抗高温高密度水基钻井液体系的室内实验研究

为了满足当前深井、超深井逐步向深层次开发的需要,在分析评价各种抗高温水基钻井液处理剂的基础上,优化研制出一种以OCL-JB为主要降滤失剂的抗210℃高温的高密度水基钻井液体系,并对体系的性能进行评价.实验结果表明,新型抗高温、抗盐降滤失剂OCL-JB抗温性好,能与多种处理剂配伍;OCL-JB主要是通过吸附作用,增大粘土颗粒的zeta电位和水化膜来提高泥浆中粘土微粒的聚结稳定性,控制钻井液高温高压滤失量.所研制的抗高温高密度(2.3 g/cm3)钻井液经过210℃高温后性能稳定,具有良好的高温高压流变性能和滤失造壁性能,抑制能力和抗污染能力强,润滑性好.     

抗高温高密度水基钻井液体系的室内实验研究

为了满足当前深井、超深井逐步向深层次开发的需要,在分析评价各种抗高温水基钻井液处理剂的基础上,优化研制出一种以OCL-JB为主要降滤失剂的抗210℃高温的高密度水基钻井液体系,并对体系的性能进行评价。实验结果表明,新型抗高温、抗盐降滤失剂OCL-JB抗温性好,能与多种处理剂配伍;OCL-JB主要是通过吸附作用,增大粘土颗粒的zeta电位和水化膜来提高泥浆中粘土微粒的聚结稳定性,控制钻井液高温高压滤失量。所研制的抗高温高密度(2.3 g/cm3)钻井液经过210℃高温后性能稳定,具有良好的高温高压流变性能和滤失造壁性能,抑制能力和抗污染能力强,润滑性好。     

抗高温高密度水基钻井液体系研究

针对抗高温高密度钻井液体系及应用工艺对超深井、深井成功钻探至关重要,国内外抗温200℃、密度达2.30g/cm³的水基钻井液体系的研究应用报道较少,且国外在此条件下多选择油基钻井液体系的问题。通过优选磺化类抗温处理剂、加入高温稳定剂等途径建立了抗温200℃、密度达2.30g/cm³的淡水钻井液体系和含氯化钾体系。该体系热稳定性优良,高温高压下流变性合理,具有一定抑制性。对深井、超深井钻井液的选择使用具有指导意义。     

深井抗高温高密度盐水钻井液实验研究

常用的高密度盐水钻井液在使用过程中存在钻井液增稠、流变性难以控制等现象,为了保证正常钻井,减少储层伤害,确定合适的钻井液体系是很有必要的.根据常用的钻井液配方,通过大量室内试验对影响高密度盐水钻井液流变性的因素进行了分析,并确定了该钻井液体系的最佳配方.分析结果表明影响高密度盐水钻井液流变性的主要因素是烧碱含量和膨润土含量,其次是密度与加重材料的种类,加重材料的复配是控制高密度盐水钻井液流变性、滤失性的有效方法之一.优选配方的钻井液配方性能能够满足迪那区块高温条件下对钻井液的要求.     

温度、压力对莺-琼盆地储层岩石物性影响的实验研究

为探讨温度、压力的变化对储层岩石物性的影响,利用高温高压岩石物性参数测试系统对莺-琼盆地中深层砂岩储层岩样进行了气体介质的变温及高温变围压孔隙度和渗透率测试。实验结果表明,莺-琼盆地储层岩石在高温下的热膨胀会造成岩石的孔隙度和渗透率出现轻微下降,热膨胀效应对孔隙度影响很小(变化率3%),对渗透率的影响相对明显(平均变化率8%),且喉道越小,影响越大。在高温条件下(170℃),压力因素引起孔隙度和渗透率的下降幅度要大于单一温度的影响,岩石孔隙度的变化主要受初始孔隙空间大小及泥质含量的控制,而高温条件对岩石的渗透率降低有抑制作用。实验岩石表现出的温度及压力敏感特性主要受岩石刚性颗粒含量及胶结强度的控制。     

深井高密度盐水钻井液流变性控制技术

肯基亚克盐下油田属高压油气藏,石炭系灰岩油层孔隙压力系数高达1. 90~1. 94,裂缝发育,漏喷同层,钻井液安全密度窗口窄,极易出现先漏后喷的复杂局面,钻井液流变性成为影响井下压力平衡的重要因素。高密度盐水钻井液因固相含量高、固相容量限低,流变参数总体上偏高,调整和控制较为困难。在分析各种影响因素的基础上,建立了一套以控制劣质固相、维持化学抑制性和等浓度维护为核心的高密度盐水钻井液流变性控制技术。经肯基亚克盐下油田20多口井的现场应用,取得了流变参数大幅度下降,流变性显著优化的效果。     

高密度钻井液技术的现状与发展趋势

在当今地质钻探项目中,高密度钻井液的应用越来越多,随着钻井液密度的升高,所需要的技术难度也越来越大。本文就高密度钻井液技术的研究现状以及应用中遇到的难点进行了分析,为钻井液技术的研究和使用提供了可以参考的依据。     

油气组分及同位素组成特征在莺琼盆地油气二次运移研究中的应用

油气不同组分的物理化学特性差异及地层中岩石、矿物选择性吸附造成的色层效应使油气在运移过程中其组分和同位素组成发生一定的变化 ,这为利用油气地化特征探讨油气运移提供了理论基础。利用该原理对莺琼盆地崖 13 1气藏天然气甲烷δ13C1值及凝析油族组分 (烷烃、芳烃、胶质 )、C6化合物 (正构烷烃、异构烷烃、环烷烃、芳烃 )等的相对含量和碳同位素组成进行了研究。结果表明 ,该气藏中天然气甲烷及凝析油族组分的δ13C1值由西到东呈现逐渐变轻的趋势 ;凝析油中极性相对弱的组分含量逐渐增加 ,极性相对强的组分含量逐渐降低。这表明崖13 1气藏中的油气应主要来自一号断层西侧的莺歌海盆地 ,其运移方向是由西以东。对莺琼盆地东方 1 1气藏天然气甲烷δ13C1值的研究表明 ,该气藏主要是由下覆烃源岩生成的天然气向上运移到浅层形成的 ,气藏中大部分天然气的垂向运移距离在 2km以上     

新型温敏共聚物P(NVCL-co-DMAM)的研制及其对水基钻井液低温流变性调控

温度敏感型聚合物可以随温度变化而改变分子构象,随之改变其亲疏水特性,从而对钻井液内固相颗粒与聚合物之间的网状结构做出调整.采用温敏单元N-乙烯基己内酰胺(NVCL)和N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAM)为原料,偶氮二异丁腈(AIBN)为引发剂,合成一种新型温敏共聚物P(NVCL-co-DMAM),表征其分子结构与分子质量...     

莺-琼盆地轴向水道沉积演化及勘探前景

莺琼盆地在莺歌海期和黄流期发育大规模的轴向水道沉积体系,但由于对这种轴向水道的成因机制及水道砂体的分布规律缺乏系统认识,勘探一直未能取得商业性突破。针对制约轴向水道沉积体系勘探的物源和储层展布问题,以最具代表意义的轴向水道——琼东南盆地中央峡谷为例,应用地质与地震相结合分析技术、多属性融合技术、适用于峡谷水道体系的地震沉积学等,开展了具有针对性的物源体系、沉积演化、储层展布等方面的研究,阐明了中央峡谷水道的物源、沉积演化及优质储层展布规律,建立了具有储层预测功能的峡谷沉积模式及水道砂叠置方式,指出乐东10-1峡谷水道等4个潜在的大型岩性圈闭群是轴向水道领域的下一步勘探有利区域,提升了轴向水道勘探潜力。     

准噶尔盆地南缘高温高密度有机盐钻井液技术

有机盐钻井液具有抑制性强、抗高温等优良性能,目前主要在二开井段使用.三开及更深井段的地层温度高,抗高温磺化钻井液和油基钻井液体系面临严苛的环保压力,而当前有机盐钻井液在高温高密度条件下面临流变性恶化和滤失量大的问题.准噶尔盆地南缘复杂地层钻井困难,在二开用有机盐体系的基础上引入封堵剂改性纳米SiO2和聚合物降失水剂HF-1,并优化重晶石粒度级配,研制了可满足高温高压地层的高密度有机盐钻井液体系.结果 表明,影响有机盐钻井液性能的主要因素是降滤失剂和加重剂,室内评价表明该体系性能较之前明显改善,在密度为2.4 g/cm3、180℃条件下流变良好,且高温高压失水量为13.5 mL,滚动回收率高达97％,8h膨胀率仅4.7％,可抗盐至12％,抗钙污染为2％,抗岩屑污染10％.研究可为准噶尔盆地南缘复杂深井地层钻井提供高温高密度有机盐钻井液体系.     

页岩气水平井强化井壁水基钻井液研究

利用物理或化学方法强化封堵页岩微纳米尺度裂缝是解决页岩气地层井壁失稳与井漏问题的技术关键。在研究页岩气地层井壁失稳机理基础上,探讨了通过钻井液物理-化学协同封堵强化页岩井壁稳定的机理。采用乳液聚合方法,研制了一种微纳米聚合物微球封堵剂,并利用压力传递实验、核磁共振等评价了微纳米聚合物微球封堵剂与化学封堵剂的协同封堵作用效果。研究表明,微纳米聚合物微球"吸附-架桥-可变形填充"、化学封堵剂"封堵-固结"两种封堵机理协同作用,能够在井壁周围形成连续、致密的承压封堵层,阻止压力传递与滤液侵入,实现物化协同封堵强化井壁的目的。进一步优化了页岩气地层强化井壁水基钻井液体系,密度达2. 0 g/cm~3时仍具有良好的流变、滤失及润滑性能,可有效地封堵页岩微纳米尺度缝隙、抑制页岩水化效应,为页岩气钻探开发提供了钻井液技术支撑。     

水基钻井液用抗高温聚合物增黏剂的研制及作用机理

以2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸钠(Na AMPS)、N-乙烯基己内酰胺(VCL)、二乙烯苯(DVB)为共聚单体,采用自由基胶束聚合法制备了新型抗高温聚合物增黏剂SDKP,并通过单因素实验对反应条件进行了优化。采用傅里叶变换红外光谱、紫外光谱、凝胶色谱分别对SDKP的分子结构和平均分子量进行了表征和测定,并评价了增黏剂SDKP在低膨润土钻井液和无固相钻井液中的抗温增黏性能。评价结果表明,SDKP在2.5%低膨润土钻井液中的抗温能力达230℃,在无固相钻井液中的抗温能力达190℃,其在钻井液中具有良好的抗温性能和增黏性能,抗温增黏效果优于国外同类代表产品HE300。最后通过热重分析、环境扫描电镜观测、高温黏度测试等手段,探讨了SDKP的抗温增黏作用机理。     

钻井液流变模式计算及优选

目前在计算钻井液流变参数时多采用线性最小二乘法方法进行求解,但是对于钻井液的非线性模式,线性最小二乘法改变了求解目标,使得计算结果不具有方差最小的特点。针对钻井液常用的三种非线性模式,分别提出了近似非线性最小二乘法的计算方法,该算法与非线性最小二乘法相比具有不需要设定初始计算值以及计算速度快的优点,同时与最小二乘法相比计算精度高。它可以应用到钻井液流变参数的确定、钻井液流变模式的优选等方面。     

钻井液流变参数允许调控范围研究与应用

从液-固两相流体动力学基本理论出发,结合钻井液携岩原理及钻井工程需要,探讨了特定工况下钻井液允许流变参数范围的计算方法,建立了钻井液流变参数允许调控范围计算模型,开发了钻井液合理流变参数计算系统软件。计算结果表明,钻井液密度、排量、塑性粘度及泥浆泵缸套缸径中任一项增大都将使钻井液允许的流变参数调控范围变窄,钻井液排量的影响尤其明显。泥浆泵排量是控制流变参数允许调控范围上限的主要因素,而其下限则主要受钻井液密度影响。     

共转Oldroyd B流体模型的流变学研究

作者应用宏观理论的共转模型研究了纺丝拉伸过程的流变学，以探讨液晶高分子流体纺丝拉伸的机理。由共转Oldroyd B模型的本构方程导出了应力和拉伸粘度的解析表达式，应用Matlab软件绘制了拉伸粘度随剪切速率、拉伸速率、松弛时间以及推迟时间变化的曲线，并得到这些参数对纺丝拉伸流动流变学性能的影响。     

Fe3O4水基磁流体的制备与研究

采用水热法制备了水基Fe3O4磁流体，利用X衍射仪和透射电镜对磁粒子的组成、结构及粒径进行了分析，利用古埃磁天平研究了磁流体的饱和磁化强度和超顺磁性，研究了反应时间、温度、表面活性剂等主要工艺参数对磁流体性能的影响。实验结果表明：采用水热法，Fe^2＋：Fe^3＋的比值为1．0，水热反应温度为160℃，反应时间为6h，采用油酸钠和十二烷基苯磺酸钠混合表面活性剂，在适宜的时间加入，配合机械搅拌和超声分散可以制备出性能较好的水基Fe3O4磁流体。     

页岩气开发水基钻屑中含油率的测定方法研究

以页岩气开发过程中产生的废弃水基钻屑中含油率测试方法为研究对象,采用超声协同萃取法对模拟水基钻屑中油类污染物萃取,以四氯化碳和四氯乙烯为萃取剂,考察在不同的萃取条件（温度、超声功率、时间、液固比）下萃取,利用红外测油仪测量时对其含油率的影响。结果表明,在超声协同萃取的温度为25 ℃,功率为120 W,时间为20 min,液固比为4 mL/g时,两种萃取剂对模拟水基钻屑（含油率610%）中萃取后测量其含油率都在9.6%以上,相对误差<5%,四氯化碳的萃取效率高于四氯乙烯;对页岩气开发平台现场的废弃水基钻屑与模拟水基钻屑中的含油率进行对比测量,并计算其加标回收率和相对标准偏差R_SD,两者R_SD<5%,加标回收率高。两类萃取剂在相同的萃取条件下对水基钻屑中含油率测试结果变化规律一致,可选择对环境危害较小的四氯乙烯作为水基钻屑中含油率测试的萃取剂,测试结果精度满足测试要求。     

深水油气田控制井眼缩径的钻井液密度研究

深水地层上覆岩层压力低,钻井安全泥浆密度窗口窄,发生井下事故的风险更大,需要确定水平井眼的变形规律,减少或避免因疏松砂岩储层蠕变缩径造成的井下复杂情况和事故。荔湾3—1气田是我国第一个即将投入开发的深水油气田,利用分级加载的方式测试了荔湾3—1气田疏松砂岩储层的蠕变变形规律。应用拉格朗日元法进行数值模拟计算,得出了荔湾3—1气田疏松砂岩储层水平井井眼缩径变形随时间的的变化规律和控制井眼缩径率的钻井液密度图版,分析了水深对水平井井眼变形的影响。结果表明,在相同条件下,深水油气田因疏松砂岩储层蠕变缩径而影响水平井安全钻进的风险比陆地和浅水油气田更小。研究结果对确定深水水平井安全钻井周期和开展水平井极限延伸长度的研究具有指导意义。