CN107502322A - 一种强化煤层胶结型前置液体系 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种固井前置液，是一种强化煤层胶结型前置液体系，包括0.65～3.2重量份的堵漏剂、2.3～12.5重量份的辅助填充剂、0.82～2.5重量份的性能调节剂、0.19～0.85重量份的表面活性剂、0.3～0.6重量份的消泡剂和81.5～95重量份的水。本发明从煤岩层自身的性质方向入手，从提高煤层表面润湿性出发，考虑对煤层表面润湿性的改善，在固井前置液中加入了表面活性剂，再通过控制固井前置液中其他组分的比例，提供的煤层气井固井质量前置液体系与钻井液和水泥浆相容性好，对煤的表面润湿性有良好的改善，使煤芯具有优良的水润湿性，提高了固井第二界面胶结强度，各项性能指标都满足现场固井要求。

Description

一种强化煤层胶结型前置液体系
技术领域
本发明涉及煤层气开采领域，涉及一种固井前置液，尤其涉及一种具有强化煤层胶结功能的固井前置液体系。
背景技术
煤层气是煤的伴生矿产资源，属非常规天然气，是一种洁净的优质能源。我国煤层气资源丰富，可采储量约470万亿m3，开采潜力巨大，是对我国能源的重要补充。煤层气是一种清洁、高效、安全的新型能源，其开采与利用不仅具有重要的经济价值，还可提高煤矿开采的安全性。但煤储层的孔隙压力梯度低，裂缝和割理非常发育，煤层气井固井时易造成水泥浆大量漏失。
目前国外煤层气固井技术主要有，高强度低密度水泥浆、泡沫水泥浆、分级固井及绕煤层固井等工艺技术，同时利用计算机模拟技术进行施工参数优化设计，确保固井质量，提高注水泥顶替效率。国内目前在煤层气井固井方面也有较多的研究和实践，其中包括：“沁水盆地晋城地区煤层气田固井实践”(郑毅等，石油钻采工艺，2000/03)，采用低密度水泥浆，严格控制水泥浆的失水量，提高水泥浆的粘度和切力，并采用低返速顶替技术，使得固井质量优质；采用塞流顶替技术，在两相界面上形成聚集物质，在井眼扩大段及不规则段产生类似活塞一样的顶替作用，可以取得好的顶替效果；采用双级固井技术，煤储层顶板以上200m至井底用常规密度水泥浆封固，保证后期压裂作业的需要；煤储层顶板以上200m至地面用低密度水泥浆封固，防止地层发生漏失。但以上方法的缺点在于，对低密度水泥、减轻剂材料等研究严重不足，极大地制约了超低密度水泥浆的发展，并且目前的超低密度水泥浆体系在较高温度(≥60℃)时抗压强度高，但低温下抗压强度发展很慢，不适用于煤层气固井的低温环境。“煤层气超低密度固井技术研究与应用”(左景栾等，煤炭学报，2012/12)通过减轻剂、水泥体系基准配方、低温早强稳定剂、降失水剂和分散剂的实验优选，研发出中空玻璃微珠超低密度水泥浆体系，并研究设计了暂堵型前置液体系，形成了煤层气超低密度固井技术。
前置液就是在固井注水泥施工过程中，将水泥浆与钻井液隔开的液体，可分为冲洗液与隔离液。冲洗液作为前置液的一部分，在固井施工中起着至关重要的作用。冲洗液能够剥离钻井液泥饼以及对改善固井界面水润湿性，为水泥浆与固井界面的良好胶结创造条件。隔离液可实现钻井液与水泥浆的有效隔离，通过材料的优选合理设计隔离液液体系，使隔离液与钻井液、水泥浆具有良好的相容性。确保隔离液与钻井液、水泥浆接触时不会产生钻井液絮凝和缩短水泥浆稠化时间的现象。同时，充分驱替和隔离钻井液，避免其与水泥浆相互接触污染，减少固井施工事故。所以，前置液的性能在固井阶段显得尤为重要。在当今固井注水泥技术中，前置液体系已成一门专项技术，其作用除了将水泥浆与钻井液隔开外，还可以起到缓冲、清洗、冲洗、提高顶替效率、界面改性等作用，从而提高固井质量。
近年来，针对固井前置液体系提出的性能要求，学者们研究开发出一些新型固井前置液体系。其中包括：“触变性隔离液体系的研究”(陆纪邀等，中国石油大学，2010/05)所研究的隔离液体系、“元坝地区油基前置液气液转换技术”(于志纲等，钻井液与完井液，2013/09)所研究的以油基润湿反转剂、油溶性乳化沥青以及柴油为基础的油基前置液、“基于油基钻井液下固井前置液的研究及应用”(李韶利，钻井液与完井液，2014/03)所研究的适合油基钻井液的清油冲洗剂QY-1和清油隔离液GLY-1，以及一种封堵型固井前置液体系及组成”(王成文等，中国专利，2016/05)专利中的前置液体系等等。
但是以上前置液体系解决了部分固井难题，但是仍存在不足，使用时会造成胶结强度的下降，影响固井质量。
因此，如何得到一种固井前置液，提高胶结强度，从而提高固井质量，以成为业内诸多研究学者广为关注的焦点之一。
发明内容
有鉴于此，本发明要解决的技术问题在于提供一种固井前置液，其是一种具有强化煤层胶结功能的固井前置液，本发明提供的固井前置液，能够与煤岩表面致密吸附，提高煤岩表面亲水润湿性，从而利于水泥浆与煤岩表面的润湿与胶结，使得煤岩-水泥浆胶结强度有所提高，达到提高煤层气井固井质量的目的。
本发明公开了一种固井前置液，以质量分数计，包括：
优选的，所述表面活性剂包括阴离子表面活性剂；
所述辅助填充剂包括乙烯-醋酸乙烯聚合物、膨胀蛭石、硅藻土、石英砂和超细碳酸钙颗粒中的一种或多种；
所述消泡剂包括磷酸酯类消泡剂、有机硅消泡剂和聚醚类消泡剂中的一种或多种。
优选的，所述阴离子表面活性剂包括含醚和硫酸根的阴离子表面活性剂。
优选的，所述乙烯-醋酸乙烯聚合物、膨胀蛭石、硅藻土、石英砂和超细碳酸钙颗粒的质量比为(9～16)：(13～58)：(8～23)：(19～38)：(9～19)。
优选的，所述乙烯-醋酸乙烯聚合物的粒径为0.20～0.60mm；
所述乙烯-醋酸乙烯聚合物的堆积密度为0.75～0.86g/cm3；
所述膨胀蛭石的粒径为0.50～4.5mm；
所述膨胀蛭石的堆积密度为0.65～0.80g/cm3；
所述超细碳酸钙颗粒的粒径为3～10μm；
所述超细碳酸钙颗粒的堆积密度为0.80～1.20g/cm3。
优选的，所述堵漏剂包括亲水性纤维类堵漏剂；
所述性能调节剂包括降失水剂与磺化醛酮类分散剂的混合物；
所述水包括淡水和/或矿化度水。
优选的，所述降失水剂包括2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸与丙烯酰胺聚合物降失水剂、聚乙烯醇降失水剂和羟乙基纤维素降失水剂中的一种或多种；
所述降失水剂与磺化醛酮类分散剂的质量比为(43～85)：(15～58)。
优选的，所述亲水性纤维类堵漏剂中所述亲水性纤维的长度为3～8mm；
所述亲水性纤维类堵漏剂的组成包括聚乙烯醇纤维、羧甲基纤维素纤维、木质纤维和海藻纤维中的一种或多种。
优选的，所述聚乙烯醇纤维、羧甲基纤维素纤维、木质纤维和海藻纤维的质量比为(13～28)：(22～43)：(9～27)：(34～55)。
优选的，所述固井前置液的密度为1.02～1.14g/cm3；
所述固井前置液的适用温度范围为10～95℃。
本发明公开了一种固井前置液，以质量分数计，包括0.65～3.2重量份的堵漏剂、2.3～12.5重量份的辅助填充剂、0.82～2.5重量份的性能调节剂、0.19～0.85重量份的表面活性剂、0.3～0.6重量份的消泡剂和81.5～95重量份的水。与现有技术相比，本发明针对现有的固井前置液的不足，研究方向主要集中在冲洗、固化泥饼，堵漏，改善水泥浆特性以及工程作业等几方面，却并没有考虑煤岩自身特点对固井胶结性能的影响。本发明创造性的从煤岩层自身的性质方向入手，由于煤的主要成分是有机物质，基本单元是以缩合芳环为主体的有机高分子，所以煤表面水润湿性差，水泥浆循环到套管外壁与煤层之间时，以水为基础的水泥浆不能很好的与煤层接触胶结，从而会造成胶结强度的下降，影响固井质量。本发明从提高煤层表面润湿性的方向出发，考虑对煤层表面润湿性的改善，创造性的在固井前置液中加入了表面活性剂，克服了传统前置液配方中没有表面活性剂的技术缺陷，再通过掺入亲水性纤维类堵漏剂、有助于封堵裂缝和保证浆体稳定的辅助填充剂、具有控制滤失和调节流变性能的性能调节剂、有效改善煤层表面润湿性的表面活性剂和消泡剂，进一步改善了固井前置液中其他组分的比例，能够配制出密度为1.02～1.14g/cm3的前置液体系，适用温度范围为10℃～95℃。本发明提供的煤层气井固井质量前置液体系不仅与钻井液和水泥浆相容性好，而且对煤的表面润湿性有良好的改善，使煤芯具有优良的水润湿性，提高了固井第二界面胶结强度，各项性能指标都满足现场固井要求。
实验结果表明，采用本发明强化煤层胶结型前置液能够有效提高第二胶结面强度，有利于固井胶结质量，煤层固井胶结性能明显提高，比未浸泡过的煤芯第二界面胶结强度提高了57.76％。
附图说明
图1为本发明提供的PH36-01X2井CBL/VDL固井质量检查测井图；
图2为本发明提供的SX188-X3井CBL/VDL固井质量检查测井图。
具体实施方式
为了进一步了解本发明，下面结合实施例对本发明的优选实施方案进行描述，但是应当理解，这些描述只是为进一步说明本发明的特征和优点而不是对本发明专利要求的限制。
本发明所有原料，对其来源没有特别限制，在市场上购买的或按照本领域技术人员熟知的常规方法制备的即可。
本发明所有原料，对其纯度没有特别限制，本发明优选采用分析纯或树脂纽扣制备领域常规的纯度要求。
本发明所有原料，其牌号和简称均属于本领域常规牌号和简称，每个牌号和简称在其相关用途的领域内均是清楚明确的，本领域技术人员根据牌号、简称以及相应的用途，能够从市售中购买得到或常规方法制备得到。
本发明公开了一种固井前置液，以质量分数计，包括：
本发明所述堵漏剂的加入量优选为0.65～3.2重量份，更优选为1.0～2.5重量份，最优选为1.5～2.0重量份。本发明对所述堵漏剂没有特别限制，以本领域技术人员熟知的用于固井前置液的堵漏剂即可，本领域技术人员可以根据实际使用情况、固井要求以及质量控制进行选择和调整，本发明所述堵漏剂优选为亲水性纤维类堵漏剂。
本发明对所述亲水性纤维类堵漏剂的具体参数没有特别限制，以本领域技术人员熟知的亲水性纤维类堵漏剂的参数即可，本领域技术人员可以根据实际使用情况、固井要求以及质量控制进行选择和调整，本发明所述亲水性纤维类堵漏剂中所述亲水性纤维的长度优选为3～8mm，更优选为4～7mm，最优选为5～6mm。
本发明对所述亲水性纤维类堵漏剂的具体组成没有特别限制，以本领域技术人员熟知的亲水性纤维类堵漏剂的常规组成即可，本领域技术人员可以根据实际使用情况、固井要求以及质量控制进行选择和调整，本发明所述亲水性纤维类堵漏剂的组成优选包括聚乙烯醇纤维、羧甲基纤维素纤维、木质纤维和海藻纤维中的一种或多种，更优选为聚乙烯醇纤维、羧甲基纤维素纤维、木质纤维和海藻纤维。
本发明对上述亲水性纤维类堵漏剂的组成的具体比例没有特别限制，以本领域技术人员熟知的亲水性纤维类堵漏剂的常规比例即可，本领域技术人员可以根据实际使用情况、固井要求以及质量控制进行选择和调整，本发明所述聚乙烯醇纤维、羧甲基纤维素纤维、木质纤维和海藻纤维的质量比优选为(13～28)：(22～43)：(9～27)：(34～55)。即所述聚乙烯醇纤维与所述羧甲基纤维素纤维的质量比优选为(13～28)：(22～43)，更优选为(16～25)：(22～43)，最优选为(19～22)：(22～43)。所述羧甲基纤维素纤维与所述木质纤维的质量比优选为(22～43)：(9～27)，更优选为(25～40)：(9～27)，更优选为(28～37)：(9～27)，最优选为(31～34)：(9～27)。所述木质纤维和所述海藻纤维的质量比优选为(9～27)：(34～55)，更优选为(12～24)：(34～55)，最优选为(15～21)：(34～55)。
本发明所述辅助填充剂的加入量优选为2.3～12.5重量份，更优选为4.3～10.5重量份，最优选为6.3～8.5重量份。本发明对所述辅助填充剂没有特别限制，以本领域技术人员熟知的用于固井前置液的辅助填充剂即可，本领域技术人员可以根据实际使用情况、固井要求以及质量控制进行选择和调整。
本发明对所述辅助填充剂的具体组成没有特别限制，以本领域技术人员熟知的辅助填充剂的常规组成即可，本领域技术人员可以根据实际使用情况、固井要求以及质量控制进行选择和调整，本发明所述辅助填充剂的组成优选包括乙烯-醋酸乙烯聚合物、膨胀蛭石、硅藻土、石英砂和超细碳酸钙颗粒中的一种或多种，更优选为乙烯-醋酸乙烯聚合物、膨胀蛭石、硅藻土、石英砂和超细碳酸钙颗粒。
本发明对所述乙烯-醋酸乙烯聚合物的具体参数没有特别限制，以本领域技术人员熟知的常规参数即可，本领域技术人员可以根据实际使用情况、固井要求以及质量控制进行选择和调整，本发明所述乙烯-醋酸乙烯聚合物的粒径优选为0.20～0.60mm，更优选为0.25～0.55mm，最优选为0.30～0.50mm。本发明所述乙烯-醋酸乙烯聚合物的堆积密度优选为0.75～0.86g/cm3，更优选为0.77～0.84g/cm3，最优选为0.79～0.82g/cm3。
本发明对所述膨胀蛭石的具体参数没有特别限制，以本领域技术人员熟知的常规参数即可，本领域技术人员可以根据实际使用情况、固井要求以及质量控制进行选择和调整，本发明所述膨胀蛭石的粒径优选为0.50～4.5mm，更优选为1.0～3.5mm，最优选为2.0～2.5mm。本发明所述膨胀蛭石的堆积密度优选为0.65～0.80g/cm3，更优选为0.68～0.78g/cm3，最优选为0.70～0.76g/cm3。
本发明对所述超细碳酸钙颗粒的具体参数没有特别限制，以本领域技术人员熟知的常规参数即可，本领域技术人员可以根据实际使用情况、固井要求以及质量控制进行选择和调整，本发明所述超细碳酸钙颗粒的粒径优选为3～10μm，更优选为4～9μm，最优选为5～8μm。本发明所述超细碳酸钙颗粒的堆积密度优选为0.80～1.20g/cm3，更优选为 0.85～1.15g/cm3，最优选为0.90～1.10g/cm3。
本发明对上述辅助填充剂的组成的具体比例没有特别限制，以本领域技术人员熟知的辅助填充剂的常规比例即可，本领域技术人员可以根据实际使用情况、固井要求以及质量控制进行选择和调整，本发明所述乙烯-醋酸乙烯聚合物、膨胀蛭石、硅藻土、石英砂和超细碳酸钙颗粒的质量比优选为(9～16)：(13～58)：(8～23)：(19～38)：(9～19)。即所述乙烯-醋酸乙烯聚合物与所述膨胀蛭石的质量比优选为(9～16)：(13～58)，更优选为(10～15)：(13～58)，最优选为(11～14)：(13～58)。所述膨胀蛭石与所述硅藻土的质量比优选为(13～58)：(8～23)，更优选为(23～48)：(8～23)，最优选为(33～38)：(8～23)。所述硅藻土与所述石英砂的质量比优选为(8～23)：(19～38)，更优选为(11～20)：(19～38)，最优选为(14～17)：(19～38)。所述石英砂与所述超细碳酸钙颗粒的质量比优选为(19～38)：(9～19)，更优选为(22～35)：(9～19)，最优选为(25～33)：(9～19)。
本发明所述性能调节剂的加入量优选为0.82～2.5重量份，更优选为1.0～2.3重量份，最优选为1.2～2.0重量份。本发明对所述性能调节剂没有特别限制，以本领域技术人员熟知的用于固井前置液的性能调节剂即可，本领域技术人员可以根据实际使用情况、固井要求以及质量控制进行选择和调整。
本发明对所述性能调节剂的具体组成没有特别限制，以本领域技术人员熟知的性能调节剂的常规组成即可，本领域技术人员可以根据实际使用情况、固井要求以及质量控制进行选择和调整，本发明所述性能调节剂的组成优选包括降失水剂与磺化醛酮类分散剂的混合物。本发明对所述磺化醛酮类分散剂的具体选择没有特别限制，以本领域技术人员熟知的磺化醛酮类分散剂即可，本领域技术人员可以根据实际使用情况、固井要求以及质量控制进行选择和调整，本发明所述磺化醛酮类分散剂优选包括SAF和/或SAF-LS等等。
本发明对上述性能调节剂的组成的具体比例没有特别限制，以本领域技术人员熟知的性能调节剂的常规比例即可，本领域技术人员可以根据实际使用情况、固井要求以及质量控制进行选择和调整，本发明所述降失水剂与磺化醛酮类分散剂的质量比优选为(43～85)：(15～58)，更优选为(53～75)：(15～58)，最优选为(60～70)：(15～58)。
本发明所述表面活性剂的加入量优选为0.19～0.85重量份，更优选为0.19～0.85重量份，最优选为0.19～0.85重量份。本发明对所述表面活性剂没有特别限制，本领域技术人员可以根据实际使用情况、固井要求以及质量控制进行选择和调整，本发明为提高固井前置液的性能，所述表面活性剂优选为含醚和硫酸根的阴离子表面活性剂。
本发明通过采用上述特定的表面活性剂，加入到前置液中对煤层表面的润湿性进行改善。表面活性剂在煤岩表面致密吸附，提高煤岩表面亲水润湿性，从而利于水泥浆与煤岩表面的润湿与胶结，使得煤岩-水泥浆胶结强度有所提高，达到提高煤层气井固井质量的目的。
本发明所述消泡剂的加入量优选为0.3～0.6重量份，更优选为0.35～0.55重量份，最优选为0.4～0.5重量份。本发明对所述消泡剂没有特别限制，以本领域技术人员熟知的消泡剂即可，本领域技术人员可以根据实际使用情况、固井要求以及质量控制进行选择和调整，本发明所述消泡剂优选包括磷酸酯类消泡剂、有机硅消泡剂和聚醚类消泡剂中的一种或多种，更优选为磷酸酯类消泡剂、有机硅消泡剂或聚醚类消泡剂。
本发明所述水的加入量优选为81.5～95重量份，更优选为84.5～92重量份，最优选为87～89重量份。本发明对所述水没有特别限制，以本领域技术人员熟知的水即可，本领域技术人员可以根据实际使用情况、固井要求以及质量控制进行选择和调整，本发明所述水优选包括淡水和/或矿化度水，更优选为淡水或矿化度水，即可以采用普通的水，也可以采用具有矿化度的水。
本发明对所述固井前置液的制备方法没有特别限制，以本领域技术人员熟知的固井前置液的常规制备方法即可，本领域技术人员可以根据实际使用情况、固井要求以及质量控制进行选择和调整，本发明所述固井前置液的制备过程，采用混合制备即可。
本发明上述步骤提供了一种技术可靠、现场施工方便，能满足煤层气井固井作业的强化煤层胶结型前置液体系，针对固井前置液的使用环境，创造性的从煤岩层方向入手，从提高煤层表面润湿性的方向出发，考虑对煤层表面润湿性的改善，创造性的在固井前置液中加入了特定比例的表面活性剂，克服了传统前置液配方中没有表面活性剂的技术缺陷，再优选通过掺入特定比例和组成的其他试剂，不仅有助于封堵裂缝和保证浆体稳定的辅助填充剂、具有控制滤失和调节流变性能的性能调节剂，还能有效改善煤层表面润湿性的表面活性剂，进一步改善了固井前置液中其他组分的比例，能够配制出密度为1.02～1.14g/cm3的前置液体系，适用温度范围为10℃～95℃的固井前置液。
本发明的强化煤层胶结型前置液体系，不仅与钻井液和水泥浆相容性好，而且能对煤的表面润湿性有良好的改善，使煤芯具有优良的水润湿性，提高了固井第二界面胶结强度，有利于提高煤层气井固井质量；而且本发明的强化煤层胶结型前置液体系具有非常好的流变性能，有利于在地面钻井泵所允许的条件下实现紊流态顶替；同时，本发明的强化煤层胶结型前置液体系的性能是非常稳定的，可以根据固井现场情况，提前配制或当场配制都没有任何问题。随着我国加快煤层气资源开采，本发明的强化煤层胶结型前置液体系有着十分广阔应用前景。
实验结果表明，采用本发明强化煤层胶结型前置液能够有效提高第二胶结面强度，有利于固井胶结质量，煤层固井胶结性能明显提高，比未浸泡过的煤芯第二界面胶结强度提高了57.76％。
为了进一步说明本发明，以下结合实施例对本发明提供的一种固井前置液进行详细描述，但是应当理解，这些实施例是在以本发明技术方案为前提下进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，只是为进一步说明本发明的特征和优点，而不是对本发明权利要求的限制，本发明的保护范围也不限于下述的实施例。
实验方法：按标准GB/T19139-2003“油井水泥试验方法”制备水泥浆，并参照标准SY/T 5374-2000“油气井注水泥前置液使用方法”测试强化煤层胶结型前置液体系的性能。
实施例1
表面活性剂对水泥浆污染实验
实验方法：配置不同浓度的表面活性剂溶液，并将配置好的表面改性剂和水泥浆搅拌均匀后，测量表面活性剂对水泥浆终凝时间的影响，并通过ZNN-D6型旋转粘度计测量对水泥浆流变性的影响，实验结果如表1、表2。
表1 4#表面活性剂对水泥浆终凝时间的影响
表1
质量分数 清水 1％ 3％ 5％
终凝时间/h 13 13 14 14
由表1可知，表面活性剂对水泥浆终凝时间几乎没有影响，不会延缓水泥浆凝结及其强度上升。
表2表面活性剂对水泥浆流变性的影响
表2
浓度 六速旋转粘度计读数θ F ηp τ n K 流变模式
原浆 95/55/47/34/14/9 0.62 / / 0.43 1.84 幂律
1％ 82/46/40/31/17/13 0.60 / / 0.36 2.51 幂律
3％ 75/50/44/37/21/15 0.54 / / 0.27 4.64 幂律
5％ 103/66/58/45/17/13 0.62 / / 0.35 3.85 幂律
由表2可知，添加表面改性剂溶液的水泥配浆的流变模式基本上符合幂律模式，且流性指数n变化不大，因此，表面改性剂对水泥浆的流变性能影响不大。
实施例2
胶结强度实验
本实验取3块煤芯，一块保持干燥，其余2块煤芯分别在清水和表面活性剂溶液中浸泡24h。将处理过的煤芯置于模具底部中间模拟煤层，将水泥浆注入到模具中进行固井胶结性能实验，在室温下静置48h后，测出第一胶结面强度、第二胶结面强度和水泥石抗压强度，数据整理如表3。
表3经过不同液体处理过的煤芯的胶结性能和抗压强度比较
表3
由表3中数据可知，表面活性剂可有效提高第二胶结面强度。
实施例3
强化煤层胶结型前置液体系组成
强化煤层胶结型前置液体系可由以下物质组成，各物质的质量份数具体为：堵漏剂(聚乙烯醇纤维)2.3份；辅助填充剂(乙烯-醋酸乙烯聚合物)4.7份；性能调节剂(丙烯酰胺聚合物降失水剂与磺化醛酮类分散剂的质量比为51：32)为1.2份、表面活性剂0.3份、消泡剂(磷酸酯类消泡剂)0.4份、水为91.50份。
对本发明实施例3中的强化煤层胶结型前置液体系进行性能测试。
实施例4
强化煤层胶结型前置液体系的控制滤失性能测试
以实施例3的强化煤层胶结型前置液体系为测试对象，测试其在中压、高压条件下的失水量。试验结果见表4。
表4强化煤层胶结型前置液体系的控制滤失性能
表4
由表4中的性能测试表明，强化煤层胶结型前置液在中压或高压的条件下，均具有较小的失水量，非常有利于降低失水量和控制漏失。
强化煤层胶结型前置液体系的流变性能测试
实施例5
以实施例3的强化煤层胶结型前置液体系为测试对象，将配制好的强化煤层胶结型前置液体系于室温(25℃)下静置不同时间，然后将强化煤层胶结型前置液于4000转/min下搅拌50秒，测试体系的流变性能，以此来反映强化煤层胶结型前置液在不同时间后的性能稳定性，为更好地实施现场施工提供保证，试验结果见表5。
表5强化煤层胶结型前置液的流变性能
表5
实施例6
强化煤层胶结型前置液体系与现场低密度水泥浆体系的相容性测试
以实施例3中的强化煤层胶结型前置液体系和现场用低密度水泥浆体系(配方为：林州G级油井水泥+23％玻璃微珠减轻剂+28％活性材料+4.0％早强剂+4.95％降失水剂+1.6％分散剂，水灰比1.15，密度1.22g/cm3)为测试对象，按表6的次序和比例进行强化煤层胶结型前置液、低密度水泥浆的接触混合。
表6相容性试验混合表
表6
按照表6中的混合比例和顺序，低密度水泥浆按不同容积比与前置液混合，充分搅拌后，测量混合液的流变参数，结果见表7。
表7前置液与现场用低密度水泥浆的相容性试验
表7
实施例7
强化煤层胶结型前置液体系对稠化时间的影响测试
以实施例3中强化煤层胶结型前置液体系和现场用低密度水泥浆体系为测试对象，将低密度水泥浆与前置液按容积比95/5、75/25、50/50混合，按API规范10测试低密度水泥浆和混合样品的稠化时间，并进行对比，试验结果见表8。
表8稠化时间试验记录表
表8
混合样品组成 稠化时间(45℃/15MPa)/min)
100％水泥浆 115
95％水泥浆+5％前置液 156
75％水泥浆+25％前置液 265
50％水泥浆+50％前置液 ＞300
实施例8
强化煤层胶结型前置液对抗压强度的影响测试
以实施例3中强化煤层胶结型前置液体系和现场用低密度水泥浆体系为测试对象，将低密度水泥浆与前置液按容积比95/5、75/25、50/50混合，于40℃、常压条件下养护，测其抗压强度发展，并与低密度水泥原浆进行对比，试验结果见表9。
表9抗压强度试验记录表
表9
水泥浆:前置液 100:0 95:5 75:25 50:50
抗压强度/MPa 11.35 9.41 5.14 0.93
实施例9
前置液性能改善前后固井胶结性能对比的测定
以实施例3强化煤层胶结型前置液体系为测试对象，并改变原料的选择和配比，得到试剂组成2进行平行试验。
试剂组成2：
堵漏剂(羧甲基纤维素纤维)2.8份；辅助填充剂(膨胀蛭石)4.0份；性能调节剂(聚乙烯醇降失水剂与磺化醛酮类分散剂的质量比为36：49)为1.5份、表面活性剂0.3份、消泡剂(磷酸酯类消泡剂)0.4份、水为91.40份。
试剂组成3：
堵漏剂(木质纤维)2.4份；辅助填充剂(超细碳酸钙颗粒)3.8份；性能调节剂(聚乙烯醇降失水剂与磺化醛酮类分散剂的质量比为41：50)1.6份、表面活性剂0.3份、消泡剂(聚醚类消泡剂)0.6份、水为91.30份。
选用煤芯，分别保持干燥和在清水、强化煤层胶结型前置液中浸泡30秒后取出，进行固井胶结性能实验，在室温下养护48h后，测出第二胶结面强度如表10。
表10前置液性能改善前后煤层固井胶结性能对比
表10
由表10中的数据可以看出，经强化煤层胶结型前置液浸泡后，煤层固井胶结性能明显提高。比未浸泡过的煤芯第二界面胶结强度提高达到了57.76％。因此强化煤层胶结型前置液可以有效提高第二胶结面强度，有利于固井胶结质量。
实施例10
强化煤层胶结型前置液体系现场应用
采用本发明实施例3提供的强化煤层胶结型前置液体系，成功应用于山西沁水盆地南部地区的煤层气直井，在解决煤层气固井漏失难题基础上，进一步提高了煤层段固井胶结质量。
(1)PH36-01X2井现场试验
PH36-01X2井井深结构如下，参见表11，表11为PH36-01X2井井深结构。
表11
采用了“强化胶结型前置液+高强超低密度HC-ULC体系”技术进行固井试验。共泵入强化胶结型前置液体系3.5m3，高强超低密度HC-ULC体系12.90m3，前置液和水泥浆都混配顺利，泵压平稳，碰压正常。注水泥过程中水泥浆最高密度为1.38g/cm3，最低密度1.32g/cm3，平均密度1.35g/cm3。候凝72小时后CBL/VDL固井质量测井(见图1)，水泥返高达到设计要求，固井合格率为100％，优质率97.5％。
参见图1，图1为本发明提供的PH36-01X2井CBL/VDL固井质量检查测井图。
(2)对比井SX188-X3固井效果
SX188-X3井井深结构如下，参见表12，表12为SX188-X3井井深结构。
表12
采用“堵漏型前置液体系和高强超低密度HC-ULC体系”进行固井作业。共泵入堵漏型前置液体系3.0m3，高强超低密度HC-ULC体系10.85m3，施工过程顺利，碰压正常。注水泥过程中水泥浆最高密度为1.23g/cm3，最低密度1.27g/cm3，平均密度1.25g/cm3。候凝72小时后CBL/VDL固井质量测井(见图2)，水泥返高达到设计要求，固井合格率为100％，优质率96.9％。
参见图2，图2为本发明提供的SX188-X3井CBL/VDL固井质量检查测井图。
由图1和图2可知，虽然两口井的固井水泥浆返高都达到设计要求，固井优质率都超过95％以上。但是采用堵漏型前置液的SX188-X3井3#煤层段(1352-1359m)的测井声幅值在50％以上、地层波基本没有，说明该井在3#煤层段的固井胶结质量差；而采用本发明实施例3提供的强化胶结型前置液的PH36-01X2井的3#煤层段(404.8-412.3m)、15#煤层段(511.9-520.3m)共2套煤层，其测井声幅值均小于10％、有明显的地层波显示，说明该井在3#、15#煤层段的固井胶结质量较好。固井效果对比表明，强化胶结型前置液能够有效地改善煤层段煤岩与水泥石之间的界面胶结，提高固井质量。
以上对本发明提供的一种具有强化煤层胶结功能的强化煤层胶结型固井前置液进行了详细的介绍，本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想，包括最佳方式，并且也使得本领域的任何技术人员都能够实践本发明，包括制造和使用任何装置或系统，和实施任何结合的方法。应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以对本发明进行若干改进和修饰，这些改进和修饰也落入本发明权利要求的保护范围内。本发明专利保护的范围通过权利要求来限定，并可包括本领域技术人员能够想到的其他实施例。如果这些其他实施例具有不是不同于权利要求文字表述的结构要素，或者如果它们包括与权利要求的文字表述无实质差异的等同结构要素，那么这些其他实施例也应包含在权利要求的范围内。

Claims (10)

1.一种固井前置液，其特征在于，以质量分数计，包括：
2.根据权利要求1所述的固井前置液，其特征在于，所述表面活性剂包括阴离子表面活性剂；
所述辅助填充剂包括乙烯-醋酸乙烯聚合物、膨胀蛭石、硅藻土、石英砂和超细碳酸钙颗粒中的一种或多种；
所述消泡剂包括磷酸酯类消泡剂、有机硅消泡剂和聚醚类消泡剂中的一种或多种。
3.根据权利要求2所述的固井前置液，其特征在于，所述阴离子表面活性剂包括含醚和硫酸根的阴离子表面活性剂。
4.根据权利要求2所述的固井前置液，其特征在于，所述乙烯-醋酸乙烯聚合物、膨胀蛭石、硅藻土、石英砂和超细碳酸钙颗粒的质量比为(9～16)：(13～58)：(8～23)：(19～38)：(9～19)。
5.根据权利要求2所述的固井前置液，其特征在于，所述乙烯-醋酸乙烯聚合物的粒径为0.20～0.60mm；
所述乙烯-醋酸乙烯聚合物的堆积密度为0.75～0.86g/cm3；
所述膨胀蛭石的粒径为0.50～4.5mm；
所述膨胀蛭石的堆积密度为0.65～0.80g/cm3；
所述超细碳酸钙颗粒的粒径为3～10μm；
所述超细碳酸钙颗粒的堆积密度为0.80～1.20g/cm3。
6.根据权利要求1～5任意一项所述的固井前置液，其特征在于，所述堵漏剂包括亲水性纤维类堵漏剂；
所述性能调节剂包括降失水剂与磺化醛酮类分散剂的混合物；
所述水包括淡水和/或矿化度水。
7.根据权利要求6所述的固井前置液，其特征在于，所述降失水剂包括2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸与丙烯酰胺聚合物降失水剂、聚乙烯醇降失水剂和羟乙基纤维素降失水剂中的一种或多种；
所述降失水剂与磺化醛酮类分散剂的质量比为(43～85)：(15～58)。
8.根据权利要求6所述的固井前置液，其特征在于，所述亲水性纤维类堵漏剂中所述亲水性纤维的长度为3～8mm；
所述亲水性纤维类堵漏剂的组成包括聚乙烯醇纤维、羧甲基纤维素纤维、木质纤维和海藻纤维中的一种或多种。
9.根据权利要求8所述的固井前置液，其特征在于，所述聚乙烯醇纤维、羧甲基纤维素纤维、木质纤维和海藻纤维的质量比为(13～28)：(22～43)：(9～27)：(34～55)。
10.根据权利要求1所述的固井前置液，其特征在于，所述固井前置液的密度为1.02～1.14g/cm3；
所述固井前置液的适用温度范围为10～95℃。
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