A Laboratory Method for Evaluating the Bonding Tensile Strength of the Cement–Formation Interface Considering Multiple Factors
-
摘要:
受井壁表面粗糙度、钻井液残留和温压扰动等因素的影响，固井二界面是整个环空封隔的最薄弱环节，且极易发生张拉破坏导致环空密封失效，但已有的评价方法只能获得固井二界面的胶结剪切强度，不能很好地评价固井二界面抗拉破裂性能。为此，考虑岩性、界面粗糙度、钻井液残留、冲洗液清洗和水泥浆等主要因素，建立了一种固井二界面胶结抗拉强度室内评价方法，从冲洗效率、胶结细观结构、抗拉强度、破裂形貌等多个维度对固井二界面胶结抗拉性能进行了系统评价。研究结果表明，该评价方法科学合理、步骤清晰、简单适用、试验结果离散性小，不同因素下测试结果区分度好，进一步完善了固井二界面胶结强度评价方法，具有较高的推广应用价值。
Abstract:Due to the influence of surface roughness of wellbore walls, residual drilling fluids, and temperature perturbation, the cement–formation interface is the weakest link in the whole annulus sealing system. Additionally, tensile fracture is prone to occur and can lead to annulus sealing failure. The existing evaluation methods, however, can only determine the bonding shear strength of the cement–formation interface and cannot adequately evaluate its bonding tensile property. Therefore, a laboratory method was established to evaluate the bonding tensile strength of the cement–formation interface. This method took into consideration the main factors such as lithology, interface roughness, drilling fluid deposit, flushing fluid washing, and cement slurry. It systematically evaluated the bonding tensile strength of the cement–formation interface from multiple perspectives, including the flushing efficiency, the mesoscopic structure of bonding, tensile strength, and fracture morphology. Results from the research suggest that the proposed method is scientific and reasonable, and it reveals clear steps, simple application, and small discreteness of test results, and the test results are discriminative under different factors. Hence, the method improves the evaluation method for the bonding strength of the cement–formation interface and merits dissemination.
-
ITT区块是厄瓜多尔最大的产油区块，位于该国东部亚马逊热带雨林腹地Oriente盆地的东南部，毗邻秘鲁边界。ITT区块已探明石油地质储量约8.5×108 t，可采石油储量达到2.2×108 t，占该国已探明石油储量的41%。ITT区块由Ishpingo、Tiputini和Tambococha等3个油田组成，其中Tambococha油田位于亚苏尼国家自然保护区内，井场周围遍布河流及热带雨林，钻井环保要求苛刻，区域地质沉积属于海相环境沉积，主要地层为古近系–新近系和白垩系。白垩系是其开发的主要目的层，自下而上由Hollin组、Napo组 和 Tena组组成，地层松散破碎，微孔裂缝发育，井壁垮塌和储层保护问题突出。
Tambococha油田勘探开发前期，普遍使用无机盐聚合物钻井液或ULTRADRIL强抑制性水基钻井液，但未从根本上解决该油田井眼易失稳和储层伤害问题[1-2]。为此，笔者开展了钻井液技术分析和室内试验，利用聚合醇浊点效应和环境友好的特点，复配乳化石蜡和其他刚性粒子，研制了强封堵储层保护钻井液，并在现场应用中取得良好效果，满足了Tambococha油田水平井安全钻井及储层保护技术要求。
1. 钻井液技术难点及解决思路
1.1 钻井液技术难点
Tambococha油田水平井下部井段钻遇的Hollin组、Napo组和Tena组以页岩为主，灰岩和砂岩交替发育，并夹杂大段绿色砾石层，且微裂缝发育，地层比较复杂，钻井中经常发生井下故障。分析认为，该油田主要存在以下钻井液技术难点：
1）井眼失稳问题。Tambococha油田下部地层中的泥页岩由伊利石和伊/蒙混层组成，蒙脱石较少，内部微孔微裂缝较多，且产层砂岩孔隙度大，渗透性强，井壁上容易堆积较厚滤饼；加之水平井设计成了大尺寸井眼、长裸眼段，更加剧了地层的不稳定性。其中，水平段所钻遇地层灰岩和砂岩交替发育，地层松散破碎且微裂缝发育，微裂缝中含有极少量的膨胀性黏土矿物，在钻井液滤液侵入后，由于渗透水化作用，进一步破坏了地层原始应力的稳定性，进而引发井壁垮塌等井眼失稳问题。
2）储层损害问题。Tambococha油田储层Napo组地层胶结疏松、成岩性差，具有高孔隙度、高渗透率、孔喉普遍发育和地层压力低等特点。Napo组孔隙度为15%～23%，渗透率为600～1 000 mD。由于储层孔喉尺寸分布范围广，孔喉半径大，且通常采用过平衡钻井方式，在正压差作用下，钻井液中的固相和滤液很容易侵入地层，造成严重的储层损害问题。
3）钻井环保问题。Tambococha油田处于亚苏尼热带雨林国家自然保护区内，生态环境极其敏感，该油田勘探开发产生的环境问题得到当地社区和政府的高度关注。为保护生态环境，厄瓜多尔政府颁布的最新石油法中明确规定，钻井废弃物处理后必须达到美国EPA1311环保标准要求。因此，对钻井液环保性能提出了较高的要求。
1.2 解决思路
针对上述钻井液技术难点，在优选环保处理剂的前提下，提出了构建Tambococha油田水平井钻井液的思路：1）利用钻井液物理–化学协同封堵来强化井壁，同时辅助一定的固相封堵架桥材料及聚合物降滤失剂，实现对泥页岩微裂缝和微孔隙的封堵，并抑制黏土矿物水化膨胀分散，以防止井眼失稳；2）针对该油田储层高孔渗、低压力的特点，以屏蔽暂堵颗粒合理级配、微乳液封堵，实现孔喉暂堵，降低储层伤害[3-15]；3）优选出具有浊点效应的聚合醇处理剂和可变形粒子的乳化石蜡处理剂，进行复配试验，再辅助其他环保钻井液处理剂，形成强封堵储层保护水基钻井液配方。
2. 强封堵储层保护水基钻井液的研制
2.1 防塌封堵剂优选
利用聚合醇类处理剂的浊点效应、吸附作用和表面渗透性等实现页岩抑制、封堵、防塌的目的。为此，选取了液体聚合醇XCS-Ⅲ、聚丙二醇400、固体聚合醇PGCS-1和聚乙二醇6000作为防塌封堵剂，并通过页岩膨胀试验评价了抑制性能。页岩在几种聚合醇溶液中的线性膨胀量测试结果见表1。
表 1 页岩在不同聚合醇溶液中的线性膨胀量Table 1. Linear expansion of shale in different polyalcohol solutions序号 样品 加量, % 线性膨胀量/（mm·h–1） 20 min 1 h 2 h 4 h 8 h 1 清水 0.70 1.03 1.43 1.93 2.55 2 PGSC-1 3 0.48 0.78 1.05 1.42 1.83 3 XCS-Ⅲ 3 0.30 0.55 0.78 1.12 1.53 4 聚丙二醇400 3 0.55 0.80 1.35 1.80 2.35 5 聚乙二醇6000 3 0.50 0.85 1.17 1.63 2.16 由表1可知，几种聚合醇溶液的抑制性能由强到弱依次为XCS-Ⅲ，PGSC-1，聚乙二醇6000和聚丙二醇400。因此，选取聚合醇XCS-Ⅲ作为强封堵储层保护水基钻井液的防塌封堵剂。
另外，乳化石蜡G325具有较低的粒子软化温度，可为钻井液提供与地层温度相适应的、粒径与被封堵微裂缝尺寸相匹配的、可变形的软化粒子，从而实现对各类微裂缝的有效封堵，达到保持井眼稳定的目的。因此，选取乳化石蜡G325与聚合醇XCS-Ⅲ复配，进行正交回收率试验。结果表明，乳化石蜡G325有助于进一步提高岩屑的热滚回收率，二次回收率达到85%以上，两者协同效应显著且复配性能稳定。因此，将聚合醇XCS-Ⅲ与石蜡G325复配来配制强封堵储层保护水基钻井液。
2.2 降滤失剂优选
选取目前几种降滤失效果较好的聚合物降滤失剂和封堵型降滤失剂（磺化沥青、白沥青、低黏聚阴离子纤维素PAC-LV、天然高分子降滤失剂和羟丙基淀粉等）进行了常温中压滤失试验。结果表明，这几种降滤失剂均能使4%膨润土浆的滤失量降低，其中PAC-LV的降滤失效果最好。因此，以PAC-LV为配制强封堵储层保护水基钻井液的主降滤失剂，并以白沥青为辅降滤失剂。
2.3 润滑剂优选
水平井水平段钻进过程中，钻井液的润滑减阻性能非常重要。为此，分别选取DFL-1、GHR-1、MudLube和JN302等4种油基润滑剂进行了润滑性能评价试验。试验步骤及结果：1）利用极压润滑仪，测试4%膨润土浆加入上述4种润滑剂前后的润滑系数，分析测试结果发现，润滑效果由好到差依次为MudLube，DFL-1，GHR-1和JN302；2）借助DA-II动态模拟润滑仪，测试了上述4种润滑剂在不同侧向力条件下的摩擦系数，观察了MudLube在不同侧向力下的润滑性能，发现随着MudLube加量增大，不同侧向力下的摩擦系数和扭矩逐渐降低，体系表现出良好的润滑效果，当MudLube的加量超过2%时，摩擦系数和扭矩均趋于稳定。因此，选择MudLube作为强封堵储层保护水基钻井液的主要润滑剂。
2.4 强封堵储层保护水基钻井液配方及基本性能
通过以上试验，确定了XCS-Ⅲ+G325的防塌封堵钻井液主体配方，结合筛选的润滑剂、降滤失剂，再辅以其他环保处理剂，确定强封堵储层保护水基钻井液（以下记为AKUA钻井液）的基本配方为：0.5%～1.5% XCS-Ⅲ + 1.0%～3.0% G325 + 0.2%～0.3% XC + 0.1%～0.3% PAV-HV + 0.5%～1.5% PAC-LV + 1.0%～3.0% 白沥青+ 1.0%～3.0% MudLube。用石灰石加重，使钻井液密度在1.05～1.25 kg/L，用碱度调节剂调节其pH值至8～9。AKUA钻井液基本配方的基本性能如表2所示。
表 2 AKUA钻井液的基本性能Table 2. Basic properties of AKUA drilling fluid测定条件 漏斗黏度/s API滤失量/mL 塑性黏度/（mPa·s） 动切力/Pa 静切力/Pa 初切 终切 常温 45～70 5～7 15～25 10～25 2～4 4～10 100 ℃/16 h 35～55 3～5 10～20 7～18 1～3 2～8 注：钻井液密度为1.05～1.25 kg/L。 3. 钻井液性能评价
根据厄瓜多尔Tambococha油田水平井钻遇的下部地层地质特点，通过室内试验评价AKUA钻井液的抑制性能、封堵性能、储层保护及环保性能，以确定该钻井液的性能是否满足要求。
3.1 抑制性能
利用OFI膨胀量测试仪，在室温下测试了页岩在几种钻井液滤液中的线性膨胀量，结果见图1。由图1可知，页岩在AKUA钻井液中的线性膨胀量最小，与其在清水中的线性膨胀量相比，降低了64.8%，表明该钻井液具有良好的抑制页岩膨胀的性能。
3.2 封堵性能
Tambococha油田主力油层Napo组的U层和T层属于高孔高渗低压储层，渗透率600～1 000 mD，孔隙度18%～20%，利用理想充填原理计算出其平均孔隙直径为42 μm。用碳酸钙屏蔽暂堵储层，由理想充填模型计算得知，在渗透率为800 mD、孔隙度为20%时，最大孔喉直径为41 μm ，即碳酸钙粒径分布为D90=41.3 μm、D50=12.5 μm、D10=0.5 μm，就能实现孔隙封堵。100目石灰石和325目石灰石按3∶1复配，计算出其加量为10%时的粒径分布曲线与理想充填曲线拟合地较好，能实现有效封堵（如图2所示）。
3.3 储层岩心伤害评价
选取Tambococha油田主力储层Napo组U层的3块岩心，利用岩心动态伤害系统进行了伤害评价试验。试验步骤：1）测试岩心渗透率；2）对岩心进行污染，以形成暂堵带，以6 mL/min的流量，将AKUA基浆驱入岩心，当岩心进口压力达到3.5 MPa时，保持此压力，直至出口端基本没有液体流出，此时污染完成；3）用煤油对岩心进行反向驱替，待煤油开始突破暂堵带时，记录下此时的压力（突破压力）及反排压力，并记录反向流动试验时间。试验结果见表3。
表 3 岩心反排试验结果Table 3. Test results of core flowback岩心编号 原始渗透率/mD 反向渗透率/mD 突破压力/MPa 反排压力/MPa 岩心伤害率，% 反排时间/min 1# 735.58 643.72 0.15 0.17 12.49 30 2# 793.33 720.23 0.14 0.15 9.21 30 3# 814.86 741.02 0.11 0.12 9.06 30 由表3可知，在模拟地层条件下，AKUA钻井液对岩心的伤害率平均只有10.25%，表明AKUA钻井液具有良好的降低油层损害的性能。
3.4 环保性能
目前，国内外普遍使用水质五日生化需氧量与水质化学需氧量之比（BOD5/COD），来考察有机物的生物可降解性。评价试验参照标准“水质：化学需氧量的测定：重铬酸盐法”（HJ 828—2017）和“水质：五日生化需氧量（BOD5）的测定：稀释与接种法”（ HJ 505—2009）进行。参考石油天然气行业标准“水溶性油田化学剂环境保护技术评价方法”（SY/T 6788—2010）和“水溶性油田化学剂环境保护技术要求”（SY/T 6787—2010），用BOD5/COD评价生物可降解性，标准为：Y=BOD5/COD，Y≥0.05，易；0.01≤Y<0.05，较难；Y<0.01，难。使用哈希COD max plus sc型分析仪和哈希BOD Trak II型分析仪测定AKUA钻井液的COD和BOD5，AKUA钻井液的BOD5/COD为0.440，表明其易生物降解。
采用发光细菌法，通过显微毒性试验评价钻井液的环保性能。该方法是加拿大测试海上钻井液生物毒性的标准方法之一。采用石油天然气行业标准“水溶性油田化学剂环境保护技术评价方法”（SY/T 6788—2010）中的EC50评价钻井液的生物毒性：EC50<1，剧毒；1<EC50<1 000，中毒；1 001<EC50<20 000，微毒；EC50>20 000，无毒。AKUA钻井液的EC50为51 200，表明其无毒。
4. 现场应用
研制的强封堵储层保护水基钻井液（AKUA钻井液）在厄瓜多尔Tambococha油田15口水平井进行了应用，均取得成功，钻井过程中井壁稳定、起下钻顺畅、套管均一次下到底，且钻屑环保指标能够达到美国EPA1311环保标准，可直接回注到地层。应用该钻井液，有效解决了Tambococha油田水平井钻速慢、易发生井下故障的问题，并多次打破该油田水平井钻井纪录，有效推进了Tambococha油田钻井提速提效。
分析表明，AKUA钻井液主要应用效果为：
1）井壁防塌效果明显。优选了适合地层孔隙尺寸的粒径级配封堵剂，然后与聚合醇进行复配，实现了井壁微裂缝封堵和抑制页岩膨胀分散，降低了井壁压力传递，使井径规则、井眼稳定、起下钻顺畅，下套管一次到底。进入水平段的砂岩地层后，AKUA钻井液密度控制在1.05～1.06 kg/L，起到了良好的井壁稳定能力。
2）润滑减阻性能优良。AKUA钻井液选用的主要处理剂聚合醇和乳化石蜡均具有良好的润滑作用，再配合高效润滑剂MudLube，使该钻井液的润滑性能更好，有效降低了摩阻。滑动钻进井段均未出现托压，起下钻畅通无阻。
3）储层保护效果显著。Tambococha油田水平井采用裸眼完井方式，用完井盐水顶替钻井液后下筛管直接投产，未采取任何储层改造措施。投产数据显示，应用AKUA钻井液的水平井均属于高产井，平均单井日产原油超过300 t，较邻井产量提高近90%，充分说明AKUA钻井液具有优良的储层保护特性，很大程度上降低了井筒中流体和固相颗粒对储层的污染损害。
4）环保检测达标。Tambococha油田产生的钻井废液及钻屑必须在指定的地点进行填埋，或直接回注到地层。考虑其外运成本高、周期长和环保风险大等因素，现场一般采用钻屑回注工艺，将钻井废液及钻屑直接回注到Napo组T层（垂深1 645.60～1 705.70 m）的砂岩地层。回注之前，当地环保部门聘请第三方检测机构对现场钻井废液和钻屑进行了取样检测。检测结果表明，应用AKUA 钻井液井产生的钻井废液和钻屑符合厄瓜多尔当地石油法规定的钻井废弃物排放环保标准，可直接回注到地层。现场钻井废液、钻屑的检验结果分别见表4、表5。
表 4 现场钻井废液检验结果Table 4. Test results of well site waste drilling fluids参数 pH值 电导率/（μS·cm–1） 固体悬浮物含量/（mg·L–1） 化学需氧量/（mg·L–1） 总烃/（mg·L–1） 重金属含量/（mg·L–1） 钡 铅 钒 总铬 排放标准 5.0~9.0 <2 500 <1 700 <120 <20 <5.0 <0.5 <1.0 <0.5 检测结果 8.4 295 527.58 13.88 0.06 0.3 0.15 0.4 0.1 表 5 现场钻屑检验结果Table 5. Test results of well site drilling cuttings参数 pH值 电导率/（μS·cm–1） 总烃/（mg·L–1） 重金属含量/（mg·L–1） 钡 铅 钒 总铬 排放标准 6.0~9.0 <4 000 <1.0 <0.05 <1.0 <0.2 <5.0 检测结果 7.4 2 350 0.8 <0.000 5 0.001 7 0.009 2 0.4 5. 结论与建议
1）针对厄瓜多尔Tambococha油田下部地层水平井井眼失稳、储层损害及钻井存在的环保问题，利用乳化液滴、浊点效应、微米颗粒及刚性粒子等的协同封堵作用，以阻止液相和固相侵入地层，研制了一种强封堵储层保护钻井液（AKUA钻井液）。
2）AKUA钻井液性能稳定、环保性能突出，且现场维护简便，不仅可满足地质、钻井需求，还能满足热带雨林环境敏感区域的钻井环保要求，可实现经济和环保的双重效益。
3）AKUA钻井液在现场应用中取得了很好的效果，主要表现为井眼稳定、起下钻顺畅。应用后平均单井日产原油超过300 t，较邻井提高产量近90%，为Tambococha油田钻井提速和规模上产提供了有力的技术支撑。
4）建议继续研发新型钻井液处理剂，优化AKUA钻井液配方，提高该钻井液的综合性能，然后在厄瓜多尔ITT区块水平井长水平段全面推广应用。
-
![]()
图 5 岩性对岩石–水泥石界面抗拉强度的影响
Figure 5. Influence of lithology on the tensile strength of rock-cement interface
![]()
图 6 界面粗糙度对岩石–水泥石界面抗拉强度的影响
Figure 6. Influence of surface roughness on the tensile strength of rock-cement interface
![]()
图 7 界面清洁度对岩石–水泥石界面抗拉强度的影响
Figure 7. Influence of surface cleanliness on the tensile strength of rock-cement interface
![]()
图 8 水泥浆对岩石–水泥石界面抗拉强度的影响
Figure 8. Influence of cement slurry on the tensile strength of rock-cement interface
表 1 试验方案设计
Table 1 Experimental scheme design
岩性 界面粗糙度/mm 界面清洁度 水泥浆 试样编号 页岩 0.2 新鲜界面 3%弹韧性水泥浆 T3-YT-1-0-1,2,3 钻井液+冲洗液+清水 T3-YT-1-1-1,2,3 钻井液+清水 T3-YT-1-2-1,2,3 0 钻井液+冲洗液+清水 T3-YT-0-1-1,2,3 1.0 T3-YT-2-1-1,2,3 0.2 钻井液+冲洗液+清水 6%弹韧性水泥浆 T6-YT-1-1-1,2,3 9%弹韧性水泥浆 T9-YT-1-1-1,2,3 常规水泥浆 C-YT-1-1-1,2,3 树脂水泥浆 S-YT-1-1-1,2,3 砂岩 0.2 钻井液+冲洗液+清水 3%弹韧性水泥浆 T3-ST-1-1-1,2,3 注：常规水泥浆的配方为水泥+4.00%降滤失剂+0.25%消泡剂+40.00%清水；3%，6%和9%弹韧性水泥浆的配方为水泥+3.00%/6.00%/9.00%弹性材料+3.00%降滤失剂+10.00%液硅+0.25%消泡剂+33.00%清水；树脂水泥浆的配方为水泥+5.00%树脂+4.00%降滤失剂+35.00%清水+0.25%消泡剂。 
下载: 导出CSV
表 2 不同岩性岩样的力学参数
Table 2 Mechanical parameters of rock sample with different lithology
岩性 单轴抗压
强度/MPa弹性模量/
GPa泊松比 巴西劈裂抗拉
强度/MPa渗透率/
mD页岩 98.5 24.10 0.20 13.0 0.000 21 砂岩 41.2 6.23 0.13 4.4 0.760 00
下载: 导出CSV
-
[1] 陈平. 钻井与完井工程[M]. 北京: 石油工业出版社, 2011. CHEN Ping. Drilling and completion engineering [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2011.
[2] 孙坤忠,陶谦,周仕明,等. 丁山区块深层页岩气水平井固井技术[J]. 石油钻探技术,2015,43(3):55–60. SUN Kunzhong, TAO Qian, ZHOU Shiming, et al. Cementing technology for deep shale gas horizontal well in the Dingshan Block[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2015, 43(3): 55–60.
[3] 王磊,曾义金,张青庆,等. 高温环境下油井水泥石力学性能试验[J]. 中国石油大学学报(自然科学版),2018,42(6):88–95. WANG Lei, ZENG Yijin, ZHANG Qingqing, et al. Experimental study on mechanical properties of oil well cement under high temperature[J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2018, 42(6): 88–95.
[4] 曾义金. 干热岩热能开发技术进展与思考[J]. 石油钻探技术,2015,43(2):1–7. ZENG Yijin. Technical process and thinking for development of hot dry rock (HDR) geothermal resources[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2015, 43(2): 1–7.
[5] 王培义,马鹏鹏,张贤印,等. 中低温地热井钻井完井工艺技术研究与实践[J]. 石油钻探技术,2017,45(4):27–33. WANG Peiyi, MA Pengpeng, ZHANG Yinxian, et al. Drilling and completion technologies for geothermal wells with medium and low temperatures[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2017, 45(4): 27–33.
[6] 杨春和,王同涛. 深地储能研究进展[J]. 岩石力学与工程学报,2022,41(9):1729–1759. YANG Chunhe, WANG Tongtao. Advance in deep underground energy storage[J]. Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering, 2022, 41(9): 1729–1759.
[7] HE Tao, WANG Tongtao, SHAN Baodong, et al. Fatigue damage of wellbore cement sheath in gas storage salt cavern under alternating internal pressure[J]. Rock Mechanics and Rock Engineering, 2022, 55: 715–732. doi: 10.1007/s00603-021-02686-7
[8] 顾军,高兴原,刘洪. 油气井固井二界面封固系统及其破坏模型[J]. 天然气工业,2006,26(7):74–76. GU Jun, GAO Xingyuan, LIU Hong. Two interface isolation system of oil/gas well cementing and its damage model[J]. Natural Gas Industry, 2006, 26(7): 74–76.
[9] 顾军,高德利,石凤歧,等. 论固井二界面封固系统及其重要性[J]. 钻井液与完井液,2005,22(2):7–10. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2005.02.003 GU Jun, GAO Deli, SHI Fengqi, et al. The two contacts cementing system in cementing job and its importance[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2005, 22(2): 7–10. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2005.02.003
[10] 郭辛阳,沈忠厚,步玉环,等. 固井微环空成因研究进展及解决方法[J]. 钻采工艺,2009,32(5):1–3. GUO Xinyang, SHEN Zhonghou, BU Yuhuan, et al. Research development of cementing microannular and its solving methods[J]. Drilling & Production Technology, 2009, 32(5): 1–3.
[11] 崔茂荣,马勇. 评价钻井液滤饼对固井二界面胶结质量影响的新方法[J]. 天然气工业,2006,26(12):92–93,96. CUI Maorong, MA Yong. A new method for evaluating the effects of drilling fluid filter cake on bond quality of the second cementing interface[J]. Natural Gas Industry, 2006, 26(12): 92–93,96.
[12] 郭辛阳,步玉环,李娟,等. 变温条件下泥饼对二界面胶结强度的影响[J]. 钻井液与完井液,2010,27(1):55–57. GUO Xinyang, BU Yuhuan, LI Juan, et al. The effect of mud cake on the bond strength of the second interface under varied temperatures[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2010, 27(1): 55–57.
[13] PLANK J, TIEMEYER C, BUELICHEN D, et al. A study of cement/mudcake/formation interfaces and their impact on the sealing quality of oilwell cement[R]. SPE 170452, 2014.
[14] 徐璧华,卢翔,谢应权. 高温高压下油井水泥环胶结强度测试新方法[J]. 天然气工业,2016,36(11):65–69. doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2016.11.008 XU Bihua, LU Xiang, XIE Yingquan. A new bonding strength measurement method for oil well cement sheath under high temperatures and high pressures[J]. Natural Gas Industry, 2016, 36(11): 65–69. doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2016.11.008
[15] 柳华杰,步玉环,梁岩,等. 环空扰动固井二界面胶结性能评价装置及方法[J]. 实验室研究与探索,2020,39(7):78–83. doi: 10.3969/j.issn.1006-7167.2020.07.017 LIU Huajie, BU Yuhuan, LIANG Yan, et al. Device and method for evaluating the cementation property of cement-formation interface under disturbance[J]. Research and Exploration in Laboratory, 2020, 39(7): 78–83. doi: 10.3969/j.issn.1006-7167.2020.07.017
[16] 杨振杰,姜晓强,吴志强,等. 固井水泥环完整性模拟评价实验仪研究[J]. 钻井液与完井液,2013,30(6):9–12. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2013.06.003 YANG Zhenjie, JIANG Xiaoqiang, WU Zhiqiang, et al. Research on simulation evaluation instrument of the integrity of cement sheath[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2013, 30(6): 9–12. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2013.06.003
[17] MAAGI M, PIN G, JUN G. Influence of nano-TiO2 on the wellbore shear bond strength at cement-formation interface[J]. Upstream Oil and Gas Technology, 2020(5): 100016.
[18] OPEDAL N, TODOROVIC J, TORSAETER M, et al. Experimental study on the cement-formation bonding[R]. SPE 168138, 2014.
[19] BOIS A R, GAMIER A, RODOT F, et al. How to prevent loss of zonal isolation through a comprehensive analysis of microannulus formation[R]. SPE 124719, 2011.
[20] SHENOLD C, TEODORIU C. Development of a structured workflow for enhanced well cement integrity: Lessons learned and the way ahead[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2016, 36: 824–836. doi: 10.1016/j.jngse.2016.10.042
-
期刊类型引用(8)
1. 杨海，杨兵祥. 钻井液流变参数在线校准方法研究. 石油钻探技术. 2024(04): 57-65 . 
本站查看
2. 龚巧龙. 莺-琼盆地海洋钻井井筒温度预测与分析. 阀门. 2024(10): 1165-1169 . 百度学术
3. 葛磊，杨春旭，郭兵，王志远，王子毓. 气侵后井底初始气泡平均直径预测模型实验研究. 石油钻探技术. 2023(02): 46-53 . 本站查看
4. 蔡建钦，李涛，王小剑，赵金玲，汤勇，秦佳正，唐杰鸿. 考虑水侵量时变的边底水油藏平均地层压力预测新方法. 钻采工艺. 2023(02): 89-93 . 百度学术
5. 步玉环，沈晟达，柳华杰，路畅，郭胜来，刘和兴. 提升油气井长效生产寿命的穿越型水合物层固井理念及可行性. 中国石油大学学报(自然科学版). 2023(04): 93-101 . 百度学术
6. 张浩哲，许争鸣，邓智禄. 考虑钻杆转速和偏心度耦合作用的环空摩擦压降CFD模拟及预测模型研究. 石油钻探技术. 2023(06): 32-42 . 本站查看
7. 刘刚. 耐低温合成基钻井液的室内研究. 钻井液与完井液. 2022(03): 273-278 . 百度学术
8. 刘慧，丁心鲁，张士杰，方云贵，郝晓波，郑玮鸽. 地下储气库注气过程一体化压力及地层参数计算方法. 石油钻探技术. 2022(06): 64-71 . 本站查看
其他类型引用(5)
计量
- 文章访问数: 349
- HTML全文浏览量: 160
- PDF下载量: 108
- 被引次数: 13
