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一种单步解除有机沉积及无机垢的单相酸体系 被引量：1
1
作者 崔波 荣新明 +3 位作者 冯浦涌 姚二冬 周福建 王顺 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第1期134-142,共9页
近井地带有机垢和无机垢的沉积严重影响了油气正常生产,常规解堵体系无法同时解除有机、无机及其混合垢。针对上述问题,开发了一种新型多功能解堵体系—单相酸体系,该体系由2种不相溶的液体(溶有机垢的芳烃溶剂和溶无机垢的酸液)、表面... 近井地带有机垢和无机垢的沉积严重影响了油气正常生产,常规解堵体系无法同时解除有机、无机及其混合垢。针对上述问题,开发了一种新型多功能解堵体系—单相酸体系,该体系由2种不相溶的液体(溶有机垢的芳烃溶剂和溶无机垢的酸液)、表面活性剂、助表面活性剂及功能型添加剂组成。采用电导率仪、粒度分析仪、旋转岩盘仪、界面张力仪、润湿角测定仪、摩阻仪、岩心流动仪、CT扫描等实验仪器对单相酸体系的性能进行了系统分析评价。实验结果表明,单相酸体系是一种外相为油、内相为酸的纳米均相分散体系,粒径分布为7~50 nm;界面张力为0;具有解除储层乳化(破乳率大于90%)、水锁、润湿改性的性能(油湿改性为水湿);可同时溶解有机垢、无机垢及其混合垢(溶解率100%),岩心伤害渗透率恢复率大于100%;具有低摩阻性能(降阻率大于80%),可实现大排量解堵作业;具有高缓速率性能(缓速率大于99%),可实现储层深部解堵。单相酸体系利用油、酸互溶原理,实现了有机垢、无机垢及其混合垢单步同时溶解,对油气井及转注井近井地带混合垢污染物的高效解除具有重要意义。单相酸体系在伊拉克米桑油田进行了现场试验,增产效果显著。 展开更多
关键词 单相酸 有机沉积 无机垢 纳米分散体系 单步
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巴彦油田深层高温高密度韧性水泥浆体系构建
2
作者 段永强 王秀影 +4 位作者 罗玉财 罗敏 孙德 黄盛 李早元 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第3期368-378,共11页
针对巴彦-河套盆地井深6000 m以上的膏盐层,井底循环温度180℃左右,常规的高温高密度水泥浆存在流变性和稳定性差,失水量大,稠化时间难以调控、早期强度发育缓慢等技术难题,急需研发出密度为2.30~2.50 g/cm^(3)的耐盐高温高密度韧性水... 针对巴彦-河套盆地井深6000 m以上的膏盐层,井底循环温度180℃左右,常规的高温高密度水泥浆存在流变性和稳定性差,失水量大,稠化时间难以调控、早期强度发育缓慢等技术难题,急需研发出密度为2.30~2.50 g/cm^(3)的耐盐高温高密度韧性水泥浆体系。针对水泥浆外加剂以“无机纳米颗粒+聚合物弱交联”结构设计制备出降失水剂(LHF)、“强吸附阳离子单体+阴离子单体”制备出缓凝剂(LHR)和“温敏缔合+微交联”结构设计制备出悬浮稳定剂(LHX)分别调控水泥浆的失水量,稠化时间,沉降稳定性;依靠紧密堆积理论,采用Dinger与Funk对Andrease方程进行修正的MAA模型,以铁矿粉为主,GM-1为辅作为加重剂构建密度为2.30、2.40和2.50 g/cm^(3)的高密度水泥浆体系,颗粒之间以滚珠形式相接触,降低摩阻;针对早期水泥石力学性能发展缓慢,分别引入增强剂和增韧剂,从纳米尺度、微米尺度两方面增加水泥石的力学性能:一部分填充孔隙,另一部分充当骨架结构,形成类似于“钢筋混泥土”构型,降低了水泥石的脆性。最终形成密度为2.30、2.40和2.50 g/cm^(3)的水泥浆体系,该体系流变性好,稳定性高,失水量小于50 mL,稠化时间可调。 展开更多
关键词 超深井 高温 水泥石 增韧剂 抗盐 高密度
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纳米改性材料在水基钻井液中的减阻性能
3
作者 郭磊 李模刚 +2 位作者 邓楚娈 贺垠博 耿铁 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第3期308-317,共10页
水基钻井液在小井眼环空流动时波动性大,与井壁、钻具界面阻力大,导致流动能量损耗和钻井液当量循环密度(ECD)大,易引发井漏、卡钻等事故。以纳米二氧化硅为原料,接枝改性合成水基钻井液减阻剂DRA-1,并开展减阻性能研究,发现DRA-1具有... 水基钻井液在小井眼环空流动时波动性大,与井壁、钻具界面阻力大,导致流动能量损耗和钻井液当量循环密度(ECD)大,易引发井漏、卡钻等事故。以纳米二氧化硅为原料,接枝改性合成水基钻井液减阻剂DRA-1,并开展减阻性能研究,发现DRA-1具有降低钻井液流动阻力与改善钻井液流动流型的作用。结果表明,在基浆中加入3%DRA-1后,流性指数为0.5064,增幅达366.7%,稠度系数为0.4847 Pa·s^(n),降幅达90.6%,极压润滑系数降低率达81.82%,经120℃热滚16 h后减阻效果进一步提高,证明DRA-1具有抗高温能力;以相同条件在自制钢片和聚四氟乙烯板上流动时,DRA-1对基浆流动性的改善效果显著优于现场同类材料,具有更好的流动性;基于A井生产资料,在水基钻井液中加入1%DRA-1后,压耗降低1.937 MPa,降低率达21.61%,在整个井深范围也表现出更低的ECD,宏观上反映出DRA-1对钻井效率和安全性的提升,这对钻井现场提高经济效益和避免作业事故具有重要意义。 展开更多
关键词 水基钻井液 纳米材料 流动减阻 润滑性能 ECD
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铝酸三钙和石膏协同对油井水泥浆性能的影响
4
作者 代丹 王义昕 +3 位作者 邹亦玮 孙超 马英 宋鑫君 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第2期255-261,共7页
为促进油井水泥质量控制,采用不同铝酸三钙(C_(3)A)含量的G级油井水泥熟料与不同种类石膏匹配,研究了在80℃下油井水泥中C_(3)A与石膏协同对水泥浆凝结时间、稠化性能、抗压强度、渗透率和水化产物的影响。结果表明,80℃下,水泥中C_(3)... 为促进油井水泥质量控制,采用不同铝酸三钙(C_(3)A)含量的G级油井水泥熟料与不同种类石膏匹配,研究了在80℃下油井水泥中C_(3)A与石膏协同对水泥浆凝结时间、稠化性能、抗压强度、渗透率和水化产物的影响。结果表明,80℃下,水泥中C_(3)A含量越高,凝结和稠化时间越短,高C_(3)A含量有利于水泥石早期强度提升,但会导致后期强度倒缩,油井水泥中C_(3)A含量宜严格控制在3%以内。石膏促进水泥浆的凝结时间,其作用效果为二水石膏>半水石膏>无水石膏,相比于无水和半水石膏,二水石膏使掺有缓凝剂H42L的水泥浆稠化时间更长,且更有利于水泥石抗压强度的发展。80℃下,C_(3)A和二水石膏协同对早期硅酸钙矿相水化具有促进作用,C_(3)A相水化主要生成C_(3)AH_(6),其生成量与C_(3)A含量和石膏种类密切相关。该研究结果对油井水泥质量稳定性控制和改善固井质量具有重要的理论和参考意义。 展开更多
关键词 G级油井水泥 C_(3)A 石膏 稠化性能 抗压强度
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纳米纤维素的制备及在钻井液中的应用研究进展
5
作者 赵雄虎 王灿 +2 位作者 肖喆 张喜 赵月琴 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第1期20-29,共10页
纤维素作为常用钻井液添加剂被广泛应用于多种水基钻井液体系中,可以有效降低钻井液失水、增强携带岩屑性能、改善钻井液流变性;纳米纤维素作为新型钻井液添加剂既具有常规纤维素的优点,又具有抗温、抗盐碱等性能,可以显著改善钻井液的... 纤维素作为常用钻井液添加剂被广泛应用于多种水基钻井液体系中,可以有效降低钻井液失水、增强携带岩屑性能、改善钻井液流变性;纳米纤维素作为新型钻井液添加剂既具有常规纤维素的优点,又具有抗温、抗盐碱等性能,可以显著改善钻井液的稳定性能和流变性能,有效降低钻井液的滤失量。介绍了目前制备纳米纤维素的方法以及纳米纤维素在钻井液中的应用,并对纳米纤维素在钻井液中的应用作了展望,旨为制备新型抗高温环保型钻井液处理剂提供参考。 展开更多
关键词 纳米纤维素 制备 钻井液 应用 综述
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油基高密度钻井液污染解堵液体系
6
作者 罗志锋 李轲 闫丙森 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第3期418-424,共7页
油基高密度钻井液因其高度的稳定性和抑制性,在钻井过程中有着广泛的应用,但因其经过滤失、迁移后所形成的重晶石滤饼对储层有着很大的危害,导致油气产量下降。常规化学方法如酸溶,碱溶等方式难以解除滤饼造成的污染。以螯合剂DTPA为主... 油基高密度钻井液因其高度的稳定性和抑制性,在钻井过程中有着广泛的应用,但因其经过滤失、迁移后所形成的重晶石滤饼对储层有着很大的危害,导致油气产量下降。常规化学方法如酸溶,碱溶等方式难以解除滤饼造成的污染。以螯合剂DTPA为主体,添加碳酸钾为转化剂、草酸为催化剂、过硫酸铵为氧化剂,结合以AEC为表面活性剂和乙二醇丁醚为有机溶剂,形成了一套稳定、高效的油基高密度解堵液体系,其对钻井液滤饼渗透、螯合、增溶及洗涤作用,能破坏油基钻井液滤饼内部结构,降低物质间的胶黏作用,增加对油基高密度钻井液污染的解除。高密度钻井液固相螯合液配方为:20%DTPA+3%草酸+6%K_(2)CO_(3)+0.06%过硫酸铵+KOH,油相清洗液的最终配方为:12%乙二醇丁醚+0.5%AEC,对该体系解堵能力,油相清洗能力进行评价。结果表明,在不同的温度条件下(120℃~180℃),复合解堵体系均能对高密度钻井液滤饼有效降解,120℃下单级处理4 h达到66.7%的滤饼溶解率,在120℃多级处理4 h对滤饼的溶解率为72.22%,且滤饼溶解率随温度上升也同时增加,180℃多级处理8 h后溶解率为89.24%,最高腐蚀速率为1.1537g/(m^(2)·h),其具有优秀的解堵性能和耐温性能,在同等实验条件下,复合解堵方法较常规螯合解堵方法对油基钻井液滤饼的溶解效率提升了20%左右,经现场试验证明,该体系能有效解决高密度钻井液所造成的污染及堵塞,其产能恢复率为90%左右。 展开更多
关键词 油基高密度钻井液 解堵液体系 油相清洗能力 重晶石滤饼 油相
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数字孪生环境下基于生成对抗网络的钻井液流变性能预测方法
7
作者 郭亮 徐行 +3 位作者 刘开勇 姚如钢 唐赛宇 向渝 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第3期359-367,共9页
为了解决实验室中人工测量钻井液流变性能效率低、成本高、稳定性差的问题,提出了数字孪生环境下的基于生成对抗网络的钻井液流变性能预测方法。首先,根据数字孪生五维模型构建了钻井液配制与测量系统的孪生模型,物理配测系统中的传感... 为了解决实验室中人工测量钻井液流变性能效率低、成本高、稳定性差的问题,提出了数字孪生环境下的基于生成对抗网络的钻井液流变性能预测方法。首先,根据数字孪生五维模型构建了钻井液配制与测量系统的孪生模型,物理配测系统中的传感器等信息采集器会收集钻井液流变性能测试实验中的物理实况数据,整合钻井液配方信息和实验测量结果后传输至虚拟空间,建立钻井液流变性能预测数据库;然后,利用改进的生成对抗网络算法,构建钻井液流变性能预测模型。从数据库中抽取钻井液历史孪生数据作为数据集对模型进行训练,得到最佳拟合模型,通过钻井液流变性能预测实验验证模型的预测能力。最终结果表明,模型预测值和真实值之间的相关系数R超过0.96,平均绝对百分比误差AAPE不高于4.1%,模型具有较高的预测精度,能够完成钻井液流变性能预测任务。 展开更多
关键词 数字孪生 生成对抗网络 钻井液 性能预测
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基于润湿性原位表征和亚临界水特性的高温储层水锁损害机理 被引量：1
8
作者 单锴 邱正松 +4 位作者 程征 杨梦涛 李楷 钟汉毅 任晓霞 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第2期187-194,共8页
研究深部储层岩石原位润湿特性,对深入了解高温储层水锁损害机理及制定高效防水锁技术对策具有重要意义。原位表征了20℃~200℃、8 MPa氮气环境中不同岩样表面接触角随温度的变化,并借助原子力显微镜、扫描电子显微镜和能谱分析探讨了... 研究深部储层岩石原位润湿特性,对深入了解高温储层水锁损害机理及制定高效防水锁技术对策具有重要意义。原位表征了20℃~200℃、8 MPa氮气环境中不同岩样表面接触角随温度的变化,并借助原子力显微镜、扫描电子显微镜和能谱分析探讨了吸附原油岩石表面接触角随温度变化的机理。实验结果表明,洗油后储层岩样表面接触角随温度升高逐渐降低,且呈明显分段现象,20℃~100℃下接触角变化率约为−0.04°/℃,100℃~200℃时,变化率约为−0.24°/℃,水在其表面拟黏附功随温度升高变化较小。水在吸附原油岩样表面接触角随温度升高逐渐减小,160℃时降低为75.7°。岩石表面由亲油转变为亲水,拟黏附功大幅增加,160℃时变化率为155.27%。亚临界水作用下岩石表面烃类物质的解吸甚至热裂解,导致了吸附原油岩石表面润湿性的显著变化,入井流体接触吸附有烃类物质的储层岩石后可能会大幅增加储层水锁损害程度。该研究对高温储层岩石表面润湿性变化机制提供了一些新的认识,有助于高温油气资源开采过程中制定合适的防水锁方案。 展开更多
关键词 高温高压 水锁损害 接触角 表面润湿性 亚临界水
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渤海盆地锦州25-1区块中部泥岩地层井壁失稳机理及钻井液对策 被引量：1
9
作者 耿立军 刘峰 +3 位作者 冮鹏 董新柔 刘伟 李博佳 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第1期58-65,共8页
渤海盆地锦州25-1区块中部东营组泥页岩地层井壁失稳状况频发。根据泥页岩组构、理化性质分析及力学特性测试结果,发现泥页岩水化膨胀所导致的强度弱化及易沿层理面的剪切滑移是该层位主要失稳机理。基于泥页岩强度弱化及沿层理面滑移特... 渤海盆地锦州25-1区块中部东营组泥页岩地层井壁失稳状况频发。根据泥页岩组构、理化性质分析及力学特性测试结果,发现泥页岩水化膨胀所导致的强度弱化及易沿层理面的剪切滑移是该层位主要失稳机理。基于泥页岩强度弱化及沿层理面滑移特性,从基本性能、封堵性、抑制性、维持力学强度等角度对水基PEM及合成基BIODRILL S钻井液体系进行对比评价优化。研究结果表明,合成基BIODRILL S钻井液体系在滚动回收率、线性膨胀率、高温高压滤失量及维持泥页岩力学强度等方面均具有明显优势,同时配合(2%~2.5%)纳米材料乳胶封堵剂PF-NSEAL能够对泥页岩微裂缝进行有效封堵。现场应用表明,优化后的合成基BIODRILL S钻井液体系在两口大位移井的应用过程中起到了大幅降低复杂情况,提效43.7%的良好应用效果,为解决锦州25-1区块井壁失稳问题提供了技术支撑。 展开更多
关键词 锦州25-1区块 泥页岩 井壁失稳 钻井液 封堵性
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滑溜水压裂返排液在钻井液中资源化利用
10
作者 刘怀珠 赵康宁 +5 位作者 陈东 张超 常晓峰 张洁 张望远 张帆 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第1期127-133,共7页
针对滑溜水压裂返排液排放量大且成分复杂,难以实现“不落地”处理的技术难题,通过优化滑溜水压裂返排液处理工艺,最大程度地保留有效成分,将处理后的滑溜水压裂返排液作为钻井液组分,实现返排液中水资源和部分处理剂的资源化利用。利... 针对滑溜水压裂返排液排放量大且成分复杂,难以实现“不落地”处理的技术难题,通过优化滑溜水压裂返排液处理工艺,最大程度地保留有效成分,将处理后的滑溜水压裂返排液作为钻井液组分,实现返排液中水资源和部分处理剂的资源化利用。利用处理后的滑溜水压裂返排液构建了环保型低摩阻钻井液体系配方:配浆水+4%钠基膨润土+0.3%Na2CO3+3%聚糖+0.1%FA-367+1.0%CMC-LV+1.0%油酸甲酯。结果显示,该钻井液体系在25~150℃的温度范围内流变性能稳定,滚动回收率保持在90%以上,线性膨胀率降低72%以上,润滑因数降低率大于80%,且满足环保性能要求。最后,利用扫描电镜分析了滤饼的微观形貌,验证了其在高温下的抑制性能和降滤失性能。 展开更多
关键词 滑溜水压裂液 水基钻井液 压裂返排液 环境保护 资源化利用
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钻井液用无荧光柔性封堵剂的制备及性能
11
作者 褚奇 穆国臣 +3 位作者 葛春梅 张天笑 杨铭 刘聪 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第3期290-295,共6页
针对作为钻井液用柔性封堵剂的凝胶封堵剂对流变性能影响大、沥青封堵剂具有荧光效应而干扰录井的技术问题,以异佛尔酮二异氰酸酯IPDI、聚三亚甲基醚二醇PO3G、2-羟乙基二硫醚HEDS、二羟甲基丁酸DMBA为扩链剂,二月桂酸二丁基锡DBTEL为... 针对作为钻井液用柔性封堵剂的凝胶封堵剂对流变性能影响大、沥青封堵剂具有荧光效应而干扰录井的技术问题,以异佛尔酮二异氰酸酯IPDI、聚三亚甲基醚二醇PO3G、2-羟乙基二硫醚HEDS、二羟甲基丁酸DMBA为扩链剂,二月桂酸二丁基锡DBTEL为催化剂,糠醇FA为封端剂、三乙胺TEA为乳化剂,制备一种水性聚氨酯乳液封堵剂SMPU-1,并借助红外光谱仪、激光粒度分析仪和扫描电镜进行了分子结构表征、粒径分布和微观形貌分析。结果表明,高温作用后的SMPU-1颗粒仍呈纳微米级单分散状态,并具有软化变形的特性,在压差作用下,可被挤入岩石表面的微孔缝,从而实现致密封堵。封堵性能测试结果显示,SMPU-1适宜在140℃内使用,最佳添加浓度为4%。SMPU-1对钻井液的流变性能影响较小,在最高适用温度和最佳加量条件下,钻井液的常温中压滤失量为6.2 mL,高温高压滤失量为16 mL,具有良好的滤失造壁性能。 展开更多
关键词 钻井液 井壁稳定 柔性封堵剂 聚氨酯 无荧光 软化变形
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基于AMPS的早强型缓凝剂的合成及性能
12
作者 谢云媚 张晔 +3 位作者 马勇 程小伟 梅开元 张春梅 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第3期379-385,共7页
随着油气开采深度的增加,长封固段温度梯度过大,为保证水泥浆的安全泵送,需要加入大量油井水泥缓凝剂,这会导致水泥浆在井口低温段出现超缓凝、强度发展缓慢等问题,严重影响固井质量和安全。针对现有问题,基于吸附理论选择AMPS、MA、NVP... 随着油气开采深度的增加,长封固段温度梯度过大,为保证水泥浆的安全泵送,需要加入大量油井水泥缓凝剂,这会导致水泥浆在井口低温段出现超缓凝、强度发展缓慢等问题,严重影响固井质量和安全。针对现有问题,基于吸附理论选择AMPS、MA、NVP、DEAA四种单体合成一种耐高温早强型缓凝剂AMND,并通过红外光谱、热稳定性测试、凝胶色谱分析、高温高压稠化等方法对缓凝剂的结构和性能进行测试。测试结果表明:缓凝剂AMND高温稠化性能优异,在150℃高温条件下水泥浆稠化时间可达316 min;缓凝剂AMND具有优异的调凝性以及较低的温度敏感性与加量敏感性,能够调节不同温度段的稠化时间,有利于水泥浆在固井施工现场的安全泵送;对水泥石力学发展影响较小,在150℃循环温度、60℃养护条件下,1 d、2 d、3 d强度分别可达6.34、8.24、14.66 MPa,满足固井施工强度要求。结论认为该缓凝剂能够缓解低温段超缓凝现象,实现高温井底缓凝,且不影响井口强度发展,成功缓解大温差长封固段井超缓凝或者不凝的难题,具有很好的应用前景。 展开更多
关键词 缓凝剂 大温差 早期抗压强度 长封固段固井
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硅酸盐水泥石超高温干热环境热损伤规律
13
作者 李小江 王越洋 +2 位作者 肖京男 魏浩光 杨睿月 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第2期247-254,共8页
煤炭气化与油页岩原位开采时井下为超高温干热环境,对油井水泥环的热稳定性提出了挑战。对此,探索了600℃长期干热环境下硅酸盐水泥石性能劣化规律,分析了微观结构特征与水化产物变化。研究结果表明,常规硅酸盐水泥石的抗压强度显著下降... 煤炭气化与油页岩原位开采时井下为超高温干热环境,对油井水泥环的热稳定性提出了挑战。对此,探索了600℃长期干热环境下硅酸盐水泥石性能劣化规律,分析了微观结构特征与水化产物变化。研究结果表明,常规硅酸盐水泥石的抗压强度显著下降,孔隙度和渗透率增大,微观结构由凝胶结构转变为粒状结构,氢氧化钙和C—S—H凝胶消失,转变为硅酸二钙-γ、斜硅钙石和钙铁石等相态。加砂水泥石孔隙度与渗透率均随养护时间呈现上升趋势,凝胶结构基本消失,以粒状和微小絮状、针状晶体结构为主,氢氧化钙和C—S—H凝胶消失,转变为大量斜硅钙石,石英参与水化反应程度低,抑制损伤效果不明显,硅酸盐水泥石无法满足原位开采高温干热环境的密封要求。初步探索了SCKL改性硅酸盐水泥与铝酸盐水泥2种体系600℃长期干热环境适应性,铝酸盐水泥有望成为原位开采超高温干热环境固井材料,但仍需进一步研究提高其综合性能。研究结果为基于油页岩与煤炭气化等原位开采工况下封固段地层特性优选水泥浆、改善水泥石综合性能和开发新型耐高温高压固井材料提供参考。 展开更多
关键词 超高温干热环境 硅酸盐水泥石 抗压强度 渗透率 微观结构 水化产物
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鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气层应力敏感实验
14
作者 李兵 甯冼逸 +4 位作者 朱卫平 陈明君 何朋勃 康毅力 赖哲涵 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第1期30-40,共11页
鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气层致密,孔缝结构复杂,非均质性强,导致应力敏感具有特殊性。选取鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩样品,开展了不同有效应力下的岩心应力敏感实验,明确了储层应力敏感程度,并结合储层岩性和物性特征,揭... 鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气层致密,孔缝结构复杂,非均质性强,导致应力敏感具有特殊性。选取鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩样品,开展了不同有效应力下的岩心应力敏感实验,明确了储层应力敏感程度,并结合储层岩性和物性特征,揭示了研究区海陆过渡相页岩气层应力敏感机理。研究结果表明,有效应力从3 MPa增大至35 MPa时,人工裂缝、天然裂缝和基块岩心的渗透率分别降低了97.1%、86.8%和50.5%。有效应力卸载过程中,渗透率恢复率分别为21.4%、19.0%和11.6%,表现出显著的应力敏感滞后效应。人工裂缝、天然裂缝和基块页岩的应力敏感系数分别为0.65、0.58和0.19,应力敏感程度分别为强~中等偏强、强~中等偏弱和弱,表明研究区页岩多尺度孔缝结构的应力敏感显著。海陆过渡相页岩矿物组分、裂缝发育程度和孔隙结构是应力敏感损害的主控因素,建议制定保护储层的采气工艺制度,通过控压生产,保障气井高产和稳产。 展开更多
关键词 页岩气 海陆过渡相 应力敏感 渗透率 裂缝 鄂尔多斯盆地东缘
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漏失裂缝内封堵层演化规律及颗粒特征行为的可视化实验研究
15
作者 蒲磊 谢凌志 +3 位作者 徐鹏 陈欢 许明标 汪帮哲 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第1期41-50,共10页
裂缝性漏失成为不稳定地层条件下钻井过程中面临的最困难问题之一。桥接堵漏方法是裂缝性漏失控制的最有效方式。传统裂缝实验装置对裂缝内以颗粒流所形成封堵层的机理仍不明确,制约了堵漏浆体系配方的科学构建。为了探究颗粒的特征行... 裂缝性漏失成为不稳定地层条件下钻井过程中面临的最困难问题之一。桥接堵漏方法是裂缝性漏失控制的最有效方式。传统裂缝实验装置对裂缝内以颗粒流所形成封堵层的机理仍不明确,制约了堵漏浆体系配方的科学构建。为了探究颗粒的特征行为和裂缝内封堵层的动态演化过程,建立了井筒-裂缝可视化实验装置,系统研究了颗粒粒径、浓度、泵入速度、流体黏度等关键因素下颗粒的行为特征、封堵层形成规律以及影响机制。实验结果表明,裂缝内封堵过程可以分为4个阶段,每个阶段中同时存在颗粒混合行为和特征行为的转换。裂缝的封堵层构建位置对颗粒粒径具有很高的敏感性,颗粒的浓度影响着裂缝的封堵时间,流体的黏度容易改变裂缝内的封堵结构以及过高的泵速会破坏原有形成的封堵结构。 展开更多
关键词 裂缝封堵 颗粒特征行为 可视化实验装置 演化过程 堵漏浆体系
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钻井液用可降解聚合物暂堵剂的研制
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作者 田智元 齐舵 +3 位作者 王海波 张馨鹏 郭宝华 徐军 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第1期74-81,共8页
生物可降解聚酯类暂堵剂的降解性较好,对储层伤害较小,但是具有耐温性不足、封堵强度较小、生产成本较高等问题,导致其目前难以广泛应用。为了满足更高温度条件下暂堵剂的需求,采用水解速率更慢的聚对苯二甲酸丁二酯(PBT)和聚酰胺6(PA6... 生物可降解聚酯类暂堵剂的降解性较好,对储层伤害较小,但是具有耐温性不足、封堵强度较小、生产成本较高等问题,导致其目前难以广泛应用。为了满足更高温度条件下暂堵剂的需求,采用水解速率更慢的聚对苯二甲酸丁二酯(PBT)和聚酰胺6(PA6)熔融共混,并加入环氧扩链剂ADR提高共混物的相容性,制备出耐温性能较好、封堵强度较高,并且降解速率可调控的可降解暂堵剂。实验结果表明,制备出的暂堵剂具有较好的降解性能,暂堵剂在120~150℃钻井液条件下(pH=10的NaOH水溶液)降解20~60 d后的失重率均大于80%;当共混比例为70%PBT/30%PA6,并加入1.5%ADR时,暂堵剂的抗压强度可达91 MPa、150℃降解16 h后仍大于70 MPa;与钻井液的配伍性较好,并且封堵性能优良,120℃降解14 d后仍然具有2 MPa的封堵强度。 展开更多
关键词 聚对苯二甲酸丁二酯(PBT) 聚酰胺6(PA6) 暂堵剂 可控降解
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清除井壁滤饼提高固井质量的冲洗液性能影响研究
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作者 吴彦先 赵增新 +5 位作者 巩加芹 张浩 吴宝康 张辉 李军 李芷琦 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第3期398-405,共8页
在钻井过程中未被清除的井壁滤饼严重影响第二界面的胶结质量,导致固井质量变差。当前提高固井质量的研究多以替净钻井液为目的,未考虑井壁滤饼的影响。为了提高固井质量,考虑冲洗液对钻井液的调节作用,建立了三维偏心环空中隔离液、钻... 在钻井过程中未被清除的井壁滤饼严重影响第二界面的胶结质量,导致固井质量变差。当前提高固井质量的研究多以替净钻井液为目的,未考虑井壁滤饼的影响。为了提高固井质量,考虑冲洗液对钻井液的调节作用,建立了三维偏心环空中隔离液、钻井液和滤饼的3种赫巴流体流动模型,系统研究了受冲洗液调节后的钻井液密度、稠度系数、流性指数以及动切力变化对钻井液和滤饼冲洗效率的影响。结果表明,减小冲洗液的密度和流变参数,能够提高钻井液的冲洗效率,但是会使滤饼的冲洗效率降低。冲洗液的密度和流变参数不是越小越好,在保证钻井液高冲洗效率的情况下,适当增大冲洗液的密度和流变参数,使钻井液保留较高的黏度和切力,有利于促进井壁滤饼去除。优先调控冲洗液的流性指数,使钻井液的的流性指数达到理想值,会显著提高固井质量。研究结果可为优化冲洗液性能参数,为提高固井质量提供理论指导。 展开更多
关键词 固井质量 赫巴流体 钻井液 滤饼 流变性能 数值模拟
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低腐蚀自生热冻胶压裂液流变性能及反应动力学研究
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作者 李芋池 罗明良 +3 位作者 战永平 樊乔 吕元佳 赵春光 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第1期117-126,共10页
在稠油储层压裂改造过程中,压裂液进入裂缝后会降低储层温度,导致裂缝周围原油黏度增加,甚至会堵塞地层。针对此问题,以尿素、亚硝酸钠和氯化铵为生热材料,盐酸为催化剂,耐温耐盐共聚物FS-1为增稠剂,有机锆为交联剂,应用溶液共混法制备... 在稠油储层压裂改造过程中,压裂液进入裂缝后会降低储层温度,导致裂缝周围原油黏度增加,甚至会堵塞地层。针对此问题,以尿素、亚硝酸钠和氯化铵为生热材料,盐酸为催化剂,耐温耐盐共聚物FS-1为增稠剂,有机锆为交联剂,应用溶液共混法制备了一种低腐蚀自生热冻胶压裂液,评价了压裂液体系的生热产气性能、流变性和耐腐蚀性等性能,测试了反应产生气体组分,探究了不同因素对生热反应速率的影响规律,明确了其反应动力学参数。结果表明:自生热体系具有良好生热生气性能,当反应物浓度、酸性催化剂浓度和初始温度越大,峰值温度越高,生气量越大,到达峰值温度所需时间越短,但生气量随初始温度的增加而略有减少;体系中NH4Cl可大幅降低盐酸浓度,不仅降低了压裂液对压裂管线设备的腐蚀速率,而且有利于压裂液成胶,反应产生大量CO_(2)和N_(2)气体及热量;冻胶一定程度上弱化了生热剂的生热产气性能,60℃、170 s^(-1)下剪切90 min,黏度保持在50 mPa·s以上;自生热冻胶压裂液反应级数m=2.67,n=1.69,活化能ΔE=49.54 kJ/mol,指前因子A=6.82×10^(2),相比于自生热体系反应速度大幅下降,可通过反应动力学方程预测该体系反应过程参数并进行调控,为自生热压裂液优化设计提供依据。 展开更多
关键词 低腐蚀 自生热 冻胶压裂液 流变特性 反应动力学
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顺北地区破碎性碳酸盐岩地层钻井液井壁稳定技术
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作者 刘雄伟 范胜 +1 位作者 管金田 贺垠博 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第1期51-57,共7页
通过对顺北油气田碳酸盐岩地层的地质情况分析,明确了该地层井壁失稳的原因:一是地层井壁岩石易破碎且裂缝发育,极易发生裂缝二次发育、恶性漏失甚至井塌;二是井底温度高,钻井液处理剂易高温失效;三是现场聚磺钻井液的封堵能力不足,不... 通过对顺北油气田碳酸盐岩地层的地质情况分析,明确了该地层井壁失稳的原因:一是地层井壁岩石易破碎且裂缝发育,极易发生裂缝二次发育、恶性漏失甚至井塌;二是井底温度高,钻井液处理剂易高温失效;三是现场聚磺钻井液的封堵能力不足,不能封堵地层裂隙、减少压力传递;四是现场钻井液的胶结能力不足,不能提高近井岩石的抗压强度。针对上述难点,以丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠、盐酸多巴胺等材料合成了一种抗高温胶结封堵剂AD-1。评价了胶结封堵剂AD-1的胶结性、封堵性以及对现场聚磺钻井液流变性能的影响,实验结果表明,180℃下,经过胶结的干态碳酸盐岩砂床单轴抗压强度为高达2.5~5.0 MPa,抗压强度提升了4倍以上;未胶结的湿态砂床抗压强度为0 MPa,经过胶结的湿态碳酸盐岩砂床单轴抗压强度提升至0.2~0.5 MPa;加入胶结封堵剂后,聚磺钻井液的封堵能力明显提高,钻井液能够封堵40~60、60~80目碳酸盐岩碎屑所堆砌的砂床,最大承压不小于6 MPa,30 min的累计漏失量在10 mL左右;胶结封堵剂AD-1添加量超过1.0%后黏度会剧烈增加,添加量需酌情控制。因此,以AD-1为核心的聚磺钻井液体系具有良好的抗温性、胶结性以及封堵性,可为顺北地区井壁稳定技术提供有力支撑。 展开更多
关键词 顺北油气田 碳酸盐岩 破碎性地层 井壁失稳 胶结性
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黏弹性六聚阳离子表面活性剂胶束压裂液体系流变性
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作者 宾钰洁 韩晓阳 +4 位作者 田珍瑞 武志颖 张思琪 方波 卢拥军 《钻井液与完井液》 北大核心 2025年第2期262-274,共13页
为开发黏弹性表面活性剂(VES)压裂液新稠化剂和新体系,以乙二胺、环氧氯丙烷、芥酸酰胺二甲基丙基叔胺(PKO-E)、氯乙酸钠为原料,分别研制了四聚阳离子表面活性剂(TET)、六聚阳离子表面活性剂(HET)和四聚两性离子表面活性剂(TZI),并将其... 为开发黏弹性表面活性剂(VES)压裂液新稠化剂和新体系,以乙二胺、环氧氯丙烷、芥酸酰胺二甲基丙基叔胺(PKO-E)、氯乙酸钠为原料,分别研制了四聚阳离子表面活性剂(TET)、六聚阳离子表面活性剂(HET)和四聚两性离子表面活性剂(TZI),并将其与反离子盐溴化钾(KBr)、水杨酸钠(NaSal)形成黏弹性胶束,获得4种VES压裂液新体系。考察反离子盐种类和浓度和表面活性剂浓度对胶束体系流变性影响,获得黏弹性HET/KBr胶束体系的稳态黏度、流动曲线、黏弹性、触变性、热触变性及模量-温度曲线,以及HET/KBr胶束体系最优组成,建立四参数流变动力学方程描述黏度随剪切时间的变化曲线,建立四参数黏温方程描述HET/KBr体系温度触变性曲线,明确了HET/KBr、HET/NaSal、TET/KBr、TZI/KBr胶束体系流变性差异。初步考察了NaOH对HET/HSal延缓形成胶束的影响。 展开更多
关键词 低聚表面活性剂 黏弹性表面活性剂 压裂液 流变性 流变动力学
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