临兴区块致密砂岩气储层损害机理及钻井液优化

致密砂岩气储层钻井过程中,钻井液入侵将造成严重的储层伤害难题。通过岩心分析技术、岩心流动实验等系统分析了临兴区块致密砂岩气储层主要损害机理,统计并分析了现场钻井液存在的技术难题,并优化出具有良好性能的致密砂岩气储层保护钻井液。研究结果表明,临兴区块致密砂岩气储层岩石具有中-粗砂状结构,胶结致密,孔喉细小,含敏感性黏土矿物,储层潜在严重的水锁伤害与中等偏强的水敏性及应力敏感性损害（临界压力为7.0 MPa）,潜在中等偏弱的速敏性（临界流速为0.75 mL/min）、盐敏性（临界矿化度为7500 mg/L）、碱敏性（临界pH值为10.0）及土酸敏感性损害;临兴区块主要存在储层损害、钻井液漏失、井眼垮塌、摩阻扭矩大与井眼清洁等钻井液技术难题。优化出的钻井液封堵性能良好,滤液表面张力低（23.3 mN·m-1）,能减少固相侵入,削弱水锁效应,提高岩石渗透率恢复值至91.3%,具有良好的储层保护性能。现场应用结果表明,该储层保护钻井液完全满足复杂井段或水平井段钻进的钻井液技术要求。      

钻井液用新型纳米润滑剂SD-NR的制备及特性

针对目前钻井液用常规润滑剂极压膜强度低、抗温性差、毒性大等突出问题,采用硅烷偶联剂KH570对纳米SiO_2进行超声表面改性,然后将其与表面活性剂S1按一定比例添加到菜籽油中,80℃下搅拌并加入适量稳定剂制备出纳米润滑剂SD-NR,通过红外光谱(FT-IR)和透射电镜(TEM)对产物进行了表征。性能评价表明,SD-NR加量为1%时润滑系数降低率大于85%,对钻井液流变性无明显影响,具有一定的降滤失性和抑制性,极压膜强度高,抗温达180℃以上,荧光级别在1~2级。     

页岩储层体积压裂复杂裂缝支撑剂的运移与展布规律

为了研究页岩储层体积压裂复杂裂缝支撑剂的运移与展布规律,构建了大尺度复杂裂缝支撑剂运移与展布评价实验系统,测试了次裂缝角度、注入排量、加砂浓度、支撑剂粒径、压裂液黏度等对支撑剂运移与展布的影响,研究了主/次裂缝中支撑剂的运移与展布规律。结果表明:(1)裂缝中流体流态随裂缝支撑高度增加逐步由层流向紊流转变;(2)支撑剂在裂缝中的运移方式主要包括悬浮运移和滑移运动;(3)分支前主裂缝的支撑剂展布形态与次裂缝角度、注入排量、加砂浓度和支撑剂粒径等参数相关,其中注入排量为最主要的影响因素;(4)分支后主裂缝的支撑剂质量比与次裂缝角度、注入排量、液体黏度、加砂浓度和支撑剂粒径呈正比,同次裂缝与主裂缝的流量比呈反比;(5)分支后次裂缝的支撑剂质量比与注入排量、次裂缝与主裂缝的流量比、压裂液黏度呈正比,与次裂缝角度、加砂浓度和支撑剂粒径呈反比;(6)分支后主裂缝的砂堤前缘角度同加砂浓度、支撑剂粒径、次裂缝与主裂缝的流量比呈正比,与次裂缝角度、注入排量和压裂液黏度呈反比;(7)次裂缝的砂堤前缘角度同次裂缝角度、加砂浓度与支撑剂粒径呈正比,和注入排量、压裂液黏度、次裂缝与主裂缝的流量比呈反比。结论认为,该研究成果可以为页岩储层体积压裂支撑剂的优选和压裂方案设计提供理论支撑。     

钻井液用微乳液润滑剂NE的研究与应用

当前钻井液用液体润滑剂存在抗温性能差、制备工艺复杂、起泡率及荧光级别高等难题,制约了水平井钻井井眼的有效延伸,降低了钻井效率。结合胶体与界面化学基础理论,以液态石蜡、Span80及Tween80等为原料,研发出一种微乳液润滑剂NE,并通过室内实验评价了其性能,分析了其主要润滑机理。研究结果表明,NE稀释后形成的纳米液滴呈正电性,平均粒径在187～258 nm之间;加入2.0% NE后膨润土浆的润滑系数降低率为83.8%,泥饼黏附系数降低率为74.2%;NE可抗160℃高温,耐温性良好,荧光级别为2级,起泡率低,与钻井液配伍性良好;基于吸附作用与纳米效应,NE可良好地吸附在矿物与金属钻具表面,大幅提高润滑效率。现场应用结果表明,NE可大幅降低钻柱扭矩与摩阻,减少卡钻事故发生频率,满足水平井段钻井液润滑性的技术要求。      

页岩储层保护用O/W纳米乳液的制备

针对钻井液滤液侵入页岩储层极易导致严重的水敏损害及液相圈闭损害问题,采用两步稀释法研备出粒径极小、分散性好且长期稳定的页岩储层保护用水包油(O/W)纳米乳液。选取Gemini季铵盐型表面活性剂GTN、Tween80与正丁醇三者复配作为表面活性剂组分(记为S+A),通过室内实验研究了水相中NaCl质量分数对NaCl溶液/(S+A)/正辛烷体系微乳液特性的影响,考察了微乳液相转变温度(PIT)、制备方法及其微观构型等因素对采用两步稀释法制备的纳米乳液粒径的影响,同时对纳米乳液体系的失稳机理进行研究。结果表明,NaCl溶液/(S+A)/正辛烷体系微乳液中NaCl的加入可以显著提高表面活性剂组分的乳化效率,改变微乳液微观构型,使PIT显著降低;当剂油体积比(R_os)为7:3时,通过调节双连续微乳液的PIT接近实验乳化温度,采用两步稀释法制备的O/W纳米乳液粒径最小且分布范围最窄;NaCl溶液/(S+A)/正辛烷体系纳米乳液主要失稳机理为奥氏熟化;纳米乳液具有良好的储层保护作用。     

页岩储层温敏型P(NIPAm-co-AA)/nano-SiO_2复合封堵剂的制备及特性

页岩具有极低的渗透率和极小的孔喉尺寸,传统封堵剂难以在页岩表面形成有效的泥饼阻止液相侵入,只有纳米级颗粒才能封堵页岩的孔喉,阻止液相侵入地层,维持井壁稳定,保护储层。采用硅烷偶联剂KH570对纳米SiO2进行超声表面改性,引入乙烯基功能基团,80℃下使其与温敏性单体N-异丙基丙烯酰胺(NIPAm)、亲水性单体丙烯酸(AA)共聚,通过调节NIPAm、AA摩尔比制得不同最低共溶温度(LCST)值的温敏型P(NIPAm-co-AA)/nano-SiO2复合封堵剂,并用红外光谱、透射电镜和热重分析对产物进行表征。通过透光率测试研究了其温度响应行为,通过下志留统龙马溪组岩样的压力传递实验研究了其封堵性能。结果表明,P(NIPAm-co-AA)/nano-SiO2温度响应行为灵敏,存在明显的LCST值,随亲水性单体AA含量的增加,其LCST值不断升高;温度在LCST值以上,该封堵剂同时发挥物理封堵和化学抑制双重作用,阻缓压力传递效果显著,封堵后页岩表面呈疏水性,完全阻隔了水的传递。     

微纳米封堵技术研究及应用

KL3-2油田开发井中东营组下段和沙河街组泥页岩易剥落掉块,导致严重的井下复杂情况。通过X射线衍射、扫描电镜、孔径分布测试、理化性能分析、岩样浸泡实验、岩样自吸水实验等,分析了该地层井壁失稳机理。结果表明:该地层脆性矿物含量高达60%以上,膨胀性黏土矿物含量低,基质微孔隙、微裂缝、层理发育,属于典型的硬脆性泥页岩。钻井液滤液在毛细管力和压差作用下沿微裂缝侵入地层内部,微裂缝、微裂隙的延伸、扩展是泥页岩地层井壁失稳的主要原因。钻井液技术对策为加强微孔、微裂缝的封堵,加强抑制,研选了微纳米封堵剂HSM和页岩抑制剂胺基硅醇HAS,构建了防塌钻井液体系。评价表明,该体系能够有效地封堵泥页岩微孔、微裂缝,阻缓压力传递。现场应用表明,微纳米封堵钻井液能显著改善滤饼质量,降低滤失量,大大减少了钻井液滤液由于压差作用侵入地层,防止由其引起微裂缝、微裂隙延伸、扩展而导致井壁不稳定和各种井下复杂情况的发生。