新型自降解堵漏剂封堵裂缝与保护储层特性评价

在裂缝性储层钻进过程中，既要封堵储层裂缝，还要兼顾完井后可解堵。针对常用暂堵类材料无法自降解，且封堵储层承压不足等问题，分析了一种新型环保自降解堵漏剂SDPF，并借助承压强度实验、傅里叶红外光谱仪、热重分析和扫描电镜（SEM）观测等方法，探讨了新型自降解堵漏剂SDPF的降解作用机理、承压堵漏和自解堵保护储层效果。实验结果表明，新型自降解堵漏剂SDPF在25 MPa下的承压破碎率小于5%；随温度升高其自降解率增大，酸性和碱性环境可促进其自降解作用，无机盐不影响其自降解作用。以SDPF为架桥颗粒，协同其它可酸溶堵漏材料，实验优化出适用于微米级和毫米级裂缝的自降解堵漏体系，该体系的封堵承压能力可达7.5 MPa ；泥饼清除和岩心返排恢复实验表明，自解堵后的岩心渗透率恢复值为85%以上，具有较好的承压堵漏与自解堵保护储层效果，可望解决裂缝堵漏与储层保护难以兼顾的技术难题。      

钻井液用淀粉微球降滤失剂的制备及性能评价

针对常规的淀粉类处理剂抗温能力不足的缺点，以可溶性淀粉为原料，N-羟基琥珀亚酰胺（NHC）为交联剂，采用乳液聚合方法，合成了一种环保型淀粉微球。采用傅立叶红外光谱仪（FT-IR）、扫描电镜（SEM）、热重分析仪、Nanobrook粒度-Zeta电位测试仪等对其进行表征。实验分别评价了，其在淡水基浆、盐水基浆和氯化钙基浆中的降滤失性能，并考察其抗温能力。实验表明，新研制的淀粉微球颗粒大小较均匀，呈圆球状，粒径约为50 nm，热稳定性好；150℃热滚后，加入1%淀粉微球，可分别使4%膨润土基浆、10%盐水基浆、1% CaCl₂基浆的API滤失量分别下降70%、55%和60%。且对钻井液流变性影响较小，在降滤失能力、抗温和抗盐方面均优于常规的淀粉类降滤失剂。      

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。      

一种钻井液用高效抗磨润滑剂

长水平井段高摩阻扭矩及深井高温高压环境，对钻井液润滑剂的润滑抗磨能力提出了更高的要求。传统钻井液用润滑剂难以满足上述技术要求。基于“固-液”协同高效润滑技术思路，优选改性植物油MVO-3、改性可膨胀石墨GIC，结合分散剂、乳化剂的优选及制备条件的优化，研制出了一种高效抗磨润滑剂SDL-1。评价结果表明，5%淡水基浆、4%盐水浆中加入0.5% SDL-1时，其润滑系数降低率分别为不小于85%、大于70%。SDL-1与现场钻井液的配伍性良好，抗温达150℃，起泡率低，且荧光级别小于5级。销-盘式摩擦磨损实验结果表明，SDL-1的抗磨耐磨效果优良，润滑持效性较好，可有效缓解或解决复杂井高摩阻扭矩技术难题，具有良好的推广应用价值。      

低固相超高温水基钻井液研究及应用

冀东油田南堡构造深部潜山储层温度高、压力低、裂缝发育,为满足保护储层和井下携岩的需要,基于开发的聚合物增黏剂SDKP以及对抗高温降滤失剂、油溶性封堵剂、润滑剂、高温保护剂和防水锁剂的优选,优化出一套低膨润土低固相超高温水基钻井液。室内评价结果表明,1%SDKP溶液在165℃老化16h后,表观黏度保持率仍可达20%,表明SDKP的耐温性能好;SD-101和SD-201复配可显著降低1.0%膨润土基浆的滤失量,油溶性封堵剂HQ-10可显著降低高温高压滤失量;该钻井液抗温达235℃,在200℃下的塑性黏度达到15mPa·s,满足携岩需要,抗污染能力强,能抗10%NaCl、2%CaCl_2、10%劣质土污染,抑制性好,膨胀率降低率达78%,页岩回收率从8.24%提高到84.45%,储层损害小。在探井南堡3-82井五开井眼的现场应用表明,该钻井液在220℃井底温度下的流变参数基本稳定,API滤失量不变,携岩性好,顺利钻达井深6037m完钻,自喷求产,产液量为43.20 m~3/d。证明该钻井液可满足现场高温低压储层的钻井需要。     

天然气水合物热力学抑制剂作用机制及优化设计

基于2种典型天然气水合物生成预测理论模型,结合水合物热力学抑制剂评价实验数据以及水活度测试结果,分析了水合物热力学抑制剂影响天然气水合物生成条件的作用机制,建立了水合物生成温度降低值与水活度的关系式。结果表明,水合物热力学抑制剂降低水合物生成温度,或提高水合物生成压力的作用机制是降低溶液的水活度,其抑制水合物生成效果随水活度的降低线性增加。通过模拟深水钻井环境,对典型的水合物热力学抑制剂氯化钠,以及钻井液常用的有机盐甲酸钠进行了水活度测试以及水合物抑制效果评价实验,探讨了可降低钻井液水活度的有机盐加重剂Weigh作为水合物抑制剂的可能性。结果表明,加入氯化钠或甲酸钠降低水活度至0.84,钻井液可在1 500 m水深条件下循环16h无水合物生成;Weigh可大幅降低溶液水活度,水合物抑制效果优于氯化钠、甲酸钠以及由氯化钠和乙二醇组成的复合抑制剂。针对深水钻完井作业中遇到的必须使用低密度钻井液或完井液的情况,初步优化设计了低密度水合物抑制剂,可保证钻井液和完井液在低密度条件下(1.05~1.07g/cm3)有效抑制水合物生成。     

温压成膜封堵技术研究及应用

KL3-2油田开发井钻遇的明下段、馆陶组和东营组岩性为泥岩互层、分散性强、胶结性差、存在断层,易导致钻头泥包、起下钻遇阻、憋扭矩、倒划困难、井漏等井下复杂情况。针对井下复杂情况,按照强化砂岩封堵、强化砂泥岩互层胶结和强化泥岩抑制的钻井液技术对策,采用复合封堵剂PFS、温压成膜剂HCM和页岩抑制剂胺基硅醇HAS研制了温压成膜封堵钻井液体系,探讨了其作用机理。室内评价表明,温压成膜封堵钻井液有着较强的封堵性和抑制性,储层保护效果好。现场应用表明,温压成膜封堵钻井液配置简单,性能稳定,便于维护,能有效解决砂泥岩互层井下复杂情况,提高钻井效率。     

页岩气钻探开发技术研究进展

随着油气资源需求增加以及常规油气藏增产、稳产潜力下降,越来越多的国家开始将目光转移到非常规能源中。页岩气作为最主要的非常规能源之一,以其开发潜力大、开采寿命长、生产周期长等优点成为工程师和地球科学家们关注的焦点。页岩气藏是典型的非常规天然气藏,储层物性差、孔隙度和渗透率低,开采难度大,需要应用特殊的钻探开发技术。分析、总结了页岩气成藏机理,储层特征,以及钻探开发技术现状,特别是页岩气开发新技术——水平井技术和压裂增产技术,这两项技术的不断改进,使页岩气产量逐年提高,页岩气在全球能源供应体系中的重要作用日益显著。     

新型内相油基钻井液性能实验研究

室内研制形成了以NH4Ca(NO3)3水溶液为内相的新型油基钻井液体系,并与具有相同活度的以CaCl2、NaCl、KCl水溶液为内相的油基钻井液进行了性能对比。对比研究结果表明,用NH4Ca(NO3)3溶液配制的油基钻井液流变性能好,相同剪切速率条件下,体系黏度最小,老化前后流变参数变化的幅度最小;在动态剪切和静态老化条件下,相对于其他体系,其密度的变化值最小,体系的沉降稳定性能最优,高温高压滤失量最低。分析其机理为:体系活度相同时,NH4Ca(NO3)3水相的密度最大,减少了所需的固相量,因此钻井液黏度最低;电解质浓度最高,电解质压缩液滴表面的表面活性剂,使表面活性剂排列变得紧凑,界面张力降低,乳液的粒径变小,使乳状液稳定性增强。     

深水钻井液中水合物抑制剂的优化

深水钻井遇到的重大潜在危险因素之一是浅层气所引起的气体水合物问题。气体水合物稳定存在于低温、高压条件下,如果在深水钻井管线中生成,会造成气管、导管、隔水管和海底防喷器等的严重堵塞,且不易解除,从而危及工程人员和钻井平台的安全。利用新研制的天然气水合物抑制性评价模拟实验装置,初步探索了搅拌条件、膨润土含量及钻井液添加剂对气体水合物生成的影响规律。研究表明,搅拌和膨润土的存在可以促进水合物的生成,而多数钻井液添加剂则对水合物的生成有一定抑制作用。研究了常用水合物抑制剂作用效果,实验表明,动力学抑制剂不能完全抑制水合物的生成,其最佳加量为1.5%;热力学抑制剂虽能最终抑制水合物的生成,但加量较大,NaCl抑制效果好于乙二醇;动力学与热力学抑制剂复配具有很好的协同作用。在实验基础上优选了适合于3 000 m水深的深水钻井液用水合物抑制剂配方。