钻井液与完井液杂志

钻井液与完井液杂志2019年第3期

• 超高温钻井液在杨税务潜山深井中的应用

  杨文权,张宇,程智,罗仁文,何勇波,王东明,肖飞,薛莉

  华北油田杨税务区块奥陶系储层埋深普遍较深，一般在6000 m以上，地层岩性主要为灰岩、泥岩，井底最高温度预计在210～230℃。继低固相超高温钻井液技术在安探4X井成功应用后，由于该技术所用材料多为国外进口，室内再次研选抗高温处理剂、高温保护剂等关键处理剂，以国产材料替代进口材料，构建了抗230℃的低固相钻井液配方，同时高温滚动实验和高温流变性测试表明：体系具有良好的抗超高温性能，高温条件下的流变性能仍能有效满足携岩要求。目前该套钻井液体系在杨税务区块已经成功开展了7口井现场应用，保障了钻井施工的顺利进行，形成一套满足华北油田冀中区块深潜山地层的超高温钻井液技术。

• 一种抗高温抗钙两性离子聚合物分散剂

  李斌,蒋官澄,贺垠博

  针对聚合物钻井液的抗钙难题，以分散解絮凝为主要思路，使用2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、对苯乙烯基磺酸钠（SSS）和二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）为单体合成了一种抗高温抗钙两性离子聚合物分散剂。对影响聚合反应的关键参数进行了优选，最终将单体物质的量比优选为AMPS∶SSS∶DMDAAC=7.5∶0.5∶2，引发剂K2S2O8加量优选为单体总质量的0.4%。单剂评价结果表明，分散剂能够在高钙且高温的环境中有效分散膨润土，具有降低滤失量与低剪切速率黏度的作用。从分散剂的分子构型入手分析了其作用机理。以分散剂为核心，配伍消泡剂与惰性封堵材料，配制了高钙钻井液。

• 杭锦旗区块防塌防漏钻井液技术

  李建山

  杭锦旗区块具有丰富的天然气资源，但在钻井施工中井壁失稳及漏失问题严重，严重影响钻井进度。为此，在充分认识该区块地质特征的基础上，开展了钻井液防塌防漏技术研究。地层物性分析表明，该区块属于典型断层发育区域，地层存在泥岩混层、胶结强度低、微裂缝发育、极易受到损害等问题，导致井壁失稳及漏失问题严重。基于此，通过研发温敏变形型封堵剂SMSHIELD-2、高效润滑剂SMLUB-E、随钻防漏堵漏材料SMGF-1，形成了针对该地区的井壁稳定防塌技术和随钻堵漏技术。室内实验表明，SMSHIELD-2加量为1%时，钻井液高温高压滤失量降至15 mL，并且增强了滤饼韧性；润滑剂SMLUB-E可使极压润滑系数降至0.033 ；堵漏剂SMGF-1由不同粒径大小材料复合而成，显著提高地层承压能力，降低漏失量；通过配方优选，形成了防塌、防漏钻井液。该技术在杭锦旗区块2口试验井成功应用，一次性钻穿易漏地层，钻遇泥岩井段未发生坍塌问题，井径扩大率小于5%。

• 东方某气田浅部软泥岩地层抑制泥球生成技术

  杨玉豪,张万栋,王成龙,韩成,吴江,张超

  南海西部海域东方某气田Z平台开发该区域莺歌海组二段浅部气藏，该气藏浅部非储层段乐东组、莺歌海组一段和二段上部地层松软，泥质含量高。该气田早期开发作业中采用抑制包被性较强的PLUS/KCl或PEM聚合物钻井液体系，来应对非储层段大套泥岩地层，但是该钻井液体系井眼清洁效果差，起泥球严重，导致憋扭矩、憋泵压、起下钻困难等井下复杂情况，严重降低作业的时效。因此，梳理分析了泥球生成的原因，摈弃以往采用抑制包被型钻井液体系应对该大套泥岩地层的思路，首次在该区域非储层段采用全分散钻井液体系进行钻进，配套特殊流体段塞清岩技术以及起钻前转化为强润滑的钻井液体系，成功解决了该区域表层起泥球与井眼清洁问题。Z平台实施的5口井非储层段提速显著，φ311.2mm井段平均机械钻速为141.32 m/h，相对于前期最快的机械钻速提速达62.69%，创造东方区域类似浅部气藏开发大位移水平井的作业纪录。

• 玉东7-4-2井钻井液技术优化及应用

  肖金裕,周华安,孙俊,刘毅,陈富全,汪凯

  针对塔北玉东区块上部地层缩径阻卡、膏盐岩层蠕变缩径和垮塌卡钻、高密度盐水钻井液流变性及滤失量控制难等一系列问题，玉东7-4-2井通过对钻井液技术的优化，解决了阻卡和膏盐层井眼稳定等问题，易塌层段井径扩大率仅为7.5%，钻井周期比邻井节约20 d以上，提速效果显著。

• 基于黏度计读值预测的高温高压流变性预测方法

  周号博

  钻井液高温高压流变参数预测分析是深井超深井钻井液性能调整、水力参数计算的基础，建立了一种基于黏度计读值预测的钻井液高温高压流变性分析方法。首先，开展了高温高压流变实验，基于实测数据分析了旋转黏度计读值随温度、压力的变化规律。然后，引入比例因子将各转速测量读值归一化，运用数值方法分别分析了恒压变温、恒温变压情况下比例因子与温度、压力的变化关系，先建立了高温高压下比例因子预测模型，随后建立了通用的高温高压黏度计读值预测模型，同时给出了高温高压流变模型优选与流变参数计算方法。通过多组实验数据计算对比，运用该方法计算所得黏度计读值与实测值吻合很好。进而运用该方法分析了一组实测钻井液在井筒内的流变参数变化情况，与传统方法相比，该方法不再局限于常规流变参数（塑性黏度、表观黏度等）预测，其可以扩展到所有流变模型的高温高压流变参数预测中。

• 超高温高压流变仪的研制与应用

  赵建刚,赵锴,韩天夫,石凯,王琪,李梅楠,胡伟

  针对现有仪器无法满足超高温高压流变性测试需求的问题，研制了超高温高压流变仪，该仪器主要由工控机、黏度测量系统、温度控制系统、压力控制系统4个部分组成。在研制工程中，通过一种非接触式黏度测量方法解决了测试腔体密封问题，通过独特的温控算法和介质切换冷却技术实现了大跨度温度范围内的精确温控和高效冷却。该超高温高压流变仪可以在模拟钻井温度、压力、钻头转速的条件下测量样品黏度，最大测试压力为220 MPa，最高测试温度为320℃，最低测试温度为-20℃。使用该超高温高压流变仪对钻井液样品进行了恒压变温以及恒温变压流变性测试，结果证明该仪器可以测量水基和油基钻井液在超高温高压条件下的流变性，可用于深井、超深井钻探用钻井液体系优化。

• 川深1井固井水泥浆高温沉降稳定性研究与应用

  李早元,赵军,王希勇,郑冠一,罗德明,符铁松

  川深1井是一口超深风险探井，完钻井深高达8420 m，井底温度178℃，为保证固井质量，水泥浆高温沉降稳定性至关重要。论文结合水泥浆在井底的顶替和静止自由沉降过程，利用高温高压稠化停机实验结合浆杯底部沉降颗粒层的厚度，建立了水泥浆高温沉降稳定性测试评价方法。基于水泥浆高温沉降失稳机理分析，从液相和固相角度出发，基于红外光谱检测分析提出了有机聚合物液相外加剂耐温能力评价技术，结合环境扫描电镜微观结构观察探明了硅砂粗细搭配以及超细材料微硅、液硅、纳米SiO2以及胶乳对水泥浆高温沉降稳定性的影响及其作用机理。论文研究满足了1.90～2.30g/cm3水泥浆高温150～180℃沉降稳定性的要求，研究措施应用于川深1井五开油层尾管水泥浆体系设计中，水泥浆高温沉降稳定性良好，固井质量优良率88.1%。

• 二连盆地低阶煤层超低密度水泥浆固井技术

  刘景丽,彭松,王野,何景朝,姚晓军,毕毅,张鑫,贺兴伟

  为解决二连盆地低阶煤层常规低密度水泥浆固井漏失严重、返高低等难题，针对该煤矿区微裂缝较发育、岩层强度低导致承压能力低的特点，研发出一套超低密度水泥浆体系，配套使用的稳定增强材料解决了配制超低密水泥浆时易出现的微珠上浮、水泥下沉的分层离析现象，同时分析了水泥浆体系失水对煤储层的影响。该超低密度水泥浆的现场应用密度最低达1.06 g/cm3，流动度控制在19～20 cm，析水为0 mL，30℃稠化时间控制在1.5～4.5 h，API失水量小于50mL，24 h抗压强度大于3.5 MPa，72 h抗压强度大于6.0 MPa，综合性能优良。该超低密度水泥浆体系已在华北油田的二连盆地应用5井次，均实现了单级固井返至井口的要求，固井质量合格率为100%。

• 抗循环温度210℃超高温固井水泥浆

  于永金,丁志伟,张弛,张华,郭锦棠

  随着勘探开发不断向深层迈进，超深井、超高温井逐渐增多，超高温对水泥浆抗温能力提出了更高挑战。为了解决现有水泥浆体系抗高温能力差的问题，研制了抗高温降失水剂DRF-1S、抗高温缓凝剂DRH-2L及其他配套抗高温水泥外加剂，并形成了超高温常规密度固井水泥浆，在室内对该水泥浆的性能进行了评价结果表明，该水泥浆能够满足井底循环温度210℃、井底静止温度230℃的固井要求，水泥浆API失水量可以控制在100 mL以内，稠化时间可调，高温沉降稳定性不大于0.04 g/cm3，230～250℃超高温下水泥石强度高且不衰退。该水泥浆在华北油田杨税务地区高温深井安探4X井φ127 mm尾管固井进行应用，固井质量优质，为该地区勘探开发提供了固井技术支撑。

• 克深Y井盐层固井难点分析与技术对策

  熊钰丹,李立华,何思龙,邓强,史永哲,陈永衡,屈凌霄

  克深Y井四开钻遇多段盐层、漏失层和高压水层。盐层蠕变较强，下套管中途遇阻的风险高；高压水层和漏失层共存，固井安全密度窗口窄，仅为0.03 g/cm3，漏失和溢流的风险高；低漏失压力且套管偏心条件下，顶替差，难以封隔高压水层。该盐层固井难题的应对对于该井的钻探至关重要。通过分析地质工程条件，制定了盐层扩眼+模拟管柱通井技术措施；以漏失及溢流压力评估为基础，对固井工艺进行了论证并确立了正注反挤+及时憋压的固井方案；结合软件模拟技术，优化了扶正器方案和隔离液流变性能，并采用大排量顶替和多倍置换等系列措施提高顶替效率。制定的技术措施均在现场应用，结果显示，套管顺利到位，下放过程无阻卡；正注固井未漏失未溢流，反挤固井排量较大塞面可控；喇叭口负压验窜合格，实现了封隔水层的核心目标，为本区块应对盐层固井难题提供了参考。

• 新型两性离子固井缓凝剂合成与性能评价

  陈欣彤,韩亮,唐欣,卢浩,李小龙,杨增民,杨豫杭,陈燕

  针对目前常用的缓凝剂在长封固段固井中存在高温失效，顶部水泥石强度发展缓慢，温度、加量敏感等问题，以丙烯酸（AA）、衣康酸（IA）、2丙烯酰胺-2甲基丙磺酸（AMPS）和一种新型阳离子单体（X）为原料，合成一种高温缓凝剂CXT-1。得到最佳合成条件：单体物质的量比为37∶8∶8∶6，反应温度为60℃，溶液pH值为4，反应时间为4 h，引发剂加量为0.3%。通过红外光谱、核磁共振和热失重分析对其进行表征，同时评价了添加缓凝剂CXT-1水泥浆体系的综合性能。实验结果表明，CXT-1中含有4种单体的特征官能团，330℃之前未出现明显质量损失，热稳定性高。缓凝剂CXT-1在90～180℃下可延长水泥浆稠化时间，180℃下稠化时间可达368 min，加量敏感系数最小为0.48，最大为1.73，温度敏感性系数最大为6.2%，均低于行业标准要求。60～100℃下24 h顶部水泥石强度最低可达10.6 MPa，满足现场施工要求。电导率、XRD、SEM分析表明，缓凝剂的作用机理为多点吸附控制水化作用、抑制Ca（OH）2晶体生长以及络合作用共同作用的结果。

• 酸化用泡沫控制剂的研制与应用

  王云云,杨彬,张镇,李文杰,徐杏娟,刘荣庆,谷庆江,杨金玲

  油气田酸化施工酸液配制中产生的大量泡沫，自然消泡困难，影响正常施工；碳酸盐岩储层酸化时酸岩反应会产生大量气体，酸化结束后返排液里存大量泡沫，导致酸液的收集和处理困难。针对以上酸化产生的泡沫，使用常用的消泡剂效果差，研制了一种酸化用消泡剂，以端环氧基硅油和聚胺醚M-1000合成的氨基聚醚有机硅、二甲基硅油和白炭黑制备的硅膏为主要成分，以Span-60和Tween-60为乳化剂，以羧甲基纤维素钠为增稠剂，采用高速剪切搅拌的方式进行乳化，得到酸化用消泡剂BH-SPK。BH-SPK与酸液体系配伍性好且性能优异，在加量仅为0.5%情况下，消泡时间仅为36 s，抑泡时间可达3521 s。BH-SPK在艾哈代布油田酸化现场配制转向酸的过程中应用，有效地解决了配酸过程中产生大量泡沫的问题。

• 三异丙醇胺改性黄原胶溶液流变特性

  蓝程程,方波,卢拥军,邱晓惠

  为改善黄原胶的流变性能，采用三异丙醇胺与环氧氯丙烷合成多羟基阳离子醚化试剂，以此阳离子醚化试剂对黄原胶（XG）进行改性制得高黏度的多羟基两性黄原胶（TIPA-XG）。对XG及TIPA-XG进行了红外谱图、元素分析及XRD表征，研究并比较了TIPA-XG和XG溶液的流变特性，包括稳态黏度、流动曲线、触变性及黏弹性，并进一步研究了其耐温耐剪切性。结果表明，TIPA-XG溶液的黏度较XG显著增加，0.6% TIPA-XG溶液的黏度（320.45 mPa·s）比XG溶液黏度（74.12 mPa·s）增大了332%；XG和TIPA-XG溶液的流动曲线可用非线性共转Jefferys本构方程描述；TIPAXG溶液的黏弹性及触变性较XG溶液均显著提高；TIPA-XG溶液的耐温性能提高，80℃恒温剪切90 min后，0.6% TIPA-XG的保留黏度（142.88 mPa·s）为0.6% XG保留黏度（63.27 mPa·s）的2.26倍，表明改性后TIPA-XG的耐温性能较XG而言有显著提升。

• 压裂液悬砂及支撑剂沉降机理实验研究

  刘建坤,吴峙颖,吴春方,蒋廷学,眭世元

  压裂液的携砂性能优劣直接影响着支撑剂在裂缝中的输送铺置效果及压后裂缝的有效导流能力。研制了“XS-I型”压裂液悬砂及支撑剂沉降物理模拟实验装置；开展了3种陶粒支撑剂（70/140目、40/70目、30/50目）在SRFP-1型压裂液中的悬砂特性研究，分析了支撑剂在携砂液中的沉降量、沉降速率以及二者随沉降时间的变化规律，得出影响压裂液悬砂性能的主控因素。实验研究表明，携砂液中支撑剂沉降分为快速沉降、缓慢沉降、稳定平衡3个阶段。压裂液黏度是影响压裂液悬砂性能的最主要因素，其次是支撑剂粒径、携砂液砂比。低黏度压裂液仅对70/140目支撑剂有一定悬浮能力（支撑剂充分沉降时间10～20 min），对40/70目和30/50目的支撑剂悬浮性能较差（支撑剂充分沉降时间仅为1.0 min～5.5min），整体悬砂能力较差。中黏度压裂液对70/140目支撑剂悬浮效果好（仅有9.9%～11.1%的支撑剂沉降），在小于15%砂比下对40/70目及30/50目支撑剂有较好的悬浮能力（支撑剂充分沉降时间80 min～240 min）。中高黏度压裂液中，大粒径（30/50目）支撑剂在高砂比（25%～30%）条件下加入，也仅有12%～13.1%的支撑剂沉降，悬砂性能优，适宜作为主加砂阶段的携砂液。研究结果丰富了压裂液悬砂能力测试方法及支撑剂优选评价手段，为压裂液、压裂施工参数的优化及支撑剂的优选，提供基础数据依据。

• 双交联型泡沫凝胶的制备及其暂堵压井防漏机理

  贾虎,杨欣雨,李三喜,黄发大

  针对低压储层修井防漏技术难题，研发了一种双交联型泡沫凝胶压井液，基本配方为：3%聚丙烯酰胺+2%起泡剂+1.5%交联剂A+0.1%交联剂B。显微镜观察表明，单一交联型及双交联型泡沫凝胶均具有明显双膜结构，但双交联型泡沫凝胶膜更厚实，气核最外层凝胶膜厚度最大为77.35 μm，气核外层液膜总厚度最大为188.48 μm，表现为较好抗压强度和稳定性，其稳定时间大于10 d，远高于单一交联型体系。流变性与黏弹性测试表明，双交联型泡沫凝胶具有高弹低黏特征，利于泵送和后期返排解堵。暂堵压井模拟实验表明，对于渗透率在90～208 mD的中高渗岩心，在2 MPa正压差下60 min内作用于岩心的压降值≤ 0.05 MPa，滤失量几乎为零，该双交联型泡沫凝胶压井液具有一定抗压能力与低滤失特性，能有效暂堵储层，在低压油气井修井防漏领域具有较好应用前景。

• 哈萨克K油田油井堵塞物分析及解堵技术

  李燕,豆宁辉,姚二冬

  K油田井下油管、套管出现了较为严重的作业后堵塞问题，严重影响了油井正常生产。针对这一问题，鉴定了堵塞物类型并研制了一种螯合型高效解堵剂。首先，对K油田的储层特征进行了全面的分析，了解其潜在的油井堵塞可能，得出结垢和CO2腐蚀剥落铁锈的可能堵塞原因。然后，根据XRF和XRD等大型仪器分析结果，确定了堵塞物的主体为氧化铁并含有少量石盐。最后，通过多种酸液体系的溶解实验，进一步确认了堵塞物类型，并优选出螯合剂与氢氟酸组合的解堵液配方体系和与之适应的缓蚀剂体系，同时使用现场井筒堵塞物样品对其进行了溶解验证实验。结果表明，该螯合型解堵液体系能够耐受120℃的高温，对油套管的N80钢片无溶蚀作用，而2 h内对堵塞物锈块样品有着高达82%的溶蚀率，达到既能保护油套管而又能溶蚀堵塞物的目的，显示出良好的解堵效率。该解堵液体系，加入KMS-Z缓蚀剂后，腐蚀速率大幅降低，低至8.91 g/（m2×h），可超过行业一级标准。与之相比，土酸体系虽然具有良好的溶解能力，但腐蚀速率始终无法得到有效控制，这可能与铁锈溶解后三价铁的高氧化性有关。