结构、理化性能和力学性质等角度揭示了纳林1井区本溪组8#煤储层井壁失稳机理，发现煤岩的割理裂缝结构及碳质泥岩的易水化分散矿物含量高是导致井壁失稳的主要原因。结合“多元协同”井壁稳定理论，提出“封堵性+抑制性+润滑性”的三效协同防塌钻井液技术对策。通过优选关键抑制剂、封堵剂和润滑剂，形成了适用于纳林1井区本溪组的防塌钻井液体系，并从基本性能、封堵性、抑制性和压力传递能力等角度进行了综合评价。该防塌钻井液流变性能良好，API滤失量仅为2.4 mL，高温高压滤失量仅为7.5 mL；抑制能力强，滚动回收率大于90%，16 h线性膨胀率小于5%；封堵性能优良，400 μm开度裂缝的承压能力达到5 MPa。现场应用表明，新研制的防塌钻井液能有效抑制纳林1井区深部煤层坍塌，应用井段井径扩大率降低，机械钻速提高，无井下复杂事故发生，该套体系能够满足现场煤岩气钻井的需要，具有较好的推广应用前景。
改性磺甲基酚醛树脂MSP-1的合成及评价
张高波, 杨双全, 李培海
2024, 41(5): 574-581. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.003
摘要(104) HTML(33) PDF (2128KB)(31)
摘要:
在分析磺甲基酚醛树脂应用现状和存在问题的基础上，从钻井液处理剂作用原理和分子结构设计的观点出发，在磺甲基酚醛树脂的分子结构上引入了吸附基团，成功地研制出了新型改性磺甲基酚醛树脂MSP-1。从室内评价结果来看，改性磺甲基酚醛树脂MSP-1在15%的盐水中降滤失效果与SMP-1相当，同时在30%盐水中有更好的降滤失效果，而且不必与SMK配伍评价，180 ℃老化后高温高压滤失量仅有17 mL；同时由于MSP-1含有强吸附基团，增加了酚醛树脂在膨润土上的吸附量，使得改性后的产品在15%盐水中基本不起泡，而且在钻井液中黏度效应较低，具有良好的推广应用前景。
温控液-固相变堵漏体系的研制及原位自生堵漏技术
王家钦, 杨燕洁, 赵诚, 刘尚豪, 暴丹, 张鹏
2024, 41(5): 582-588. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.004
摘要(119) HTML(45) PDF (3396KB)(43)
摘要:
裂缝性漏失是钻井过程中面临的技术难题，目前技术瓶颈是传统桥接堵漏材料与漏失通道匹配度低，易重复性漏失。基于热固性树脂乳化及高温交联聚并原理，研制了温控液-固相变堵漏体系，可自适应进入不同开度裂缝，受漏层高温响应作用，在裂缝中原位生成宽粒径分布的高强度堵漏颗粒。开展了原位自生堵漏颗粒的结构表征、力学性能、裂缝封堵性能测试等。结果表明，温控液-固相变堵漏体系中高分子树脂含量为37%，乳化剂含量为5.2%、分散剂含量为0.07%、交联剂含量为25.9%、蒸馏水含量为31.83%，该体系可在50～90 ℃漏层温度条件下原位生成0.1～5 mm宽粒径分布的堵漏颗粒。120 ℃老化后的堵漏颗粒60 MPa压力下D90降级率仅为0.4%，抗压强度高。仅用一套温控液-固相变堵漏体系能同时封堵1～5 mm开度裂缝，承压能力达到10 MPa，实现自适应封堵，有望解决未知裂缝开度的钻井液漏失技术难题。
碳酸盐岩储层高酸溶多级架桥暂堵型钻井完井液体系
高伟, 范胜, 齐彪, 代昌楼, 贾虎, 牛骋程
2024, 41(5): 589-602. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.005
摘要(99) HTML(33) PDF (3721KB)(29)
摘要:
以顺北二区碳酸盐岩储层为研究对象，通过岩心裂缝稳定性校正评价了储层敏感性，开展了现用钻井液伤害评价，明确了储层损害主控因素为应力敏感伤害和固相伤害，2种伤害因素累计占比达78.07%。采取“钻井可暂堵、完井可解堵”理念和保护微裂缝为主的储层保护思路，根据裂缝架桥封堵理论，研选了高酸溶固相封堵材料耦合可降解纤维关键材料。通过抗温、抗盐抗钙、沉降稳定性、配伍性及储层保护性能评价，形成了耐高温180 ℃多级架桥储层保护钻井完井液体系，其承压超过10 MPa，酸化后渗透率恢复率均值可达96.86%，相对常规不含酸溶暂堵材料体系提高了16.23%，具有强封堵、高返排的特点，有望减轻顺北二区碳酸盐岩储层的损害。
自降解聚合物堵漏剂的合成与应用
郑文武, 刘福, 张军义, 韩婧, 曹奇超, 王雄, 王松
2024, 41(5): 603-608. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.006
摘要(111) HTML(31) PDF (2289KB)(34)
摘要:
钻井液漏失问题是长期存在于钻井作业中并且一直未能得到较好解决的技术难题,目前常用的聚合物凝胶堵漏材料存在承压能力低、吸水膨胀量小、抗温抗盐性差、不能自降解等缺点。为此优选了合成自降解聚合物堵漏剂的单体，通过正交实验确定了最佳合成条件，合成了自降解聚合物堵漏剂。该堵漏剂刚开始遇水膨胀率较小，能够快速进入裂缝部位产生封堵，随着时间的延长，体积不断膨胀，在裂缝处形成嵌压式封堵层，提高堵漏剂在裂缝性漏失层的滞留能力和封堵层的抗剪切强度。实验结果表明，该堵漏剂饱和吸水量最大可达156.9 g/g；21 d的降解率超过90%。在聚磺钻井液体系中分别加入5%的自降解堵漏剂和其它现有的几种堵漏剂后，针对3～5 mm的锲形裂缝，自降解堵漏剂钻井液体系承压压力可达17.5 MPa，堵漏效果明显优于现有堵漏剂；利用3 mm的裂缝性岩心模拟地层条件进行动态损害实验评价，岩心渗透率恢复值达到90%，且油气层保护效果良好。现场应用表明，该钻井液堵漏体系能够对裂缝型漏失地层实现良好的封堵，具有一定的应用前景。
旋转导向仪器用随钻堵漏剂
贾永红, 郭友, 张蔚, 叶安臣, 郭春萍, 贺垠博
2024, 41(5): 609-616. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.007
摘要(107) HTML(35) PDF (3601KB)(42)
摘要:
旋转导向仪器常被部分随钻堵漏剂堵塞筛网，造成井下仪器信号传递中断、井眼轨迹偏移、钻井液循环受阻等问题，且常用随钻堵漏材料易引起钻井液黏度大幅上涨，造成内耗大、滤饼厚等系列问题。因此要求随钻堵漏剂兼顾“可通过旋导”与“强封堵”性能且对钻井液黏度影响较小。以抗温植物纤维为原料，通过粉碎、筛析及疏水改性等步骤研发了一种随钻堵漏纤维（纤维1-1），依据行业标准评价其基本性能，并建立了一种随钻堵漏剂过旋导性能的评价方法。结果表明：纤维1-1基本性能均达到行业标准，其中，表观黏度增长率为10%，封闭滤失量为26 mL；加入纤维后钻井液循环30 min，压力增幅E<5%，具有良好的过旋导能力；在150 ℃、6 MPa实验条件下，加入3%纤维1-1的水基和油基钻井液体系能够封堵20～40目砂床，累计漏失量分别为4 mL和8 mL。最后，利用Zeta电位测试、微观形貌观察分析了纤维过旋导和堵漏机理。
查302井分级承压固结堵漏技术
王立锋
2024, 41(5): 617-621. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.008
摘要(85) HTML(36) PDF (2065KB)(27)
摘要:
查302井是位于松辽盆地南部长岭断陷查干花次凹缓坡带构造的一口重点评价井，该井三开营城组凝灰岩发育，实钻过程中在3686 m、3726 m、3955 m分别发生失返性漏失，常规堵漏作业失效。针对该井凝灰岩地层承压能力低，漏点多，常规堵漏方式提高地层承压能力效果差的问题，室内研制了固结堵漏配方，当温度为150 ℃时，固结时间缩短至9.8 h,承压压力为15.8 MPa，固结堵漏浆悬浮稳定性强，满足现场施工要求。现场应用表明，承压过程压力两次明显下降后缓慢上升，最高开泵压力达到16.2 MPa，扫塞后井底当量密度达到1.38 g/cm3，提高了凝灰岩地层的承压能力，为区块开发提供了新的堵漏技术思路。
固井液
且深1井盐层尾管超高温高密度固井水泥浆技术
徐大伟, 汪晓静, 徐春虎, 魏浩光, 常连玉
2024, 41(5): 622-629. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.009
摘要(88) HTML(25) PDF (3167KB)(22)
摘要:
且深1井是中石化西北油田分公司部署在塔里木盆地塔中地区的一口风险探井，四开中途完钻井深8745.00 m，井底静止温度196 ℃。针对且深1井四开固井面临的高温、高压、高盐、小间隙和全油基钻井液难驱替等诸多技术难题，围绕水泥浆体系的强度衰退、沉降稳定性、流变性能、稠化时间4个方面展开研究。通过引入富铝材料抑制强度衰退，优选不同粒径加重材料、硅粉调控沉降稳定性，配合耐超高温降失水剂、复配缓凝剂、聚醚-羧酸类分散剂综合调控水泥浆各项性能，设计出一套耐温200 ℃，密度高达2.3 g/cm3的超高温高密度抗盐水泥浆体系。该水泥浆体系性能稳定，API失水量为44 mL，流性指数n大于0.7，稠化时间线性可调，高温沉降稳定性为0.01 g/cm3，1 d和28 d的抗压强度分别为19.2 MPa和27.1 MPa，未见衰退迹象。结合驱油型加重前置液体系和其它固井技术措施，且深1井固井施工顺利。
温敏形变纤维胶囊堵漏剂的开发及评价
田辉, 步玉环, 胡苗苗, 沈晟达, 曹成章
2024, 41(5): 630-639. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.010
摘要(87) HTML(30) PDF (4757KB)(31)
摘要:
针对现有玻璃纤维、聚丙烯纤维、剑麻纤维、陶瓷纤维等纤维材料的尺寸过大及加量过大导致水泥浆混拌过程中混配困难和浆体增稠的难题，研发了具有形状记忆功能的温敏形变纤维胶囊。当温度低于形变响应温度时，纤维胶囊的粒径较小，在漏失通道内形成高密度颗粒填充；当温度达到形变响应温度后，纤维胶囊激活发生膨胀变形，高密度颗粒之间相互挤压充填，在漏失通道内高强度架桥堆积，进而封堵漏失层。该纤维胶囊可将6 mm的纤维封装在3 mm的胶囊中，从而提高纤维材料在堵漏水泥中的有效含量及尺寸，改善水泥浆封堵能力，降低工作过程中的漏失风险，保证固井质量。加入温敏形变纤维胶囊堵漏剂的水泥浆流动度均值为22 cm，初始稠度为25 Bc，与纯水泥浆相似，相比于直接添加纤维材料，水泥浆体流态明显改善，可泵性大幅度增强，同时水泥石抗压强度也大幅提高，堵漏剂加量为5%时水泥石7 d的抗压强度可达50 MPa，解决了纤维水泥浆混配困难和浆体增稠的难题，对保证固井质量具有一定的实际意义。
碳纳米管羧基功能化及其对水泥石的影响
贾慧, 金鑫, 魏浩光, 李小江
2024, 41(5): 640-645. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.011
摘要(52) HTML(20) PDF (2460KB)(20)
摘要:
随着非常规油气井开发的不断深入，复杂的地下环境对水泥石的各项力学性能指标提出更高的要求，因此，急需开发高性能的纳米材料用于改造水泥石性能。采用稀酸酸化工艺制备羧基功能化碳纳米管分散液，通过接触角、紫外-可见吸收光谱和沉降稳定性等测试对分散液的分散能力进行讨论，并对羧基功能化碳纳米管提高水泥石力学性能的效果进行了验证。研究结果表明，羧基功能化可使碳纳米管的粒径减小89.71%，并使疏水材料转变为亲水材料，同时，羧基功能化碳纳米管在水中的分散稳定性提升100%；0.005%加量的羧基功能化碳纳米管使水泥石的抗压强度提高16.05%，抗折强度提高25.82%，抗拉强度提高18.07%。
CO2地质封存与利用环境下水泥单矿C2S的腐蚀速率
王熹颖
2024, 41(5): 646-653. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.012
摘要(61) HTML(27) PDF (2757KB)(20)
摘要:
在CO2地质封存和利用过程中，固井水泥容易与井下的酸性介质CO2发生碳酸化反应，腐蚀固井水泥石造成水泥石力学性能大幅度衰退。针对水泥石单矿C2S在CO2地质封存和利用环境中腐蚀反应速率不清晰的问题，通过SEM、XRD以及TG的测试方法，定量分析C2S腐蚀产物的变化规律。根据腐蚀产物CaCO3的摩尔生成率和非稳态扩散渗透模型拟合得到腐蚀反应产物CaCO3的生成系数α。SEM实验结果表明，腐蚀反应后C2S水泥单矿颗粒的表面均有较大改变，生成了部分腐蚀产物CaCO3；XRD结果表明，单矿C2S腐蚀产物CaCO3的晶型主要有方解石和文石；TG测试结果表明，C2S水泥单矿随着腐蚀龄期的增加，腐蚀产物的量均明显增加。拟合结果表明，C2S腐蚀产物生成速率随着温度的升高而增大，90 ℃下CaCO3腐蚀产物的生成速率系数α最大为54.90。
空心微珠低密度水泥浆在高温下的水化特性
赵琥, 马春旭, 宋维凯, 田野, 邹亦玮, 孙超
2024, 41(5): 654-660. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.013
摘要(57) HTML(20) PDF (3040KB)(26)
摘要:
空心微珠主要是硼硅酸盐玻璃材质制成，内部富含SiO2组分，在120 ℃、150 ℃下，对不同龄期微珠低密度水泥浆抗压强度、渗透率、微观分析、稠化可调性进行了测试，确认了空心微珠对高温水化特性的影响。研究结果表明，120、150 ℃下，空心微珠中的硅质组分均参与了水泥水化，对水泥石强度起到了抑制或补偿抑制作用，其中120 ℃时仅16%空心微珠可以在28 d之内起到抑制抗压强度衰退作用，150 ℃时抑制衰退则需要内掺一定的硅粉，确保硅粉含量与空心微珠含量之和达到40%以上；高温下微珠因参与反应表面形成显著的孔隙轮廓，随着养护龄期延长，水泥石总孔隙增多，无硅粉配方增加的孔径以50～100 nm的毛细孔居多，渗透率随着养护龄期的延长逐步增大，由最初的0.003 mD增加至0.011 mD，增幅较为明显，但渗透率净值并不大；内掺硅粉增加的孔径以小于50 nm的凝胶孔居多，渗透率随养护龄期延长基本变化不大；在没有硅粉情况下，14 d时水泥石中Ca(OH)2相消失，与玻璃微珠反应生成C—S—H凝胶，添加硅粉配方水化产物中未见Ca(OH)2相，反应迅速，生成具有良好抗衰退作用的托博莫来石相，起到较好的防止衰退作用；稠化时间具有可调性，硅粉和空心微珠都不会对水泥浆高温早期水化规律性造成不良影响。
东秋X井高压气层窄密度窗口固井技术
赵凌霄, 王春才, 叶素桃, 邹双, 王健栋, 王彪
2024, 41(5): 661-667. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.014
摘要(56) HTML(15) PDF (3417KB)(23)
摘要:
东秋X井是部署在塔里木盆地库车坳陷秋里塔格构造带上的一口预探井，五开采用Φ215.9 mm钻头、密度为2.17 g/cm3钻井液钻至井深6130 m中途完钻，钻进期间发生多次漏失且裸眼段有多套油气显示，压稳防漏矛盾突出，安全密度窗口仅为0.06 g/cm3，固井过程中极易出现恶性漏失，甚至还会发生由漏转喷等复杂。通过采用精细控压固井技术强化井筒压力控制，使用韧性自愈合水泥浆保障井筒长期完整性，配套带顶封尾管悬挂器辅助密封等技术措施，顺利完成东秋X井固井施工，经 CBL/VDL测井解释固井质量合格率为94.3%，六开降钻井液密度后钻进及完井正常，未见环空带压等异常情况。该技术解决了窄密度窗口高压气井溢漏同存的难题，并可保障封固井段的初次固井质量和长期密封完整性，可为窄窗口高压气井、复杂井的固井技术提供参考。
压裂液与酸化液
一种基于物理交联的多功能携砂驱油压裂液体系
李建申, 黄秋实, 燕松兵, 刘青, 王茂功, 董景锋, 郑苗
2024, 41(5): 668-676. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.015
摘要(55) HTML(17) PDF (2573KB)(17)
摘要:
页岩油开采过程中压裂液的高携砂能力、破胶返排性能和地层伤害间的矛盾难以避免。以三嵌段表面活性剂纳米胶束（PN）与四元聚合物（PPS）相协同，依靠聚合物与纳米胶束的物理交联作用强化网络结构，开发了一种兼有高携砂性、低伤害性和高驱油性的新型多功能携砂驱油压裂液体系PN-PPS。PN-PPS依靠致密的网络结构而展现出优异的携砂能力及耐温抗剪切性，陶粒在PN-PPS溶液中携砂时间高达510 min。得益于体系的网络结构由物理交联作用强化，PN-PPS破胶迅速且彻底，破胶液残渣低于34.5 mg/L且其岩心伤害小于18%。进一步地，破胶液作为驱油剂展现出优异的驱油功能，在90 ℃下洗油效率高于99%、渗吸驱油率达20.46%、岩心驱替中采收率在水驱的基础上提高12.54%。因此，PN-PPS的应用能够在保证高效携砂压裂的同时实现不返排原位驱油，通过将压裂和驱油工艺相结合，PN-PPS的应用为页岩油开采提供了创新的解决方案，对压驱一体化技术的发展具有重要意义。
转向酸用缓蚀剂的制备及缓蚀机理
崔波, 陈军, 艾俊哲, 冯浦涌, 荣新明, 王顺
2024, 41(5): 677-685. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.016
摘要(58) HTML(23) PDF (3883KB)(19)
摘要:
转向酸广泛应用于碳酸盐岩储层酸化酸压，由于黏弹性表面活性剂分子结构特殊，常规缓蚀剂配伍性较差，且缓蚀效率大幅降低。采用1-氯甲基萘、4-乙基吡啶、氯化苄和2,3-环戊烯并吡啶合成了2种吡啶季铵盐缓蚀剂SI-1和SI-2。采用腐蚀仪、流变仪考察了SI-1和SI-2在转向酸中的缓蚀性能及其对转向酸黏度的影响；通过扫描电子显微镜、能谱仪、原子力显微镜和X射线光电子能谱等实验手段，从微观角度分析钢片腐蚀前后表面形貌和化学成分；采用分子动力学模拟方法对缓蚀剂SI-1和SI-2的缓蚀机理进行了探讨。结果表明：合成的2种吡啶季铵盐缓蚀剂在转向酸中的缓蚀性能良好，对转向酸黏度影响小，适用性强，成本低。其中缓蚀剂SI-2性能更优，1%加量下，90 ℃腐蚀速率为1.04 g/(m2·h)，120 ℃腐蚀速率为7.43 g/(m2·h)，VES残酸最终黏度可稳定在190 mPa·s以上，成本可降低20%。加入1%缓蚀剂后钢片表面均未出现明显腐蚀，Fe含量大幅上升，表面粗糙度大幅降低，其中添加缓蚀剂SI-2后，Fe含量从86%上升至94%，Ra从137 nm下降至84 nm。钢片表面均检测到C—N与Organic C=O（羰基），表明存在缓蚀剂吸附膜。分子动力学模拟显示缓蚀机理为：SI-2能隙小，吸附能大，缓蚀剂吸附到钢片表面后可形成致密吸附膜，隔绝腐蚀介质与钢片表面的接触，极大地抑制钢片腐蚀。SI-2在渤海油田和伊拉克米桑油田进行了现场应用，施工效果良好。
强非均质砂岩清洁暂堵转向酸化研究：以塔中志留系为例
王庆, 周福建, 阳丹丹, 谭艳新, 于森, 姚二冬, 李福远
2024, 41(5): 686-694. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.05.017
摘要(52) HTML(17) PDF (6080KB)(23)
摘要:
酸化是低渗砂岩油藏有效开发的主要改造手段之一。塔中志留系储层小层多，非均质性强，酸化中酸液易进入高渗层，导致低渗层改造欠缺，目前尚无合适的砂岩转向酸化技术。本文采用了可完全水溶降解的清洁暂堵粉末，并配合螯合酸解决了非均质砂岩储层均匀酸化难题。通过并联岩心酸化流动仪，研究了清洁暂堵粉末封堵特性和不同级差下暂堵转向酸化能力。室内实验结果表明，清洁暂堵粉末降解主要受温度控制，在超过90 ℃后完全降解，降解后溶液清澈透明，且呈酸性，有效提升岩心渗透率20%。浓度为0.1%的暂堵粉末随螯合酸注入岩石后，能够形成内外阻挡层，增加暂堵表皮系数，最大封堵压差可达1.87 MPa，是单纯注螯合酸酸的6.7倍。并联岩心酸化实验表明100目清洁暂堵粉末在0.1%使用浓度下适用于渗透率级差小于15的储层，可有效降低岩心渗透率非均质差异，提高低渗岩心改造程度。此外，在塔中11-9井酸化施工中，暂堵转向酸化后增压效果明显，酸化后产量大幅增加。现场试验及应用证明，暂堵转向酸化技术在志留系储层取得了良好的增产改造效果，对长井段非均质砂岩储层酸化均匀改造具有重要的借鉴意义。

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