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2018年  第35卷  第4期

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2018, 35(4).
摘要:
专论
井壁强化机理与致密承压封堵钻井液技术新进展
邱正松, 暴丹, 李佳, 刘均一, 陈家旭
2018, 35(4): 1-6. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.001
摘要:
井壁强化钻井液技术已成为提高地层承压能力的重要手段之一,目前中国在井壁强化微观机理、模拟实验评价方法和新材料研发等方面,均有待深入研究。基于微观颗粒物质力学的力链网络结构分析基本原理,探讨了裂缝地层致密承压封堵方法。提出了井壁强化材料特性的精细化表征参数,通过颗粒类型、粒度级配及浓度优化,利用刚性颗粒、弹性颗粒和纤维材料等协同封堵裂缝,可有效形成具有“强力链网络结构”的致密承压封堵层。利用自行研制的井壁强化钻井液封堵模拟实验装置,开展了井壁强化钻井液封堵模拟实验优化研究。模拟实验证明,新研制的井壁强化材料不仅能够有效封堵裂缝,形成致密承压裂缝封堵层,且当支撑裂缝至设计开度,可提升地层承压能力。
干热岩钻井液技术新进展
梁文利
2018, 35(4): 7-13. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.002
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。
钻井液
三醋酸甘油酯抑制水合物生成分子动力学模拟及实验研究
刘晨超, 王玺, 平立秋, 李荣, 王焕然, 杨睿
2018, 35(4): 14-19. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.003
摘要:
为防止海洋深水钻井过程中在管线中生成水合物堵塞管线和海底防喷器,需要应用高效的水合物抑制剂。利用NPT系综分子动力学模拟研究温度4℃、压力20 MPa的条件下,三醋酸甘油酯对sⅠ型水合物的分解过程,以及三醋酸甘油酯和NaCl的协同作用,并进行实验验证。分析表明,三醋酸甘油酯分子能够与水分子形成氢键,从而破坏水合物笼型结构;加入NaCl能降低水活度,从而破坏水合物稳定存在的平衡条件;水合物的分解主要在前50 ps内,三醋酸甘油酯与NaCl共同作用的水合物分子的扩散系数大于单独使用三醋酸甘油酯。在4℃、20 MPa实验条件下,0.5%三醋酸甘油酯的反应平衡压力为18.75 MPa;0.5%三醋酸甘油酯+10% NaCl反应平衡压力为18.91 MPa,验证了三醋酸甘油酯的水合物抑制性及三醋酸甘油酯与NaCl的协同效应。研究结果对研发新型超深水钻井液水合物抑制剂及配方有参考意义。
雁探1“四高”井钻井液应用技术
李广冀, 张民立, 李树峰, 王锋, 郝少军, 王威, 李秋明
2018, 35(4): 20-27. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.004
摘要:
雁探1井是中国石油天然气股份有限公司青海油田分公司的一口重点矿权保护井,是青海油田柴达木盆地一里坪地区落雁山构造一口四开直井型风险井,完钻井深为5 909.95 m,钻探主要目的是探索落雁山构造E32~N1含油气性;了解落雁山地区古-新近系暗色泥岩发育情况以及生烃能力,为下步盆地腹部大型区带热成因气勘探研究及部署提供依据。该井地质条件复杂,没有任何实钻参考资料,存在高温、高密度、高压盐水层、高浓度CO2等叠加复杂因素,实际使用钻井液密度高达2.50 g/cm3,井底实测温度高达205℃,CO2侵高达100%,加之多层高压盐水存在,是一口典型的“四高”井,钻井施工难度极大。优选采用了BH-WEI钻井液体系,围绕高温稳定性、抗酸性气体污染、抗盐水污染、高密度流变性、滤失量与流变性矛盾等技术难点,精细调整钻井液配方及维护处理措施,较好地解决了一系列技术难题和矛盾,顺利钻至设计井深5 700 m,后加深钻进至5 909.95 m突遇设计外的异常高压盐水层,由于关井压井时间过长,事故完井。该井技术难点典型,积累了宝贵的现场施工经验,具有很好的借鉴指导意义。
生物合成基钻井液在长宁页岩气水平井的应用
李茜, 周代生, 彭新侠, 伍葳, 陈骥, 李文哲
2018, 35(4): 28-32. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.005
摘要:
油基钻井液的抑制性、封堵性强,润滑性好,对水敏感的泥页岩地层有极强的防塌作用,是四川长宁页岩气井水平段采用的主要钻井液体系,但油基钻屑因含有石油烃类、重金属和有机物等污染物,若直接排放,会对周边生态环境造成严重危害,加之目前含油岩屑的处理能力不足,导致环境保护压力巨大,油基钻井液综合成本过高,因此其使用受到一定限制。长宁CN-H井是部署在四川省宜宾市珙县的一口页岩气水平井开发井,钻探目的层为长宁下古生界龙马溪页岩层。该井四开井段泥页岩地层易水化分散、易垮塌,井壁失稳风险大,使用了一种生物合成基环保钻井液钻井,取得了良好的效果。该生物合成基钻井液流变性优异,具有良好的润滑性、封堵性、抑制性,且热稳定性好,高温下仍具有较强的悬浮和携带岩屑能力,在水平段钻进中实现了高效安全钻进。该生物合成基钻井液无毒无害,满足安全环保要求。
致密砂岩气藏损害机理及低损害钻井液优化
黄维安, 雷明, 滕学清, 朱金智, 李宁, 张震, 周斌
2018, 35(4): 33-38. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.006
摘要:
针对塔里木盆地B区块致密砂岩气藏储层孔喉细小、渗透性差、束缚水饱和度高、非均质性严重、微裂缝发育、极易受到损害且损害难以解除的难题,模拟地层条件,开展了高温敏感性与水锁损害测试,分析了储层固相损害,系统揭示了致密砂岩气藏损害机理:应力敏感损害、水锁损害、微裂缝固相损害是该储层的主要损害类型。在该区块使用的磺化防塌、钾聚磺钻井液基础上,优选出暂堵剂及可有效降低表面张力的表面活性剂,运用理想充填技术与表面活性剂两者相结合,优化设计“协同增效”型保护致密砂岩气藏的低损害钻井液。通过配伍性测试、动态污染实验对优化钻井液的储层保护性能进行评价发现,优化钻井液与研究区块地层水配伍,岩心渗透率恢复值在85%以上,储层保护效果明显。优化钻井液在B区块B2井巴什基奇克组储层中取得成功应用,钻井后储层表皮系数极大降低,钻井液对储层的污染明显减少。
煤系“三气”共采条件下的井壁稳定钻井液技术
陈书雅, 宋继伟, 石彦平, 彭扬东, 蔡记华
2018, 35(4): 39-45. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.007
摘要:
煤系“三气”共采要求钻井液能同时解决煤层、致密砂岩和页岩地层的井壁稳定难题。在分析煤岩和页岩矿物组成的基础上,研究了正电性处理剂对煤岩表面Zeta电位的影响规律,优选出了能有效增加与页岩(煤岩)的接触角、降低钻井液表面张力的表面活性剂复配配方,并从流变性、滤失性、电性、润湿性、抑制性、储层保护和抗污染性能等方面对水基钻井液体系进行了综合评价。结果表明:有机正电胶和阳离子型表面活性剂均能降低毕节龙潭组煤岩的负电性;季铵盐类表面活性剂和有机硅表面活性剂均能将秀山龙马溪组页岩和毕节龙潭组煤岩由表面水润湿转变为油润湿;表面活性剂优化组合和无机正电胶(MMH-1)溶液能够有效阻缓页岩和煤岩的孔隙压力传递。所提出的MMH-1钻井液体系黏度适中,API滤失量仅为7 mL,对煤岩和页岩水化的抑制性强;储层伤害程度低,对煤储层的渗透率伤害率仅为10%,能将基浆煤岩气测渗透率降低率降低3.6%;抗污染能力强,能抗3% NaCl、1% CaCl2和5%凹凸棒土(模拟钻屑);生物毒性低,对环境友好,满足煤系“三气”共采条件下的井壁稳定要求。
一种高性能环保型钻井液润滑剂的研究与应用
李小瑞, 张宇, 景晓琴, 马健, 费贵强, 杨南
2018, 35(4): 46-50. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.008
摘要:
随着钻井地质条件的日益苛刻,长水平段高摩阻扭矩、深井高温等复杂环境对钻井液润滑剂的润滑性、抗温能力及环保性等提出了较高的技术要求,现有的钻井液润滑剂通常难以同时满足上述需求。笔者通过对环保基础油、润滑改性剂的优选及制备条件优化,研制出了一种高性能环保型钻井液润滑剂HPRH。室内评价结果表明,当其加量为0.5%时,HPRH在淡水基浆及4% NaCl盐水浆中的润滑系数降低率分别达到93.75%及80.64%;可抗温160℃,起泡率低,且无荧光;室内销-盘式摩擦磨损试验结果表明,HPRH的抗磨耐磨效果显著,润滑持效性好,长磨60 min后盘的体积磨损量仅为6.92×10-13 mm3/(N·m)。HPRH在塔里木油田LN区块2口评价井水平井段进行了现场试验,应用结果表明,与现场常用复合润滑剂相比,HPRH表现出显著的高性能特点,润滑持效性良好,用量减少了50%以上,且有效避免了托压、卡钻等井下复杂事故,起到了显著的降本增效效果。
钻井液用聚合物阳离子度测定方法的改进
孟丽艳, 黄宁
2018, 35(4): 51-56. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.009
摘要:
四苯硼钠法是现有作为检测季铵盐阳离子度最为有效、广泛的方法之一,但该方法容易受到无机钾离子、铵离子等外界干扰和分子结构自身的影响,导致阳离子度测定结果的准确度较低。针对此问题,笔者对四苯硼钠返滴定法测定钻井液用聚合物阳离子度的方法进行改进,通过对样品采用90%~95%乙醇醇洗提纯,消除钾离子、铵离子和小阳离子单体的干扰;加入H2O2,通过进行热氧降解降低分子量,减弱分子结构的影响;优化出以下测定条件:样品加量为0.2 g、沉淀pH值3.0~4.0、沉淀温度为15~25℃和滴定pH值为7.0~8.0等,从而提高四苯硼钠测定方法的准确性。结果表明,四苯硼钠返滴定法的检出限量为0.1 g,加标回收率达到了分析测试要求的加标回收率指标,说明该方法具有良好的准确度。
重晶石回收系统评价体系研究与应用
彭云涛, 李文涛, 胡金喜, 李佳琪
2018, 35(4): 57-61. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.010
摘要:
长城钻井液在页岩气井三开采用高密度油包水钻井液,重晶石回收系统是钻井液维护的关键固控设备,但现场缺乏对该系统的评价体系,设备运行效率低下等问题较为突出。重晶石回收系统主要由两台中、高速离心机组成,原理是重晶石和低密度固相在离心机内受到的离心力不同,可以实现分级沉降。对双离心机系统的评价要求是:中速离心机的底流分离的低密度固相、溢流低密度固相分离效率越低越好,高速离心机的底流分离的低密度固相、溢流低密度固相分离效率越高越好。根据要求建立数学模型和评价方法,并在威204H7-6井的水平井段进行实验,中速离心机在2 200 r/min条件下,底流分离出了3.2%的低密度固相,溢流损失了20.74%的低密度固相,没有达到评价要求;把中速离心机降至2 000r/min,底流只分离出了0.15%的低密度固相,溢流只损失了4.6%的低密度固相,基本达到评价要求;高速离心机转速为2 805 r/min,低密度固相分离效率为61%,实现了高效运转。
新型可延迟膨胀类堵漏剂的合成与性能评价
史野, 左洪国, 夏景刚, 王先洲, 周志强, 雷鸣, 王波
2018, 35(4): 62-65,72. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.011
摘要:
现有的凝胶堵漏剂吸水膨胀速度过快,导致堵漏剂难以进入漏层;部分进入漏层的堵漏剂,因提前膨胀致使填塞层强度低,堵漏效果差。采用丙烯酸(AA)、丙烯酸甲酯(MA)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸衍生物(AMPSA)、N,N’-亚甲基双丙烯酰胺(MBA)为原料合成可延迟膨胀堵漏剂BZYD-1,对其进行表征,评价了其可延迟性能及承压堵漏能力。结果表明:所合成的可延迟膨胀堵漏剂BZYD-1热稳定性好,抗温达150℃;室温时,清水浸泡几乎不发生吸水膨胀,碱性条件下浸泡4 h膨胀率不大于50%;80℃时,碱性条件下吸水膨胀率达到17.8倍,具有显著的延迟膨胀效果,承压能力为4 MPa。该延迟膨胀堵漏剂具有较好的应用前景。
用于滩坝砂低渗透油藏的复合盐低伤害钻井液技术
陈二丁, 赵洪涛, 李秀灵, 张明星, 周向东, 王成文
2018, 35(4): 66-72. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.012
摘要:
针对胜利油田滨425区块滩坝砂低渗透油藏低采油速度、低采出程度、低含水的“三低”开发阶段中的水敏、水锁损害为主的特点,结合渗流机理、储层保护原理,优选钻井液关键处理剂,通过“协同增效”作用,研发出一种复合盐低伤害钻井液体系。利用高分辨率CT扫描、扫描电镜SEM等微观评价手段,定量评价、分析了该体系对储层天然岩心的伤害程度和低伤害机制。结果表明,该体系封堵性能强,能最大程度地减少钻井液固相颗粒和滤液进入储层,滤液表面张力低至26.2 mN/m,水锁损害小,渗透率恢复值大于90%。复合盐低伤害钻井液在滨425区块应用了26口井,平均机械钻速为22.80 m/h,平均钻井周期提前11.23 d,有效减少了钻井液对低渗储层的浸泡时间。该体系油气层保护效果显著,所钻新井表皮系数为负数,新井不需要压裂就可直接常规射孔投产,不仅减少新井投产费用,而且增产效果明显,为低渗透油气藏的高效、经济开发提供了一种新方法。
海上低渗储层自降解暂堵液研究与应用
宋吉锋, 梁玉凯, 周玉霞, 程利民, 贾辉
2018, 35(4): 73-76. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.013
摘要:
针对南海西部涠洲RRX油田低渗储层修井漏失造成水敏、水锁伤害的问题,通过单因素实验分析及药剂协同复配,研发了一套自降解暂堵液体系。室内实验结果表明,该体系流变性能优异,滤失量低,无需替入破胶液,6 d自降解率超过50%;气-液表面张力低于20 mN/m,防膨率超过95%,岩心模拟实验渗透率平均恢复值为90%。在现场应用过程中,零漏失,零污染,可解决低渗储层修井过程中的储层保护难题。
固井液
温度对水泥石机械性能非线性影响规律及原因分析
艾正青, 张峰, 丁辉, 苏东华, 李威, 张兴国
2018, 35(4): 77-81. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.014
摘要:
为了表征长封固段固井水泥石在温度梯度下的机械性能,研究了不同温度下水泥石机械性能非线性变化规律并分析了原因。通过检测在用水泥石在30~160℃温度区间下的机械性能,分别建立了水泥石抗压强度、杨氏模量及泊松比随温度变化的关系曲线,同时拟合了水泥石机械性能随温度变化的函数关系式,并形成了考虑温度对水泥石机械性能影响的非线性物理方程;利用热重和XRD实验,对不同温度养护的水泥石进行了物性分析,通过SEM对水泥石的微观形貌进行了对比分析,初步探索了温度影响水泥石机械性能的内在原因。研究发现:相同养护天数下,水泥石在60℃及80℃条件下,机械性能存在突变区间,而80℃以上养护的水泥石其机械性能没有显著差异,同时发现温度介于突变区间以下,机械性能呈二次函数变化,高于突变区间则呈指数函数变化;结合微观分析结果发现,水泥石水化产物及水化程度的不同,是导致水泥石机械性能存在突变区间的原因。
PEG对纳米硅水泥浆触变性改善的研究
魏浩光, 张鑫, 丁士东, 周仕明, 熊晓菲
2018, 35(4): 82-86. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.015
摘要:
为解决纳米硅水泥浆冷浆极强触变性的问题,测量了聚乙二醇PEG200、PEG400、PEG600加入纳米硅水泥浆,且加量分别为1%、2%和3%时的冷浆流变读数,通过对比静切力、塑性黏度和动切力优选出最优配量的PEG,对比了加入最优配量PEG前后,纳米硅水泥石性能的变化,并从反应机理方面分析了纳米硅乳液加入PEG前后的红外光谱图。结果显示,加量为2%的PEG200对纳米硅水泥浆触变性的改善效果最好,触变性改善效果提高5倍以上,加入2% PEG200前后的纳米硅水泥石性能基本一致;PEG与纳米二氧化硅的作用机理不仅有氢键作用,还有醚键配位作用,能够改善纳米二氧化硅防气窜水泥浆的触变性。研究结果表明,加量为2%的PEG200解决了纳米硅水泥浆冷浆极强触变性的问题,同时也保证了纳米硅水泥浆原有的性能。
窄密度窗口及小间隙超深井尾管固井技术
张华, 丁志伟, 肖振华, 于永金, 郭玉超, 杨棋翔, 程大伟
2018, 35(4): 87-91,96. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.016
摘要:
针对西南油气田超深井五探1井φ168.3 mm尾管悬挂固井存在钻井期间漏失严重,井深、井底温度高,大段盐膏层、油基钻井液与水泥浆污染严重、后期作业井筒温度压力变化影响水泥环密封完整性等难题。采用低密度高强度韧性微膨胀防窜水泥浆体系,通过优化浆柱结构,控制井底动态当量密度与钻进时井底动态当量密度相当的平衡压力固井等配套工艺技术,有效防止了固井施工漏失,解决了水泥浆与油基钻井液污染严重的问题,确保了固井施工顺利,固井质量合格率100%,优质率99.8%,为深井窄密度窗口、油基钻井液固井提供了技术支撑。
低成本超低密度水泥浆体系研究与应用
杨昆鹏, 项忠华, 黄鸣宇, 孙富全, 侯兵
2018, 35(4): 92-96. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.017
摘要:
针对低压易漏失、长封固段地层的固井难题,同时适应当前油气勘探低成本战略,开发出一种复合增强材料BCE-650S。该材料具有稳定性好、高活性、高蓄水等特点,且来源广泛、价格低廉。对其辅以适当外加剂,形成了密度在1.20~1.30 g/cm3的超低密度水泥浆体系。该体系在扩大水灰比、降低密度的同时,还具有优良的性能,使低密度水泥浆的成本大幅降低,水泥浆在60℃养护24 h后的抗压强度大于8 MPa,72 h抗压强度在10 MPa以上;浆体稳定性、耐压性能良好;失水量可控,稠化时间可调,满足施工要求。该体系已经应用于吉林油田,现场固井效果良好,具有推广应用前景。
化学充氮泡沫水泥浆制备原理与应用
王翔, 王星星, 王成文, 张辉
2018, 35(4): 97-101. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.018
摘要:
水泥浆漏失低返是国内外低压易漏、裂缝性油气藏固井普遍存在且尚未完全解决的技术难题,泡沫水泥浆是解决固井漏失的一项重要技术。针对化学充氮泡沫水泥浆制备原理尚不清楚、化学发气剂效率低等问题,根据化学热力学和电化学理论,揭示了化学法充氮的原理,研发出高效发气剂LTPN体系。该体系具有发气率高、对水泥浆稠化时间和抗压强度基本无影响的特点,与动物蛋白复合稳泡剂、纳米增强剂等配合使用,可使泡沫水泥浆密度降低至0.95 g/cm3。通过探讨发气剂在水泥浆中的化学充氮规律,研发出高性能化学充氮泡沫水泥浆NFLC体系,经过30余口井固井试验表明,NFLC体系解决了煤层气井固井面临的低压、裂缝性漏失难题,保证了煤层气井水泥浆返高,提高了固井质量,一次性上返到设计高度,固井优质率大于90%,对山西沁水盆地的低压、裂缝性煤储层具有优良的防漏堵漏效果,为低压、裂缝性油气藏固井提供了一种有效的解决方法,具有良好的应用推广价值。
压裂液与酸化液
二氧化碳无水蓄能压裂参数优化
王翠翠
2018, 35(4): 102-107. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.019
摘要:
二氧化碳无水蓄能压裂技术在形成地层高导流裂缝的同时,通过与原油相互作用表现出了一系列有别于常规压裂的增产特性,包括降黏、体积膨胀和混相等。因此其优化设计过程也不同于常规压裂优化设计。首先利用地层原油取样进行室内二氧化碳与原油相互作用实验,获取最小混相压力;利用液态二氧化碳压裂时裂缝长度与储层物性参数关系模板,确定裂缝参数;以最小混相压力为条件,以裂缝参数和井底注入压力为基础,利用三维油藏数值模拟方法预测二氧化碳波及范围、混相带范围,最后确定最优的二氧化碳用液量。利用FracProPT拟三维压裂裂缝模拟软件,结合沿程摩阻损失,以保证井口和井下管柱结构安全稳定为设计前提,从水马力效率和经济效益角度优化施工排量;建立压后地层温度压力计算模型,模拟关井后混相带面积,确定最优关井时间为混相带面积最大时即压后井底压力大于最小混相压力的时间。吉林油田二氧化碳无水蓄能压裂技术已成功应用于致密油井,二氧化碳无水蓄能压裂后产油量均较压前有显著提高,6口井压后平均日产油是同区块常规重复压裂的2.7倍。研究结果表明,该二氧化碳无水蓄能压裂参数优化设计方法是合理可行的。
苏里格致密砂岩压裂中转向剂用量与转向角的关系
李达, 王乐, 衣德强, 朱李安, 胡晓宇, 崔云群, 党小理, 崔露
2018, 35(4): 108-113. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.020
摘要:
绒囊转向剂通过改变岩石强度控制裂缝走向,已在现场应用获得印证,但是缺乏裂缝转向理论研究。转向剂强度与转向角的关系是转向裂缝准确地延伸至预定位置的关键之一。室内进行转向剂封堵实验和岩石三轴实验,用囊层剂+1.5%绒毛剂+0.3%成核剂+0.5%成膜剂配制绒囊转向剂,测得注入量为4、8、10、12 mL时,封堵后承压达到10.15、12.37、16.52、25.14 MPa;绒囊转向剂封堵直径75 mm致密砂岩岩心人造裂缝,通过三轴试验机测得封堵前后岩心径向应力应变曲线拐点从0.004 8 mm/mm升至0.012 7 mm/mm,轴向曲线拐点从0.014 3 mm/mm升至0.018 6 mm/mm,说明岩心强度提高。测得转向角增量分别为24.9°、23.2°、37.5°和55.9°。根据4组岩心封堵后弹性模量19.55、16.65、19.61、19.77 GPa和泊松比0.36、0.30、0.46、0.38,选择影响转向角度的参数为弹性模量和泊松比,用最小二乘法方法拟合参数与裂缝转向角度之间的数学关系,得到弹性模量与泊松比商的自然对数与转向角度呈线性关系,进而得到注入量与转向角的函数关系。结果表明,绒囊流体的注入量可以控制转向角度,进而实现转向裂缝准确延伸至目的层位。
含砂压裂液流变规律实验研究
熊晓菲, 蒋廷学, 贾文峰, 钟子尧
2018, 35(4): 114-119,125. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.021
摘要:
为了达到较理想的压裂效果,现场施工会泵注携带支撑剂的压裂液进入地层,研究含砂压裂液的流变规律可以为压裂液在管道和裂缝中的携砂能力预测提供更加准确的理论依据。将压裂液和支撑剂看作整体进行流变实验,研究混合流体表观黏度随剪切速率变化的规律和机理。含砂压裂液流变实验结果显示,压裂液在加入支撑剂后,在一定剪切条件下黏度低于压裂液本身黏度,另外实验还观察到含砂压裂液表观黏度随剪切强度的变化呈现先降低后升高的“V”形趋势,这是由于固液混合流体的内部结构变化与支撑剂颗粒扰动共同作用的结果。含砂压裂液特有的流变行为同样受到支撑剂浓度、粒径和液体温度等因素的影响。强剪切条件下颗粒碰撞作用明显,含砂压裂液表观黏度随浓度增大而增大,弱剪切条件下,含砂压裂液由于支撑剂造成的附加剪切破坏,表观黏度随浓度增加会先下降后升高。并且含砂压裂液黏度与颗粒粒径以及流体温度呈现反相关关系。
完井液
深水气井测试过程中水合物相态曲线的研究与应用
任冠龙, 张崇, 董钊, 孟文波, 吴江
2018, 35(4): 120-125. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.022
摘要:
针对深水气井测试过程中井筒温度场的变化带来水合物生成的巨大风险,易导致测试管柱堵塞、环空出现较大的带压值等严重问题,对水合物生成相态曲线在深水气井测试过程中的多方面应用进行了研究。首先在深水气井测试井筒温度场精确预测的基础上,结合水合物相态曲线,定量预测了测试期间管柱内水合物的生成区域,计算得出了测试管柱上的化学药剂注入阀的下入深度,并设计确定了测试期间井筒及地面油嘴处水合物抑制剂的注入量,形成了深水气井测试水合物相态曲线应用方法。该方法在南海深水某气井进行了综合应用,计算得出该井测试期间化学药剂注入阀下入深度为2 450 m,井筒及地面油嘴处水合物抑制剂注入分别为甲醇和(3%~5%)乙二醇,综合应用测试作业工作制度,测试期间井筒无水合物生成,地面油嘴处水合物生成注入抑制剂后压力下降约13.6%,保证了现场测试作业的成功实施,可为其他深水气田测试过程中天然气水合物的防治提供借鉴。
黏土膨胀储层伤害数值模拟研究
黄波, 徐建平, 蒋官澄, 王巧智, 苏延辉, 白相双
2018, 35(4): 126-132. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2018.04.023
摘要:
在钻、完井或注水过程中,水基工作液的引入可能导致储层中黏土矿物膨胀而造成储层伤害。关于黏土膨胀储层伤害的研究较多,而对其时间空间变化规律的数值研究相对较少。基于渗透水化和水分子的菲克扩散建立了黏土膨胀储层伤害的数学模型,模拟了井筒周围储层无因次渗透率的时空演变特征,并由此计算了其表皮系数随时间的变化情况。结果表明,黏土膨胀伤害具有早期迅速增加、中晚期缓慢增加直至停止的特点,主要的损害量由早期贡献。储层某点的渗透率降低程度有限,但伤害在空间上的延伸范围较远,可以达到几米的量级,造成明显的伤害效果。总结来看,基于简化的数学模型,定量模拟了井筒周围黏土膨胀伤害的空间分布特征与其随时间变化特点,实现了单因素储层伤害的时空动态模拟,对矿场实践有一定的参考价值。