鉆井液和油保新技術(shù)

鉆井液與保護(hù)油氣層新技術(shù)1.中國(guó)石油大學(xué)〔北京〕近期形成的新技術(shù)抗200～220℃高密度深井水基鉆井液技術(shù)理想充填保護(hù)油氣層技術(shù)及其配套軟件強(qiáng)抑制性KCl－硅酸鹽鉆井液技術(shù)廢棄鉆井液處理環(huán)保技術(shù)低密度空心玻璃微珠水基鉆井液技術(shù)抗220℃油基鉆井液技術(shù)2.一、莫深1井抗高溫水基鉆井液技術(shù)

中國(guó)石油新疆油田公司科技攻關(guān)工程3.研究背景為了探明莫索灣區(qū)塊深部地層油氣儲(chǔ)集情況，新疆油田分公司準(zhǔn)備在莫索灣背斜上鉆一口井深為7380m的超深井——莫深1井。該井所處區(qū)塊地層復(fù)雜，鉆井過(guò)程中阻卡事故時(shí)有發(fā)生；地層溫度高，井底溫度高高達(dá)〔190～200℃〕；地層壓力系數(shù)高〔1.7～2.1〕，且多套多套壓力體系共存。為確保莫深1井平安鉆進(jìn)，新疆油田分公司與中國(guó)石油大學(xué)〔北京〕聯(lián)合開(kāi)展莫深1井抗高溫深井水基鉆井液技術(shù)的研究。4.抗高溫鉆井液用降濾失劑的優(yōu)選莫深1井抗高溫水基鉆井液的關(guān)鍵技術(shù)鉆井液的濾失量特別是HTHP濾失量控制。目前國(guó)內(nèi)常用的抗高溫鉆井液用降濾失劑主要有磺化褐煤SMC、磺化酚醛樹(shù)脂SMP、酚醛樹(shù)脂與腐植酸的縮合物〔SPNH〕、木質(zhì)素樹(shù)脂SPC、腐植酸衍生物等。選取現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果好，性能穩(wěn)定的SPNH、SMP、SMC、SPC及酯類(lèi)縮合接枝類(lèi)產(chǎn)物OCL-JB、SDLC-100進(jìn)行實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)。5.各種單劑降濾失效果的比較序號(hào)配方實(shí)驗(yàn)條件API濾失量

mL

HTHP濾失量/180℃，mL16％膨潤(rùn)土漿常溫19

200℃老化16h21

26％膨潤(rùn)土漿+3％SPNH常溫12

200℃老化16h163636％膨潤(rùn)土漿+3％SMC常溫9

200℃老化16h1438.946％膨潤(rùn)土漿+3％SMP常溫11.5

200℃老化16h1436.656％膨潤(rùn)土漿+3％SDLC-100常溫25

200℃老化16h143566％膨潤(rùn)土漿+3％OCL-JB常溫9

200℃老化16h1433.476％膨潤(rùn)土漿+3％SPC常溫12

200℃老化16h15.536.2

各種單劑在淡水基漿中的降濾失效果6.各種單劑降濾失效果的比較序號(hào)配方實(shí)驗(yàn)條件API濾失量

mL

HTHP濾失量/180℃，mL16％膨潤(rùn)土漿常溫19

200℃老化16h21

26％膨潤(rùn)土漿+3％SPNH+5％NaCl常溫14

200℃老化16h1640.536％膨潤(rùn)土漿+3％SMC+5％NaCl常溫18

200℃老化16h2246.446％膨潤(rùn)土漿+3％SMP+5％NaCl常溫12

200℃老化16h1539.856％膨潤(rùn)土漿+3％SDLC-100+5％NaCl常溫20

200℃老化16h1636.866％膨潤(rùn)土漿+3％OCL-JB+5％NaCl常溫11

200℃老化16h1635.076％膨潤(rùn)土漿+3％SPC+5％NaCl常溫11.8

200℃老化16h17.641.0

各種單劑在NaCl漿中的降濾失效果7.

各種單劑之間的配伍性序號(hào)配方實(shí)驗(yàn)條件API濾失量mL

HTHP濾失量/180℃，mL16％土漿常溫19

200℃老化16h21

26％土漿+3％OCL-JB常溫9

200℃老化16h1433.436％土漿+3％OCL-JB+3％SPNH常溫7.0

200℃老化16h9.624.846％土漿+3％OCL-JB+3％SMC常溫8.4

200℃老化16h11.030.056％土漿+3％OCL-JB+3％SDLC-100常溫18.8

200℃老化16h10.226.066％土漿+3％OCL-JB+3％SPC常溫8.0

200℃老化16h11.528.576％土漿+3％OCL-JB+3％SMP常溫8.0

200℃老化16h1426.4

抗高溫降濾失劑之間的協(xié)同效果8.上述試驗(yàn)結(jié)果說(shuō)明：新型抗溫抗鹽降濾失劑OCL-JB的降濾失效果優(yōu)于其它幾種抗高溫降濾失劑OCL-JB與SPNH協(xié)同效果最好；SDLC-100在高溫下能與OCL-JB適度交聯(lián)，降低鉆井液高溫后濾失量。

各種單劑之間的配伍性9.OCL-JB的抗溫、抗鹽降濾失性能

OCL-JB是一種新型抗高溫抗鹽降濾失劑，外觀為棕紅色粉末，是由苯酚、AMPS、丙烯酸、丙烯酰胺接枝共聚而成抗200℃高溫，在淡水、海水、鹽水〔含飽和鹽水〕、石膏以及聚合物不分散體系、高鈣體系、深井體系中使用，都具有良好的降濾失效果在鉆井液中的推薦加量為2～5％。10.2.2.3OCL-JB的抗溫、抗鹽降濾失性能試驗(yàn)配方AVmPa.sPVmPa.sAPIFLml/minHTHPml/min實(shí)驗(yàn)條件基漿+1%OCL－JB976.512150℃/16h基漿+1%OCL－JB1087.616180℃/16h基漿+1%OCL－JB129820200℃/16h基漿+1%OCL－JB14119.624220℃/16h表2－7OCL－JB的抗溫性評(píng)價(jià)結(jié)果注：基漿為400ml水+6％懷安鈉膨潤(rùn)土OCL－JB在200～220℃高溫下具有優(yōu)良的降濾失效果；與其它各類(lèi)常用處理劑具有良好的配伍性，適用于大多數(shù)鉆井液體系；無(wú)毒、無(wú)污染,是一種性能優(yōu)良的降失水劑。11.高密度鉆井液體系的優(yōu)化和配方確定抗高溫高密度水基鉆井液優(yōu)選配方：

3％膨潤(rùn)土漿+8％KCl+3％SPNH+1.5％NH4HPAN+3％JB+3％SDLC-100+0.2％KPAM+2％FT-1+3%QS-2+2％潤(rùn)滑劑SDRH-300+重晶石12.莫深1井抗高溫水基鉆井液體系性能評(píng)價(jià)抗溫性評(píng)價(jià)抑制性評(píng)價(jià)鉆井液體系抗污染性能評(píng)價(jià)13.3.1.1鉆井液經(jīng)高溫后的性能

圖3-1最高工作溫度達(dá)260℃的滾子加熱爐14.

鉆井液經(jīng)高溫后的性能

在室內(nèi)通過(guò)實(shí)驗(yàn)和調(diào)整，當(dāng)鉆井液中OCL-JB和SDLC-100加量同時(shí)增加到3.5％時(shí)，鉆井液的抗溫效果較好。配方實(shí)驗(yàn)條件密度g/cm3AVmPa.sPVmPa.sYPPaGELPa/PaAPImLpHHTHP200℃，mL2常溫2.3102.58319.516/37.54.410/210℃2.3758052.5/104.81014.4220℃2.3605732.5/107.21021.8

表3-2調(diào)整后鉆井液配方經(jīng)高溫后的性能抗高溫降濾失劑OCL-JB和SDLC-100的加量同時(shí)增加到3.5％后，鉆井液經(jīng)過(guò)210℃熱滾16h后的API濾失量和HTHP濾失量較之前明顯地降低，可以控制在設(shè)計(jì)要求的范圍以內(nèi)，即APIFL≤5ml，HTHPFL≤15ml。經(jīng)過(guò)220℃高溫后，鉆井液的API和HTHP濾失量盡管比配方1有明顯改進(jìn)，但是仍然較大。這說(shuō)明所設(shè)計(jì)鉆井液體系的抗溫能力至少能夠到達(dá)抗200℃～210℃的要求，但要抗220℃以上高溫還有些困難，尚需做進(jìn)一步的努力。15.3.1.2鉆井液高溫高壓流變性能測(cè)試

使用美國(guó)Fann公司生產(chǎn)的范氏50SL型高溫高壓流變儀測(cè)定高密度鉆井液在不同溫度壓力條件下的流變性。考慮到壓力對(duì)水基鉆井液的影響較小和實(shí)驗(yàn)儀器的承壓范圍，鉆井液壓力保持在5.7～5.8MPa之間，測(cè)出鉆井液隨溫度變化的流變參數(shù)。測(cè)量溫度點(diǎn)分別是：

常溫150℃80℃180℃120℃200℃16.

3.1.2鉆井液高溫高壓流變性能測(cè)試

為了確保實(shí)驗(yàn)結(jié)果的可靠性，進(jìn)行了高溫高壓流變性測(cè)定。配方：3％土+0.2％KPAM+8％KCl+3％SPNH+1.5％NH4HPAN+3％OCL-JB+3％SDLC-100+2％FT-1+3%QS-2+2％潤(rùn)滑劑SDRH-300+重晶石

17.

鉆井液高溫高壓流變性能測(cè)試溫度℃壓力kPaФ600Ф300Ф200Ф100Ф6Ф3AVmPa.sPVmPa.sYPPa18常壓1931168755181596.57719.578586076453320313831711857576236271832312651485760513226195525.5196.5178576346302622141223167200575545302722131322.5157.5表3－3鉆井液在不同溫度下的流變性〔第一組實(shí)驗(yàn)〕18.

鉆井液高溫高壓流變性能測(cè)試鉆井液AV值隨溫度變化曲線〔第一組〕鉆井液PV值隨溫度變化曲線〔第一組〕19.

鉆井液高溫高壓流變性能測(cè)試鉆井液YP值隨溫度變化曲線〔第一組〕20.巖心線性膨脹實(shí)驗(yàn)t(h)01234568101212024Rt(mm)蒸餾水00.851.231.361.441.501.571.621.691.731.751.751.773%KCl00.810.880.930.981.031.061.121.141.151.151.161.16鉆井液濾液00.410.480.510.520.530.550.590.610.630.640.640.65

巖心在不同液體中的膨脹曲線21.

鉆屑滾動(dòng)回收率實(shí)驗(yàn)選取極易分散的過(guò)6目～10目篩網(wǎng)的鉆屑50g，將其參加到優(yōu)選出的鉀基聚磺鉆井液中，測(cè)出鉆屑的滾動(dòng)回收率。同時(shí)用同樣的方法測(cè)出鉆屑在蒸餾水和3％KCl溶液中的滾動(dòng)回收率。實(shí)驗(yàn)用流體回收質(zhì)量，g鉆屑回收率，％蒸餾水9.50193%KCl溶液21.2542.5鉀基聚磺鉆井液體系45.691.2

表3-8鉆屑在不同鉆井液中的回收率表中實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)說(shuō)明，鉀基聚磺鉆井液體系能很好地抑制鉆屑分散，鉆屑參加到該鉆井液中熱滾16h后，鉆屑回收率高達(dá)91.2％，而參加到3％KCl溶液中鉆屑滾動(dòng)回收率為42.5%，蒸餾水中的鉆屑滾動(dòng)回收率僅為19%。22.鉆井液體系抗污染性能評(píng)價(jià)污染條件實(shí)驗(yàn)條件密度g/cm3AVmPa.sPVmPa.sYPPaGELPa/PaAPImLpHHTHP180℃，mL未污染漿常溫2.392.57517.5/5.010/200℃2.38878102/113.61011.23％NaCl常溫2.3896722/5.510/200℃2.38976123/16.55.81012.60.5%Ca(OH)2常溫2.387.57017.5/6.010/200℃2.37968113.5/173.81011.8實(shí)驗(yàn)結(jié)果說(shuō)明，鉆井液中參加3％NaCl和0.5%Ca(OH)2等污染物后，鉆井液的流變性和濾失性沒(méi)有明顯的變化，說(shuō)明鉆井液抗污染能力強(qiáng)，能有效抵抗外來(lái)物的浸染。23.JHMD-II高溫高壓動(dòng)態(tài)損害評(píng)價(jià)儀莫深1井抗高溫水基鉆井液的儲(chǔ)層保護(hù)特性24.

莫深1井抗高溫水基鉆井液的儲(chǔ)層保護(hù)特性實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析選取氣測(cè)滲透率盡可能相近的兩塊儲(chǔ)層巖心，用以下3種鉆井液進(jìn)行污染：配方1#：按理想充填方法進(jìn)行設(shè)計(jì)3％膨潤(rùn)土漿+0.2％KPAM+8％KCl+3％SPNH+1.5％NH4HPAN+3％OCL-JB+3％SDLC-100+2％FT-1+3%QS-2〔200目：500目：1000目＝20：60：20〕+2％潤(rùn)滑劑SDRH-300+重晶石〔加重至2.3g/cm3〕配方2#：只參加單一的1000目CaCO3暫堵劑3％膨潤(rùn)土漿+0.2％KPAM+8％KCl+3％SPNH+1.5％NH4HPAN+3％OCL-JB+3％SDLC-100+2％FT-1+3%QS-2〔1000目〕+2％潤(rùn)滑劑SDRH-300+重晶石〔加重至2.3g/cm3〕配方3#：未參加暫堵劑3％膨潤(rùn)土漿+0.2％KPAM+8％KCl+3％SPNH+1.5％NH4HPAN+3％OCL-JB+3％SDLC-100+2％FT-1+3%QS-2〔1000目〕+2％潤(rùn)滑劑SDRH-300+重晶石〔加重至2.3g/cm3〕25.

莫深1井抗高溫水基鉆井液的儲(chǔ)層保護(hù)特性

鉆井液動(dòng)態(tài)損害評(píng)價(jià)結(jié)果污染用鉆井液巖樣號(hào)氣測(cè)Kg,10-3mm2水相Kw,10-3mm2油相Ko,10-3mm2損害后Kos,10-3mm2滲透率恢復(fù)值%1＃603-183.5246.9420.9716.5678.962＃603-269.4724.5614.4510.21570.693＃603-3189.1298.5246.2322.8449.40注：實(shí)驗(yàn)條件為80℃，污染壓差3.5MPa，動(dòng)態(tài)污染剪切速率300s-126.

莫深1井抗高溫水基鉆井液的儲(chǔ)層保護(hù)特性

經(jīng)3種鉆井液配方污染后巖樣的滲透率恢復(fù)值從實(shí)驗(yàn)結(jié)果不難看出，在采用按理想充填暫堵方案設(shè)計(jì)的鉆井液進(jìn)行污染后，儲(chǔ)層巖心的滲透率恢復(fù)值可達(dá)78.96％；而未采取理想充填暫堵方案，僅參加單一暫堵劑的鉆井液污染后，巖心的滲透率恢復(fù)值為70.69％；如果鉆井液中不加任何暫堵劑，那么巖心的滲透率恢復(fù)值僅為49.4％。27.

結(jié)論適合莫深1井的高密度鉆井液體系〔2.0～2.3g/cm3〕為經(jīng)過(guò)優(yōu)選的鉀基聚磺鉆井液，其抗溫能力可達(dá)210℃；具有很強(qiáng)的抑制性和抗污染性能；采用理想充填暫堵方案，可有效保護(hù)儲(chǔ)層。28.理想充填油氣層保護(hù)技術(shù)二、理想充填油氣層保護(hù)技術(shù)29.SPE58793

OptimizingtheSelectionofBridgingParticlesforReservoirDrillingFluids

M.A.Dick,T.J.HeinzandC.F.Svoboda,M-IL.L.C.,andM.Aston,BPAmoco

Thispaperwaspreparedforpresentationatthe2000SPEInternationalSymposiumonFormationDamageheldinLafayette,Louisiana,23–24February2000.理想充填油氣層保護(hù)技術(shù)30.研究的目的和意義長(zhǎng)期以來(lái)，國(guó)內(nèi)外石油工程界一直沿用Abrams提出的“1/3架橋規(guī)那么〞〔1977年〕和羅平亞院士等建立的屏蔽暫堵技術(shù)〔1990年〕來(lái)選擇暫堵劑的顆粒尺寸，并獲得了十分廣泛的應(yīng)用。但是，這兩種方法都是以儲(chǔ)層的平均孔徑和暫堵劑的粒度中值作為確定暫堵方案的依據(jù)，而儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)一般有很強(qiáng)的非均質(zhì)性，孔喉尺寸一般呈正態(tài)分布，較大孔喉盡管數(shù)量比例較小，但對(duì)滲透率的奉獻(xiàn)很大。31.“理想充填〞的含義依據(jù)顆粒堆積效率最大值原理，以儲(chǔ)層孔喉尺寸分布和暫堵劑的粒徑分布的匹配關(guān)系為依據(jù)，而不是以平均孔徑和暫堵顆粒的粒度中值的匹配關(guān)系為依據(jù)，建立一種科學(xué)、有效的優(yōu)選暫堵劑顆粒尺寸的復(fù)配暫堵新方法。該方法將目前市場(chǎng)上幾種不同規(guī)格的超細(xì)CaCO3暫堵劑產(chǎn)品按最優(yōu)比例進(jìn)行復(fù)配，使復(fù)配后暫堵劑顆粒的粒度分布正好與儲(chǔ)層的孔喉尺寸分布相匹配，以實(shí)現(xiàn)最優(yōu)的暫堵和儲(chǔ)層保護(hù)效果。所建立的新方法且操作簡(jiǎn)便，資金投入又少，因而該項(xiàng)成果有廣闊的應(yīng)用前景。32.新、舊架橋規(guī)那么暫堵示意圖

顆粒粒度分布的選取

Abrams架橋規(guī)那么d1/2理想充填架橋規(guī)那么33.國(guó)內(nèi)外研究現(xiàn)狀及分析Hands等人依據(jù)“理想充填理論〞，提出了便于現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施的d90規(guī)那么，即當(dāng)暫堵劑顆粒在其粒徑累積分布曲線上的d90值〔指90%的顆粒粒徑小于該值〕與儲(chǔ)層的最大孔喉直徑或最大裂縫寬度相等時(shí)，可取得理想的暫堵效果。Dick等人那么進(jìn)一步以圖解方式，首先提出了能在一定程度上表征儲(chǔ)層孔喉尺寸分布特征的目標(biāo)線(Targetline)的概念，并初步建立了一種便于現(xiàn)場(chǎng)操作的優(yōu)選復(fù)配暫堵方案的新方法。34.d90規(guī)那么及目標(biāo)線的繪制d90規(guī)那么：當(dāng)儲(chǔ)層最大孔喉尺寸與暫堵劑顆粒的d90相匹配時(shí)，可取得理想暫堵效果。目標(biāo)線〔targetline)：根據(jù)儲(chǔ)層最大孔喉尺寸確定d90，在暫堵劑粒徑分布曲線上，以(d90)1/2與坐標(biāo)原點(diǎn)的連線作為目標(biāo)線。例：某砂巖儲(chǔ)層最大孔喉為133mm，那么(d90)1/2=11.53mm，其目標(biāo)線如以下圖所示。35.d90(133)1/2=11.53mm最大孔喉尺寸133mm儲(chǔ)層的理想暫堵劑粒徑分布

〔與幾種CaCO3暫堵劑產(chǎn)品粒度分布曲線的比較〕36.繪制“累計(jì)體積%〞~“d1/2〞坐標(biāo)圖。選用具有代表性巖樣進(jìn)行鑄體薄片分析或壓汞實(shí)驗(yàn)，測(cè)出儲(chǔ)層最大孔喉直徑〔即d90〕。d90也可從孔喉尺寸累計(jì)分布曲線上讀出。(d90)1/2與坐標(biāo)原點(diǎn)的連線即為對(duì)該儲(chǔ)層實(shí)施暫堵的目標(biāo)線。假設(shè)無(wú)法得到最大孔喉直徑，可用儲(chǔ)層滲透率上限值進(jìn)行估算，即(kmax)1/2d90。假設(shè)儲(chǔ)層平均滲透率，可先確定d50，即(k平均)1/2d50。然后將(d50)1/2與坐標(biāo)原點(diǎn)的連線延長(zhǎng)，可外推出d90。目標(biāo)線確實(shí)定方法37.如何實(shí)施有效暫堵？具有某種粒度分布特征的單一暫堵劑很難與目標(biāo)線相匹配。將幾種不同粒徑的暫堵劑復(fù)配使用，比較容易得到給定儲(chǔ)層的理想暫堵方案。復(fù)配暫堵劑的顆粒粒度分布曲線應(yīng)與儲(chǔ)層目標(biāo)線的斜率相接近。考慮到暫堵劑在環(huán)空的剪切磨損，復(fù)配暫堵劑的最優(yōu)粒度分布曲線可略靠?jī)?chǔ)層目標(biāo)線的右側(cè)〔寧右勿左〕。在儲(chǔ)層鉆進(jìn)過(guò)程中，應(yīng)適量補(bǔ)充一些粗顆粒以保持粒度分布曲線的位置和斜率。參見(jiàn)以下圖。38.對(duì)最大孔喉直徑＝133mm儲(chǔ)層實(shí)施封堵的CaCO3粒徑最正確組合39.

大孔隙對(duì)滲透率的奉獻(xiàn)是主要的，30%的大孔隙對(duì)滲透率的奉獻(xiàn)大約為85%。因此，尤其應(yīng)對(duì)大孔隙進(jìn)行暫堵保護(hù)以盡可能減輕損害。參加較大尺寸的架橋顆粒是對(duì)大孔隙進(jìn)行保護(hù)的主要措施。中、高滲儲(chǔ)層暫堵技術(shù)

40.“理想充填油保新技術(shù)〞計(jì)算機(jī)軟件軟件設(shè)計(jì)實(shí)例：某一高滲儲(chǔ)層的最大孔喉直徑Dmax為50μm參數(shù)輸入首先輸入地層孔喉參數(shù)。在最大孔喉尺寸處輸入50，按“確定〞按鈕。41.“理想充填油保新技術(shù)〞計(jì)算機(jī)軟件軟件設(shè)計(jì)實(shí)例：某一高滲儲(chǔ)層的最大孔喉直徑Dmax為50μm假設(shè)鉆井液體系中含有膨潤(rùn)土、加重劑〔重晶石或鐵礦粉〕等固相顆粒，還應(yīng)輸入這些固相顆粒的粒度分布及含量。〔待近期完成〕42.“理想充填油保新技術(shù)〞計(jì)算機(jī)軟件軟件設(shè)計(jì)實(shí)例：在輸入上述參數(shù)后，從暫堵劑數(shù)據(jù)庫(kù)中選擇3種適合的暫堵劑顆粒參與暫堵方案優(yōu)選。43.“屏蔽暫堵理想充填方法〞計(jì)算機(jī)軟件軟件設(shè)計(jì)實(shí)例－某一高滲儲(chǔ)層的最大孔喉直徑Dmax為50μm優(yōu)化出的暫堵劑復(fù)配方案為：1000目CaCO3:600目CaCO3:WC-1C=20:44:36，體系中暫堵劑加量為4％。44.“屏蔽暫堵理想充填方法〞計(jì)算機(jī)軟件軟件設(shè)計(jì)實(shí)例：某一高滲儲(chǔ)層的最大孔喉直徑Dmax為50μm根據(jù)優(yōu)化結(jié)果，可繪制出優(yōu)化后的暫堵劑粒度分布曲線。45.“屏蔽暫堵理想充填方法〞計(jì)算機(jī)軟件軟件設(shè)計(jì)實(shí)例－某一砂巖儲(chǔ)層的最大孔喉直徑Dmax為50μm考慮到暫堵顆粒在環(huán)空中的磨損，應(yīng)適當(dāng)調(diào)整暫堵劑比例，使其適當(dāng)偏于基線的右方。調(diào)整三種暫堵顆粒的比例為：20:35:45，那么可得到調(diào)整后的暫堵劑粒度分布曲線。46.

WZ12-1油田主要儲(chǔ)層的理想充填暫堵方案設(shè)計(jì)－中塊4井區(qū)潿西南油田群主要儲(chǔ)層的理想充填保護(hù)

方案設(shè)計(jì)－WZ12-1油田中塊4井區(qū)潿三段儲(chǔ)層最大流通喉道半徑為37.5μm，即d90=75μm。由軟件計(jì)算出的最正確混合比為：WC-1C∶300目∶1000目＝50：36∶14。考慮到環(huán)空流速對(duì)暫堵劑顆粒的剪切作用，適當(dāng)增加了暫堵劑組合中大顆粒所占比例，最后確定以下暫堵劑組合方案：優(yōu)選方案：WC-1C∶300目∶1000目=55∶25∶20優(yōu)選方案的暫堵劑組總加量為4％。47.

WZ12-1油田主要儲(chǔ)層的理想充填暫堵方案設(shè)計(jì)－中塊4井區(qū)潿西南油田群主要儲(chǔ)層的理想充填保護(hù)

方案設(shè)計(jì)－WZ12-1油田48.巖樣序號(hào)實(shí)驗(yàn)用鉆井液巖心氣測(cè)滲透率Kg10－3μm2損害前K/10－3μm2損害后K/10－3μm2封堵率%滲透率恢復(fù)值%鹽水煤油鹽水煤油11#768437.5341.2563.2134.5385.639.422#1058627.15600250.810044.833#1250700612.50378.010061.744#16901050840073510087.555#20901254.21023.750918.7510089.71#

：有機(jī)正電膠基漿；2#

：1#

600目碳酸鈣；3#

：1#

屏蔽暫堵方案；4#

：1#

理想充填暫堵方案-1；5#

：1#

理想充填暫堵方案-2不同暫堵方案的實(shí)驗(yàn)結(jié)果49.不同暫堵方案的巖心滲透率恢復(fù)值50.應(yīng)用情況冀東油田中原油田中海油湛江分公司青海油田哈薩克斯坦肯基亞克油田51.結(jié)論“理想充填理論〞和d90規(guī)那么是近年來(lái)保護(hù)油氣層鉆井液暫堵技術(shù)取得的新進(jìn)展。新方法的主要特點(diǎn)是“復(fù)配暫堵〞和“廣譜暫堵〞。與傳統(tǒng)架橋規(guī)那么相比，使用該方法可取得更好的暫堵效果。新方法充分考慮了暫堵劑對(duì)儲(chǔ)層大尺寸孔喉的暫堵作用，因此，特別是對(duì)于中、高滲儲(chǔ)層，建議使用新方法確定暫堵方案。理想充填油保新技術(shù)及其配套智能化應(yīng)用軟件便于現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施和推廣應(yīng)用。52.三、強(qiáng)抑制性KCl-硅酸鹽

鉆井液技術(shù)53.第一局部硅酸鹽鉆井液國(guó)內(nèi)外

研究現(xiàn)狀硅酸鹽鉆井液：以無(wú)機(jī)硅酸鹽(Na2SiO3、K2SiO3等)作為主處理劑，并配合高分子聚合物、降濾失劑以及KCl等組成的強(qiáng)抑制性、無(wú)熒光、低本錢(qián)和環(huán)保型水基鉆井液體系。54.硅酸鉀－聚合物鉆井液的優(yōu)點(diǎn)

〔FromMarquisFluids)

很強(qiáng)的抑制性有利于提高鉆速環(huán)保型鉆井液無(wú)毒、平安配制本錢(qián)低腐蝕性弱被譽(yù)為最有開(kāi)展前景的水基鉆井液55.硅酸鉀－聚合物鉆井液的典型配方與性能

(FromSchlumberger)SildrilL〔硅酸鹽〕 10%byVolDuovis〔黃原膠〕 1.25-1.5PPB(0.36-0.43%)Biocide〔殺菌劑〕 0.15PPB(0.04%)KCl 26.0PPB(7.4%)PolypacUL 3.0-4.0PPB(0.86-1.14%)SodaAsh 0.25-0.5PPB(0.07-0.14%)56.硅酸鉀的抑制性——頁(yè)巖浸泡實(shí)驗(yàn)57.與其它鉆井液頁(yè)巖回收率的比較58.使用硅酸鹽鉆井液前后巖屑形狀的比較

〔SPE87133)59.硅酸鹽的物理/化學(xué)固壁性(SPE87133，2004)60.硅酸鹽防塌機(jī)理的特殊性硅酸鹽是以封堵作用為主的防塌劑。瀝青類(lèi)及聚合醇類(lèi)封堵型防塌劑主要通過(guò)物理作用穩(wěn)定井壁，而硅酸鹽主要通過(guò)化學(xué)作用〔包括自身的化學(xué)膠凝反響及其與粘土礦物、鈣鎂離子等的化學(xué)反響〕封堵微裂縫和孔喉，穩(wěn)定井壁。具有物理/化學(xué)固壁特性。61.各種封堵劑性能的比較硅酸鹽對(duì)環(huán)境無(wú)影響，瀝青及聚合醇類(lèi)封堵劑對(duì)環(huán)境有影響。硅酸鹽類(lèi)沒(méi)有熒光，不干擾熒光錄井及氣測(cè)錄井，瀝青有熒光，聚合醇類(lèi)也有低的熒光。硅酸鹽在很寬的溫度范圍內(nèi)可使用，瀝青類(lèi)必須在軟化溫度以上才能起到封堵作用。聚合醇必須在濁點(diǎn)溫度以上才有封堵效果。硅酸鹽價(jià)格比其它兩類(lèi)封堵劑低。62.KCl/硅酸鹽鉆井液性能參數(shù)控制KCl/硅酸鹽鉆井液體系的流變參數(shù)和濾失量隨體系中膨潤(rùn)土、KCl及硅酸鹽的含量變化而波動(dòng)較大。保持體系具有良好流變參數(shù)的條件是保持體系中這三種主要處理劑的合理配比。63.硅酸鹽體系在EastAngara-1井的應(yīng)用EastAngara-1井位于蘇丹7區(qū)的東部，設(shè)