钻井液与完井液

当前目录

• 国内钻井液处理剂研究进展、现状分析与发展建议

  王中华

  为了解我国在钻井液处理剂取得的新进展，从生物质材料改性产物、合成聚合物材料、缩合化反应产物，以及工业副产和生活废料改性产物等方面，就国内近期钻井液处理剂研制及应用情况进行了综述：生物质改性材料主要用于降滤失剂，以淀粉、纤维素、木质素和腐殖酸为主，且以淀粉居多；合成聚合物材料以用于降滤失剂、增黏剂、包被剂和降黏剂的水溶性聚合物材料研究最多，并围绕提高耐温抗盐和抗高价离子能力，在引入NVP、DMAM等水解稳定性好的单体共聚物方面开展了大量研究，用于封堵和降滤失剂的水不溶性材料也有了一些研究；缩合反应产物集中在用于油基钻井液乳化剂、增黏剂等，以及水基钻井液润滑剂的酯化和酰胺化等缩合反应产物研究；利用工业副产和生活废料制备钻井液处理剂也开展了一些研究。尽管处理剂研究总数量很多，也取得了较好效果，但研究的创新性、深度和覆盖面还不够，因设计思路、合成手段与评价方法的局限性，能够满足现场复杂条件下钻井液性能维护的需要或生命力强的处理剂相对较少，还存在相似或低水平重复研究现象。结合实践，处理剂研究要朝着打破传统思路，突破传统机理，围绕简化钻井液组分、降低钻井液费用、完善钻井液功能、提高钻井液质量和绿色化发展目标，强化生物质资源开发利用，创新合成方法和工艺，开发综合性能好的低成本、高质量、长效多功能材料。

• 纳米纤维素的制备及在钻井液中的应用研究进展

  赵雄虎,王灿,肖喆,张喜,赵月琴

  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。

• 鄂尔多斯盆地东缘海陆过渡相页岩气层应力敏感实验

  李兵,甯冼逸,朱卫平,陈明君,何朋勃,康毅力,赖哲涵

  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。

• 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

  蒲磊,谢凌志,徐鹏,陈欢,许明标,汪帮哲

  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。

• 顺北地区破碎性碳酸盐岩地层钻井液井壁稳定技术

  刘雄伟,范胜,管金田,贺垠博

  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。

• 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

  耿立军,刘峰,冮鹏,董新柔,刘伟,李博佳

  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。

• 适用于新疆沙排9组地层抗高温新型离子液体抑制剂及抑制机理

  高世峰,屈沅治,黄宏军,任晗,贾海东,刘敬平,贾寒

  借助X射线衍射、红外光谱、扫描电子显微镜和水接触角从多角度探明了新疆沙排9组储层岩性对井壁稳定的影响，并对3种典型离子液体（MOA、CP-DES、MM6）进行了抑制性能评价、抑制机理研究和应用效果分析。该组岩石黏土矿物含量高，且表面含有大量羟基，遇水极易膨胀。在3种离子液体抑制剂处理的岩样中，最低的线性膨胀率（21.2%），最高的滚动回收率（63.1%，180℃）以及钻井液体系良好的应用效果，表明共熔物类离子液体（CP-DES）最适宜作为新疆沙排9组地层的抑制剂。进一步研究发现，CP-DES能够通过氢键与黏土表面形成强相互作用，并进入黏土层间阻碍水的入侵。同时阳离子基团压缩黏土颗粒周围的扩散双电层，减弱颗粒间的静电排斥力，进而抑制了黏土矿物的水化膨胀。

• 钻井液用可降解聚合物暂堵剂的研制

  田智元,齐舵,王海波,张馨鹏,郭宝华,徐军

  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。

• 高密度高性能水基钻井液在巴基斯坦ADHI区块的研究与应用

  黎凌,周楚翔,吉永忠,张光锦,吴刚

  巴基斯坦北部ADHI区块中上部早中新世Murree地层为长段红色泥岩，位于Φ311.15 mm井眼段，长度约1600 m，为区块钻井作业的重难点，极具挑战性。该红色泥岩段具有强分散，高造浆的特点，经常出现钻井液流变性能失控；易膨胀缩径，泥包钻具，返出大团泥球，堵塞喇叭口；地层压力系数高，实钻钻井液密度高达1.80～2.00 g/cm3，常发生压差卡钻、断钻具等事故；地层出水，高压低渗，出水量1～3 m3/h；高密度进一步增加了钻井液流变性及劣质固相含量调控难度。为解决上述AHDI区块钻井难题，同时在海外开放的油气服务市场展示川庆钻探复杂油气攻坚者的形象并树立“CCDC Drilling Fluid”的品牌，通过开展Murree地层泥岩矿物组分及水化特性分析研究为根本，构建以“高效泥岩抑制剂、防泥包提速剂、纳微米封堵剂、高密度条件下大分子包被抑制剂配制使用工艺技术”，研发出一套适合巴基斯坦北部ADHI区块的密度2.20 g/cm3，动切力小于20 Pa，抗温100℃，抗5%泥岩污染的高密度高性能水基钻井液体系，已经成功在巴基斯坦北部区块应用4口井。

• 考虑盐浓度的天然气水合物三维相平衡曲面热力学预测模型

  张更,李文拓,黄洪林,罗鸣,马传华,吴艳辉,李军

  准确预测含盐体系中天然气水合物的热力学稳定性，对预测水合物成藏范围、确定水合物分解域等具有重要意义。因此，综合考虑水合物晶穴非球形特征和含盐体系中电解质相互作用，建立考虑盐浓度的天然气水合物相平衡热力学模型，并与实验数据进行对比验证。研究结果表明，建立的三维相平衡曲面能有效预测天然气水合物热力学稳定性，纯水条件下的温度绝对平均相对偏差仅为0.08，且含盐条件下不超过0.15。在氯盐摩尔分数大于0.02、压力高于20 MPa时，化学因素导致p-T曲线发生平移。在压力较小时，平衡温度沿盐浓度方向的梯度剧烈变化，p-T曲线不再具有平移特性。同时，摩尔分数相同时，AlCl3比其他氯盐对CH4水合物的抑制作用更强。CH4水合物的lnp-X-1/T三维曲面局部表现出较好的Clausius-Clapeyron线性行为，曲面整体具有非线性特征，且氯盐电解质对CH4水合物的抑制效果越好，非线性特征越强。