钻井液与完井液

摘要:
Pickering乳液以其较高的聚并稳定性、多样性、可调控性、低成本、低毒性和生物兼容性等优势，广泛应用于生物医学、食品和化妆品等领域。近年来，Pickering乳液在石油行业的应用备受关注。分析了Pickering乳液的稳定机理与其相较于传统乳液的优势；探究了影响Pickering乳液稳定性的诸多因素及调控方式；最后综述了近年来国内外Pickering乳液在钻井和驱油方面的应用，并对Pickering乳液在石油行业中的发展前景进行了展望。

提高油基钻井液在页岩气地层抑制防塌性能的措施

张高波, 高秦陇, 马倩芸

2019, 36(2): 141-147. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.002

摘要(793) PDF (639KB)(297)

摘要:
针对四川页岩气水平井钻井作业中使用油基钻井液不断出现的井下复杂情况，在分析四川威远龙马溪页岩地层特点的基础上，从钻井过程因素、地质因素以及钻井液因素，重点从油基钻井液技术的角度，对如何提高四川页岩气地层油基钻井液抑制防塌能力进行探讨。①研究具有乳化与降滤失作用、提黏度和切力同时具有乳化作用、封堵同时具有降滤失的多功能处理剂，调整好钻井液性能，尽可能降低高温高压滤失量。②采用油水比为85∶15～95∶5的油基钻井液。③使用封堵技术，注意流变性能的变化，主要是黏度、切力和塑性黏度的增加。④油基钻井液内相中的盐使用甲酸钾，或者进一步增加CaCl₂溶液浓度，降低内相溶液的水活度。⑤在甲酸钾或者CaCl₂溶液中加入插层抑制剂，如胺基抑制剂等，提高油基钻井液滤液的抑制能力。

钻井液

爆聚法合成抗高温抗盐水基降滤失剂及性能评价

王茂功, 颜星, 彭洁

2019, 36(2): 148-152. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.003

摘要(854) PDF (3479KB)(228)

摘要:
为了克服水相聚合法产物含量低、烘干过程分子量易增大和高能耗等问题，通过爆聚法利用单体苯乙烯磺酸钠和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸分别与丙烯酰胺和二甲基二烯丙基氯化铵合成制备了抗高温抗盐降滤失剂WS-1和WS-2。借助红外光谱（FT-IR）和热重分析（TGA），表征了降滤失剂的分子结构和热稳定性，并且进行了降滤失剂在高温高盐水基钻井液中的流变性和高温高压滤失性能的影响实验。结果表明，具有刚性苯乙烯磺酸钠分子链段的降滤失剂WS-2具有良好的高温稳定性，热分解温度为310℃，降滤失剂WS-2在220℃饱和盐水基钻井液中高温高压滤失量为7.6 mL；具有大分子支链2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸链段的降滤失剂WS-1热分解温度为270℃，200℃饱和盐水基钻井液中高温高压滤失量为1.6 mL；利用爆聚法合成的降滤失剂WS-1和WS-2均具有良好的抗温抗盐性能。

抗高温油基钻井液封堵剂PF-MOSHIELD的研制与应用

王伟, 赵春花, 罗健生, 李超, 刘刚, 耿铁

2019, 36(2): 153-159. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.004

摘要(600) PDF (12511KB)(144)

摘要:
针对层理和微裂缝发育的高温高压复杂井，从提高多尺度封堵效果和高温稳定性出发，研制了一种由独特的化学改性剂和磺化沥青、油溶性碳酸钙、纳米二氧化硅以及苯乙烯丙烯酸酯共聚物等组成的抗高温油基钻井液封堵剂PF-MOSHIELD。该封堵剂粒径分布在1～189.02 μm之间，热稳定性好，分解温度高达378℃，软化点为260℃，且能在油相中稳定分散。与传统的油基封堵剂相比，该封堵剂在压差的作用下挤入微裂缝，同时参与了“内滤饼”和“外滤饼”的形成，在高温下能对不同孔隙度的裂缝进行封堵，有效降低渗透滤失量和滤失速率。在南海海域WZ6-9、WZ12-1等区块井的应用表明，添加PF-MOSHIELD的钻井液体系流变稳定，电稳定性提高，减少页岩中孔隙压力传递效应，能够满足层理和微裂缝发育的硬脆性和破碎性地层井壁稳定要求。

加重剂对抗高温超高密度柴油基钻井液性能的影响

朱金智, 徐同台, 吴晓花, 胡日苏, 罗威, 任玲玲

2019, 36(2): 160-164. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.005

摘要(731) PDF (3021KB)(272)

摘要:
在塔里木盆地库车山前钻遇库姆格列木群盐膏地层时，要求采用抗高温超高密度油基钻井液，该钻井液必须具有良好流变性、低的高温高压滤失量、良好的封堵性与动、静沉降稳定性。研讨了不同类型加重剂对抗160℃超高密度柴油基钻井液性能的影响；采用重晶石（ρ=4.2 g/cm³）、重晶石（ρ=4.3 g/cm³）、氧化铁粉、Microdense等单一加重剂配制超高密度柴油基钻井液，钻井液性能无法全面满足钻井工程的需要；采用具有超微细、高密度、球形等特点的MicroMax加重的超高密度柴油基钻井液拥有非常好的流变性能和良好的沉降稳定性，但无法控制钻井液的高温高压滤失量；当重晶石和MicroMax按60∶40比例复配时，可配制出性能良好的超高密度（2.4～3.0 g/cm³）抗高温柴油基钻井液，能满足库车山前钻进高压盐水层与易漏地层的需求。

抗高温气滞塞技术的研究与应用

罗发强, 韩子轩, 柴龙, 陈晓飞

2019, 36(2): 165-169. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.006

摘要(510) PDF (1476KB)(291)

摘要:
为解决新疆塔中地区外围区块高温高压裂缝性油气藏存在气窜速度过快，排气时间较长的难题，通过对抗高温增黏提切剂、抗高温降滤失剂等关键处理剂的研选，研究出抗高温气滞塞体系，气滞塞抗温180℃，高温下凝胶强度大于30 Pa，黏度大于60 mPa·s，稳定时间大于120 h。现场应用结果表明：气窜速度降低率达80%以上，降低气窜速度效果明显，延长了作业时间，提高了钻完井的安全和效率。抗高温气滞塞可以用于解决新疆塔中地区的高压裂缝性油气藏的气侵问题，为防气窜钻完井施工提供了一种安全有效的井控技术。

水基钻井液用润滑剂SDL-1的研制与评价

李斌, 蒋官澄, 王金锡, 王兰, 刘凡, 王玺, 杨丽丽

2019, 36(2): 170-175. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.007

摘要(1203) PDF (3093KB)(266)

摘要:
高摩阻高扭矩问题是制约水基钻井液在大位移长水平段井应用的因素之一。针对这一问题，利用长链脂肪酸、小分子多元醇等原料，合成出了多元醇合成酯主剂，然后与极压添加剂复配形成水基钻井液用润滑剂SDL-1。性能评价结果表明，4%淡水基浆中加入1%润滑剂SDL-1，润滑系数的降低率为85.2%，泥饼的黏附系数降低率为59.3%；在150℃下老化16 h后，润滑系数的降低率可达94.0%，泥饼的黏附系数降低率为62.3%；在180℃下老化16 h后，润滑系数降低率仍可达90%，因此润滑剂SDL-1可抗温180℃；此外还能抵抗30% NaCl和30% CaCl₂的污染。四球摩擦实验表明，经30 min摩擦后，SDL-1能有效减少划痕，降低表面磨损，抗磨效果优于国外润滑剂DFL。在2.0 g/cm³无土相钻井液体系和2.2 g/cm³环保钻井液体系中加入2%的SDL-1润滑剂后对体系的流变性影响较小，并能将体系的润滑系数降至0.08。整体而言，SDL-1具有良好的润滑性能和抗温抗盐污染性能，在深层大位移井中具有一定的应用前景。

硅酸盐钻井液降低易失稳地层钻井液密度可行性分析

田波, 周姗姗, 王堂青, 田峥

2019, 36(2): 176-180. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.008

摘要(483) PDF (3775KB)(219)

摘要:
珠江口盆地古近系地层在钻井过程中，多口井出现坍塌、卡钻、起下钻遇阻等井壁失稳问题，现场通过增加钻井密度解决垮塌问题，但又出现压差卡钻、钻井时效低的问题。从黏土矿物含量分析、扫描电镜、滚动回收率及膨胀性实验入手，分析珠江口盆地古近系地层井壁失稳原因。古近系地层为微裂缝发育，在钻井过程中井壁周围应力发生变化及钻井液侵入，引起井壁坍塌，继而出现卡钻、起下钻遇阻等问题。为了解决以上问题，结合硅酸盐钻井液抑制性强、封堵性好、可增强岩石强度的特点，降低地层坍塌压力。对硅酸盐水基防塌钻井液进行优化及性能评价，结果表明，其性能参数满足钻井要求，具有提高岩石内聚力、抗压能力的特点，同时与古近系已用PLUS-KCl钻井液、油基钻井液相比，优化的硅酸盐水基防塌钻井液浸泡后岩石具有抗压强度高、内聚力高等特点，其内聚力高达11.7 MPa，是PLUS-KCl钻井液的1.9倍，是油基钻井液的1.5倍，可见在保证井壁稳定的前提下，用硅酸盐钻井液降低地层坍塌压力是可行的。

遇水快速膨胀胶凝堵漏技术在长宁页岩气区块的应用

黎凌, 李巍, 欧阳伟

2019, 36(2): 181-188. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.009

摘要(622) PDF (4027KB)(256)

摘要:
长宁页岩气区块地表为喀斯特地貌，地下溶洞暗河发育，在表层钻进过程中地层出水严重且常发生失返性漏失。针对表层出水漏失难题，先后采用桥浆、高失水堵漏材料、水泥浆、智能凝胶等系列堵漏材料，但堵漏效果差且容易出现复漏。为此室内研发出一种遇水快速膨胀胶凝的堵漏材料，堵漏机理为“膨胀+交联+充填”，堵漏材料遇到地层水后可以与其混合发生交联反应，同时发生膨胀反应，释放CO₂气体促使堵漏材料快速膨胀数倍体积，形成不透水的无毒弹性胶状体；借助CO₂气体压力可将未固化的弹性胶状体进一步压入并充填漏层的孔隙，起到膨胀与弹性堵水的效果。通过配方优化形成遇水快速膨胀胶凝堵漏浆，性能评价表明，堵漏浆胶凝时间在15～70 min范围内可控，膨胀率为250%～350%，可以锁住3倍体积的蒸馏水和5倍体积水基钻井液；在CDL-Ⅱ型高温高压堵漏试验仪中对4～3 mm、5～4 mm模拟漏失通道承压分别达到3.8、1.7 MPa，复合桥浆堵漏后承压能力提高至6.25、5.2 MPa。现场应用一次性封堵出水漏层，提高承压能力5.8 MPa，解决表层出水漏失难题并保障了安全钻进。

抗高温化学凝胶堵漏技术在顺北52X井的应用

郭新健, 于培志

2019, 36(2): 189-193. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.010

摘要(521) PDF (760KB)(253)

摘要:
顺北52X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，该井志留系火成岩裂缝发育，地层胶结差、易破碎，承压能力弱，在5600～6200 m井段发生反复的井漏和地层盐水溢流问题，150℃高温地层是阻止化学凝胶堵漏施工的最主要限制因素。为解决上述问题同时拓展化学凝胶的适用温度范围，利用有机凝胶的热塑性、凝胶的复合作用以及改性甲基硅油的缓凝作用，研制出一种新型抗高温化学凝胶。室内实验表明，抗高温化学凝胶的稠化时间能控制在4 h以上，10 h养护抗压强度达3.2 MPa。抗高温化学凝胶在顺北52X井进行的现场试验显示，新凝胶提高了顺北52X井的承压能力，现场试压4.8 MPa，志留系当量密度达到1.40 g/cm³，解决了顺北52X的井漏、出水等地层复杂问题。

川深1井钻井液关键技术

魏昱, 白龙, 王骁男

2019, 36(2): 194-201. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.011

摘要(476) PDF (1250KB)(256)

摘要:
川深1井是中石化部署在川东北地区的一口超深预探井，完钻井深为8420.00 m。该井面临着井温高、地层条件复杂、地质资料少及井壁易失稳等诸多技术难点。针对高密度钻井液技术难点，通过室内实验优选出抗高温处理剂：2% SPNH、2% SMP-3、0.5% SMPFL（DSP-1）、3% SMT（SMS-H）、3% RHJ-3、1% HPA、3%纳米SiO₂。通过钻井液体系正交实验得出了流变性好、抑制性强、抗温性强、沉降稳定性好、抗污染能力强的高密度聚磺钻井液，并在该井四开井段取得了成功应用。最后，对现场应用过程中的钻井液关键技术进行了系统的阐述，如气液转换技术、特殊地层处理方法、钻井液的现场维护技术措施及保护油气层技术等，主要取得以下认识：①加重时循环混入低黏度切力的高密度钻井液，逐步降低膨润土含量；②通过固控设备严格控制固相含量；③钻遇盐膏层时可提高钻井液密度，并严格控制滤失量，保证钻井液pH值不低于10；④酸性地层可适量提高Cl-含量对钻井液进行预处理提高其抗盐性能；⑤破碎地层须提高钻井液密度并加入相应处理剂，从力化耦合角度防止井壁失稳；⑥易漏地层应严格控制钻井液密度，适当减少排量及提高黏度和切力，可加入不同粒径可酸化的封堵材料，进行屏蔽暂堵。

乌兹别克斯坦明格布拉克油田明15井钻井液技术

盖靖安, 李喜成, 薛伟强, 吕晓平, 肖斌, 赵晨, 刘秀梅

2019, 36(2): 202-207. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.012

摘要(501) PDF (539KB)(211)

摘要:
乌兹别克斯坦明格布拉克油田，地质构造极其复杂，井深800～3850 m存在盐水层、大段硬石膏、膏泥混杂层以及强水敏性地层，地层内CO₂气体浓度高，中下部3850～5900 m地层存在断裂带，孔洞裂缝发育，石膏蠕变缩径，高压油气水同层，溢漏矛盾突出，针对“四高一超”井（地层温度≥ 170℃、压力系数≥ 2.3、含盐≥ 20%、含硫5%～6%、超深井）施工，钻井液既要满足压稳上部高压层，又要兼顾下部低压层防漏堵漏和防H₂S需要，为解决大段石膏层蠕变缩径、高压盐水侵入造成井壁失稳垮塌以及高密度钻井液流变性调控难度大，循环压耗高，油气层保护等技术难题，通过钻井液体系优选，确定二开以下异常复杂井段采用高密度复合有机盐钻井液。现场应用结果表明，复合有机盐钻井液抑制润滑性好，抗盐钙污染能力强，固相含量低，即使在加入高浓度堵漏材料后，钻井液流变性依然可控，成功解决了该油田高密度钻井液压差卡钻、盐膏层阻卡、溢漏同层造成井下复杂事故频发以及无法钻遇深部油气层的技术难题，实现了打成目标，为后续施工提供了技术支撑和宝贵经验。

风险探井花深1x井深部破碎带地层钻井液技术

汪鸿, 杨灿, 周雪菡, 张涛, 叶顺友, 揭家辉

2019, 36(2): 208-213. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.013

摘要(473) PDF (885KB)(224)

摘要:
花深1x井是中国石油集团部署在福山油田的最大井深大位移风险探井，设计井深为5713.16 m，钻探目的为预探断鼻高部位流三段含油气情况及预测石油储量。该井位于北部湾盆地福山凹陷，其古近系流沙港组地层复杂，存在断层和厚达1300 m破碎带，泥岩硬脆性强，微裂缝与层理发育，水敏性极强，极易失稳垮塌；地层温度在180℃以上，对钻井液抗高温性能要求高。设计最大位移为3208 m，大位移井眼对钻井液流变性、抑制性和润滑性要求更高。在钻探过程中，因对地层岩性掌握不够，于四开大斜度段出现严重垮塌，造成3次侧钻，因此在第3次侧钻的井眼（井眼Ⅳ）使用有机盐与无机盐复配的复合盐水钻井液，该钻井液具有强抑制、强封堵和抗高温性，解决了流沙港组流二段与流三段交界面破碎带地层垮塌难题，保证了该井四开各项工序安全施工。

钻井液纳米颗粒封堵性评价方法研究

刘振东, 贺伦俊, 李卉, 周守菊, 明玉广

2019, 36(2): 214-217. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.014

摘要(607) PDF (2011KB)(303)

摘要:
目前没有针对纳米封堵剂封堵效果评价的方法。在室内进行评价时，实验结果往往会无法反映出纳米颗粒的封堵作用。在借鉴现有评价方法的基础上，通过对滤失介质的选择和改善，形成了渗透性滤失评价方法。该方法可操作性高，能反映出纳米颗粒的封堵效果，并通过对不同粒径的纳米颗粒封堵效果的评价对该方法进行了验证。该方法对于纳米颗粒的评价和在现场施工中的选择都有一定评价参考作用。

固井液

新型相变材料对低热水泥浆性能的影响

宋建建, 许明标, 王晓亮, 黄峰, 秦国川

2019, 36(2): 218-223. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.015

摘要(579) PDF (3739KB)(211)

摘要:
深水低温天然气水合物地层固井，需要水泥浆体系在水化过程中少发热，尽量降低水合物地层温度上升的程度。因此，针对深水天然气水合物地层固井，研究了一种用于低热水泥浆体系设计的新型相变材料，并研究了相变材料的热存储性能及其对水泥浆体系性能的影响。实验结果表明，新型相变材料相变峰值温度为15.5℃，相变温度在井下低温与常温之间，且相变潜热较大。当相变材料在77.8℃以下时，具有良好的热稳定性，且在0℃～60℃之间经历多次升降温后，相变材料化学结构没有发生变化。随着相变材料加量的增加，水泥浆的流变数据呈现增大的趋势，但加量达到8%时流变性依然满足固井施工要求。此外，新型相变材料可以改善水泥浆体系的稳定性。相变材料对低热水泥浆体系的抗压强度影响不大，加入8%相变材料的水泥石抗压强度也达到8.9 MPa,抗压强度最大下降幅度小于5%。当加入2%、4%、6%、8%相变材料后，水泥浆体系稠化时间比无相变材料水泥浆体系最大缩短约15 min，水泥浆体系72 h水化热较空白水泥浆体系分别下降5.2%、29.1%、35.6%、47.6%。研究结果为天然气水合物层低热水泥浆体系的设计提供了支持与参考。

一种新型超深水低温早强剂

田野, 符军放, 宋维凯, 项先忠

2019, 36(2): 224-228. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.016

摘要(622) PDF (3776KB)(180)

摘要:
近年来，中海油在中国南海已经开发了多口超深水井，水深最深超过2000 m，极端的低温环境对水泥石的强度发展提出了严峻的挑战。针对超深水的固井技术难题，开发出了新型超深水低温早强剂ACC与NS，并对其低温下的增强性能展开了研究。结果表明，ACC与NS的最佳加量分别为8%和3%；在3～15℃的低温下，ACC与NS能提高水泥石的24 h和48 h抗压强度；在15℃下，采用水化热分析仪和超声波强度分析仪对水泥浆进行24 h不间断监测，与空白样和原有早强剂相比，ACC和NS能够使水泥水化放热量和水化反应速率明显增加，水泥石强度发展速率得到明显地提升，同时静胶凝强度过渡时间明显缩短。该新型早强剂ACC与NS已经在中国南海WN-XX井进行了现场应用，效果良好。

基于赫巴流变模式的旋转套管顶替效率计算

程永钦, 李黔, 尹虎, 石建刚, 宋琳, 熊超, 李世平

2019, 36(2): 229-233. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.017

摘要(634) PDF (4600KB)(223)

摘要:
旋转套管是提高固井顶替效率的重要措施。为了定量计算注水泥时旋转套管的顶替效率，使用微元分析法，对旋转套管时水泥浆驱替钻井液状态进行了受力分析，建立了顶替界面达到平衡时的顶替效率计算模型，可以计算出不同旋转套管转速时的不同周向角顶替效率。计算表明，当旋转套管转速大于10 r/min时，会有效减小近井壁钻井液滞留层厚度，适当提高稠度系数，流性指数在0.4～0.7之间时，旋转套管能使顶替效率显著提升。

长庆致密气藏水泥环完整性分析

段志锋, 蒙华军, 来轩昂, 张燕娜, 黄占盈

2019, 36(2): 234-239. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.018

摘要(588) PDF (4640KB)(188)

摘要:
长庆致密油气藏的压裂压力较高，对水泥环力学性能提出较高要求，通过建立的套管-水泥环-地层组合体模型和组合体密封性能评价方法（密封安全系数法），对长庆一种典型井身结构（φ152.4 mm井眼φ114.3 mm套管）进行水泥环完整性分析。结合现场数据分析认为：①随着水泥环弹性模量的降低，水泥环的受力明显降低，安全系数明显增大；②随着压裂压力的升高，安全系数降低；③随着水泥体积收缩率的增大，水泥环的安全系数显著降低。根据该井计算结果，提出了水平段保障密封的水泥力学性能需求，该项研究成果可为长庆致密气藏或类似区块固井水泥环完整性提供理论支持。

克深243井盐膏层大尺寸套管固井技术

刘方义, 高飞, 李若华, 张小建, 田宝振, 姚泊汗, 韩自立

2019, 36(2): 240-244. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.019

摘要(778) PDF (1715KB)(260)

摘要:
克深243井是部署在新疆拜城县的一口评价井，三开钻进至库姆格列木群盐岩段中途完钻，井深5532 m，井底静止温度127.6℃，钻井液密度2.43 g/cm³，地层压力为132 MPa，下入φ273.05 mm+φ293.45 mm复合大尺寸套管进行双级固井。固井存在地层承压能力低井段易漏、盐膏层蠕变、水泥浆压稳防窜性能要求高、长封固段顶部强度发展缓慢等难题，通过选用微锰与GM-1加重剂共同干混保证水泥浆密度，选用2种防窜剂提高水泥浆防窜性能，将高温降失水剂和低温降失水剂复配使用，降低缓凝剂的加量，避免大温差下顶部水泥浆出现超缓凝，加以配套的固井工艺措施，该井段固井施工顺利，固井质量合格。

压裂液与酸化液

硼修饰纳米二氧化硅交联剂研发及性能评价

熊俊杰, 李春, 杨生文, 安琦, 于吉, 王世华

2019, 36(2): 245-249. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.020

摘要(486) PDF (1892KB)(185)

摘要:
针对目前常规有机硼、无机硼交联的瓜胶压裂液普遍存在羟丙基瓜胶用量大、残渣含量高等的问题，笔者先将硅酸钠水解制得纳米二氧化硅，然后将制得的纳米二氧化硅与γ-氨丙基三甲氧基硅烷反应得到表面修饰纳米二氧化硅，再与硼酸进行反应，最后制得可交联的硼修饰纳米二氧化硅交联剂，该交联剂粒径主要分别在7～11 nm，可有效降低瓜胶用量及残渣含量。研究了该交联剂交联的羟丙基瓜胶压裂液，室内研究表明，该压裂液体系各项性能良好：在温度分别为50℃、120℃，剪切速率170 s^-1下连续剪切120 min，最终黏度均大于50 mPa·s；50℃下破胶60 min，破胶液黏度小于5mPa·s；表面张力22.77 mN/m；防膨率89.6%；残渣含量145 mg/L；岩心基质渗透率损害率为9.82%～14.86%，压裂液各项性能良好，羟丙基瓜胶浓度降低20%，残渣含量降低25%，满足现场施工要求。

酸蚀裂缝差异化刻蚀量化研究及影响因素探讨

吴霞, 伊向艺, 黄文强, 郝伟, 李沁

2019, 36(2): 250-256. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.021

摘要(462) PDF (4022KB)(173)

摘要:
酸液对裂缝壁面差异化刻蚀的关键因素在于酸液黏性指进的形态以及程度，但前人鲜少对2者关系进行量化表征。采用有限体积法对酸液黏性指进过程进行动态模拟，分析了不同黏度比、黏度差、密度差条件下的指进形态变化规律，并通过指进程度定义了描述差异化刻蚀程度的参数，对不同条件下的差异化刻蚀程度进行定量表征。结果显示，排量为5m³/min条件下，满足黏度差为250～350 mPa·s，黏度比为15～20，且密度差为0～0.01 g/cm³时，差异化刻蚀程度较大，改变不同的排量进行数学表征，酸液差异化刻蚀程度表现出相同的变化规律。

一种功能型滑溜水体系开发及应用

王改红, 李泽锋, 高燕, 张冕, 兰建平, 安子轩

2019, 36(2): 257-260. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.022

摘要(760) PDF (2413KB)(226)

摘要:
为实现1套压裂工作液体系兼具滑溜水与携砂液双重功能及回用高硬度返排液的目的，开发出1套功能型滑溜水体系。该体系由液态功能型降阻剂及调节剂构成，低浓度的功能型降阻剂水溶液可作为滑溜水使用，15 s内即可快速增稠，滑溜水降阻率高达74%；加入调节剂后体系黏度迅速增加，实现高砂比携砂，返排液回用时不受硬度影响，返排液回配携砂比可达24%。在陇东气开深井现场试验1口井，施工全程回用26 118 mg/L的高矿化度返排液配滑溜水及携砂液，入地总液量654 m³，施工成功。

砂岩油藏注水井脉冲式在线注入酸化增注技术

张彩虹, 杨乾隆, 李发旺, 贺耀

2019, 36(2): 261-264. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.023

摘要(471) PDF (712KB)(189)

摘要:
注水是实现油田长期稳产和高效开发的关键技术。受储层物性及注入水水质等因素的影响，华庆油田部分区块注水压力逐渐上升，高压欠注井越来越多，而目前现有的酸化增注技术暴露出有效期短、多次酸化增注低效、措施占井周期长、设备动迁困难、作业成本攀升等问题。针对以上问题，结合目标区块储层特征，通过大量室内实验调试对比，将常规六齿氨基羧酸螯合剂配位键升到八位，形成八齿螯合剂，增强了对金属离子的捕获、螯合、包裹作用，通过酸液复配，优选出一种适合目标储层的酸液体系；与此同时加强设备优化改进，添加远程操作系统，提高精准度；通过地面配套脉冲式柱塞泵注程序，形成了注水井脉冲式在线注入酸化增注技术。截至目前现场应用4井次，措施后平均单井注水压力下降9.0 MPa，单井日增注14.0 m³，平均有效期已达182 d，降压增注效果显著，有效期长；同时该技术解决了占井周期长、设备动迁困难等问题，现场操作简便，建议推广应用。

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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