鉆完井液技術(shù)是開發(fā)南海西部海洋高溫高壓油氣田的關(guān)鍵技術(shù)之一。以南海西部鶯歌海盆地中深層高溫高壓氣田的勘探開發(fā)為背景，針對勘探開發(fā)過程中高溫高壓鉆井液、完井液面臨的技術(shù)難題，開展了針對性的技術(shù)攻關(guān)，取得了一系列成果，本書正是基于此背景，系統(tǒng)的介紹了南海西部海洋高溫高壓鉆完井液技術(shù)與應(yīng)用情況，可以為類似背景的氣田的勘探和開發(fā)提供借鑒意義。
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目錄
第1章 南海高溫高壓地質(zhì)特征及勘探概況1
1.1南海高溫高壓地質(zhì)特征1
1.1.1儲層特征1
1.1.2圈閉特征5
1.1.3氣水系統(tǒng)特征5
1.1.4天然氣特征及來源6
1.2南海高溫高壓勘探概況7
1.2.1自營勘探階段（1957～1979年）7
1.2.2自營與對外合作并舉階段（1979年至今）7
第2章 高溫高壓鉆完井液作用機理10
2.1高溫對水基鉆井液影響機理10
2.1.1高溫對鉆井液中黏土粒子的影響10
2.1.2高溫對鉆井液中處理劑的影響13
2.1.3高溫對黏土和處理劑的綜合影響15
2.1.4高溫對水基鉆井液性能的影響16
2.2高溫對油基鉆井液影響機理23
2.2.1高溫對有機土的影響23
2.2.2高溫對乳化劑的影響26
2.2.3高溫對油基鉆井液降濾失劑的影響27
2.3高溫高壓對鉆井液影響機理29
2.3.1高溫高壓對鉆井液密度影響機理29
2.3.2高溫高壓對鉆井液流變性影響機理30
2.3.3高溫高壓對鉆井液循環(huán)當量密度影響機理31
2.4高溫高壓對完井液影響機理31
2.4.1高溫高壓對水基完井液影響機理32
2.4.2高溫高壓對油基完井液的影響機理34
第3章 國內(nèi)外高溫高壓鉆完井液技術(shù)現(xiàn)狀35
3.1高溫高壓水基鉆井液技術(shù)35
3.1.1高溫高壓水基鉆井液處理劑35
3.1.2抗高溫水基鉆井液體系50
3.2高溫高壓油基鉆井液技術(shù)60
3.2.1高溫高壓油基鉆井液處理劑61
3.2.2高溫高壓油基鉆井液體系64
3.3高溫高壓完井液技術(shù)68
3.3.1完井液分類68
3.3.2無機清潔鹽水完井液69
3.3.3有機清潔鹽水完井液73
第4章 南海高溫高壓鉆完井液技術(shù)及應(yīng)用87
4.1南海高溫高壓井難點分析87
4.1.1典型井井身結(jié)構(gòu)設(shè)計87
4.1.2高溫高壓鉆井液技術(shù)難點分析89
4.1.3鉆井液設(shè)計規(guī)范及性能參數(shù)95
4.2高溫高壓鉆井液技術(shù)98
4.2.1南海已鉆井鉆井液技術(shù)98
4.2.2其他鉆井液體系126
4.3高溫高壓完井液技術(shù)131
4.3.1有機鹽完井液體系131
4.3.2清潔鹽水完井液體系135
4.3.3油基完井液體系135
4.4高溫高壓條件下固相控制技術(shù)135
4.4.1鉆井液中固相物質(zhì)的分類136
4.4.2常用的固控方法137
4.4.3非加重鉆井液的固相控制138
4.4.4加重鉆井液的固相控制139
4.5井漏的預(yù)防與控制140
4.5.1井漏的原因140
4.5.2井漏的預(yù)防140
4.5.3井漏的處理142
第5章 高溫高壓鉆完井過程中儲層保護技術(shù)147
5.1國內(nèi)外高溫高壓鉆完井儲層保護技術(shù)現(xiàn)狀147
5.1.1儲層傷害室內(nèi)研究評價方法148
5.1.2儲層傷害機理149
5.1.3儲層保護的鉆井液技術(shù)153
5.1.4鉆井過程中的儲層損害因素155
5.1.5國內(nèi)外高溫高壓儲層保護的鉆完井液技術(shù)164
5.1.6高溫高壓儲層保護的鉆完井工藝技術(shù)173
5.2南海高溫高壓儲層鉆完井保護技術(shù)176
5.2.1南海高溫高壓儲層保護的技術(shù)要求與難點177
5.2.2南海高溫高密度鉆井液儲層保護技術(shù)177
5.2.3南海高溫高密度完井液儲層保護技術(shù)178
5.2.4南海高溫高壓鉆完井液儲層保護技術(shù)工藝181
5.3南海高溫高壓儲層損害原因及對策分析189
5.3.1敏感性儲層傷害原因分析及現(xiàn)場措施189
5.3.2固相侵入傷害原因分析及現(xiàn)場措施193
5.3.3黏土膨脹與分散運移引起的儲層傷害原因分析及現(xiàn)場措施198
5.3.4微細孔喉滲流特征與殘液滯留原因分析及現(xiàn)場措施200
第6章 南海高溫高壓鉆完井液防腐技術(shù)203
6.1國內(nèi)外鉆完井過程中的腐蝕及防腐現(xiàn)狀203
6.1.1國內(nèi)外CO2腐蝕與防護現(xiàn)狀203
6.1.2國內(nèi)外CO2/H2S共存腐蝕現(xiàn)狀212
6.2高溫高壓下耐CO2腐蝕的封隔液配方優(yōu)選及其應(yīng)用218
6.2.1高溫高壓CO2腐蝕試驗方法218
6.2.2油管、套管鋼材材質(zhì)合金元素分析220
6.2.3ODP階段推薦封隔液腐蝕實驗評估222
6.2.4高溫高壓抗CO2腐蝕封隔液配方優(yōu)化226
6.2.5復(fù)合鹽封隔液腐蝕性影響研究235
6.2.6高溫高壓下封隔液U-bend試驗研究240
6.3高溫高壓下鉆完井液中H2S/CO2防腐技術(shù)241
6.3.1緩蝕劑在堿性鹽水溶液中的熱穩(wěn)定性能241
6.3.2緩蝕劑JCI-H2S對鉆井液性能影響242
6.3.3緩蝕劑對G105鉆具鋼在鉆井液中的緩蝕性能評價242
6.3.4緩蝕劑對磨損后的G105鉆具鋼在鉆井液中的緩蝕性能評價245
6.3.5緩蝕劑抑制氫脆效果的評價247
6.3.6應(yīng)力條件下緩蝕劑抗脆性斷裂評價248
6.3.7緩蝕劑對應(yīng)力腐蝕的抑制評價249
6.3.8完井液中緩蝕劑對鉆具及套管鋼的緩蝕評價250
6.3.9橡膠耐腐蝕性評價252
6.4耐CO2腐蝕的封隔液在東方1-1氣田現(xiàn)場應(yīng)用253
6.4.1封隔液工程施工設(shè)計253
6.4.2封隔液現(xiàn)場應(yīng)用情況255
6.4.3封隔液現(xiàn)場配制操作規(guī)范及要求259
第7章 南海高溫高壓鉆井液技術(shù)實踐260
7.1在直井DF13-2-6井中的實踐260
7.1.1井身結(jié)構(gòu)及鉆井液體系260
7.1.2PDF-THERM體系在高溫高壓井段使用情況260
7.2在定向井F1井中的實踐266
7.2.1定向井井身結(jié)構(gòu)266
7.2.2高密度井段鉆井液體系使用情況266
7.3在水平井F7H井中的實踐270
7.3.1F7H井井身結(jié)構(gòu)270
7.3.2高密度井段鉆井液體系使用情況270
參考文獻273
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