深井油基钻井液在高温高压下表观粘度和密度的快速预测方法

深井油基钻井液在应用中一个重要的技术难题是如何对高温高压条件下不同井深处的油基钻井液流变参数和钻井液密度进行准确的预测,从而采取相应的技术措施,使之具有良好的携岩能力,并使钻井液密度始终保持在适宜范围。在前人工作基础上,通过对试验数据进行多元回归数学处理,分别建立了预测高温高压下油基钻井液表观粘度和密度的数学模型,并提出了相应的快速预测方法。室内试验结果表明,表观粘度的预测值与实测值的吻合情况良好,相对误差可控制在±10%以内。对钻井液密度预测值的验证有待于今后进行。

强抑制性水基修井液的优化设计与应用

大修侧斜井在上部取套后,泥页岩地层经常出现井壁坍塌问题,造成卡钻、卡井下工具等复杂情况的发生,严重地影响了修井作业的正常进行。为了解决这一技术难题,在对井壁坍塌的物理化学机理进行研究的基础上,室内对聚合物絮凝包被剂、防塌剂和降滤失剂进行了评价和优选,研制出了两种对泥页岩水化具有强抑制性的水基修井液配方,印原浆+0.3％NPAN+0.3％RH-1+0.3％SKCM+0.1％PHAC;原浆+0.3％SPNH+0.3％JN-A+0.1％M101+0.3％SKCM。并提出了相应的实施方案和措施。经在15口大修侧斜井上使用,证实优化设计的修井液滤失量最低,塑性粘度为10～20 mPa·s,动塑比也相对较高(0.36～0.48),并具有一定的防塌效果,井塌发生率由原来的22.5％降至为零。目前这两种修井液正在大庆油田进一步推广应用。

理想充填油气层保护技术在青海油田深探井中的应用

青海油田柴达木盆地北缘断块带深探井钻井过程中油气层保护存在一系列技术难点:缺少具有代表性的岩心样品和储层岩性、物性资料;存在高压含气、水层;存在多个储层,各储层之间损害机理有一定差异等。采用人工神经网络储层敏感性预测新方法,对该地区储层进行了敏感性预测。在此基础上,按照理想充填方法对暂堵剂进行了优化设计,并通过大量试验确定出了保护储层的低损害聚磺钻井液配方。现场试验表明:该钻井液体系性能优良,流变性易于调整和控制,抗高温能力强,API滤失量和高温高压滤失量很低,泥饼致密、光滑;油气层保护效果显著,储层渗透率恢复率高达82.54%,表皮系数≤1.5;井壁稳定作用明显,未发生井塌、缩径、划眼等井壁失稳的情况,实现了安全、优质、快速钻进。

南海流花大位移井水基钻井液技术

为了减少大位移井对油基钻井液的依赖,研制出适用于流花油田大位移井的水基钻井液。通过试验,确定了大位移井各井段的水基钻井液体系配方,并分别对其润滑性、抑制性、流变性等进行了系统评价,同时对如何防止钙侵污染、防漏和防卡几项关键技术进行了研究,给出了发生井漏时所优选的堵漏材料配方。以该油田L i-uhua 11-1-B3 ERW 4井为例,阐述了大位移水平井水基钻井液的现场应用情况。室内评价试验和现场应用表明,设计的KC l/聚合物钻井液不仅具有优良的页岩抑制性,而且流变参数合理、润滑性好、抗钙污染能力强,能够满足该地区钻大位移井的要求。目前,流花油田已形成了具有特色的大位移井水基钻井液成套技术,但随着今后水平位移井的增加和钻井难度的增大,还需要对水基钻井液体系做进一步改进,并应更加重视对油气层的保护。

固体微粒对油水体系的乳化稳定作用

采用静置（或离心）沉降法和乳滴稳定性测试法，研究了与钻井液、完井液有关的若干种固体微粒对油、水体系乳化稳定性的影响。研究结果表明，在一定条件下，钻井液中的某些固体微粒能完全或部分替代表面活性剂，对油、水体系起乳化稳定作用。一般情况下，亲油的固体微粒（如有机土）倾向于稳定Ｗ／Ｏ乳状液；亲水的固体微粒倾向于稳定Ｏ／Ｗ乳状液；接近中性润湿的固体微粒（如ＳＮ－１）对两类乳状液均具有一定的稳定作用。固体微粒的种类、加量、粒径和形状也是决定其乳化稳定作用的重要因素。

高温高压下油基钻井液的流变特性

使用RheoChan 740 0型高温高压旋转粘度计 ,分别测定了具有典型配方的矿物油钻井液和柴油钻井液在高温高压下的流变性能。实验结果表明 ,这两类油包水乳化钻井液的表观粘度、塑性粘度和屈服值均随温度的升高而降低 ,随压力的增加而增大。常温时压力对表观粘度和塑性粘度影响很大 ,但随着温度升高 ,压力的作用逐渐减小。在深部井段 ,影响油包水乳化泥浆流变性的主要因素是温度而不是压力。在大量实验的基础上 ,运用回归分析方法建立了预测井下高温高压条件下表观粘度的数学模型。经实验验证 ,计算值与实测值吻合较好。模型中温度和压力的特征值可直观地反映温度和压力对表观粘度的影响程度。该模型应用方便 ,并适于在生产现场应用。

油气层保护技术在塔里木大宛齐地区的应用

针对塔里木盆地大宛齐探区的地层情况和油气层损害机理 :较强的水敏性、盐敏性和碱敏性损害 ,以及中等程度的速敏性损害 ,无酸敏性损害发生 ;优选出能够有效保护油气层 ,并具有良好性能的正电胶钾基暂堵型钻井完井液。室内实验表明 ,使用该钻井完井液 ,岩样的渗透率恢复值可达 90 %以上。经 3口井现场试验 ,各层位的表皮系数均很低 。

优选钻井液中暂堵剂颗粒尺寸的理想充填新方法

应用颗粒堆积效率最大值原理阐述了优选钻井液中暂堵剂颗粒尺寸的"理想充填"理论和D90规则,提出了一种特别有利于对中、高渗储层实施暂堵和保护的新方法。依据该方法研制、开发的配套软件能够根据相关地层参数,快速、准确地对具有不同粒径的暂堵剂产品按一定比例进行合理的复配组合。试验结果表明,优选出的复配暂堵方案能有效地形成致密泥饼,与传统方法相比,岩心的渗透率恢复值明显提高,从而能有效阻止钻井液中固相颗粒和滤液侵入油气层。现场试验证实,应用该项技术可取得十分理想的保护储层的效果。

用Amott/USBM法评价完井液及其组分对砂岩的润湿作用

为尽量避免因完井液等外来流体引起的油藏岩石润湿性反转对储层的损害,用Amott/USBM法评价了国内部分常用的水基和油基完井液体系及组分,对天然砂岩油藏岩样润湿性的影响。评价结果表明,水基完井液及其处理剂对水湿砂岩的润湿性影响较小,但能较明显地降低油湿砂岩的亲油性。油基完井液及其多数处理剂对水湿砂岩的润湿性有很大影响,使其转变为油湿或中性润湿,并且使油湿砂岩的亲油性进一步增强。由于水基完井液有其它损害机理存在,因此它对砂岩油相有效渗透率的损害程度明显高于油基完井液。

表面活性剂吸附引起的硅石润湿性改变

用两相滴定法测定了十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)和十二烷基苯磺酸钠(SDDBS)在水湿和油湿硅石(SiO_2)上的吸附量,考察了电解质和pH值对吸附量的影响,用Amott/USBM法测定了这两种表面活性剂引起的砂岩岩样润湿性改变。测定结果表明,阳离子活性剂比阴离子活性剂更容易吸附在水湿硅石表面,导致硅石水湿性明显减弱甚至变为油湿。无机电解质使阴离子活性剂在硅石上的吸附量显著增加,Ca^(2+)与阴离子活性剂间的络合作用有可能使硅石表面从水湿向油湿转化。pH值对CTAB和SDDBS在硅石上的吸附量有相反的影响。

预测高温高压下泥浆密度的数学模型

对于钻探井和超深井,特别在地温梯度较高的地层中钻进时,按恒定的泥浆密度来计算井底静液柱压力的传统做法会产生较大的误差,往往给井底压力控制带来严重问题。一般情况下,井下温度对泥浆密度的负影响明显超过压力对泥浆密度的正影响,随井深增加,泥浆密度趋于减小势态。本文在实验研究的基础上,运用回归分析方法,提出预测高温高压下泥浆密度的非线性模型,而后采用带阻尼的非线性最小二乘法(即Levenberg—Marquart法)求出模型中各种参数。经检验,在不同温度和压力条件下,各种泥浆密度实测值与计算值吻合性相当好。该模型可直观地反映温度、压力对泥浆密度影响程度,可应用于确定不同井深处的泥浆密度和准确计算井底静液柱压力,从而为泥浆密度的正确设计提供依据。

钻井液防塌效果的综合评价方法

在对新疆油田呼图壁地区防塌钻井液进行研制和优选的过程中，建立了一种能够针对所钻地层特点对钻井液防塌效果进行综合评价的新方法。该方法将传统的钻井液抑制性评价与岩石抗压强度评价结合起来，两方面的实验结果可以相互印证，使结论更为准确、可靠。评价结果表明，在所研制的４种防塌钻井液中，ＫＣｌ两性离子聚磺钻井液对该地区安集海河组强水敏性泥页岩的防塌效果最好。

原油沥青质在油藏岩石表面的吸附特性

选用两种原油沥青质样品，对沥青质在岩石孔隙表面的吸附及吸附所引起的润湿性变化进行了实验研究。对润湿性的测定结果表明，油藏岩石润湿性改变的程度主要取决于沥青质的来源和地层水的离子组成，同时也与离子浓度和岩样的束缚水饱和度有关。通过使用分光光度法测定沥青质在砂岩上的吸附量，初步建立了润湿指数（ＷＲ）与沥青质吸附量（ａ）之间的定量关系。对于某一给定的原油沥青质，ＷＲ值随ａ值增加而趋于降低。

油藏岩石润湿性对注水过程中驱油效率的影响

在前人工作的基础上，采用更为合理的实验条件，进一步确认油藏岩石的润湿性与油井注水过程中驱油效率的关系。从而为今后改进注水作业措施，提高注水采收率提供实验依据。在尽可能消除其它影响因素的情况下，使用Ａｍｏｔ法，定量地评价了贝雷砂岩的润湿性对注水过程中驱油效率的影响。研究结果表明，贝雷砂岩原有的强亲水性随原油沥青质吸附量的增加而逐渐减弱；对于经原油沥青质吸附的弱水湿岩样，其最终驱油效率均明显高于强水湿岩样。当Ａｍｏｔ润湿指数（Ｉｗｏ）在０．２左右时，可获得最高的最终驱油效率。

固体微粒与表面活性剂的协同乳化作用

通过室内实验研究了钻井液、完井液中常见的固体微粒和某些表面活性剂之间的协同乳化作用。结果表明，在一般情况下，亲油的固体微粒（如有机土）与油溶性表面活性剂相配伍，接近于中性润湿的固体微粒（如ＳＮ－１）与水溶性和油溶性两类表面活性剂均具有一定的协同乳化作用．亲水的固体微粒与表面活性剂复配使用时情况比较复杂，在Ｗ／Ｏ或Ｏ／Ｗ型乳化钻井液中，某些固体微粒能够代替或部分代替表面活性剂而起到乳化稳定作用．

无机盐与沥青质的协同作用对油藏润湿性的影响

选用两种原油沥青质样品,对沥青质在岩石孔隙表面吸附所引起的润湿性改变进行了实验研究。测定结果表明,岩样润湿性改变的程度主要与沥青质的来源和岩样所含盐水的组成有关。盐水中无机阳离子的类型对沥青质所引起的油藏岩石润湿性改变有十分重要的作用。在浓度相同的情况下,阳离子价数越高,对润湿性的影响越大。盐水中的无机阴离子对沥青质引起的润湿性改变影响很小。在油气开采过程中,地层水和注入水的离子组成,特别是所含阳离子的类型,是影响油藏岩石润湿状态的一个不可忽视的因素。

油藏岩石润湿反转与储层损害

本文综述了关于钻井液等外来液体引起油藏岩石润湿性改变及其机理研究方面的成果和进展;分析了钻井液及其处理剂、无机离子、pH 值以及温度、压力影响油藏岩石润湿性的原因;着重从润湿性与油、水相对渗透率和采收率的关系论述了钻井液引起的润湿反转对储层的损害,并总结了防止和克服这种损害的途径和措施。

一种定量测定油藏岩石润湿性的新方法

在前人工作基础上，建立了一种定量测定油藏岩石润湿性的新方法，即经改进的自吸速率法。该测定方法所依据的原理是，当岩石与流体接触时，其表面的润湿性是影响自吸速率的一个关键因素。通过采用无因次时间（ｔＤ）代替实际自吸时间，可以消除油／水界面张力、液体黏度、孔隙结构，以及岩心的形状与尺寸等其它因素对自吸速率的影响。由自叹过程中所测得的拟毛管压力曲线，可定量确定岩石表面在某一特定条件下的润湿指数（ＷＲ）。 ＷＲ值越大，则水湿性越强。 ＷＲ值的大小，既取决于自吸速率，又取决于自吸的液体总量。在进行自吸实验时，将岩样吊挂在电子天平上，并浸入盐水中。盐水组成应与建立束缚水饱和度时所用盐水相同。自岩样浸入盐水的瞬间开始，记录岩样质量随时间的变化，直至岩样质量保持恒定时为止（通常约需７２ｈ）。根据每一时刻岩样质量的变化和油、盐水的密度差，求出该时刻油相的自吸采收率（Ｒｉｍ），井绘制每一岩样的Ｒｉｍ与ｔＤ关系曲线。然后分别计算不同ｔＤ值所对应的拟毛管压力（Ｐｃ，ｐｓ）和水饱和度（Ｓｗ），并绘制出每一岩样的Ｐｃ，ｐｓ与Ｓｗ关系曲线。根据该曲线的下包面积，求出每一岩样的润湿指数（ＷＲ）。实测结果表明，使用该方法测得的润湿指数与使用传统?

水平井钻井液完井液技术新进展

简要回顾了近年来国内外钻水平井的情况,着重从适用于钻水平井的钻井液完井液体系、水平井井眼净化和水平井保护油气层等三个方面综述了水平井钻井液完井液技术所取得的重要研究成果与进展;并对今后该项技术的进一步发展进行了讨论。

无机离子在油基泥浆所引起储层润湿反转过程中的作用

以实验方法研究了地层水中Na^+和Ca^2+等无机阳离子与油基泥浆的协同作用对油藏岩石润湿性的影响。研究结果表明,离子浓度的增加使砂岩孔隙表面的水湿性减弱或油湿性增强,在相同浓度下多价离子的影响大大超过单价离子的影响。并且发现这种影响主要发生在无机离子与阴离子型表面活性剂共存的体系中,无机离子通过改变界面电性使水膜稳定性减弱,从而导致活性剂在固体表面的吸附量增加并改变其离子的排列方向。无机离子对阳离子烈表面活性剂的润湿作用影响较小。