水基硅酸盐钻井液的页岩井眼稳定性研究

结合室内实验数据,分析了硅酸盐钻井液粘土稳定作用的主要影响因素。结果表明,硅酸盐的模数在2.8—3.2、加量在3％—5％时钻井液抑制性能较好,无机盐与硅酸盐的协同效应提高了硅酸盐的抑制性能。提出硅酸盐稳定页岩井壁的机理为:硅酸盐形成凝肢与沉淀堵塞微裂缝与页岩孔隙,阻止滤液进入地层,减少压力穿透;抑制粘土矿物水化膨胀与分散;与无机盐协同作用阻止水进入地层;与粘土矿物反应导致渗透率降低等。     

硅酸盐钻井液的抑制性及其影响因素的研究

硅酸盐钻井液具有良好的井壁稳定作用，且无毒、无荧光、成本低，被认为是具有发展前景的水基钻井液之一。着重研究和探讨了硅酸盐的抑制能力、影响因素及稳定井壁的机理。研究表明，硅酸盐具有较强的抑制能力，抑制效果明显地优于KCl、CaCl2等无机盐类；硅酸盐的模数、加量和钻井液的PH值是影响硅酸盐抑制能力的主要因素；钻井液中硅酸钠的模数为2．8～3．0，加量为3％～4％，且钻井液的pH值维持在11以上时，硅酸钠的抑制效果更好；硅酸盐能与无机盐和聚醇类产生协同作用，从而提高硅酸盐的抑制能力。硅酸盐稳定井壁的机理：硅酸盐与地层矿物反应生成沉淀封堵地层微小裂缝和孔隙，改善和提高了泥页岩的半透膜效率；抑制粘土水化膨胀和分散；降低地层孔隙中压力传递速度；与地层中粘土矿物发生反应。     

硅酸盐钻井液体系在鄂尔多斯盆地东胜气田的应用

鄂尔多斯盆地东胜气田二叠系石千峰组、石盒子组发育大段泥页岩,在钻井施工中井壁失稳现象频发。结合东胜气田地层特征,分析井壁失稳原因,研究硅酸盐的封堵性和抑制性,优选形成硅酸盐钻井液配方,并对其抑制性及封堵性进行实验研究。研究结果表明:(1)石千峰组、石盒子组泥页岩中黏土矿物平均含量为56%,以伊蒙混层为主,伊利石次之;泥页岩原生层理及微裂缝,黏土矿物中伊利石、蒙脱石的水化膨胀性能差异是井壁失稳的主要原因。(2)自主研发的硅酸盐钻井液体系具有较强的抑制泥页岩水化膨胀的能力,较强的微小裂缝封堵能力;当该体系中硅酸盐的模数为2.8~3.0、加量3%、p H值维持在11以上时,硅酸盐钻井液的抑制效果更好;同时该体系中的硅酸盐与地层矿物反应生成絮状沉淀,可封堵地层微小裂缝和孔隙,阻止滤液深度侵入,维持了井壁稳定。(3)通过在东胜气田两口井的现场试验,达到了环境保护和井壁稳定的目的,取得了较好的应用效果。该研究成果为其他类似地质条件钻井液的应用提供了借鉴经验。     

硫酸钾/硅酸盐钻井液技术在Prosopis E1-1井的应用

乍得Bongor盆地Prosopis区块Kubla、Mimosa地层易水化膨胀粘土矿物含量高,地层中层理和微裂隙发育,为解决钻井过程中的膨胀、垮塌、缩径等井下复杂情况,限于乍得严格的环保要求,KCl/硅酸盐钻井液体系不能适应现场需要,通过室内实验,研制出一种强抑制的K_2SO_4/硅酸盐钻井液体系,并对其性能进行评价。在现场Prosopis E1-1应用表明,K_2SO_4/硅酸盐钻井液具有良好的抑制泥页岩水化膨胀能力,能够防止地层的垮塌,起到了保护井壁的作用,井径规则,悬浮携岩能力强,安全环保。     

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钻井过程中,由于钻井滤液的侵入,地层中的粘土矿物发生水化,膨胀,分散,削弱了岩石的力学强度,导致井壁失稳的发生,文中简述了聚乙二醇钻井液页岩抑制机理;浊点行为,协同作用,渗透作用,结合室内实验分析了影响聚乙二醇钻井液抑制作用的因素,当温度达到聚乙二醇的浊点温度后,聚乙二醇从溶液中析出封堵页岩裂缝,当在聚乙二醇钻井液中加入合适的无机盐后,无机盐与聚乙二醇起协同作用,提高了聚乙二醇的页岩抑制性能,达到稳定页岩的目的。     

硅酸盐钻井液对泥页岩地层井眼稳定性影响研究

油基钻井液的使用对保护环境和降低成本造成了越来越大的压力，研制出一种具有油基钻井液特性而又没有环境污染的水基钻井液成为必然。室内实验验证了硅酸盐钻井液稳定泥页岩地层井壁的机理，当硅酸盐钻井液渗入泥页岩地层时，就会和泥页岩孔隙流体迅速作用，发生聚合和沉淀反应；由凝胶物和硅酸盐沉淀物形成的屏障和高选择性渗透膜系统将进一步阻止滤液侵入和压力渗透，对页岩中的裂缝和裂纹起封堵作用。对硅酸盐钻井液性能研究表明，其流变性可通过控制钻井液的pH值（不小于11）调节；现场硅酸盐加量最好不要超过5％；无论是加重前还是加重后，硅酸盐钻井液的常规性能均能满足钻井工程的一般要求；抗粘土污染能力强。在WZ12-1-7井的应用表明，硅酸盐钻井液在钻进过程中性能良好，钻井、下套管施工顺利。     

有机硅醇在吐哈侏罗系探井中的研究与应用

吐哈盆地侏罗系探井上部地层粘土矿物含量高,下部地层泥页岩水敏性强、微裂隙和煤层发育,钻井过程中易发生起下钻遇阻、大段划眼等井下复杂。针对地层特点和钻井施工难点,在常规钻井液体系中引入有机硅醇后,钻井液润滑性和抑制性提高,井壁稳定能力增强。在温吉桑构造和红旗坎构造实施2口井,井下复杂减少,应用效果明显。     

MEG钻井液页岩抑制性研究

在钻井过程中,由于钻井液滤液的侵入,地层中的粘土矿物发生水化膨胀和水化分散作用,削弱了岩石的力学强度,致使井壁发生失稳。MEG钻井液是一种具有成膜作用的水基钻井液,对页岩具有较好的抑制作用。文中简单阐述了MEG钻井液页岩抑制性机理,分析研究了影响MEG钻井液页岩抑制性的因素,实验验证MEG钻井液的成膜作用。MEG钻井液主要是通过半透膜效应、封堵作用、渗透作用及去水化作用抑制页岩的水化分散和膨胀,当 钻井液中MEG浓度足够大时,MEG分子吸附在井壁岩石或钻屑表面上形成一层憎水膜,阻止钻井液滤液向地层或钻屑中渗透。研究表明,MEG浓度大于30％时,其抑制页岩的能力优于浓度为3％的KCl溶液;钻井液中MEG的加 量是影响钻井液抑制性的主要因素,并且钻井液中加入无机盐后,无机盐与MEG协同作用使MEG钻井液的页岩抑制能力提高;钻井液中MEG浓度越高,膜效率越好,MEG浓度大于50％时,页岩内水份渗出。

     

微观地质特征对硬脆性泥页岩井壁稳定性影响与对策研究

硬脆性泥页岩引起的井壁失稳是钻井过程中经常遇到的一个十分复杂的难题。利用扫描电镜、压汞、X-衍射、比表面分析仪等岩矿测试手段研究硬脆性泥页岩的微观地质特征,根据研究结果分析其对硬脆性泥页岩井壁失稳的影响,并提出保持硬脆性泥页岩井壁稳定的措施,为硬脆性泥页岩井壁稳定性研究提供一种新思路。研究结果表明,硬脆性泥页岩中发育的一部分微裂缝是导致井壁失稳的重要原因。在钻井过程中,钻井液滤液沿着泥页岩中的微裂缝进入到地层内部,导致粘土矿物的水化膨胀,使孔隙压力增加,泥页岩强度降低,最终发生井壁失稳。最后根据研究结果提出在钻井液中加入一部分和泥页岩孔喉相匹配的封堵粒子,期望它能降低或阻止钻井液滤液在泥页岩中的漏失,达到稳定井壁的目的。     

胜利油田页岩油水平井钻井液技术

胜利油田在罗家地区部署多口页岩油水平井。页岩与常规砂岩储层不同,页岩中含有膨胀矿物且微裂缝发育,当钻井液进入地层后,与黏土矿物、微裂缝发生综合作用,井壁极易不稳定。因此,对于页岩油水平井,井壁稳定是其施工主要难点。在对胜利油田罗家地区页岩矿物成分和裂缝分布情况分析的基础上,开展了钻井液井壁稳定性评价实验,证明了油基钻井液更有利于页岩井壁稳定。通过钻井液体系优选研究,确定了油基钻井液配方。渤页平1井现场试验证实该体系能够满足胜利油田页岩油水平井钻井施工需要。     

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组不同源储结构页岩生排油实验研究

准噶尔盆地东部吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为中国典型陆相页岩油层系。为了探究不同源储组合对烃源岩生排油的影响,基于前人对芦草沟组源储组合类型的划分,利用半封闭热模拟体系,开展不同源储结构芦草沟组页岩生排油实验研究,为页岩油富集规律及“甜点”精细评价提供参考依据。实验结果显示,储夹源型组合模式更有利于排油,源储互层型略低,源夹储型排油效率最低。碎屑岩+烃源岩组合下,储夹源型、源储互层型和源夹储型排油效率分别为35.6%、30.7%、25.6%;碳酸盐岩+烃源岩组合下,储夹源型、源储互层型和源夹储型排油效率分别为27.4%、27.5%、12.3%。结合排出油、储层中接收油及烃源岩中滞留油的族组成特征,发现储集岩中的接收油主要来自邻源供烃,源储距离越远,供烃关系越不明显。储夹源型页岩主要为下部邻源供油的特点,上部碎屑岩储层接收油量为10.7 mg/g,而下部碎屑岩储层接收油量仅为1.4 mg/g;源夹储型页岩以自生自储为主,烃源岩的滞留油含量较高,碎屑岩储层接收油量为6.0 mg/g,烃源岩中滞留油量为21.1 mg/g;源储互层型页岩以邻源供烃为主,自生自储为辅,从烃源岩到储集岩,抽提物族组分变化差异并不大,饱和烃含量分布在22.8%~33.0%,芳烃含量分布在6.2%~15.1%,非烃和沥青质含量分布在28.5%~41.1%和21.0%~30.0%,且储层岩性不同对其生排油效率影响相对较弱,含油性非均质性弱。从不同源储结构页岩生排油效率来看,源储互层型和储夹源型是芦草沟组页岩油勘探的较为有利的配置组合。     

萨中开发区断层区套损特点新认识与开发应用

近年来随着薄差层开发力度加大,萨中开发区内的套损井数逐年增加。从套损区和套损层位的分布及从地质构造和地层应力的角度分析得出：套损区的规模和分布特点受断层的影响;断层区套损与断层滑动无关,是断层区压力不平衡的结果;受断层遮挡,大断距断层的两侧容易产生压力差异,对断层区地层应力场重新分布有影响,而重新分布的地层应力场产生应力集中是导致套损的直接原因。因此,在油田开发过程中应注意调节断层区的地层压力平衡,以防治断层区套损。     

3,5-二羟基甲苯合成工艺的改进

以对(或邻)甲苯胺为原料,在乙酸酐介质中经硝化反应制备了3,5-二硝基-4-氨基甲苯,收率85％,含量99％(质量分数,以下同);然后在乙醇介质中活性铜粉的催化下一步完成重氮化和氢取代反应,得到3,5-二硝基甲苯,收率84％(含量99．4％);再经Pd／C w(Pd)=5％催化加氢反应、亚硝酸重氮化反应以及水解反应制得3,5-二羟基甲苯,总收率为55％。     

气液两相气井静压力折算方法

针对大庆深层气液两相气井地层静压力折算误差大的难题，在单相气体的井筒压力折算方法的基础上，结合大庆深层气液两相气井的特点及压力影响因素，研究出了几种适合于大庆深层气液两相气井静压折算方法。误差分析表明，干气柱法静压折算精度可以满足气藏评价和压井设计的需求；压力梯度回归公式法和平均温度偏差系数＋校正系数法静压折算精度可以满足指导现场生产的需求。     

油型气乙烷碳同位素演化规律与成因

通过分析四川盆地和北美Appalachian、Fort Worth等盆地页岩气和常规油型气乙烷碳同位素特征和成因,得出随着成熟度的增加,乙烷碳同位素经历3个演化阶段：初次生气阶段正常增加,与甲烷碳同位素具有线性相关;二次裂解阶段同位素值减少,与乙烷含量的倒数具有线性关系,符合二端元气混合模型;湿气裂解阶段碳同位素值增加,与乙烷含量的自然对数呈线性关系,符合瑞利分馏模型。不同阶段页岩气碳同位素倒转的成因不同,瑞利分馏阶段碳同位素分馏速率乙烷>丙烷,并且甲烷碳同位素发生次生变化是造成过成熟阶段页岩气碳同位素反序的原因。富¹²C的乙烷是四川盆地页岩气高产井的重要地球化学特征。对于成熟度R_o>2.2%的天然气,乙烷碳同位素用于气源鉴别需要用瑞利分馏的公式校正。     

致密砂岩微米级孔隙网络系统石油驱替实验三维在线模拟

致密油储层孔隙度和渗透率均较低,其微米级孔隙网络系统内石油赋存状态是致密油成藏地质研究中亟待解决的核心问题之一。采用油气驱替系统与X射线微米CT扫描系统联用,通过对3 mm和5 mm直径致密砂岩干岩心、饱和碘化钾（KI）溶液及油驱替KI溶液后致密砂岩岩心在线CT扫描及数据重构,三维展示了致密砂岩微米级孔隙网络系统中石油的赋存状态。研究发现孔隙半径10 μm以上孔隙的连通性较好,是石油聚集的优势孔隙网络系统,致密砂岩62.9%~84.1%的石油聚集于半径在10~60 μm之间的孔隙内;孔隙半径小于10 μm的孔隙数量多,但其在空间上多呈孤立状分布,该部分孔隙的石油充满度较低,只聚集了致密砂岩内6.8%~20.0%的石油。致密砂岩含油饱和度随孔径呈阶梯状增长,半径小于10 μm、10~60 μm和60~80 μm的孔隙的含油饱和度分别为10%~40%,30%~75%,40%~75%。致密砂岩微米级孔隙网络系统石油的赋存与孔隙的尺寸、成因类型及空间分布特征有关。     

水力喷砂带火切割装置研制及应用

水力喷砂带火切割装置是四川油气井灭火公司最新研制的一种油气井抢险灭火清障切割作业设备。它与清障机械手、混砂车、压裂车配套后，能广泛使用于油气井抢险灭火清障、切割井口的带火切割作业，它还可以推广应用于其它行业领域中进行远距离防火或带火的切割作业。文中介绍了该装置的结构特点、工作原理、主要技术参数、研制该装置的关键技术、试验及应用情况等。     

输气管道环焊缝表面裂纹管道极限载荷计算方法

为了便于对天然气长输管道环焊缝缺陷进行准确快速的安全评估,建立了考虑裂纹尖端奇异性的含环焊缝缺陷的有限元模型,计算了不同缺陷尺寸下的管道环焊缝裂纹J积分,分析了焊缝匹配系数及材料硬化指数对J积分的影响,进而研究了基于J积分理论的含缺陷管道的极限载荷影响因素,并在此基础上提出了适用于特定匹配系数和材料硬化指数情况下能够实现J积分及极限载荷快速求解的工程计算公式。研究结果表明:①根据有限元计算结果拟合的工程计算公式具有较高的精度,可以满足较大缺陷几何尺寸范围内J积分求解,实现含环焊缝裂纹缺陷的管道极限载荷求解;②含环焊缝缺陷管道的裂纹J积分与缺陷尺寸、材料属性以及焊缝匹配系数密切相关,含缺陷管道的极限载荷会随着裂纹尺寸的增加而降低,而随着材料硬化指数的增大而增大;③对含环焊缝中心线处表面裂纹的X80钢制管道而言,低匹配焊接管道极限承载能力要弱于高匹配或等匹配焊接管道。结论认为,该研究成果可为现役输气管道的安全评价及完整性管理提供参考。     

甲烷在官能团化石墨中吸附的分子模拟

页岩中干酪根结构简化为不同碳/氧比的石墨结构,利用分子模拟方法研究甲烷分子在不同碳/氧比石墨中赋存微观结构,并研究不同孔径和不同压力对甲烷在不同碳/氧比石墨中吸附行为的影响,在此基础上讨论碳/氧比变化对甲烷吸附行为的影响。研究结果表明：甲烷的平均等量吸附热随着孔径增大而下降,或随着碳/氧比增加而下降,且甲烷平均等量吸附热小于42 kJ/mol,说明甲烷在不同碳/氧比石墨中吸附属于物理吸附;不同碳/氧比石墨微孔中,甲烷吸附量随着孔径增大而增大,而中孔中,甲烷吸附量随着孔径增大而减小;在相同孔径中,甲烷吸附量随着碳/氧比增加而减小,甲烷分子在孔中吸附气量占比随着压力增大而呈下降趋势;相同压力下,甲烷分子在孔中吸附气量占比随着孔径增大而减小。     

海拉尔盆地苏德尔特油田布达特群储层裂缝的综合评价

在岩心、测井及地震资料等综合分析的基础上,对海拉尔盆地苏德尔特油田布达特群储层裂缝进行了综合评价。建立了裂缝发育程度的三维空间分布模型,模型显示上部Ⅰ油组裂缝发育程度较好、中部Ⅱ油组裂缝发育程度中等、下部Ⅲ油组裂缝发育程度较差。裂缝的发育与岩性、岩层厚度及断层密切相关,随着泥质、凝灰质含量的降低、砂泥岩单层厚度的减小及距断层距离的减小,裂缝发育程度增强。应根据裂缝的发育规律采取相应的开发措施,加大渗透性较好的裂缝方向的井距,使用不规则井网进行开发;采取与裂缝垂直方向布置水井与油井;增加中、低渗透井区的水注入量,控制高渗透层的水注入量;在裂缝较发育的井区,使用较高的采油速度;在裂缝密度小的井区,则需进行压裂,使用较低的采油速度。