CN113027363B - 一种破碎性地层钻井液适用方法 - Google Patents
一种破碎性地层钻井液适用方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113027363B CN113027363B CN202110514406.1A CN202110514406A CN113027363B CN 113027363 B CN113027363 B CN 113027363B CN 202110514406 A CN202110514406 A CN 202110514406A CN 113027363 B CN113027363 B CN 113027363B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- pressure
- drilling fluid
- outlet end
- core
- drilling
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 138
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 125
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 30
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 26
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract description 23
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 18
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 16
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 10
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 3
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 claims 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 6
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 2
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000002667 nucleating agent Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geometry (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
本发明公开一种破碎性地层钻井液适用方法，从地层中钻取地层岩心，制作岩心模型；用钻井液对岩心模型进行加载试验；根据岩心模型的近井周围压力增量与初始井底压差的比值计算得到压力传递系数，用压力传递系数作为评价指标；每次试验可以确定一种钻井液的压力传递系数，更换钻井液的种类，重复上述步骤，得到多种不同类型钻井液的压力传递系数，在压力传递系数满足阈值范围之内的钻井液中选择合适的价格更低的种类；本发明综合考虑了压力传递系数，在压力传递系数满足要求的情况下选用经济效益更高的钻井液，在满足了地层钻井要求的情况下具有更高的经济效益，可以针对不同的地层条件选择更合适的钻井液。
Description
技术领域
本发明涉及石油天然气钻井技术领域，更进一步涉及一种破碎性地层钻井液适用方法。
背景技术
随着油气堪探开发浓度不断增大，油气钻井经常会碰到破碎层，破碎层或是裂缝发育程度高的地层；钻井液在破碎层裂缝发育程度高的地层难以维持预定的井底压差。
破碎性地层或裂缝发育地层(如煤层)井壁失稳主要是由于钻井液压力传递导致的，由于破碎性地层离散块体间的不连续，钻井液容易进入地层造成压差下降；钻井液向四周扩散造成井壁周围孔隙压力增大，降低岩石间的挤压力同时降低摩擦系数，导致摩擦力大幅下降，造成地应力和井筒挤压力的合力超出岩块-岩块之间的最大静摩擦力，发生井壁失稳。
传统的评价钻井液封堵性能使用压差指标，压差指标是井筒钻井液压力与原始地层压力的压差，压差越大认为封堵性越好，井壁越稳定。这种评价方法在连续性地层能够得到有效的应用，但破碎性地层因钻井液扩散造成井周压力必然增大；按照压差指标，若压差值降低，需要采用增加钻井液密度的方式增大压差，但钻井液的密度过大易压垮地层，并且经济性较差。
对于本领域的技术人员来说，如何针对破碎性地层不同的地层条件选用合适的钻井液，是目前需要解决的技术问题。
发明内容
本发明提供一种破碎性地层钻井液适用方法，利用压力传递系数针对不同的地层条件选用合适的钻井液，具体方案如下：
一种破碎性地层钻井液适用方法，包括：
钻取地层岩心，制作岩心模型；
利用钻井液对所述岩心模型进行加载试验；
获取所述岩心模型的压力传递系数，所述压力传递系数由近井周围压力增量与初始井底压差之间的比值计算得到；
更换钻井液的种类，重复上述步骤，获取其他钻井液的压力传递系数；
判断各种钻井液的所述压力传递系数是否满足阈值范围；
在所述压力传递系数满足阈值范围之内的钻井液中选择合适的价格更低的种类。
可选地，利用以下公式计算压力传递系数：
kp＝(pp-p0)/(pw-p0)
其中：kp为压力传递系数，pp为周围孔隙压力，p0为初始孔隙压力，pw为钻井液液柱压力。
可选地，所述加载试验包括：
敞开出口端，在入口端通入清水，使用清水进行前期驱替，排出岩心内的气体；
在入口端通入钻井液进行驱替，入口端压力保持稳定，入口端的压力为钻井液液柱压力pw；钻井液将岩心与入口端之间的清水全部驱替至岩心及夹持器出口端；
出口端保持封闭，检测并记录出口端压力值，此过程中出口端压力最小值为初始孔隙压力p0，出口端压力最大值为周围孔隙压力pp。
可选地，所述钻井液将岩心与入口端之间的清水全部驱替至岩心及夹持器出口端，包括：
封闭出口端，持续检测出口端的压力，当出口端水压上涨至与入口端水压相等时，打开出口端排水，使出口端的压力降低为零，并迅速关闭，记录纯水压力变化曲线；
重复此步骤若干次，直至出口端压力变化曲线相对于纯水压力变化曲线曲率变缓，表明钻井液充分接触岩心。
可选地，所述压力传递系数满足的阈值范围为小于0.5。
可选地，所述加载试验对岩心施加的围压为7MPa。
可选地，所述岩心模型为圆柱形，入口端压力和出口端分别施加在所述岩心模型相对的两个圆形端面。
可选地，所述岩心模型的长度至少为1cm，直径为2cm。
本发明提供一种破碎性地层钻井液适用方法，从地层中钻取地层岩心，制作岩心模型；用钻井液对岩心模型进行加载试验；根据岩心模型的近井周围压力增量与初始井底压差的比值计算得到压力传递系数，用压力传递系数作为评价指标；每次试验可以确定一种钻井液的压力传递系数，更换钻井液的种类，重复上述步骤，得到多种不同类型钻井液的压力传递系数，在压力传递系数满足阈值范围之内的钻井液中选择合适的价格更低的种类；本发明综合考虑了压力传递系数，在压力传递系数满足要求的情况下选用经济效益更高的钻井液，在满足了地层钻井要求的情况下具有更高的经济效益，可以针对破碎性地层不同的地层条件选择更合适的钻井液。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明破碎性地层钻井液适用方法的流程示意图；
图2为试验模型示意图；
图3A为清水作用于岩心的出口端压力变化曲线；
图3B为钻井液开始作用于岩心过程的出口端压力变化曲线；
图3C为钻井液完全作用于岩心过程的出口端压力变化曲线；
图4为三种钻井液对割理发育的煤岩进行测试的出口端压力随时间的变化曲线。
具体实施方式
本发明的核心在于提供一种破碎性地层钻井液适用方法，利用压力传递系数针对不同的地层条件选用合适的钻井液。
为了使本领域的技术人员更好地理解本发明的技术方案，下面将结合附图及具体的实施方式，对本发明的破碎性地层钻井液适用方法进行详细的介绍说明。
图1为本发明破碎性地层钻井液适用方法的流程示意图；该破碎性地层钻井液适用方法包括以下步骤：
S1、钻取地层岩心，制作岩心模型；在需要钻井的区域钻取一部分样本，利用钻取得到的样本制作岩心模型，利用此岩心模型能够准确地反映出钻井区域的实际情况。
S2、利用钻井液对岩心模型进行加载试验；将岩心模型放到试验设备上，岩心模型与钻井液接触，试验设备可使钻井液产生相应的压强，钻井液进一步挤压渗透到岩心模型。
S3、获取岩心模型的压力传递系数，压力传递系数由近井周围压力增量与初始井底压差之间的比值计算得到。压力传递系数与压差指标并不相同，传统所采用的压差指标是井筒钻井液压力与原始地层压力的压差，而本发明的压力传递系数由两个数值的比例关系，也即近井周围压力增量与初始井底压差的比值计算得到。
近井周围压力增量指的是以钻井为轴心，四周一定距离地层压力的压力变化量，当没有钻井液时的自然状态下地层中的压力为初始孔隙压力，通过钻井液施压时使地层中的压力增大，这个变化量即为近井周围压力增量。初始井底压差指的是钻井中的钻井液的压力与初始孔隙压力之间的压力差。
更换钻井液的种类，重复上述步骤S1～S3，获取其他钻井液的压力传递系数；采用不同的液体作为钻井液进行试验，例如聚磺钻井液、绒囊钻井液等。
S4、判断各种钻井液的压力传递系数是否满足阈值范围；压力传递系数满足阈值范围的钻井液认为在此模型所对应的地层中可以适用。
S5、在压力传递系数满足阈值范围之内的钻井液中选择合适的价格更低的种类；压力传递系数满足阈值范围的钻井液都是符合要求的种类，出于经济效益的考虑，选用价格更低的钻井液，在保证封堵效果的基础上达到良好的经济效益。
钻井液的密度越高，通常情况下具有越好的封堵效果，但钻井液的密度过高可能压垮地层，反而影响正常的钻井作业，因此难以选择经济性与有效性兼备的钻井液，本发明的方案能够有效地解决此问题，在保证封堵性的前提下具有经济性。
在上述方案的基础上，本发明利用以下公式计算压力传递系数：
kp＝(pp-p0)/(pw-p0)
其中：kp为压力传递系数，pp为周围孔隙压力，p0为初始孔隙压力，pw为钻井液液柱压力。
压力传递系数由近井周围压力增量与初始井底压差之间的比值计算得到，近井周围压力增量即为pp-p0，初始井底压差即为pw-p0。压力传递系数衡量的是钻井液对于近井周围压力的影响情况，在此公式中，压力传递系数是两个压力之差的比值，为一常数，封堵性越好则压力传递系数越小，越接近0；封堵性越差则压力传递系数越大，越接近1。
具体地，上述步骤S2中的加载试验使用驱替设备进行，结合图2所示，为驱替设备的示意图，图中虚线方框包围的部分为夹持器，A表示岩心模型，左侧为入口端，右侧为出口端；岩心被放置在驱替设备的夹持器中，从夹持器的入口端输入液体，从夹持器的出口端输入液体，加载试验包括以下具体步骤：
S21、敞开出口端，在入口端通入清水，使用清水进行前期驱替，排出岩心内的气体。岩心位于夹持器的中间，岩心分别与入口端和出口端具有一段间距；从入口端通入清水，将夹持器内的气体全部排除。
S22、在入口端通入钻井液进行驱替，入口端压力保持稳定，入口端的压力为钻井液液柱压力pw；钻井液将岩心与入口端之间的清水全部驱替至岩心及夹持器出口端。当夹持器内部的气体全部排出后，从入口端向夹持器内部通入钻井液，钻井液代替清水，将清水逐步排出。由于检测的是钻井的数据，所以当钻井液完全接触岩心之后的数据才有参考价值，在钻井液完全接触岩心之前是清水作用于岩心的数据。
S23、出口端保持封闭，检测并记录出口端压力值，此过程中出口端压力最小值为初始孔隙压力p0，出口端压力最大值为周围孔隙压力pp。当钻井液完全接触岩心后，后续过程记录的出口端压力数据为钻井液作用于岩心的数据，此过程中出口端压力的最大值与最小值之间的差值为：(pp-p0)。
因钻井液具有封堵特性，钻液液会对岩心产生封堵效果，当钻井液开始接触岩心时，仍会将清水向出口端挤压，此时保持封闭的出口端的压力不断上升，出口端压力的最大值指经过一段时间后，出口端检测的压力就基本不再上升，或者上升的速率非常缓慢，此时就认为钻井液实现了封堵，出口端的压力值达到最大。
更进一步，在上述步骤S22中，钻井液将岩心与入口端之间的清水全部驱替至岩心及夹持器出口端，进一步又包括以下步骤：
封闭出口端，持续检测出口端的压力，当出口端水压上涨至与入口端水压相等时，打开出口端排水，使出口端的压力降低为零，并迅速关闭，记录纯水压力变化曲线。由于难以准确地判断出钻井液何接触完全接触岩心，因此通过不断地记录出口端压力状态，通过压力变化的曲线图判断钻井液是否接触岩心。
重复此步骤若干次，直至出口端压力变化曲线相对于纯水压力变化曲线曲率变缓，表明钻井液充分接触岩心。
结合图3A所示，表示清水作用于岩心的出口端压力变化曲线；图中展示了两轮试验周期,靠左侧的曲线展示第二轮完整周期的压力变化曲线，靠右侧的曲线展示第三轮周期前期的压力变化曲线；第二轮周期和第三轮周期的压力曲线从零开始，第二轮周期到达入口端压力大约为5MPa时打开出口端，第二轮周期时间约为120s；第三轮周期的压力初始值重新从零开始。图3A所展示的是驱替清水过程的压力变化曲线，压力值曲线的上升速率较高。
结合图3B所示，为钻井液开始作用于岩心过程的出口端压力变化曲线；可以认为是出口端压力增长减缓轮的压力曲线，在这一轮的检测周期中，此曲线图的压力增长速率前期较缓慢(0～105s区间)，中期压力增长速率增大(105～180s区间)，后期压力增长速率再次减缓(180s之后区间)。图3B所反映的压力增长情况表明钻井已经开始接触岩心，但尚未完全接触岩心，压力增长的速率并不稳定，时快时慢，此时的数据尚不能使用，当出口端的压力达到入口端压力时，再次打开出口端降压，重新开始新一轮周期。
结合图3C所示，为钻井液完全作用于岩心过程的出口端压力变化曲线；在此周期中，出口端压力增长速率非常缓慢，表明钻井液已经完全作用于岩心，起到了封堵的作用；在曲线的前期压力增长快速(0～5min左右)，此后的时间中压力值增长减缓(约5～100min)，相对于图3A中驱替清水的压力变化曲线，图3C的出口端压力曲线增长速率相对于图3B明显减缓，100min左右到达约3.5MPa，尚未到达图3A中的5MPa。因此认为图3C所示的周期中，5min之后的时间段钻井液完全封堵岩心，使用此段数据进行计算。
压力传递系数满足的阈值范围为小于0.5。上述步骤所涉及的加载试验过程中，对岩心施加的围压为7MPa，也即夹持器对岩心的柱面外表施加的压力。不同的围压会造成出口端压力数值有所区别，但对出口端压力值随时间变化的曲线的趋势并不产生影响，也即不同的围压得到的曲线变化规律是一致的，不影响结果的判断。
具体地，岩心模型为圆柱形，入口端压力和出口端分别设置在岩心模型相对的两个圆形端面，岩心模型保持从地层中钻取时的状态，还原地层内部结构。
岩心模型的长度至少为1cm，直径为2cm，整体外形为扁平的圆柱形。
本发明在此列举三种具体的钻井液进行试验，实验所用钻井液分别为清水、聚磺钻井液和绒囊钻井液，聚磺钻井液和绒囊钻井液的配比如下：
聚磺钻井液：膨润土2％+0.1％GD-3+2％NaOH+1％FT-1+2％SMC+2％DF-A+1％QD-2。
绒囊钻井液：清水+0.04％NaOH+1.5％囊层剂+0.5％绒毛剂+0.04％成核剂+0.06％成膜剂+2％氯化钾。
如图4所示，为三种钻井液对割理发育的煤岩进行测试的出口端压力随时间的变化曲线，由此可分析出，当以清水为实验所用钻井液时，近似为一条S型曲线，因为在煤样中有许多没有连通微孔隙，用水进行驱替时，由于水对岩样的封堵性较小，会冲破这些微孔隙增加压力传递的速率，之后由于压力差减小使传递速率下降。而用聚磺和绒囊钻井液时由于具有一定封堵性，开始即会堵住微小孔隙，所以传递速率由于压差减小呈现递减的趋势。出口端稳定时的压力与入口端的比值即为压力传递系数kp，由三条曲线可以看出，清水的kp为1，聚磺钻井液的kp为0.67，绒囊钻井液的kp为0.38。
对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理，可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。
Claims (6)
1.一种破碎性地层钻井液适用方法，其特征在于，包括：
S1、钻取地层岩心，制作岩心模型；
S2、利用钻井液对所述岩心模型进行加载试验；所述加载试验包括：敞开出口端，在入口端通入清水，使用清水进行前期驱替，排出岩心内的气体；
在入口端通入钻井液进行驱替，入口端压力保持稳定，入口端的压力为钻井液液柱压力pw；钻井液将岩心与入口端之间的清水全部驱替至岩心及夹持器出口端；
出口端保持封闭，检测并记录出口端压力值，此过程中出口端压力最小值为初始孔隙压力p0，出口端压力最大值为周围孔隙压力pp；
S3、获取所述岩心模型的压力传递系数，所述压力传递系数由近井周围压力增量与初始井底压差之间的比值计算得到；利用以下公式计算压力传递系数：
kp＝(pp-p0)/(pw-p0)
其中：kp为压力传递系数，pp为周围孔隙压力，p0为初始孔隙压力，pw为钻井液液柱压力；
更换钻井液的种类，重复步骤S1～S3，获取其他钻井液的压力传递系数；
S4、判断各种钻井液的所述压力传递系数是否满足阈值范围；
S5、在所述压力传递系数满足阈值范围之内的钻井液中选择合适的价格更低的种类。
2.根据权利要求1所述的破碎性地层钻井液适用方法，其特征在于，所述钻井液将岩心与入口端之间的清水全部驱替至岩心及夹持器出口端，包括：
封闭出口端，持续检测出口端的压力，当出口端水压上涨至与入口端水压相等时，打开出口端排水，使出口端的压力降低为零，并迅速关闭，记录纯水压力变化曲线；
重复此步骤若干次，直至出口端压力变化曲线相对于纯水压力变化曲线曲率变缓，表明钻井液充分接触岩心。
3.根据权利要求2所述的破碎性地层钻井液适用方法，其特征在于，所述压力传递系数满足的阈值范围为小于0.5。
4.根据权利要求2所述的破碎性地层钻井液适用方法，其特征在于，所述加载试验对岩心施加的围压为7MPa。
5.根据权利要求2所述的破碎性地层钻井液适用方法，其特征在于，所述岩心模型为圆柱形，入口端压力和出口端分别施加在所述岩心模型相对的两个圆形端面。
6.根据权利要求5所述的破碎性地层钻井液适用方法，其特征在于，所述岩心模型的长度至少为1cm，直径为2cm。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110514406.1A CN113027363B (zh) | 2021-05-08 | 2021-05-08 | 一种破碎性地层钻井液适用方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110514406.1A CN113027363B (zh) | 2021-05-08 | 2021-05-08 | 一种破碎性地层钻井液适用方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113027363A CN113027363A (zh) | 2021-06-25 |
| CN113027363B true CN113027363B (zh) | 2022-04-08 |
Family
ID=76455241
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110514406.1A Expired - Fee Related CN113027363B (zh) | 2021-05-08 | 2021-05-08 | 一种破碎性地层钻井液适用方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113027363B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115929287B (zh) * | 2022-10-13 | 2023-10-24 | 西南石油大学 | 一种裂缝封堵层承压分散能力测量装置 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101275071A (zh) * | 2008-05-09 | 2008-10-01 | 中国石油天然气集团公司 | 一种水基防塌钻井液 |
| CN104237097A (zh) * | 2013-06-09 | 2014-12-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 岩屑全浸入封堵效果评价方法 |
| CN106351650A (zh) * | 2015-07-16 | 2017-01-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适用于层理裂隙地层的井壁坍塌压力计算方法 |
| WO2020224539A1 (zh) * | 2019-05-06 | 2020-11-12 | 西安华线石油科技有限公司 | 一种基于广义管流渗流耦合的流动模拟及瞬变井分析方法 |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2237305B (en) * | 1989-10-28 | 1993-03-31 | Schlumberger Prospection | Analysis of drilling solids samples |
| CN102230373B (zh) * | 2011-05-19 | 2014-04-02 | 中国石油大学(北京) | 一种基于构元分析模型确定煤层安全钻井液密度的方法 |
| CN102996113A (zh) * | 2011-09-14 | 2013-03-27 | 王磊 | 聚合物随钻防漏堵漏钻体系的封堵能力的测试方法 |
| CN103485762B (zh) * | 2012-06-08 | 2017-02-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种可视化模拟泥页岩微裂缝封堵能力测试系统及其测试方法 |
| CN106153856B (zh) * | 2015-04-20 | 2019-01-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种含裂缝泥页岩稳定性评价装置及方法 |
| CN110761784B (zh) * | 2018-07-26 | 2023-01-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井筒工作液化学窗口的确定方法 |
-
2021
- 2021-05-08 CN CN202110514406.1A patent/CN113027363B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101275071A (zh) * | 2008-05-09 | 2008-10-01 | 中国石油天然气集团公司 | 一种水基防塌钻井液 |
| CN104237097A (zh) * | 2013-06-09 | 2014-12-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 岩屑全浸入封堵效果评价方法 |
| CN106351650A (zh) * | 2015-07-16 | 2017-01-25 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适用于层理裂隙地层的井壁坍塌压力计算方法 |
| WO2020224539A1 (zh) * | 2019-05-06 | 2020-11-12 | 西安华线石油科技有限公司 | 一种基于广义管流渗流耦合的流动模拟及瞬变井分析方法 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| A simulation method based on energy criterion for network fracturing in shale gas reservoirs;Zhao, HF等;《JOURNAL OF NATURAL GAS SCIENCE AND ENGINEERING》;20180430;第295-303页 * |
| INCORPORATION OF Fe3O4 NANOPARTICLES AS DRILLING FLUID ADDITIVES FOR IMPROVED DRILLING OPERATIONS;Vryzas, Z 等;《PROCEEDINGS OF THE ASME 35TH INTERNATIONAL CONFERENCE ON OCEAN, OFFSHORE AND ARCTIC ENGINEERING 》;20161231;第08卷;全文 * |
| 适用于硬脆性泥页岩的钻井液井壁稳定性评价方法;陈金霞;《油田化学》;20181019(第03期);第527-532页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN113027363A (zh) | 2021-06-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Morita et al. | Realistic sand-production prediction: numerical approach | |
| AU2008281566B2 (en) | Methods and systems for evaluating and treating previously-fractured subterranean formations | |
| Gdanski et al. | Fracture-face-skin evolution during cleanup | |
| US20200173975A1 (en) | Determining ultimate waterflood residual oil saturation | |
| CN113027363B (zh) | 一种破碎性地层钻井液适用方法 | |
| Southwick et al. | Molecular degradation, injectivity, and elastic properties of polymer solutions | |
| Dong et al. | The effect of core dimensions on the optimum acid flux in carbonate acidizing | |
| Bryant et al. | Influence of syneresis on permeability reduction by polymer gels | |
| Suri et al. | A model for water injection into frac-packed wells | |
| Wang et al. | Calculation of temperature in fracture for carbon dioxide fracturing | |
| CN105670584A (zh) | 一种适合于低渗低压气井修井的暂堵型压井流体及制备方法 | |
| Walton | Optimum underbalance for the removal of perforation damage | |
| Moghaddam et al. | Numerical simulation of gas production from tight, ultratight and shale gas reservoirs: flow regimes and geomechanical effects | |
| Saripalli et al. | Role of fracture face and formation plugging in injection well fracturing and injectivity decline | |
| Proett et al. | New exact spherical flow solution with storage and skin for early-time interpretation with applications to wireline formation and early-evaluation drillstem testing | |
| CN112324419B (zh) | 一种基于压降曲线分析的裂缝参数反演及评价方法 | |
| CN114088880A (zh) | 一种测试钻井液封堵性的定量评价方法 | |
| Mahadevan et al. | Impact of capillary suction on fracture face skin evolution in waterblocked wells | |
| Kim et al. | Interpretation of hydraulic fracturing pressure in low-permeability gas formations | |
| Ghoodjani et al. | Experimental study and calculation of CO2-oil relative permeability | |
| van den Hoek et al. | Prediction of sand production rate in oil and gas reservoirs: field validation and practical use | |
| Ogunberu et al. | Curtailing water production in oil wells: A case for anionic polymers | |
| Sun et al. | Experimental investigation on the pressure propagation mechanism of tight reservoirs | |
| Aud et al. | Lateral proppant distribution: the Good, the Bad, and the Ugly of putting frac jobs away | |
| Kim et al. | Interpretation of hydraulic fracturing pressure in tight gas formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20220408 |