钻井液与完井液

摘要:
作业区含油作业废物无害化处理多采用高温热解和化学萃取等集中建站方法，处理设备庞大，能耗高，废物收集环境风险高，纳米乳液在常温下可将油相从含油废物中快速脱附，为作业现场含油废物的随产生随处理提供了良好的工艺基础。室内研究选用不同配比下的表面活性剂、助表面活性剂和水的混合物，与正辛烷按（1：9）~（5：5）比例混合，在10~100 Hz频率超声波震荡后得到WinsorIV型单相纳米乳液NR-A。使用激光粒度仪测得纳米乳液NR-A粒径D90为11 nm，吊环法测得油水界面张力仅为1.35 mN/m，体系Zeta电位大于-50 mV，为热力学稳定的分散体系。在含油废物中加入纳米乳液NA-R后，快速传质作用和超低界面张力可将含油废物的油相在低能耗状态下从固相上剥离脱附。室内评价表明，纳米乳液NA-R与页岩气含油钻屑混合后，在0.5%加量下常温搅拌20 min，油相脱附率达到95.7%，脱附后油相可回用作配浆基油，实现了含油废物的安全高效资源化治理。

钻井液降黏剂SSMA的本体聚合制备与性能

王飞龙, 杨泽星, 刘泽, 邱心明, 刘丰, 王新锐, 刘剑琼

2017, 34(6): 8-12,17. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.002

摘要(461) PDF (918KB)(189)

摘要:
为探究本体聚合法合成的磺化苯乙烯-马来酸酐（SSMA）在水基钻井液中降黏性能的优劣，以苯乙烯（St）、马来酸酐（MA）为原料，分别采用本体聚合和溶液聚合制得苯乙烯-马来酸酐（SMA），磺化后制得SSMA，并对不同方法制得的磺化苯乙烯-马来酸酐（SSMA）在钻井液中的降黏效果和抗温抗盐性能进行评价。结果表明，2种方法合成的SSMA都可有效地拆散钻井液中黏土颗粒形成的空间网状结构，但在盐水和高温条件下2者表现出不一样的降黏效果。①在淡水基浆中，2者均表现出好的降黏效果，当加量达到0.75%时，本体聚合制得的SSMA在淡水基浆中降黏率可达95.38%，溶液聚合制得的SSMA在基浆中的降黏率为85.54%。②在盐水基浆中，与溶液聚合制备的SSMA相比，本体聚合制备的SSMA的降黏作用更强，具有更好的抗盐性能，当加量达到1%时，其降黏率可达53.33%。③在高温老化实验中，本体聚合制得的SSMA在基浆中的降黏性能较溶液聚合制得的SSMA受高温影响较小，在老化温度为230℃时，仍可保持40%以上的降黏率，具有更好的抗温性能。④在高密度基浆中，本体聚合法制备的SSMA具有较高的降黏率，220℃老化后降黏率仍在60%以上，高于溶液聚合法制备的SSMA在高密度基浆中47.45%的降黏率。

化学凝胶堵剂承压堵漏技术在顺北3井的应用

方俊伟, 吕忠楷, 何仲, 李圆, 于培志

2017, 34(6): 13-17. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.003

摘要(648) PDF (711KB)(184)

摘要:
顺北3井是位于塔里木盆地顺托果勒低隆北缘构造的一口勘探井，该井二叠系火成岩裂缝发育，地层胶结差、易破碎，承压能力弱，钻井时发生6次井漏，先后使用桥浆、水泥浆等堵漏方式，堵漏效果不佳，一次堵漏成功率低。针对二叠系地层承压能力弱等问题，通过复配使用多种特殊纳米级堵漏材料，研制出一种化学凝胶堵剂HND-1。通过机理分析可知，HND-1具有"多元协同封堵"作用，能够大幅地提高地层的承压能力。室内性能评价结果表明，用HND-1配制的化学凝胶堵漏浆的稠化时间在4~20 h内可调，24 h的抗压强度可达12 MPa以上，密度在0.8~2.25 g/cm³内可调，与其他外加剂的配伍性能好。HND-1化学凝胶堵漏浆在顺北3井二叠系裂缝性漏层进行了现场试验，承压效果良好，现场试压5 MPa，30 min压降为0.2 MPa，二叠系当量密度达到1.55 g/cm³，满足了二叠系承压能力的要求。

超高温屏蔽暂堵剂SMHHP的室内实验研究

何仲, 刘金华, 方静, 胡子乔

2017, 34(6): 18-23. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.004

摘要(551) PDF (754KB)(153)

摘要:
为满足超高温储层暂堵要求，开发了一种屏蔽暂堵剂SMHHP。该屏蔽暂堵剂由颗粒材料、纤维材料、弹性材料和纳米材料组成，通过利用理想充填理论确定粒径级配，优选了颗粒材料；引入高酸溶抗高温纤维，起到相互拉筋的作用，提高封堵层的稳定性；利用高温弹性材料，弥补由于材料加工工艺导致的颗粒不规则造成的级配不合适，提高粒径级配效果；利用纳米材料，对架桥填充后留下的小孔隙进行精细封堵，提高封堵层的致密性。将上述材料通过合理配比，开发出了适用于超高温储层的屏蔽暂堵剂SMHHP。该暂堵剂具有对钻井液流变性影响小、抗温性高、封堵性强、暂堵效果好、酸溶率高的特点，抗温可达200℃，0.2 mm裂缝承压大于7 MPa，砂粒为0.28~0.90 mm的砂床侵入深度小于3 cm，岩心渗透率恢复值达到93.9%以上，酸溶率大于82.1%，可在超高温储层段使用，起到保护油气层的作用。

基于压力传递的钻井液纳米封堵剂研究与应用

刘洋洋, 邓明毅, 谢刚, 赵洋

2017, 34(6): 24-28,34. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.005

摘要(639) PDF (2929KB)(158)

摘要:
针对南堡油田泥页岩地层孔隙尺寸为纳微米级，传统的微米级以上的固相颗粒难以实现有效封堵这一问题，选用纳米级钻井液封堵剂FT-3000、HLFD-1及环境友好型可变形聚合物封堵剂Green seal，在室内展开研究，评价其对高温高压滤失、砂盘滤失及泥饼承压能力的影响，并针对南堡油田所选岩心进行孔隙/裂缝封堵前后渗透率变化情况、压力传递及膜效率测试分析。结果表明用Green seal作封堵剂的钻井液，高温高压滤失量为17 mL，砂盘滤失量为13.8 mL，均为最小值，且其能有效提高泥饼承压能力至大于8 MPa，孔隙/裂缝封堵前后渗透率分析显示其封堵效果最佳，有效减缓了压力传递，膜效率为0.099 0，最大。该封堵剂在NP36-3652和NP36-3701井进行了应用，应用井井壁稳定、井径规则、渗透率恢复值高、滤液侵入量低，实现了泥页岩地层井壁稳定、储层保护的多重目的。

棕榈油基钻井液降滤失剂的研制

张瑞, 徐加放, 顾甜甜, 丁廷稷, 于政廉, 李力文, 罗海

2017, 34(6): 29-34. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.006

摘要(583) PDF (1273KB)(146)

摘要:
棕榈油不仅具有生物降解性强、成本低、环境友好等优点，还具备了油基钻井液基液的基本功能。但由于棕榈油的组分结构与柴油、白油等存在较大区别，目前市场上的降滤失剂不适用于棕榈油基钻井液，因此需要研制适用于棕榈油的降滤失剂。分别采用干法、湿法和酰氯法对棕榈油基钻井液降滤失剂进行制备及优选，并对优选出的降滤失剂进行性能评价。结果表明，用湿法由有机改性剂SAA-6与腐植酸钠通过离子吸附反应得到的降滤失剂FLA效果最好，在棕榈油中的胶体率达到92%，最佳反应条件为95℃、2 h，腐植酸钠与有机物比为5.5。将5% FLA加入到棕榈油基钻井液中，棕榈油基钻井液的API滤失量降为4 mL以下，动切力在8 Pa左右，表现出了良好的降滤失效果，并且加入FLA的棕榈油基钻井液体系的热稳定性良好，抗高温达150℃，高温高压滤失量低于9 mL。通过实验证明，该体系抑制性、润滑性、抗污染性能、保护油气层性能以及生物毒性等能够基本满足现场钻井的需要，为促进棕榈油在钻井液领域的应用提供了实验基础。

煤层气弱凝胶和微固相双效钻井液体系

王道宽, 彭斌, 乌效鸣, 惠增辉

2017, 34(6): 35-40. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.007

摘要(428) PDF (3197KB)(153)

摘要:
为更好满足煤层气钻井液成膜护壁和尽可能地降低对煤层气储层的伤害，实现安全、高效钻进和保护储层的目的，提出了弱凝胶和微固相双效钻井液体系。室内对其性能进行了评价，结果表明：弱凝胶和微固相双效钻井液具有良好的基础性能；具有很好抑制性、抗温性（50℃）、抗盐（NaCl、CaCl₂、MgCl₂）侵性和抗煤屑侵性；在500 mL双效钻井液中加入纤维素酶、中性α-淀粉酶、复合酶（0.1 g：0.1 g：0.1 g），最终弱凝胶和微固相钻井液降解率分别可达90.9%和83.0%；具有很好的润滑性，润滑系数分别为0.17和0.12；渗透率恢复率可达到91.3%和82.3%；显微观测可知，增大了钻井液接触角，可很好防止水锁伤害；复合生物酶不仅能降低钻井液表观黏度，在后期通过降解泥皮来降低对煤储层裂隙的伤害，可大大减小对煤层气产出影响。

基于致密砂岩气藏初始含水饱和度的水锁伤害评价

王茜, 王双威, 唐胜蓝, 张洁, 张蝶, 赵志良

2017, 34(6): 41-45. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.008

摘要(531) PDF (1296KB)(171)

摘要:
针对现有的水锁伤害评价方法不适用于致密气藏岩心的现状，建立了基于初始含水饱和度情况下的抽真空饱和水锁伤害评价方法，完成一种塔里木油田聚磺钻井液滤液对岩心的水锁伤害实验，并通过使用气测渗透率的方法，测定污染前后岩心的渗透率变化，计算钻井液滤液对岩心的水锁伤害程度的方法。该实验方法可以对比初始含水饱和度条件下岩心的气体渗透率和束缚水饱和度条件下的气体渗透率变化情况，相对于常规方法更加符合气藏的实际状况。实验过程中，设计了致密砂岩气藏较低初始含水饱和度的建立方法。另外，开展实验评价了抽真空饱和时间、气驱返排时间、气驱流速等对抽真空饱和法的影响。用建立的实验方法测定了塔里木油田聚磺钻井液滤液对致密岩心的水锁伤害程度为54.83%~72.73%。

诺1井钻井液技术及复杂情况处理

邱春阳, 叶洪超, 王兴胜, 温守云, 陈二丁, 张海青

2017, 34(6): 46-51. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.009

摘要(429) PDF (655KB)(160)

摘要:
诺1井位于柴达木盆地北缘东部三湖坳陷霍布逊凹陷全吉背斜圈闭，完钻井深为5 000 m，是工程公司重点预探井。该井地层泥岩水敏性强，砂泥岩互层严重，区域断层发育，存在盐水等流体污染，下部地层无实钻资料可供参考，施工中钻井液技术难度大。通过优选胺基硅醇强抑制强封堵钻井液体系，配合相应的现场钻井液维护处理工艺，有效抑制了砂泥岩互层中泥页岩的水化膨胀，井壁稳定性得到有效提高，成功完成了诺1井的工程施工。诺1井中途完钻及完井后采用封井浆封井，保障了中完及完井作业的顺利进行，全井共计电测10次，成功率100%，下套管一次到底；全井井身质量良好，虽然发生卡钻事故，但是φ444.5 mm、φ311.2 mm、φ215.9 mm井眼平均井径扩大率为7.46%、9.33%和9.40%；全井平均机械钻速为7.54 m/h，达到了优快钻井的目的，为区块后续勘探开发提供了技术保障。

井壁强化与堵漏双作用可钻水泥实验研究

王在明, 吴艳, 朱宽亮, 李云峰, 李路宽

2017, 34(6): 52-55,61. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.010

摘要(420) PDF (2418KB)(172)

摘要:
针对常规复合堵漏材料之间无胶结、易被钻井液冲刷、使用油井水泥堵漏会造成新井眼的问题，研究开发了井壁强化与堵漏双作用可钻水泥。将超细碳酸钙粉体加入新型胶凝材料硫铝酸盐水泥中，调节胶凝材料的可钻性，研究表明，当超细碳酸钙粉体的加入量不大于7%时，水泥凝胶材料的强度随粉体加入量的增加而增加，而当粉体的加入量大于7%时，水泥凝胶材料的强度随粉体加入量的增加而减小，即可钻性变好；在硫铝酸盐中加入0.4%减水剂、0.3%提黏剂、0.6%缓凝剂时，其稠化时间达到155 min，为安全施工提供了条件；在可钻水泥中加入12%鳞片状云母、1%纤维、1.5%石灰岩颗粒作为堵漏剂，较好地增强了体系堵漏性能，能够较好地封堵3 mm和5 mm缝板裂缝。可钻水泥的研发为实现钻井过程中井壁强化与堵漏双作用提供了技术保障。

网状泡沫材料的堵漏特性研究

迟军, 马川, 尹达, 蒲晓林, 李家学, 王涛

2017, 34(6): 56-61. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.011

摘要(469) PDF (2481KB)(211)

摘要:
针对钻井液在长裂缝性漏失问题，室内评价了一种新型网状泡沫堵漏材料，将其与筛网堵漏材料进行对比和复配，研究出针对裂缝性漏失堵漏效果良好的配方。实验结果表明，该堵漏配方具有良好的封堵长裂缝能力，将质量分数为0.08%的网状泡沫（体积分数为4%）加入到原无法成功封堵模拟裂缝的基础配方中后可承压5 MPa，漏失水基钻井液165mL；与质量分数为0.45%筛网堵漏材料复配能使漏失量减少到45 mL，在高密度油基钻井液中也可承压5 MPa，但漏失量相对较大。网状泡沫堵漏材料可压缩变形，适用于各种尺寸裂缝。钻井液在泡沫孔隙中流动阻力大，大量网状泡沫颗粒分布于裂缝中能够形成多个较弱封堵隔墙，缓解了尾部封堵隔墙承受的压力，同时也可以在较窄裂缝中与刚性颗粒共同起到架桥作用。由于网状泡沫堵漏材料在油基钻井液和高温条件下强度变弱，因此更适于在常温水基钻井液中使用，且其来源广泛，经济实用，具有良好的应用前景。

伊拉克米桑油田Abu区块储层防漏堵漏技术

张丽华, 杨培高, 靳恒涛, 李景涛, 李海彪, 陈京原, 张伟, 王小娜

2017, 34(6): 62-66. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.012

摘要(660) PDF (2748KB)(213)

摘要:
伊拉克米桑油田Abu区块储层岩性为碳酸盐地层，缝洞非常发育，而且地层压力系数低，漏失是钻井过程面临的主要难题。结合相关地质取心和电测成像资料，在总结分析前期堵漏工艺的基础上，室内对现有可酸溶复合堵漏材料配方进行了优化，将酸溶率提高到75%以上，室内模拟实验承压能力提高到7 MPa以上，并进一步优化形成了适应该区块的堵漏施工工艺。通过现场5口漏失井的试验表明，优化后的可酸溶堵漏配方明显提高了现场堵漏成功率，进一步缩短了钻井周期。

固井液

MgO作为油井水泥膨胀剂的研究现状与展望

顾光伟, 冯竟竟, 刘仍光, 侯维红, 杨进波

2017, 34(6): 67-72. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.013

摘要(498) PDF (10900KB)(172)

摘要:
随着对稠油井、超深井等高温井开采力度的加大，CaO及钙钒石类传统油井水泥膨胀剂因其高温性能不稳定而无法满足固井需要，以MgO为主要成分的镁质油井水泥膨胀剂有望在高温井固井中得到更为广泛的应用。列举了MgO膨胀剂应用于油井水泥的国内外研究成果，从中可以得出，MgO煅烧温度须与使用温度满足一定的匹配关系；高掺量（12%） MgO可优化80℃三维受限状态的水泥石孔径并提高其抗压强度，但5%~10%掺量的MgO会降低135~150℃下加砂水泥石的抗压强度；水泥石因MgO产生的径向膨胀能够显著提高二界面胶结强度，改善封隔质量，对存在劣质泥饼的二界面胶结强度亦有增强效果。以上结果对以MgO为主要成分的高温复合型防窜剂研究及应用推广具有一定的指导意义。

动态平衡固井技术与实践

鲜明, 陈敏, 余才焌, 刘洋, 吴朗

2017, 34(6): 73-78. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.014

摘要(531) PDF (3804KB)(195)

摘要:
随着川西北地区勘探层位不断加深，川西勘探对象以深部下二叠统、寒武系地层为主。川西复杂超深井固井普遍面临纵向上多压力系统、窄安全密度窗口特点，常规尾管固井工艺已不能满足上述井况下环空有效封固。为解决该区块超深井尾管固井漏喷同存难题，针对压力敏感地层开展了动态平衡压力固井技术现场实践，形成以窄密度窗口固井环空压力控制和防窜水泥浆体系为核心的固井配套工艺，在LG70井φ114.3 mm控压尾管固井作业中进行了首次应用，确保了小间隙、井温高、漏喷同层复杂井况下的封固质量。该技术在后续超深井固井作业中推广应用也取得良好效果，为窄密度窗口井筒条件下防窜、防漏提供了一种切实可行的全新固井工艺。

考虑循环温度影响下注水泥流变性能计算方法

徐璧华, 冯青豪, 谢应权, 杨玉豪

2017, 34(6): 79-82. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.015

摘要(491) PDF (1301KB)(152)

摘要:
在注水泥过程中，钻井液与水泥浆在不同井深位置所受到的作用温度是不同的。在深井情况下，高温对流体流变性能的影响更加明显。通过对高温高压流体流变实验数据的分析处理，建立了通过测定2个温度下流体流变性能数据，从而计算不同温度下流体流变性能变化规律（剪切应力）的计算模型与方法，并提出了针对深井注水泥具体分段考虑温度对流变性影响计算的方法。通过对流变实验测试数据的计算误差分析，说明该计算方法的实际误差是可接受的，计算方法是可行的。

委内瑞拉低压高渗漏地层小间隙尾管固井技术

刘振通, 党冬红, 和建勇, 王莹, 宋元洪, 郭文猛, 张玉鹏, 王洪峰

2017, 34(6): 83-88. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.016

摘要(475) PDF (623KB)(147)

摘要:
委内瑞拉P.D.M油气田，是20世纪80年代发现的轻质原油和伴生天然气油气田，油田地质条件复杂。钻井采用五层套管结构，五开φ165.1 mm井眼，使用油基钻井液，下入φ139.7 mm生产层尾管至井深5 200 m左右，封固渐新统Merecure组粗砂岩油气藏。该油气田经长期开发产能下降，当前日均单井产量不足60 m³/d，部分区块储层衰竭，压力亏空，形成低压高渗漏地层，给固井带来风险。固井作业时采用复合型多功能前置液体系，依据Merecure储层低压高渗漏和伴生天然气高含H₂S的地层特性，应用低密度水泥浆降低环空液柱压力，降低井漏风险，提高水泥石韧性，优选了具有低失水量和良好流动性、静胶凝强度过渡时间不大于25 min、能降低环空气窜几率的高性能水泥浆及相应工艺技术措施，完成该油田低压高渗漏地层小间隙尾管固井，封固质量优质。

库车山前固井质量风险评价研究

袁中涛, 杨谋, 艾正青, 汪瑶, 张昌铎, 张鑫

2017, 34(6): 89-94. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.017

摘要(570) PDF (1008KB)(154)

摘要:
塔里木山前构造油气资源丰富，但其气藏埋深在7 000 m左右，应用油基钻井液可有效地解决盐膏岩、泥页岩层段钻进过程中井下复杂问题，但在此环境下油基钻井液影响了水泥石与井壁/套管的胶结能力。为此，以已施工井的相关数据为参考依据，分别从液固界面润湿反转能力、防漏条件下提高顶替效率的施工排量、固井井筒浆体性能匹配以及套管扶正器安放情况为研究对象，系统分析影响固井质量的主要因素。研究结果表明，在用隔离液中表面活性剂/水大于30%可实现胶结界面处于亲水状态、在未发生漏失条件下排量达到塞流流量以上均有助于提高顶替效率，每2个套管安放一个扶正器能确保套管居中度大于67%；综合分析表明，影响部分井固井质量不理想的主要原因是套管居中度差与部分井段井筒内的浆体匹配性差。基于本论文理论与现场相结合的针对性研究，为提高区域固井质量提供了切实可行的方法与依据。

靖南区块漏失井固井工艺研究

吴阳, 肖志海, 沈小刚, 郭一兵, 金志轩

2017, 34(6): 95-99. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.018

摘要(532) PDF (890KB)(138)

摘要:
为了提高苏里格气田靖南区块漏失井填充段固井质量，考察了不同堵漏剂对水泥浆性能的影响，研制了一套适合该区块的轻珠堵漏水泥浆体系。首先优选出植物颗粒（A）、纤维混合物QD-2和复合纤维DF-NIN堵漏剂，并通过正交实验可知，3种堵漏剂的质量分数分别按照2%、2%和3%复配堵漏效果最好，水泥石的抗压强度为7.6 MPa。通过堵漏性能评价可知，水泥浆的漏失量大幅度降低，且基本性能均满足固井质量要求。通过对该区块地质特征进行调研，制定出一套新的固井工艺技术，该工艺技术在靖南区块试验8井次，其一界面固井质量合格率均在95%以上，二界面固井质量合格率均在99%以上。这说明轻珠堵漏水泥浆体系及漏失井固井工艺能大幅提升填充段固井质量，最大程度地满足漏失井全井段封固质量的要求。

酸化压裂液

新型水溶性暂堵剂在重复压裂中的暂堵转向效果

姜伟, 管保山, 李阳, 才博

2017, 34(6): 100-104. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.019

摘要(655) PDF (3903KB)(153)

摘要:
重复压裂是恢复油井产能、提高最终采收率的重要方式之一，目前最有效的重复压裂方式是暂堵剂的转向压裂改造。采用可生物降解材料、高分子量聚合物、膨胀剂和固化剂合成了一种环保型水溶性暂堵转向剂，该暂堵剂颗粒尺寸可根据裂缝宽度定制，水溶性良好，压裂施工结束后4 h可水溶降解；岩心实验表明，该水溶性暂堵剂岩心封堵效率可达99%以上，承压40 MPa以上，且水溶降解后对岩心的伤害较小，满足重复压裂施工各项指标的要求。现场试验1口井，施工过程中加入暂堵剂后施工压力上升3 MPa，起到了良好的暂堵效果，压后增油量为1.1 t/d，含水率下降5%，说明该压裂模式能够起到恢复油井产能、降低含水的目的。

二氧化碳干法加砂压裂增黏剂研制

白建文, 周然, 邝聃, 高伟, 陶秀娟, 彭睿

2017, 34(6): 105-110. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.020

摘要(521) PDF (4235KB)(137)

摘要:
用于干法加砂压裂的二氧化碳黏度低，致使携砂困难，进而压裂造缝效果不理想。提高二氧化碳黏度是二氧化碳干法加砂压裂的关键技术之一。根据路易斯酸碱作用机理，选用具有路易斯碱属性的油酸甘油酯与环己烷和氯仿按照（2.6~4.3）（1.0~2.3）（1.6~2.6）比例混合，得到一种新型不含氟两亲性脂肪族液态二氧化碳增黏剂ZNJ。采用德国MARS Ⅱ型流变仪进行黏度测试，20~25℃、18~20 MPa下，体积分数为7%的ZNJ可使液态二氧化碳黏度提高至8.82mPa·s；通过手摇泵控制加压，控制压力为10~20 MPa，在温度为7~18℃、剪切速率为170 s^-1下，体系黏度变化不超过13%。在苏里格气田试验5井6层次，ZNJ体积分数为3%时，使用支撑剂为40/70目陶粒，最大单层加砂量10 m³，平均砂比6.1%，压裂施工压力平稳，裂缝延伸方位与常规压裂监测结果基本一致。以油酸甘油酯、环己烷和氯仿复配的增黏剂可以解决二氧化碳增黏问题。

高效驱油压裂液的开发与应用

高燕, 张冕, 李泽锋

2017, 34(6): 111-116. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.021

摘要(475) PDF (2814KB)(149)

摘要:
针对长庆油田现用瓜胶压裂液摩阻高、破胶残渣多、回收处理难度大的问题，将超分子化学、胶体化学与油田化学相结合，研发出一种可替代瓜胶压裂液的高效驱油清洁压裂液体系，该压裂液由1.5% XYZC-6稠化剂、0.15% XYTJ-3调节剂组成。XYZC-6是一种以近肽链结构的黏弹性表面活性剂与多组分有机溶剂复合而成的材料，是一种可实时连续混配并能重复使用的增稠剂。XYTJ-3与返排液中的各项离子可形成溶于水的络合物，降低矿化度对压裂液的性能影响。实验表明，该压裂液耐温90℃，抗盐可达100 000 mg/L，具有良好的携砂、减阻性能，并且压裂液破胶彻底，破胶液残渣含量为2 mg/L，破胶液的界面张力可达0.01~0.001 mN/m。高效驱油压裂液在长庆油田靖安区块得以成功应用，产后单井产量是相邻井产量的2倍，返排液经分离沉降等简单处理后即可再配压裂液，末端返排液经处理可用于驱油，变废为宝，实现压裂液"零排放、零污染"，大幅度降低了压裂液的环境污染，为压裂液"不落地"技术提供了保障。

在线聚合物压裂液的研究与应用

崔会杰, 崔艳昭, 曹景芝, 邱守美, 张丽娜, 吴友梅

2017, 34(6): 117-121. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.022

摘要(401) PDF (1362KB)(162)

摘要:
为了解决压裂液废液处理困难和减少压裂液对地层与环境的污染，研制开发出了一种在线聚合物压裂液体系。室内对在线聚合物压裂液的稠化剂、交联剂、黏土稳定剂、助排剂进行了研究与优选，对压裂液的溶胀性能、携砂性能、破胶性能、耐温抗剪切以及对地层的伤害进行了评价，优选出了适合地层温度60~120℃在线聚合物压裂液配方。使用该压裂液在华北油田压裂施工4口井，成功率100%，取得了较好的效果。压裂施工时将低分子聚合物乳液、多效添加剂与过硫酸铵通过计量泵直接打入混砂车内，与混砂车中的水、支撑剂混合就能完成压裂施工，最高砂比可达50%。这种方式直接将配制和施工紧密结合在一起，其优点是：①不用提前配制压裂液，操作简便，施工效率高；②随配随用，使用多少配制多少，不留残液，返排液可用来重新配液，不污染环境；③压裂液体系的pH值呈中性，无残渣，对地层伤害小。

完井液

基于水动力不稳定性的油水乳化储层伤害数值模拟

易飞, 徐建平, 蒋官澄, 王巧智, 苏延辉, 高波

2017, 34(6): 122-128. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2017.06.023

摘要(414) PDF (4142KB)(181)

摘要:
高含油饱和度的储层钻完井过程往往向近井地带中引入水基工作液，这些水相在后续的生产过程中将与近井地带油相接触掺混，在一定条件下可发生油水乳化导致储层伤害。反之，低含油饱和度的储层使用油基钻井液则向近井引入油相，在后续生产中也可能发生油水乳化。基于水动力不稳定性理论，建立了原油乳化储层伤害的数学模型，并对其进行了数值模拟，得到了乳化损害的时间、空间分布及变化情况，其伤害空间范围局限于井壁附近几十厘米范围内，但由于渗透率损害严重，导致较高的表皮系数。模型基于对油水分相界面在低界面张力和高剪切条件下破裂分散过程的水动力分析，考虑储层孔隙分布特征和乳化液滴堵塞，一定程度上实现了乳化损害的时空模拟和诊断。

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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