毕业论文-硅酸盐钻井液体系研究.doc

摘 要硅酸盐钻井液被普遍认为是最具发展前景的水基钻井液体系之一。辽河油田所处地质情况复杂，井壁不稳定问题一直存在，但硅酸盐钻井液体系目前对于辽河油田来说还是空白，因此结合辽河油田的实际情况研究硅酸盐钻井液体系，对避免或减少辽河油田深井复杂情况的发生、提高钻井速度和质量有着十分重要的意义。本课题是辽河油田工程技术研究攻关课题，本文结合辽河油田深井井壁稳定问题开展了硅酸盐钻井液研究。分析了硅酸盐模数、加量、pH值、处理剂类型、温度等因素对硅酸盐钻井液体系性能的影响，在此基础上研究硅酸盐钻井液的配方，并讨论硅酸盐钻井液的作用机理。研究结果表明，硅酸盐模数以2.8-3.0为好，加量在5%左右较好。硅酸盐钻井液具有多种机理并行的抑制功能，是一种具有强抑制性能的钻井液，硅酸盐钻井液的流变性、滤失性都可以满足钻井需要，具有广阔的应用前景。关键词：硅酸盐钻井液；模数；机理；井壁稳定AbstractSilicate-based drilling fluids is a kind of water-based system drilling fluids which is widely regard as the most prospective for the development The geology circumstance of LiaoHe oil-field is very complicacy, the unsteady problem in the well has been existing, but current for the LiaoHe oil-field the Silicate-based drilling fluids is still blank, so combinative the LiaoHe oil-field actual circumstance studies the silicate-based drilling fluids system to avoid or reduces the occurrence that LiaoHe oil-field deep well complicacy circumstance and increases the drilling speed and quantity have the very important meaning. This lesson is the LiaoHe oil-field engineering technique research to offend to closed lesson, this text combination the LiaoHe oil-field deep well stability problem opened the research to the silicate-based drilling fluids. Analyzed the silicate mold number, add the deal, the value of pH and handles type, temperature.etc. factor to the influence of the silicate-based drilling fluids function, and here the foundation research the formulation of silicate-based drilling fluids and discussion the function mechanism of the silicate-based drilling fluids. The studies result expresses that , silicate modulus should between 2.8-3.0 ,the amount should be 5% or so . Silicate drilling fluids have the inhibited of function that various mechanism proceed together, and it is a kind of having strong inhibiting drilling fluids of the function, the rheological and filtration property of silicate drilling fluids can satisfy the demand of drilling and it will have the vast and applied foreground.Key words: silicate-based drilling fluids; mold number; mechanism;hole stability前 言随着对油气资源的不断勘探开发，油气钻探的难度也逐渐增大，因此如何安全快速的钻进并且能够最大限度的降低钻井成本，已成为钻井技术发展的方向，而拥有性能优良的钻井液体系则是实现这一目的的重要保证。辽河油田所处地质情况复杂，井壁失稳是其在钻井和完井过程中的重大技术难题之一。目前，国内外已经研制出了多种钻井液体系来解决井壁失稳问题，如油基钻井液体系、多元醇钻井液体系、正电胶钻井液体系、硅酸盐钻井液体系和甲酸盐钻井液体系等。现场应用表明，油基钻井液体系防止井壁坍塌的能力最好，但其成本较高及对环境影响较大，因此其使用受到一定限制。而硅酸盐钻井液因具有固壁防漏、材料费用低、不污染环境等优点，日益受到钻井界的重视。因此如何更好的应用性能优良的硅酸盐钻井液体系以解决钻井过程中遇到的复杂井下事故，降低对环境的污染，并获得最大的经济效益，对于辽河油田的长期发展具有十分重要的意义。本文主要介绍了硅酸盐钻井液的应用现状，对硅酸盐钻井液体系进行了研究，对硅酸盐钻井液体系的影响因素进行了试验分析，总结出各因素对硅酸盐钻井液体系性能的影响，得出一套完整的硅酸盐钻井液体系配方，对硅酸盐钻井液的作用机理进行了分析。由于本人能力有限，文中难免会有出现错误或遗漏的地方，敬请各位老师、专家批评指正。III目 录第1章 概 述11.1 开展硅酸盐钻井液研究的意义11.2 硅酸盐钻井液的国内外发展21.3 硅酸盐钻井液的类型与应用21.4 现场应用效果和前景预测41.5 本文研究内容及成果6第2章 硅酸盐钻井液影响因素的研究72.1 可溶性硅酸盐化学72.2 硅酸盐模数对钻井液的影响82.3 pH值对硅酸盐体系抑制能力和流变性的影响92.4 硅酸盐加量对钻井液体系的影响102.5 温度对硅酸盐钻井液的影响102.6 其它因素对硅酸盐钻井液的影响11第3章 硅酸盐钻井液配方及评价133.1 浓硅酸盐配方133.2 稀硅酸盐钻井液及性能17第4章 硅酸盐钻井液的作用机理21结 论26参考文献27致 谢28第1章 概 述1.1 开展硅酸盐钻井液研究的意义随着油气资源的不断勘探开发，油气钻探难度的日益增大，因而如何安全快速的钻进并最大限度的降低钻井成本，已成为钻井技术发展的方向，而性能优良的钻井液体系则是实现这一目的的重要保证。在复杂地质条件下的钻井过程中，一般认为油基钻井液和合成基钻井液是最佳的选择。但随着环境保护问题和经济因素压力的日益增加，越来越需要改进的水基钻井液来替代油基钻井液和合成基钻井液。这样的水基钻井液应该提供：良好的环境相容性：新型水基钻井液应满足更为严格的环保法规，因而应具有极低的毒性、生物降解能力和无任何生物积累。经济效益：全封闭、净化、排放前处理及高基浆成本等，使油基钻井液和合成基钻井液的费用很高。改进的水基钻井液在使用后可排放而大幅度降低钻井液的直接成本及固相处理和液相处理的费用。技术性能：真正经济有效的新型水基钻井液应该具有与油基和合成基钻井液相似的钻井指标（即机械钻速、稀释速度、减少与钻井液有关的复杂时间等）。这些因素是研制新型硅酸盐基水基钻井液的指南。硅酸盐作为防塌剂对泥页岩有良好的防塌作用，同时硅酸盐与地层水或钻井液中的钙镁离子反应生成不溶于水的硅酸盐沉淀物，对微裂缝地层有较好的堵漏作用。另外，在高温下，硅酸盐与粘土发生反应，使粘土固化,对井壁有较好的固壁作用，被认为是目前仅次于油基钻井液的防塌体系。近10年来国内外对硅酸盐钻井液有了较系统的理论研究，包括硅酸盐的防塌作用机理、硅酸盐钻井液体系使用条件、压力传递机理等方面，随着硅酸盐本身技术的发展，国外大的石油公司在硅酸盐钻井液技术上已经取得了突飞猛进的发展，目前已经在上千口井中使用了硅酸盐钻井液体系，解决了以前使用其它类型钻井液所不能解决的技术问题。在国内，也有使用该体系成功的例子。但整体来说还是室内研究较多，现场应用却较少，目前对于辽河油田来说硅酸盐钻井液还是空白，无论是从深井钻井的实际需要上，还是从提高辽河钻井液技术的水平上，该项技术对于辽河油田都是显得非常重要的。因此结合辽河油田的实际情况研究硅酸盐钻井液体系，对避免或减少辽河油田深井复杂情况的发生、提高钻井速度和质量有着十分重要的意义。1.2 硅酸盐钻井液的国内外发展用来控制“易坍塌页岩”（“Heaving Shale”）的可溶性硅酸盐钻井液最早应用于本世纪三十年代。以高浓度（20%50%,v/v）可溶性硅酸盐配制的钻井液成功应用于墨西哥海岸地区（the Gulf Coast Area）100多口井的钻井中，但这种钻井液体系难以控制其高流变性。到四十年代中期，硅酸盐钻井液被石灰栲胶（lime-Quebracho）钻井液所取代，石灰栲胶钻井液被认为是可适当控制页岩地层并更易于控制流变性能的钻井液体系。到了六十年代后期，硅酸盐钻井液重新应用于钻井过程中。Darley发现，可用较低浓度（低于20%，一般510%，v/v）的硅酸钠或硅酸钾配制的钻井液就可稳定大多数页岩地层，而硅酸钾体系更为有效。加入无机盐（如，KCl、KCO、NaCl等）或非离子化合物（如，甘油（Glycerol）、乙二醇（Ethylene Glycol）等）明显提高页岩稳定性。这种附加的稳定效果是山溶质形成的渗透梯度而造成的页岩脱水作用的结果。用Darley推荐的钻井液配方钻了三口试验井，这种新型硅酸盐钻井液显示出优异的井眼稳定性能，但由于种种原因未能被油田所接受采用。由于硅酸盐钻井液不但在稳定井眼、保证井下安全等方面比油基钻井液的效果好，而且成本低、无毒、无污染，因而日益的到人们的重视。硅酸盐钻井液也应用于油田的其他作业中，如用于堵漏处理、未固结地层的稳定性处理及水控制处理等等，同样，水溶性硅酸盐长期以来广泛用于许多工业的处理过程中。硅酸盐钻井液的重新应用是近几年来如下研究获得进展的结果：弄清了原先硅酸盐钻井液流变性控制问题的原因；可得到相容且高效能的聚合物流变性改进剂和降滤失剂；先进的固控设备；井眼稳定性问题的更深入的认识。如今已普遍认识到，钻井的成功不仅仅取决于钻井液的化学特性，而且也取决于下列关键因素：钻井液密度、井眼清洁能力、抽吸/激动压力等等。1.3 硅酸盐钻井液的类型与应用1.3.1 硅酸盐聚合物钻井液80年代以来，世界各国都进行了许多把硅酸盐与聚合物结合起来应用于钻井液中的试验。前苏联在卡巴科沃62号井54105521m井段所用的钻井液配方:粘土粉5%7%+硅酸盐5%7%+CMC0.7%1%+非水解PAM0.2%0.5%。其井眼规则性和钻井综合效益比用无聚合物的硅酸盐钻井液好得多。80年代后期美国杜邦公司优选的硅酸盐钻井液配方：基浆+0.35%聚阴离子纤维素+0.2%XC+0.33%部分水解聚乙烯乙酸酯(PVA)+0.33%硅酸钾+0.33%碳酸钾。其指导思想是以硅酸盐为催化剂，利用硅酸根夺取PVA羟基的质子，使PVA的分子链上产生许多强亲核性的醇氧负离子，后者再与粘土表面的硅醇基缩合，把多个粘土颗粒胶结起来，从而大大提高井眼稳定性。国外几家公司应用的硅酸盐钻井液配方和性能见表11，其特点是不加粘土。在北海中部渐新世、始新世的高地应力页岩层钻井过程中，在钻井液中先加入了模数为3.3的硅酸盐，但防塌作用不大，且有增稠现象；后来邻井换用模数为2的硅酸盐，结果井眼和钻井液流变性都很稳定。表1-1 无粘土硅酸盐钻井液性能配方密度kg/lPH值表观粘度mPa.s塑性粘度mPa.s初切Pa终切Pa滤失量ml11.0610.0528.016.02.883.847.621.0712.6526.517.01.923.845.880年代，我国曾用含水54%56%的液体硅酸钾钠与部分水解聚丙烯酰胺作为泥页岩稳定剂。为了减少运输费用,制备并试用了模数为2.52.7的固体硅酸钾钠。1985年在川东卧96井130996m井段，使用含有粒度150目粉状硅酸钾钠1%5%的聚合物钻井液，机械钻速比同地区提高10%30%。塔西南KS-1井在近40MPa的井底压差下发生四次严重卡钻之后，使用了一定比例的硅酸钾与聚合物降滤失剂，改善了钻井液的防塌性能和润滑性能，从而有效地解决了超高压差卡钻的难题。1.3.2 硅酸盐硼凝胶钻井液 用三聚磷酸钠、煤碱剂与硅酸钠(体积比7%15%)复配成高效的降粘降滤失剂，用硼酸与硅酸钠制成液态硅酸盐硼凝胶，密度1.121.13kg/l,漏斗粘度4060s，pH值1011，加量为0.5%1%时也有降粘作用。这两种复配剂可单独使用，也可一起使用，对于未胶结的易塌页岩(或粉砂岩)地层，能减少洗井和扩眼所需的时间。用硅酸盐硼凝胶钻井液钻灰岩层或岩盐层时，未加上述含煤碱剂的降粘降滤失剂，也具有很好的防塌效果。1.3.3 混合金属硅酸盐钻井液 在美国奥斯汀的Chalk油田白垩系裂缝性油气层中钻水平井时，使用含有混合金属硅酸盐、增粘剂、降滤失剂和除氧剂等处理剂的钻井液，其静切力高达1040Pa，因具有凝胶性质而对地层裂缝起了封堵作用，防止了钻井液漏失，从而保护了储层。而在同一地区用常规聚合物钻井液钻井时，曾出现严重漏失和频繁井涌等问题。地层CO的侵入仅使混合金属硅酸盐钻井液的pH值和粘度稍微降低，而其他钻井液在CO侵入时，会发生严重絮凝，并且粘度及滤失量大幅度增加。1.3.4 植物胶硅酸盐钻井液 把含有0.3%1%植物胶和0.5%5%硅酸盐的溶液称为无固相复合胶质液。在含粘土5%的基浆中加入该液体5%,配成含植物胶0.015%0.05%、硅酸盐0.025%0.25%的钻井液，可用重晶石将密度加重至1.15kg/l,用以顺利钻进第四系松散地层和二叠、石炭、泥盆系破碎性地层等。室内常温常压浸泡试验结果表明，以0.5%植物胶及3%20%水玻璃复配，对稳定膨胀性粘土岩效果最好，而对不含粘土的松散地层要提高植物胶用量，降低水玻璃用量。1.4 现场应用效果和前景预测1.4.1 现场应用我国塔西南琼库卡克新探区有巨厚的泥页岩和盐膏层，其中琼002井使用聚合物钻井液钻进，结果出现了多次划眼、井塌、卡钻等井下复杂事故，仅钻井液材料成本就高达500多万元，而与其深度和井身结构相近的琼003井使用硅酸盐钻井液钻进时，井下事故明显减少，从而缩短了建井周期，大大降低了钻井成本，仅钻井液材料费用就比琼002井节约了300多万元。大庆油田先后在萨53和达深1井应用了硅酸盐钻井液体系。达深1井位于松辽盆地东南断陷区安达断陷，为区域探井，设计井深4650.00m。硅酸盐钻井液试验井段自三开开钻泉二段（2550.00m）至井底（4650.00m），钻遇泉头组、登娄库组、侏罗系，地层粘土矿物以伊利石为主，含少量的伊/蒙混层、绿/蒙混层。由于钻井周期长，在钻井液的浸泡下地层容易发生物理和化学变化，会引起剥落坍塌。根据室内实验研究，采用硅酸盐、聚合物、无机盐来提高钻井液的防塌能力，有效的抑制了泥岩的物理化学变化，从而保持井眼规则。1999年10月16日，使用8-1/2钻头，用硅酸盐钻井液三开，至2000年5月7日顺利钻至井深4650.10m。硅酸盐钻井液在现场应用过程中性能稳定，流变性能较佳。该钻井液在三开钻进阶段钻井液粘度控制在55s左右，没有出现大的波动。尤其在温度较高的情况下，硅酸盐钻井液仍然保持较好的性能。井眼稳定，每次起下钻顺利无挂卡现象，下钻及电测一次到底。在现场应用过程中，硅酸盐钻井液在起钻过程中基本没有喷钻井液现象，节约了钻井液的成本，减少了工人的劳动强度。同时硅酸盐钻井液具有较好的抗温性（抗温可达180）和较好的润滑性能，现场试验硅酸盐钻井液的润滑系数小于0.03，在3290.00m处的15天处理断钻具事故过程中，证明硅酸盐钻井液较好的润滑性保证了钻具的顺利打捞。通过萨53井和达深1井的现场试验，硅酸盐钻井液虽然是盐水钻井液，但是对地质气测与普通的水基钻井液一样没有不良影响，满足地质录井要求。同时硅酸盐钻井液还进行了荧光影响研究，通过筛选大量的钻井液用处理剂，与硅酸盐钻井液配伍，目前解决了硅酸盐钻井液的荧光问题，拓宽了硅酸盐钻井液的适用范围。胜利油田在牛斜114井对硅酸盐钻井液进行了现场应用。胜利油田牛庄洼陷东部主力含油层是沙三段，油藏类型为沉积岩油藏。该地区馆陶组以上地层成岩性差，易造浆，下部地层易坍塌，易漏，底部含有膏泥岩层，需注意防卡、防膏岩水侵。牛斜114井位于东营凹陷牛庄洼陷带东部牛斜114砂体较高部位，其钻探目的是开发沙三段油藏，完钻井深为3466m。使用聚合物钻井液施工的25252710m井段，在井径曲线上出现“大肚子”，井径大于431.8mm。将聚合物钻井液转化为硅酸盐钻井液体系后，井径规则，井深2725m以后，平均井径在254279.4mm之间，井径扩大率为15.6%，同时在钻进过程中，振动筛返出岩屑棱角分明，说明该体系有效地抑制了地层水化、分散、膨胀和坍塌。硅酸盐钻井液体系虽然动塑比低，但是携岩能力强，及时将井底岩屑带出地面，提高了钻井速度。在斜井段，硅酸盐钻井液配合白油润滑剂，摩擦系数为0.040.06，正常起下钻摩阻在100kN左右，钻具在裸眼段频繁起下钻，未发生复杂情况，说明硅酸盐钻井液有良好的润滑防卡性能。此外，硅酸盐钻井液体系在保护油气层方面效果良好。英国Liverpool海湾Lennox油田储层上部为泥页岩地层，粘土含量高达40%以上，二开井段裸眼时间超过5d就易发生井塌、扩径，还导致固井水泥石发生气窜等问题。因此,开始设想用合成基钻井液，但缺乏与其配套的容器等设施，且附近又无足够的货源，所以在钻L5、L6和L7等井时选用了硅酸盐钻井液。与使用聚合物饱和盐水钻井液钻的L3、L4等井相比，井眼规则性显著提高，井径扩大率从大于50%降至10%以内，极大地改善了固井水泥石胶结质量。此外返上来的岩屑较完整，降低了固控处理及钻井液调整的费用。1.4.2 前景预测 硅酸盐与沥青类防塌剂、聚合醇类防塌剂等都属于封堵型的防塌材料，能够堵塞近井壁岩层的孔隙及微裂缝，防止钻井液向地层内过度滤失，从而维持井眼的强度和稳定性。硅酸盐类比沥青类及聚合醇类防塌剂有多方面的优势：(1)硅酸盐是结构近似于沙子的无机物，且无毒性，对自然环境的影响很小。而沥青类和聚合醇类则是有特殊结构的有机物，对生物及自然环境均有不利影响；(2)硅酸盐类没有荧光，而且在任何条件下也不会分解出低分子烃类，所以不可能干扰荧光录井及气测录井。而沥青类有荧光，聚合醇类也有较低的荧光，而且它们在地层高温下还可能分解出小分子有机物而影响气测录井的准确性；(3)沥青类在软化后才能起到有效的封堵作用，聚合醇类也只有在浊点温度以上时才有封堵效果，而硅酸盐类本身含有粒度分布广且与岩层矿物亲和力强的粒子，在很宽的温度范围内均可起封堵作用；(4)硅酸盐类的价格比沥青类和聚合醇防塌剂都低得多。由此可见，硅酸盐钻井液具有广阔的发展应用前景。1.5 本文研究内容及成果本文着重对硅酸盐及硅酸盐钻井液的性能进行研究，阐述了硅酸盐模数、加量、pH值、处理剂类型、温度等因素对硅酸盐钻井液体系性能的影响，对硅酸盐钻井液的作用机理进行分析，结合硅酸盐钻井液在辽河油田的现场应用进行研究，得出一套完整的硅酸盐钻井液体系配方，并对该配方进行综合性能的评价。第2章 硅酸盐钻井液影响因素的研究2.1 可溶性硅酸盐化学液体的硅酸钠或硅酸钾是水溶性玻璃的溶液(故俗称水玻璃)，主要地是用纯碱(Na2CO3)或碳酸钾(KCO3)和二氧化硅(SiO2)在高温(10001200)熔融制得：M2CO3+nSiO2 M2On(SiO2)+CO2式中，M为Na+或K+，n是对应于一个M2O分子的SiO2分子数，称为模数。工业产品的n值一般在1.53.3范围之内。可溶性硅酸盐的特定级别是根据其密度、粘度和固相含量确定的。可溶性硅酸盐的密度一般为1.31.7g/cm3。粘度则是模数、固相含量和温度的函数，见图2-1。含水量一般为45%65%。图2-1 恒定固相含量的可溶性硅酸钠的粘度和重量比关系曲线硅酸盐溶液的pH值是模数的函数，随着模数的增加而升高，但硅酸盐溶液的pH值总是比较高，在降低较高浓度的硅酸盐溶液的pH值时，阴离子硅酸盐低聚物将聚合和胶凝。在中性pH时，胶凝更快。一价盐的存在缩短胶凝时间。重要的是，硅酸盐与溶解的高价金属阳离子(如Ca2、Mg2+)立即反应生成不溶性沉淀。在pH值超过12的高pH溶液中，可溶性硅酸盐(钠盐和钾盐)以亚稳态的硅酸盐单体或低聚物的形式存在；而在pH值降低时，由于发生聚合作用而生成二氧化硅凝胶，而正是这一胶凝过程用于油田的各种处理过程中。硅酸盐的聚合作用分三步进行：步骤1：单体聚合：起始硅酸盐单体缩合成由内部硅氧烷(SiOSi)和外部硅烷醇(SiOH)基团组成的三维低聚物。步骤2：聚合物生长：低聚物状态，当硅烷醇(SiOH)基团的pH由单体硅酸的步骤2：聚合物生长：低聚物状态，当硅烷醇(SiOH)基团的pH由单体硅酸的9.8降至聚合物状态的6.8时，有些表面硅烷醇(SiOH)基团发生解离作用。这些基团的分子内缩合形成新的硅氧烷(SiOSi)键。这一反应速率是溶液的pH值和温度的函数。步骤3：凝胶形成：随着聚合物的生长，硅酸盐聚合物的分子内部发生缩合作用而形成填充空间的支链的和交链的网架结构。步骤3被认为是凝胶形成过程中的有限速率的步骤，若干催化剂可加速这一步骤。使用最多的是pH值的优化，诸如NaCl、KCl等金属盐中的一价金属离子也可作为催化剂。2.2 硅酸盐模数对钻井液的影响2.2.1 模数对钻井液体系抑制能力和流变性的影响硅酸盐的模数是指硅酸盐分子中二氧化硅与金属氧化物的摩尔比。模数越大就有越多的硅酸根在溶液中聚集成胶体颗粒，进而体现出不同的化学性质。所以,不同模数的硅酸盐在性质上有很大差别。丁锐曾选用模数分别为1.02、2.35、2.81和3.18的硅酸钠进行抑制性能试验。将这4种不同模数的硅酸钠分别加入基浆和CSK浆中，其中基浆为:3%安丘膨润土+1.8%NaCO；CSK浆为在基浆的基础上加入0.5%MV-CMC+2%SMP+3%KCl配制而成。然后分别测定页岩回收率、页岩稳定指数和硅酸盐钻井液的流变参数，NaSiO的加量均为5%，试验结果表明:(1)随硅酸盐模数增加，体系的抑制能力呈上升趋势。在模数大于2.81后,体系的抑制能力不再增加。这说明对一定的钻井液体系来说，高模数硅酸盐的抑制能力一般要强于低模数硅酸盐，但模数的增加也有一个限度，并非模数越高越好。在该试验中，其限度为2.81，所以在配制硅酸盐钻井液时需要选取适当模数的硅酸盐。(2)随硅酸钠模数增加，钻井液体系的表观粘度、塑性粘度及动切力均呈下降趋势，模数为2.81和3.18的硅酸钠的下降幅度相对模数为1.02和2.35的硅酸钠的下降幅度要大，其中对体系动切力的影响较为明显。综上所述，要提高钻井液体系的防塌性能，应尽量选用高模数的硅酸盐，但高模数的硅酸盐对钻井液的流变性又有不利影响，因此现用的硅酸盐模数大多为2.43.2。由于钻井液体系中所用处理剂性能有所差别，国内多用模数为2.813.18的硅酸盐，而国外M-1公司则推荐使用模数为2.42.8的硅酸盐。2.2.2 模数对岩屑回收率的影响硅酸盐既是一种盐，也是一种较强的碱。将硅酸盐组成看作二氧化硅与氧化钠（对硅酸钠而言）的组合，它们的质量比就是硅酸盐的模数。模数越高，二氧化硅含量越高，碱性越弱。硅酸盐的强抑制性主要来自胶态的二氧化硅，理论上模数高，抑制性强，施工操作也越安全。实验选取高模数胶态硅酸钠，然后通过加入氢氧化钠的办法调整模数，得到模数为3.51.20的一系列样品,然后配成5%的水溶液,做岩屑回收率实验。岩屑选自萨53井嫩江组钻屑。筛分成6目10目，于120下烘干，高温罐中液体体积400mL，加入钻屑30g，温度设置160，滚动时间24h。实验数据见表2-2。模数20目岩屑质量，g40目岩屑质量，g60目岩屑质量，g回收率，%1.2020.62.51.180.72.2123.11.90.886.02.8124.21.40.787.63.2025.31.20.788.0清水11.43.21.854.6表2-2 不同模数的胶态硅酸钠溶液的岩屑回收率实验数据从实验数据看出，同样条件下模数高的硅酸钠比模数低的硅酸钠回收率要高,说明模数越高抑制性越好，实验结果与理论相吻合。所以，配制硅酸盐钻井液所用的硅酸盐要尽量选用模数高的胶态物。但从实验数据也可看出，模数超过2.81以后回收率提高幅度有限，而且模数越高，流变性越不易控制。结合国内外硅酸盐体系的使用情况，硅酸盐模数确定为2.8-3.0。2.3 pH值对硅酸盐体系抑制能力和流变性的影响硅酸盐特殊的化学性质，决定了硅酸盐钻井液的pH值对钻井液体系性能的影响与常规钻井液情况完全不同。对于常规钻井液，当pH值小于9时，对泥页岩水化影响不大；当pH值继续增加时，泥页岩水化膨胀加剧，促使泥页岩坍塌。而对于硅酸盐钻井液，当pH值低于11时，钻井液中的硅酸盐以原硅酸或以低聚硅酸的形式从钻井液中析出，发生缩合作用生成较长的带支键的-Si-O-Si-链，这种长链进而形成网状结构，包住钻井液中的自由水及固相，使硅酸盐钻井液粘度增大，同时失去防塌作用；当pH值高于11时，钻井液中的硅酸盐以硅酸根离子或者聚合硅醇离子的形式存在，钻井液中的硅酸根或硅络合醇吸附沉积在钻屑表面，与钻屑发生相互作用，提高泥页岩的膜效率，从而起到抑制钻屑分散膨胀的作用。这一现象与文献的试验结果相吻合。泥浆的pH值是与硅酸盐加量直接相关的，某些情况下单靠硅酸盐就能维持钻井液的合适pH值，例如低固相且含处理剂很少的泥浆，只要加入硅酸盐2%以上， pH值就达到11以上；而高固含或含很多处理剂的泥浆，在硅酸盐加量不大于5%时，一般需要同时加入NaOH或KOH,将pH值控制在9以上，使钻井液中的硅酸盐有足够长的胶凝时间，至少能在胶凝之前上返进入环空，接触井壁。国外学者的相关试验也表明，地层岩心在pH值为12的硅酸钠溶液中老化一定时间之后，会导致大量细粒矿物的聚集和絮凝。对岩心的射线分析结果表明，经与高pH值硅酸钠溶液作用后的岩心中高岭石含量由95%降至92%，而未处理或在蒸馏水中老化的岩心却未发生这种变化。另外,体系中多余的硅酸根或者硅络合醇会随滤液进入地层，并与地层流体发生反应而封堵地层，提高稳定井壁的能力。2.4 硅酸盐加量对钻井液体系的影响为了确定合理的硅酸盐加量，丁锐等通过在基浆中逐步添加模数为3.18的硅酸钠来评价硅酸盐加量对钻井液抑制性和流变性的影响。试验结果表明:(1)在基浆中随硅酸盐加量增大，防塌能力先迅速提高，加量超过5%后，防塌能力提高的幅度有所减缓。在CSK浆中NaSiO对页岩水化分散的抑制能力也有相同的趋势。这说明在该钻井液体系中，维持体系一定抑制能力的硅酸盐有效含量约在5%左右，过量加入硅酸盐对体系抑制性贡献并不明显。(2)钻井液的表观粘度、塑性粘度和动切力均随硅酸钠加量的增加而呈现出先降低后升高的趋势，加量超过5%后上升的幅度加大，从而对钻井液的流变性能产生负面影响。由此可以认为，对常规硅酸盐钻井液体系来说，为保证合理的流变参数，体系中有效的硅酸盐浓度不宜超过5%。综合分析可得出以下认识：虽然体系的抑制性随硅酸盐加量的增加而提高,但当硅酸盐加量超过5%后，体系的流变性能逐渐变差。因此，通常应将体系中活性硅酸盐的含量控制在5%左右。上述试验结果是用模数为3.18的硅酸盐而得出的，对于模数为2.4或2.8的硅酸盐来说，硅酸盐加量与钻井液体系性能之间的变化趋势是基本一致的，但最佳的加量会有所不同。2.5 温度对硅酸盐钻井液的影响研究表明，随着温度的升高，硅酸盐在粘土表面的吸附量会增加，属于典型的化学吸附。因而随着温度的升高，硅酸盐对粘土的作用会加强。当温度超过80(在105以上更明显)时，硅酸盐的硅醇基与粘土矿物的铝醇基发生缩合反应，产生胶结性物质，将粘土等矿物颗粒结合成牢固的整体，从而封固井壁，减少钻井液向地层内的液入量，达到稳定井壁的目的。同时，在较高的地层温度下,硅酸盐与粘土接触一定时间后会反应生成一种类似沸石的新矿物，从而消除粘土矿物分散膨胀，稳定泥页岩地层。实验分析表明，在pH值为12的硅酸钠溶液中老化的岩心，产生了大量细粒矿物的聚集和絮凝。对岩心的X射线分析表明，高pH值硅酸钠溶液下的岩心中高岭石含量由95%下降到92%，未处理的粘土与蒸馏水中老化的岩心均未发生这种变化。但是，在较高温度下，钻井液中的钾、钠离子可与膨润土、泥岩钻屑中的氢离子发生离子交换，释放出氢离子，降低钻井液体系的pH值，使钻井液的粘度、切力上升，流变性能恶化。同时，使体系中的硅酸根、硅酸根聚合体以原硅酸、聚合硅酸的形式析出，降低复合硅酸盐钻井液的防塌能力，因此，深井钻进时，复合硅酸盐钻井液中必须保持较高的碱度。2.6 其它因素对硅酸盐钻井液的影响2.6.1 处理剂种类对钻井液性能的影响复合硅酸盐钻井液必须与合适的处理剂配伍才能达到优快钻井的目的。实验表明，SPNH、SMT、SMP、FT362等磺化处理剂与复合硅酸盐钻井液配伍性良好,纤维素类、淀粉类、生物聚合物类处理剂也与钻井液有较好的配伍性。由于复合硅酸盐钻井液体系pH值高，铵盐、酰胺类处理剂易与钻井液发生反应放出氨气,同时使体系的pH值下降，钻井液性能变坏；硅酸根易与含钙的处理剂反应生成硅酸钙沉淀，使复合硅酸盐失效，因此，在复合硅酸盐钻井液中不可加入含有钙离子的处理剂。2.6.2 粘土含量对钻井液性能的影响室内试验表明，当硅酸盐泥浆中粘土含量提高时，粘度提高，滤失量降低，所以防塌性能有所提高。尤其应该注意，足够的粘度与切力是钻井液悬浮加重剂的必要条件，所以欲加重的硅酸盐钻井液一般需有足够的粘土含量。不过对于粘土含量为8%(m/v)以上的泥浆，其本身的页岩回收率已经很高，再加入硅酸盐不仅未能显著提高页岩回收率，而且有大幅度提高粘度和切力的副作用。对于不需要重钻井液的上部井段，可使用含硅酸盐等处理剂的无粘土钻井液。2.6.3 与地层特性的适配由于地层的成分、结构及温度、压力的不同，难免使硅酸盐阴离子的存在形式及反应速度发生变化。比如含有水溶性钙盐的地层一接触钻井液中的溶解态硅就会立即发生反应，其产物滞留在孔隙口上或粘附在井壁表面，减小泥浆水进入地层的速度和泥浆对井壁的冲刷；用于低渗地层的硅酸盐钻井液可适当提高滤失量或减小滤液粘度，以促进硅酸盐随着滤液到达孔隙入口部产生胶凝封固作用；对于高渗地层应适当提高硅酸盐加量，但泥浆的pH值不宜高于11，以利于硅酸盐在孔隙入口部能迅速生成足够的凝胶把孔隙堵塞。硅酸盐钻井液的防塌性能与地层特性的关系是一个即复杂又重要的课题，需要通过大量的室内及现场试验加以研究。第3章 硅酸盐钻井液配方及评价3.1 浓硅酸盐配方3.1.1 钻井液组成与配方组成比较复杂，考虑到赋予它合适的流变性、抑制性、滤失性、润滑性、封堵性、高矿化度与低活度、低泡沫性，用了多种材料配制硅酸盐钻井液。该钻井液的配方为：膨润土1%4%+硅酸15%20%+复配抑制剂1%2%+KPAM 0.6%1.2%+SPNH 1%2%+润滑剂1%2%+聚合醇0.5%2.0%+无荧光磺化沥青2%3%+BCM 1%2%+JGN 0.5%1.0%+超细碳酸钙1.5%2.0%+磷酸三丁酯0.2%0.3%+有机硅消泡剂0.2%0.3%+氯化钠3%6%+碳酸钠0.1%0.2%。流变性主要由膨润土、KPAM、BCM、JGN控制，前三种是增粘的，后一种是降粘的；抑制功能主要由硅酸盐、复配抑制剂、KPAM、聚合醇、无荧光磺化沥青、JGN、氯化钠、SPNH来体现；滤失性主要靠KPAM、SPNH、BCM、膨润土和超细碳酸钙控制；润滑性由润滑剂开增强；封堵性由超细碳酸钙、聚合醇和硅酸盐提供；氯化钠和硅酸盐提高钻井液的矿化度，降低其活度；磷酸三丁酯和有机硅消泡剂消除钻井液的泡沫；碳酸钠提高钻井液中膨润土水化分散及其它一些药剂发挥作用所需的碱性环境。3.1.2 钻井液常规性能一般地，钻井液常规性能应该达到如下性能指标：API失水小于5mL；淡水浆HTHP失水小于15mL；盐水浆HTHP30mL；初切24Pa；终切410 Pa；动切力515Pa；塑性粘度1525mPa.s；最佳动塑比0.30.5。对研制的硅酸盐钻井液体系进行了常规性能测试，并与两性、正电胶等钻井液体系进行了对比实验，实验结果见表3-1。从表3-1可看出硅酸盐钻井液常温下和180高温老化后性能都较好，180 3.5MPa下高温高压失水也不算大。静切力也能满足低密度时悬浮固相需要。表3-1钻井液的性能对比实验数据钻井液温度/h粘度sFLmLGPaGPa600/300PVmPa.sYPPaHTHP,mL正电胶常温538.23.59.047/3116.08.028.6硅酸盐常温567.02.06.548/2919.05.021.2两性复合离子常温596.62.05.559/3623.06.522.5正电胶170/24588.23.512.058/3919.010.046.8硅酸盐170/24478.01.54.536/22.513.54.523.6两性复合离子170/24687.02.08.568/4325.09.023.8硅酸盐180/24408.61.5334/2014328.43.1.3 钻井液高温稳定性对钻井液在高温条件下老化后的评价实验，可以看出钻井液体系及处理剂的抗温性，对评价钻井液处理剂及钻井液本身的抗温极限具有重要的指导作用。表3-2 180老化后钻井液常规性能数据序号FLmLGPaGPaPH60030020010063YPPaPVmPasHTHP,(180)mL1#4.51.028.040231691.51317362#5.611.58.5633827.516326.525383#7.023.58.0433226194.53.510.51158备注：实验钻井液均为室内配置，1# 硅酸盐体系；2#两性复合离子体系；3# 正电胶体系 从表3-2中可看出，硅酸盐钻井液体系的抗温性较好，与表3-1中常温下常规性能相比变化不大，说明它高温稳定性较好。表3-3也是一组典型的钻井液常温与170高温老化后性能测试数据，也获得同样的结果。表3-3 钻井液的性能对比实验数据钻井液温度粘度sFLmLGPaGPa600/300PVmPa.sYPPaHTHPmL正电胶常温538.23.59.047/3116.08.028.6硅酸盐常温567.02.06.548/2919.05.021.2两性复合离子常温596.62.05.559/3623.06.522.5正电胶170/24h588.23.512.058/3919.010.046.8硅酸盐170/24h478.01.54.536/22.513.54.523.6两性复合离子170/24h687.02.08.568/4325.09.023.8 3.1.4 防塌性岩屑回收率取萨53井嫩四段易膨胀泥岩岩屑分别对硅酸盐盐水钻井液、正电胶钻井液、油包水钻井液进行热滚回收实验，80条件下滚动24h后，测得的回收率如表3-4。表3-4 萨53嫩4泥岩滚动回收率对比实验数据 钻井液回收率，%膨涨率，%正电胶49.047.6硅酸盐79.513.9油基83.07.6清水1.9580.1粘土膨胀实验，取萨53井嫩4段易水化膨胀岩屑碾碎成粉，烘干过100目筛，取上述钻井液的滤液进行水化实验，其结果见表3-4。通过实验看出硅酸盐钻井液抑制效果好于正电胶钻井液，具有较强的抑制能力。 硬脆性泥岩滚动回收率选取芳深9井登二段泥岩岩心，按标准做160热滚16h高温滚动回收实验，实验结果见表3-5。对深层硬脆性泥岩，实验的几种钻井液体系滚动回收率都比较高，其中硅酸盐体系效果最好。回收率高的一个重要原因是泥岩本身不分散，而是以碎裂为主。表3-5 硬脆性泥岩滚动回收实验数据试液登四段岩样40g（810目）160/ 16h回收率，%清水50硅酸盐体系99复合离子体系86 易分散泥岩滚动回收率为了考察钻井液体系对深层伊/蒙混层中的蒙托土的抑制性，采用易分散的岩屑进行了抑制性对比实验，选用任-7井嫩四段810目岩屑，测160/16h条件下回收率。实验结果见表3-6。表3-6 易分散泥岩滚动回收实验数据试液嫩四段岩样40g（810目），160/ 16h回收率，%清水8硅酸盐体系76复合离子体系42正电胶39 从抑制分散的效果来看硅酸盐体系比其它三种体系的效果均好。 钻井液浸泡后深层岩石硬度选用芳深4井登4段大块泥岩岩样（4cm4cm），在120条件下，用不同钻井液静止浸泡16h，然后测定样品的针入度。该实验主要反映钻井液对硬脆性泥岩水化抑制能力以及保持岩样强度能力。表3-7 强度对比实验数据钻井液剪切强度， MPa硅酸盐30.16正电胶12.87油包水40.23通过实验看出硅酸盐钻井液浸泡后，泥页岩硬度较大，硅酸盐钻井液具有较好的保持泥页岩完整性的能力。3.1.5 润滑性润滑评价实验主要是评价所筛选的润滑剂，所筛选的润滑剂为RFH，使用美国白劳德公司生产的极压润滑仪评价，在润滑剂RFH加量为2%（V/V）的条件下测定老化前后（100/16hr）的钻井液的润滑系数（EP）。数据见表3-8,试验证明，硅酸盐钻井液润滑性较好，润滑剂经高温老化性能稳定，能够满足深井要求。表3-8 润滑剂评价实验数据钻井液滚前EP值滚后EP值清水0.300.30硅酸盐钻井液+1%RFH0.200.21硅酸盐钻井液+2%RFH0.180.18RFH润滑剂0.100.103.2 稀硅酸盐钻井液及性能上述浓硅酸盐钻井液配方，可在密度不超过1.30g/cm3的钻井中使用，密度超过1.30g/cm3时流变性不好控制。为此在室内开展了稀钻井液体系研究。3.2.1 新型硅酸盐钻井液性能调配方法 携屑与悬浮性由于硅酸盐钻井液属于盐水钻井液，盐水钻井液的通病是携屑性与悬浮性差，即钻井液的动切力与静切力都小。为了最大限度地克服这种缺陷，实验选用增粘携砂剂与膨润土配合使用来解决这个问题。混配物比例以增粘携砂剂为主，或全部使用增粘携砂剂代替膨润土。这样获得的动切力和静切力比只用膨润土时明显改善，尤其在钻井液加重与高温后更为明显。 滤失性一般盐水钻井液滤失量都比较大，一是盐水体系中膨润土难以细分散，二是处理剂在盐环境下难以发挥最佳效果。本项研究使用一种效果非常好的抗盐降滤失剂WH-1。同时加入聚合物增粘降滤失剂HF-101B加以辅助。另外，同样量加的增粘携砂剂分散体比膨润土分散体从基质上滤失量就要小不少。这三个方面的复合作用可以达到低滤失效果。 抑制性主要靠硅酸盐、改性腐植酸钾、SPNH、FH-101B、TS-2的复合效果给钻井液提供抑制性。 增大密