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2021, 38(3).  
摘要(0) PDF (924KB)(0)
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钻井液
高温高压下蒙脱石水化特性的分子模拟
李立宗, 苏俊霖, 赵洋, 左富银
2021, 37(3): 265-270.   doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.001
摘要(0) PDF (2167KB)(0)
摘要:
页岩中黏土矿物的水化膨胀是影响页岩气井井壁稳定性的一个重要因素,蒙脱石作为黏土矿物的主要成分,其水化机理对于解决页岩气井井壁失稳问题至关重要。为了深入探索高温高压地层环境下蒙脱石的水化机理,利用分子模拟软件从微观角度研究了不同水化程度的蒙脱石在不同温度压力条件下的晶层间距、晶层间物质的移动规律、离子水化参数以及力学参数的变化。研究结果表明:温度增加、压力降低时,蒙脱石层间距随之增加,且温度对层间距的影响较大,层间距范围在1.823~2.042 nm之间;层间水分子和钠离子的扩散速率随温度增加而加快,随压力升高而减慢;低温高压时钠离子的水化配位数较大,配位数范围在2.35~4.35之间;温度增加时,蒙脱石晶体的体积模量、剪切模量以及弹性模量随之减小,泊松比随之增加,而压力对蒙脱石晶体力学参数的影响却恰恰相反。可见,本文的研究结果对于高温高压地层环境下页岩地层水化机理的研究具有重要的理论指导意义。
水基钻井液高温高压流变动力学研究
何淼, 施皓瀚, 许明标
2021, 37(3): 271-279.   doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.002
摘要(0) PDF (2745KB)(0)
摘要:
钻井液性能受深井超深井高温高压的影响会产生较大变化,为确保安全高效钻井作业,必须准确掌握钻井液在井底高温高压条件下的流变行为。针对一类典型的抗高温聚磺水基钻井液,开展了广域温压(~180℃,~100 MPa)下流变性能评价研究,定量评价了其流变参数随温度压力的变化规律。结果表明:聚磺水基钻井液流变参数受压力的影响明显小于温度的影响;在温压组合条件下,钻井液流变模式拟合效果排序为:赫-巴>罗-斯>宾汉>卡森>幂律。以赫-巴模式为基础,采用直接拟合方法从(T,P)、(T,1/P)、(T,lnP)、(1/T,P)、(1/T,1/P)、(1/T,lnP)、(lnT,P)、(lnT,1/P)、(lnT,lnP)9种组合中构建了其流变参数随温压变化的最佳拟合方程,建立了聚磺水基钻井液高温高压流变动力学预测模型,模型预测精度高,相对误差率98%集中在-7.15%~11.46%之间,平均误差仅为1.03%。
钻井液高温流变性能测试仪器与测试方法
刘晓栋, 刘涛
2021, 37(3): 280-284.   doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.003
摘要(0) PDF (1372KB)(0)
摘要:
高温深井钻井,井下钻井液高温流变性能好坏直接关系到井眼的安全和钻井的成败,但六速黏度计无法测试钻井液在井底随着温度、压力、剪切速率、时间等参数的变化,流变性能是如何变化的,通过高温高压流变仪评价钻井液的流变和抗温性能是一种科学而有效的评价手段。为模拟井下实际钻井液性能,建立了低剪切速率黏度测试、高温下黏度损失率测试、钻井液动态循环和静置时黏度随时间变化的测试方法,表征了钻井液的携岩性能、抗温流变性能、钻井液循环和静置条件下的高温热稳定性能,反映出了井下真实流变性能。在埕探1井进行了现场试验,说明该测试方法可以为现场工程师分析判断钻井液在井下高温下的性能能否为钻井施工提供实验数据,为高温钻井液体系优化设计、处理剂研发和应用提供科学可靠实验方法,并极大程度上弥补用六速黏度计测试钻井液流变性能的不足和缺陷。
基于改性植物多酚的高温高密度环保型水基钻井液
刘自广, 宋丰博, 尤志良, 卓绿燕, 彭云涛, 项春芬, 蒋官澄
2021, 37(3): 285-291.   doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.004
摘要(0) PDF (885KB)(0)
摘要:
为提高环保型水基钻井液的耐温性能和密度上限,通过对天然多酚类植物提取物进行接枝改性,分别研制了降滤失剂EHT-FL和分散剂EHT-TH,并利用红外光谱对2种合成产物进行了表征。室内性能评价结果表明,降滤失剂EHT-FL和分散剂EHT-TH均具有良好的抗高温性能,且EC50分别达2.38×105 mg/L和4.49×105 mg/L,无生物毒性;EHT-FL加量为2.0%时,淡水基浆在200℃老化后的中压滤失量和高温高压滤失量分别为7.2 mL和23.6 mL;EHT-TH加量为1.0%时,高密度水基钻井液(ρ=2.0 g/cm3)在200℃老化后的表观黏度由106.5 mPa·s降低至66.5 mPa·s,高温增稠现象消失。在降滤失剂EHT-FL和分散剂EHT-TH的基础上,配伍其他环境友好型处理剂,研制出一套抗高温高密度(ρ=2.0 g/cm3)环保型水基钻井液体系。该体系具有合理的流变与滤失性能,抗温达210℃,抗盐侵25%,抗钙侵1%,抗劣质土侵10%,EC50为4.19×104 mg/L,BOD5/CODCr为29.23,重金属含量低于标准值,对环境友好,能满足深井复杂地层钻井的需求。
碱探1井超高温水基钻井液技术
郝少军, 安小絮, 韦西海, 张闯, 李保清, 雷彪
2021, 37(3): 292-297.   doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.005
摘要(0) PDF (769KB)(0)
摘要:
碱探1井是位于柴达木盆地中央鼻隆带碱山构造的一口重点风险探井,钻探的主要目的是探索碱山构造基岩含气性,该井完钻井深为6343 m,实测井底最高温度达到235℃,为目前国内陆上钻井井底温度最高记录之一。该区块地层存在裂缝发育、长段膏泥岩层、高压盐水层、高浓度CO2、高地温梯度,施工过程中井塌、井漏、溢流、膏泥岩层蠕变缩径等复杂因素相互交织。室内通过开展超高温稳定性能、流变性能以及超高温下的滤失性控制等方面的技术攻关,在有机盐钻井液的基础上,通过对国内外超高温降滤失剂、封堵防塌剂、润滑剂、热稳定剂等的筛选及优化,形成碱探1井抗240℃超高温有机盐水基钻井液的最终配方。该配方钻井液在老化72 h后,高温高压滤失量保持在10 mL以内、润滑系数小于0.1、砂床侵入深度小于12 cm。另外,该井四开、五开钻遇微裂缝及基岩风化壳,裂缝多次发生漏失,优选耐温性能良好的刚性、柔性及胶质封堵材料,形成了碱探1井超高温堵漏技术配方,漏失井段承压能力逐步提高,为超深井段的井壁失稳和井漏的预防治理发挥了关键作用,顺利完成了柴达木盆地第一超高温井碱探1井的钻探保障任务。
油基钻井液用憎液性纳米封堵剂
倪晓骁, 蒋官澄, 王建华, 闫丽丽, 刘人铜
2021, 37(3): 298-304.   doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.006
摘要(0) PDF (13890KB)(0)
摘要:
为了解决油基钻井液在页岩气藏钻遇井壁失稳的难题,以纳米材料物理封堵和改变岩石表面润湿性为研究思路,通过溶胶-凝胶法对纳米二氧化硅进行表面改性,合成具有憎液性能的纳米封堵剂SNP-1。利用核磁共振进行分子结构表征,同时结合扫描电镜等微观实验和自然渗吸等宏观实验对其性能进行评价。结果表明,合成的纳米封堵剂SNP-1具有预先设计的基团,其能够使页岩表面液相接触角大于150°,反转毛细管附加压力为阻止液相进入孔喉的阻力,进一步降低岩心自然渗吸油含量;150℃老化后,使得油基钻井液的高温高压滤失量低至2.4 mL,破乳电压达800 V以上,能有效阻止页岩岩心的压力传递。
泡沫钻井液发泡剂抗温性评价方法
杨倩云, 王宝田, 杨华
2021, 37(3): 305-310.   doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.007
摘要(0) PDF (2205KB)(0)
摘要:
为了满足钻井深部低压地层、地热和干热岩等不同地层温度的泡沫钻井液,笔者对关键组分发泡剂的抗温性评价方法进行了适应性研究。基于机械搅拌的热滚评价法和干粉加热法,对比分析了3种工业化抗高温发泡剂十二烷基苯磺酸钠SDBS、十二烷基硫酸钠SDS和α-烯烃磺酸钠AOS,考察了温度对其起泡性、泡沫流体稳定性和流变性影响。实验结果表明,采用评价方法不同,同一发泡剂实验结果不同,采用热滚评价法时,室温~190℃,SDS抗温性能优于AOS和SDBS,但SDS抗温小于200℃,而AOS和SDBS在240℃、16 h环境下,依然具有良好的起泡性;采用干粉加热评价法,AOS和SDBS抗温不低于260℃、4 h,SDS抗温低于150℃、3 h。在实验的基础上,针对微泡沫钻井液的研发,推荐使用热滚法评价发泡剂的抗温性能,并针对不同地层温度给出适宜性建议。
大庆油田页岩油水平井钻井液技术
于坤, 车健
2021, 37(3): 311-316.   doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.008
摘要(0) PDF (2575KB)(0)
摘要:
为了解决大庆油田齐家-古龙区块页岩油水平井井壁失稳的问题,对古龙区块地质特征、施工难点和失稳机理进行总结分析。针对施工中遇到的井壁稳定、钻井液流变性控制、井眼净化等油基钻井液技术难题,提出相应的技术对策。优选SFD-1、无荧光防塌剂BY和Soltex等关键封堵处理剂,并对目前使用的油包水钻井液配方进行优化和室内评价。实验结果表明,优化后的钻井液具有良好的性能,高温高压滤失量小于3 mL,抗岩屑侵可达30%。该钻井液技术在大庆油田古龙区块**2HC井进行现场试验,施工顺利,井下无复杂事故发生,能够解决长水平段井眼失稳问题,在大庆油田页岩油勘探开发中具有应用前景。
八胺基星形小分子抑制剂的制备及其性能
刘锋报, 张顺从, 晏智航, 罗霄, 董樱花, 孙爱生
2021, 37(3): 317-323.   doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2021.03.009
摘要(0) PDF (2621KB)(0)
摘要:
目前使用的超支化多胺小分子抑制剂存在伯胺基团密度较低、在高pH值环境中抑制性不足等缺陷。针对此情况,以季戊四醇为原料,通过两步反应,制得了具有规整分子结构与高胺基密度的八胺基星形小分子(OASS)。分子模拟结果表明,OASS在黏土表面的吸附密度与季戊四胺(PTTA)、3,3-双(2-氨基乙基)-1,5-戊二胺(BAPD)差别不大,但单分子吸附能大幅高于PTTA、BAPD,表明3种多胺小分子在黏土表面的吸附中心均由胺基提供,且胺基密度高的OASS具有更强的吸附能力。吸附性能测定表明,OASS在25℃下的饱和吸附量只有1.12 mmol/L,达到饱和吸附量时所需的物质的量浓度仅为10 mmol/L。抑制黏土造浆、线性膨胀与滚动回收等室内实验结果表明,OASS对黏土与泥页岩岩屑造浆的抑制性能均显著优于PTTA与BAPD;与现场钻井液的配伍性实验表明,OASS不会影响钻井液老化前后的流变性能,且可改善降滤失性能,并提高泥页岩在钻井液中的滚动回收率。研究结果证明,OASS具有优异的抑制性能,且可与不同钻井液体系形成良好配伍。
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国内外页岩气井水基钻井液技术现状及中国发展方向
孙金声, 刘敬平, 刘勇
[摘要](426) [PDF 1051 KB](865)
摘要:
综述了国内外页岩气井井壁失稳机理、稳定井壁主要方法及水基钻井液技术研究与应用现状,讨论了当前中国页岩气井钻井液技术面临的主要技术难题,分析了美国页岩气井与中国主要页岩气产区井壁失稳机理的差异,指出了中国页岩气井水基钻井液技术研究存在的误区与不足,提出了中国页岩气井水基钻井液技术发展方向。
应用于中国页岩气水平井的高性能水基钻井液
龙大清, 樊相生, 王昆, 范建国, 罗人文
[摘要](531) [PDF 540 KB](262)
摘要:
目前中国页岩气水平井定向段及水平段钻井均使用油基钻井液,但油基岩屑处理费用昂贵,急需开发和应用一种具有环境保护特性的高性能水基钻井液体系。介绍了2种高性能水基钻井液体系的室内实验和现场试验效果。在长宁H9-4井水平段、长宁H9-3和长宁H9-5井定向至完井段试验了GOF高性能水基钻井液体系,该体系采用的是聚合物封堵抑制方案,完全采用水基润滑方式;在昭通区块YS108H4-2井水平段试验了高润强抑制性水基钻井液体系,该体系采用的是有机、无机盐复合防膨方案以及润滑剂与柴油复合润滑方式。现场应用表明,定向段机械钻速提高50%~75%,水平段机械钻速提高75%~100%。通过实验数据及现场使用情况,对比分析了2种体系的优劣,找出了他们各自存在的问题,并提出了改进的思路,为高性能水基钻井液的进一步完善提供一些经验。
抗高温油基钻井液主乳化剂的合成与评价
覃勇, 蒋官澄, 邓正强, 葛炼
[摘要](664) [PDF 4926 KB](447)
摘要:
以妥尔油脂肪酸和马来酸酐为主要原料合成了一种油基钻井液抗高温主乳化剂HT-MUL,并确定了妥尔油脂肪酸单体的最佳酸值及马来酸酐单体的最优加量。对HT-MUL进行了单剂评价,结果表明HT-MUL的乳化能力良好,配制的油水比为60:40的油包水乳液的破乳电压最高可达490 V,90:10的乳液破乳电压最高可达1000 V。从抗温性、滤失性、乳化率方面对HT-MUL和国内外同类产品进行了对比,结果表明HT-MUL配制的乳液破乳电压更大、滤失量更小、乳化率更高,整体性能优于国内外同类产品。应用主乳化剂HT-MUL配制了高密度的油基钻井液,其性能评价表明体系的基本性能良好,在220℃高温热滚后、破乳电压高达800 V,滤失量低于5 mL。HT-MUL配制的油基钻井液具有良好的抗高温性和乳化稳定性。
纳米聚合物微球封堵剂的制备及特性
王伟吉, 邱正松, 黄维安, 钟汉毅, 暴丹
[摘要](374) [PDF 2843 KB](217)
摘要:
页岩具有极低的渗透率和极小的孔喉尺寸,传统封堵剂难以在页岩表面形成有效的泥饼,只有纳米级颗粒才能封堵页岩的孔喉,阻止液相侵入地层,维持井壁稳定,保护储层。以苯乙烯(St)、甲基丙烯酸甲酯(MMA)为单体,过硫酸钾(KPS)为引发剂,采用乳液聚合法制备了纳米聚合物微球封堵剂SD-seal。通过红外光谱、透射电镜、热重分析和激光粒度分析对产物进行了表征,通过龙马溪组岩样的压力传递实验研究了其封堵性能。结果表明,SD-seal纳米粒子分散性好,形状规则(基本为球形),粒度较均匀(20 nm左右),分解温度高达402.5℃,热稳定性好,阻缓压力传递效果显著,使龙马溪组页岩岩心渗透率降低95%。
循环应力作用下水泥环密封性实验研究
刘仍光, 张林海, 陶谦, 周仕明, 丁士东
[摘要](191) [PDF 2049 KB](152)
摘要:
利用自主研发的水泥环密封性实验装置研究了套管内加卸压循环作用下水泥环的密封性,根据实验结果得出了循环应力作用下水泥环密封性失效的机理。实验结果显示,在较低套管内压循环作用下,水泥环保持密封性所能承受的应力循环次数较多;在较高循环应力作用下,水泥环密封性失效时循环次数较少。表明在套管内较低压力作用下,水泥环所受的应力较低,应力水平处于弹性状态,在加卸载的循环作用下,水泥环可随之弹性变形和弹性恢复;在较高应力作用下,水泥环内部固有的微裂纹和缺陷逐渐扩展和连通,除了发生弹性变形还产生了塑性变形;随着应力循环次数的增加,塑性变形也不断地累积。循环压力卸载时,套管弹性回缩而水泥环塑性变形不可完全恢复,2者在界面处的变形不协调而引起拉应力。当拉应力超过界面处的胶结强度时出现微环隙,导致水泥环密封性失效,水泥环发生循环应力作用的低周期密封性疲劳破坏。套管内压力越大,水泥环中产生的应力水平越高,产生的塑性变形越大,每次卸载时产生的残余应变和界面处拉应力也越大,因此引起密封性失效的应力循环次数越少。
郑X井重复压裂非产水煤层绒囊流体暂堵转向试验
郑力会, 崔金榜, 聂帅帅, 刘斌, 付毓伟, 李宗源
[摘要](389) [PDF 1759 KB](483)
摘要:

郑庄煤层气田郑X井欲实施绒囊暂堵流体重复压裂转向,既形成新裂缝又不影响原缝生产,增加供气体积以达到满意产量。室内先用绒囊流体暂堵直径38 mm煤岩柱塞的中间人工剖缝,后用活性水测试绒囊流体暂堵剖缝承压能力达20 MPa,超过地层18 MPa的破裂压力,满足转向要求;绒囊暂堵流体伤害郑庄煤岩柱塞渗透率恢复值85%,满足原缝继续生产要求;现场利用混砂车和水罐建立循环,通过剪切漏斗配制密度为0.94~0.98 g/cm3、表观黏度为30~34 mPa·s的绒囊暂堵流体。先用活性水顶替检测原缝是否存在后,用排量为3.0~3.5 m3/h注入绒囊暂堵流体60 m3,停泵30 min油压稳定在12 MPa,表明绒囊封堵原缝成功。用活性水压裂液压裂,油管压力上升至18 MPa时出现破裂。微地震监测新缝方位为N13°W,相对于原缝N42°E转向55°。压后间抽2 h产气200 m3,是压裂前产量的2倍以上。采用微地震监测和对比压裂前后产量证明,绒囊可迫使压裂液转向压开新缝,且不伤害原裂缝,适用于煤层气老井重复压裂恢复生产。

钻井液用纳米封堵剂研究进展
马成云, 宋碧涛, 徐同台, 彭芳芳, 宋涛涛, 刘作明
[摘要](451) [PDF 2528 KB](542)
摘要:
分析了硬脆性泥页岩井壁失稳的原因,介绍了纳米材料特点及其应用,并概述了国内外钻井液用纳米封堵剂的研究进展,包括有机纳米封堵剂、无机纳米封堵剂、有机/无机纳米封堵剂,以及纳米封堵剂现场应用案例。笔者认为:利用无机纳米材料刚性特征以及有机聚合物可任意变形、支化成膜等特性,形成的一种核壳结构的无机/聚合物类纳米封堵剂,能够很好地分散到钻井液中,且对钻井液黏度和切力影响较小,这种类型的纳米封堵剂能够在低浓度下封堵泥页岩孔喉,建立一种疏水型且具有一定强度的泥页岩人工井壁,这不仅能够阻止钻井液侵入,而且还能提高地层承压能力,无机纳米材料与有机聚合物的结合是未来钻井液防塌剂的发展方向。
压裂液存留液对致密油储层渗吸替油效果的影响
郭钢, 薛小佳, 李楷, 范华波, 刘锦, 吴江
[摘要](231) [PDF 11047 KB](189)
摘要:
统计长庆油田罗*区块2015年存地液量与油井一年累积产量的关系发现,存地液量越大,一年累积产量越高,与常规的返排率越高产量越高概念恰恰相反,可能与存地液的自发渗吸替油有关。核磁实验结果表明,渗吸替油不同于驱替作用,渗吸过程中小孔隙对采出程度贡献大,而驱替过程中大孔隙对采出程度贡献大,但从现场致密储层岩心孔隙度来看,储层驱替效果明显弱于渗吸效果。通过实验研究了影响自发渗吸效率因素,探索影响压裂液油水置换的关键影响因素,得出了最佳渗吸采出率及最大渗吸速度现场参数。结果表明,各参数对渗吸速度的影响顺序为:界面张力 > 渗透率 > 原油黏度 > 矿化度,岩心渗透率越大,渗吸采收率越大,但是增幅逐渐减小;原油黏度越小,渗吸采收率越大;渗吸液矿化度越大,渗吸采收率越大;当渗吸液中助排剂浓度在0.005%~5%,即界面张力在0.316~10.815 mN/m范围内时,浓度为0.5%(界面张力为0.869 mN/m)的渗吸液可以使渗吸采收率达到最大。静态渗吸结果表明:并不是界面张力越低,采收率越高,而是存在某一最佳界面张力,使地层中被绕流油的数量减少,渗吸采收率达到最高,为油田提高致密储层采收率提供实验指导。
胶乳纳米液硅高温防气窜水泥浆体系
高元, 桑来玉, 杨广国, 常连玉, 魏浩光
[摘要](379) [PDF 6834 KB](210)
摘要:
针对顺南区块超深高温高压气井固井面临井底温度高、气层活跃难压稳的问题,研究了胶乳纳米液硅高温防气窜水泥体系。通过将纳米液硅防气窜剂与胶乳防气窜剂复配使用,协同增强水泥浆防气窜性能;不同粒径硅粉复配与加量优化,增强水泥石高温稳定性;无机纤维桥联阻裂堵漏,抑制裂缝延展,提高水泥浆防漏性能和水泥石抗冲击性能。该水泥浆体系具有流动性好、API失水量小于50 mL、直角稠化、SPN值小于1,水泥石具有高温强度稳定性好、胶结强度高、抗冲击能力强的特点。密度为1.92 g/cm3的水泥浆体系在190℃、21 MPa养护30 h后超声波强度逐渐平稳,一界面胶结强度达12.6 MPa;水泥石弹性模量较常规低失水水泥石降低52%,抗冲击强度增加了188%,且受霍普金森杆冲击后仅纵向出现几条未贯穿的裂纹。该高温防气窜水泥浆体系在顺南5-2井和顺南6井成功应用,较好地解决了顺南区块超深气井固井难题。
暂堵型保护油气层钻井液技术研究进展与发展趋势
蒋官澄, 毛蕴才, 周宝义, 宋然然
[摘要](191) [PDF 4562 KB](369)
摘要:
通常在勘探开发油气过程中会发生不同程度的油气层损害,导致产量下降、甚至"枪毙"油气层等,钻井液是第一个与油气层相接触的外来流体,引起的油气层损害程度往往较大。为减轻或避免钻井液导致的油气层损害、提高单井产量,国内外学者们进行了长达半个世纪以上的研究工作,先后建立了"屏蔽暂堵、精细暂堵、物理化学膜暂堵"三代暂堵型保护油气层钻井液技术,使保护油气层效果逐步提高,经济效益明显。但是,与石油工程师们追求的"超低"损害目标仍存在一定差距,特别是随着非常规、复杂、超深层、超深水等类型油气层勘探开发力度的加大,以前的保护技术难以满足要求。为此,将仿生学引入保护油气层钻井液理论中,发展了适合不同油气层渗透率大小的"超双疏、生物膜、协同增效"仿生技术,并在各大油田得到推广应用,达到了"超低"损害目标,标志着第四代暂堵型保护油气层钻井液技术的建立。对上述4代暂堵型保护油气层技术的理论基础、实施方案、室内评价、现场应用效果与优缺点等进行了论述,并通过梳理阐明了将来的研究方向与发展趋势,对现场技术人员和科技工作者具有较大指导意义。
国内外页岩气井水基钻井液技术现状及中国发展方向
孙金声, 刘敬平, 刘勇
[摘要](426) [PDF 1051KB](865)
摘要:
综述了国内外页岩气井井壁失稳机理、稳定井壁主要方法及水基钻井液技术研究与应用现状,讨论了当前中国页岩气井钻井液技术面临的主要技术难题,分析了美国页岩气井与中国主要页岩气产区井壁失稳机理的差异,指出了中国页岩气井水基钻井液技术研究存在的误区与不足,提出了中国页岩气井水基钻井液技术发展方向。
钻井液滤失造壁性能评价方法研究现状
姚如钢, 张振华, 彭春耀, 冯燕云, 丁光波
[摘要](270) [PDF 2116KB](660)
摘要:
介绍了现有钻井液泥饼渗流特性、孔喉大小、厚度及压缩性等质量参数的评价、仪器及其评价方法,并分析了扫描电镜、能谱仪等仪器设备在泥饼微观结构及组分分布特征表征方面的研究与应用现状。现有研究思路侧重于对样品表面形貌的观测,在优化钻井液滤失造壁性能时仍然缺乏对泥饼内部微观结构的基础性认识,未来应继续深入开展对钻井液泥饼微观结构空间分布特征方面的研究分析,进一步弄清钻井液降滤失作用机理及降低钻井液滤失量的途径,发展并完善钻井液滤失造壁性调控机理基础理论,为新型高效处理剂的研制以及钻井液技术水平的提升提供指导和技术支撑。
青海柴达木盆地三高井钻井液技术
王信, 张民立, 王强, 庄伟, 章卫军, 王志彬, 李毅峰
[摘要](216) [PDF 729KB](585)
摘要:
柴达木盆地的牛东、冷湖、扎哈泉和英西区块地层岩性复杂,有盐层、盐膏层、芒硝层、硬脆性泥岩、高压盐水层,以往钻井事故和复杂频发,盆地阿尔金山前带牛东鼻隆构造,受造山运动影响,整体地层倾角为60°~70°,地应力较高且存在高压盐水层,压力系数多变,裸眼井段井壁失稳现象时有发生。2013年至今,在柴达木盆地应用BH-WEI抗三高钻井液服务各类井20口,为做好各区块钻井液技术服务,施工前查阅相关资料,结合室内实验与现场试验,总结得出低活度、弱水化与强封堵、强抑制有利于井壁稳定的结论,已完成青海油田1字号重点风险预探井4口、第1口分支水平井和扎哈泉第1口水平井,最高使用钻井液密度为2.35 g/cm3,平均井径扩大率为4.67%,电测成功率为100%。其中应用井扎平1井是油田公司在扎哈泉致密油区块部署的第1口水平井;东坪区块仅在2013年采用威德福MEG钻井液完成1口四开水平井,因漏失严重且井下复杂提前完钻,而2013~2014年在该区块应用BH-WEI钻井液顺利完成水平井6口,实现零事故复杂;2014年初投产的坪1H-2-2和坪1H-2-1井,完井测试均为区块高产井,平均日产天然气50×104 m3/d。现场应用情况表明,抗三高钻井液体系配方简单,维护方便,具有良好的剪切稀释性,具备动塑比高、塑性黏度低等特性,环空压耗小,井眼清洁,具有良好的润滑防卡和防塌能力,可防止侏罗系深灰色泥岩垮塌及水平井定向托压及黏附卡钻,形成一套适合青海油田复杂区块探井、水平井钻井液工艺技术。
裂缝性气藏封缝堵气技术研究
韩子轩, 林永学, 柴龙, 李大奇
[摘要](374) [PDF 2831KB](571)
摘要:
塔里木油田塔中地区碳酸盐岩奥陶系储层地质条件复杂,储层裂缝发育,裂缝开度为20~400 μm的小裂缝和微裂缝所占比例在50%左右,钻井过程中井漏溢流频发,气侵现象严重,增加了井控风险。由于地层微裂缝分布复杂,且温度高(180℃),导致架桥粒子、充填粒子级配难度大,钻井液封堵效果不理想,而采用常规钻井液封堵评价方法在模拟裂缝形态和效果评价方面与现场实际存在着较大的差距。为此,提出了有针对性地封缝堵气评价方法:利用天然/人造岩心制作出微裂缝岩心模型,微裂缝开度介于20~400 μm之间,缝面粗糙度与天然裂缝接近;自主设计了封缝堵气实验评价装置,建立了微米级裂缝的封缝堵气评价方法。室内初步优选出抗高温的颗粒、纤维、可变形材料等纳微米封堵材料,并形成封堵配方,封堵配方与聚磺钻井液体系、ENVIROTHERM NT体系配伍性好,且酸溶率高于70%,不易污染储层。
射孔完井工况下固井水泥环破坏研究进展
李进, 龚宁, 李早元, 韩耀图, 袁伟伟
[摘要](322) [PDF 2703KB](558)
摘要:
射孔完井作为国内外应用最为广泛的完井方式,对油气井增产有着非常重要的意义。随着射孔完井的不断推广,射孔后水泥环层间封隔完整性越来越受到重视,尤其是薄差油气层,而现有研究主要集中于射孔后套管损害及强度影响,对射孔完井工况下水泥环破坏涉及较少。为了更好地促进射孔后水泥环完整性的研究与发展,结合油气井射孔威力大、时间短、温度高、破坏性强等特点,分析指出了射孔完井工况下固井水泥环破坏研究难点主要集中于室内射孔模拟实验难、射孔后水泥环完整性破坏程度难确定、实际工况下水泥环抗冲击破坏能力难确定以及射孔参数影响不清楚等方面,综述了国内外射孔模拟实验、射孔水泥环完整性、水泥环抗冲击韧性、射孔作业参数影响的研究现状,探讨了目前研究存在的不足。提出了以自修复水泥、水泥浆及水泥石性能设计、优化射孔参数、井下水泥环动态破坏预测技术为核心的技术对策与趋势。
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
[摘要](97) [PDF 4092KB](557)
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。
钻井液用纳米封堵剂研究进展
马成云, 宋碧涛, 徐同台, 彭芳芳, 宋涛涛, 刘作明
[摘要](451) [PDF 2528KB](542)
摘要:
分析了硬脆性泥页岩井壁失稳的原因,介绍了纳米材料特点及其应用,并概述了国内外钻井液用纳米封堵剂的研究进展,包括有机纳米封堵剂、无机纳米封堵剂、有机/无机纳米封堵剂,以及纳米封堵剂现场应用案例。笔者认为:利用无机纳米材料刚性特征以及有机聚合物可任意变形、支化成膜等特性,形成的一种核壳结构的无机/聚合物类纳米封堵剂,能够很好地分散到钻井液中,且对钻井液黏度和切力影响较小,这种类型的纳米封堵剂能够在低浓度下封堵泥页岩孔喉,建立一种疏水型且具有一定强度的泥页岩人工井壁,这不仅能够阻止钻井液侵入,而且还能提高地层承压能力,无机纳米材料与有机聚合物的结合是未来钻井液防塌剂的发展方向。
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
[摘要](137) [PDF 604KB](539)
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。
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
[摘要](141) [PDF 963KB](534)
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。
干热岩钻井液技术新进展
梁文利
[摘要](146) [PDF 535KB](530)
摘要:
热岩钻井液遇到的2个主要关键问题是抗高温和堵漏能力。分析了干热岩钻井施工的地质特点和钻井液技术难点,调研了干热岩钻井液体系及现场应用情况,总结了适合不同地层条件的国内外干热岩钻井液新技术,以及现阶段存在的问题,展望了未来的发展方向。目前干热岩钻井液仍是以聚磺钻井液为主的水基体系,已研究出抗高温泡沫钻井液、充气钻井液、液氮流体等,他们在现场的应用效果明显;具有地层伤害小、抗温抗盐、地层适应性强、环境友好等特点的体系是干热岩钻井液未来的发展方向。
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主编:陈世春
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ISSN1001-5620