无粘土油层保护钻井液研制工作报告

1、无粘土油层保护钻井液研制工作报告 编写人：韩文峰 滨州市荣利达石油技术有限公司 目 录一、研究目的 1二、无粘土油层保护钻井液的研究思路. 3三、室内研究结果 8四、现场使用时应注意的几个问题.13五、经济效益分析 14六、结论与建议14 一、研究目的钻开油气层的钻井液，必须具有保护油气层的功能，并且保证井下安全和钻井工作顺利进行。因此，它实际是钻井液技术与油气层保护技术的综合应用技术，即保护油气层的钻井完井液技术。不同类型的油气层遇到不同类型的钻井完井液都有不同的伤害。因此，根据不同的油藏，认清其伤害机理，找出其伤害原因，筛选与之相适应的钻井完井液体系和确定相应的应用工艺，是保护油气层钻井完

2、井液技术的核心内容。钻开油气层，破坏了油气层原有的平衡状态，使油气层开始与外来工作液（钻井液、水泥浆等）接触，这必然会给油气层带来伤害。因此，钻开油气层时，防止油气层伤害的问题是保护油气层技术的系统工程中的第一环节。钻开油气层的过程一般都要维持一段时间，它对油气层的伤害包括从钻开油气层起一直到固井完成为止的全过程中多个环节，其中钻井液浸泡时间、压差以及环空返速等均有影响。钻井液对油气层的伤害规律一般有如下几点：（1）钻井液中固相粒子进入油气层造成伤害：钻开油气层时，使用的钻井液必然对油气层造成一定程度的固相粒子堵塞，钻井液中固相含量愈高，对油气层伤害愈大。固相对油气层伤害的大小决定于固相粒子的

3、形状、大小及性质和级配。在钻井过程中，大于油层孔喉直径的粒子不会侵入油气层造成伤害，而比油层孔喉直径小的粒子进入油层则会造成伤害。钻井液中的固相粒子有重晶石粉、水化分散的粘土颗粒，超细碳酸钙等，重晶石粉几乎什么酸都不能溶，会对油气层造成永久性的伤害，所以完井液中重晶石粉应逐步淘汰掉，有好多高产能的井就是被重晶石压死了，粘土颗粒部分可溶于土酸，但往往破坏近井地带的骨架结构，甚至引起出砂，如果不解除会造成永久性的伤害，所以也应避免，超细碳酸钙可溶于稀盐酸，如果粒度选择合理，只在近井地带形成几公分厚的暂堵，用稀盐酸解开既开恢复产能。因此，搞好固相粒子控制，减少钻井液中固相含量，特别是细及超细粒子含量

4、，并使它们保持一个合理的级配，是减少钻井液固相对油层伤害的重要措施。同样若钻进中井壁不稳定，页岩坍塌，井径扩大，泥页岩造浆等因素造成钻井液的固相含量增加，都将加剧固相对油气层的伤害。（2）钻井液引起粘土水化造成伤害：油层中粘土的水化膨胀、分散、运移是油层水敏伤害的根本原因，钻井液对粘土水化的抑制性愈强，则地层水敏伤害愈小。因此，针对油层中的粘土类型和性质，提高钻井液的抑制性是保护油层技术的另一主要内容。（3）钻井液处理剂对油层的伤害：由于处理剂是钻井液的必要成分，因此，针对油藏特性，选择适当的处理剂是钻井过程中保护油层技术的又一重要内容。钻井液除具有保护油气层的作用，还应满足钻井工作的需要。（

5、1）控制地层流体压力，保证正常钻井，因此钻井液的密度应能根据井下实际情况和钻井工艺要求方便及时的予以调整。（2）具有满足钻井工程必须的流变性：为满足喷射钻井的要求，钻井完井液的流变参数应按最大限度发挥水功率的要求进行优选；为保证有效的清洁井底携带岩屑，钻井完井液必须具有相应的流变特性。（3）稳定井壁：要求钻井完井液的密度，抑制性能，滤失造壁性能和封堵能力等能满足所钻地层要求，保持井壁稳定。（4）改善造壁性能：改善造壁性能是钻井完井液的重要要求，它不仅是稳定井壁的需要，而且对于在钻开渗透率较高的储层时是防止压差卡钻的关键，同时又是保护油气层必须的，因而是钻井完井技术中的关键技术之一。目前我国的钻

6、井完井液技术与国外相比还有一定差距，对低压低渗透油气层伤害问题还比较突出，与渤海石油相比，差距也很大，渤海石油对油层保护比较好，他们一般在一个平台上同时打数口井，先一开，再二开，用的是比较价廉的钻井液，但进入油层时就换上了价格昂贵的具有优秀保护油气层性能的钻井完井液，但由于这一批钻井液同时打数口井，成本就下来了。所以对陆地钻井钻井液的回收再利用是值得研究的课题。综上所述，研究具有良好保护油气层性能，满足钻井工作需要，能重复利用，降低成本的钻井完井液是我们的研究目标。二、无粘土低固相钻井液的研究思路大港油田的油井一般在25004000m之间，钻井完井液密度在1.051.35之间，据有关资料分析，

7、钻井液对油气层的伤害主要是固相颗粒堵塞和粘土水化膨胀造成伤害。因此降低钻井液的固相含量，特别是粘土的含量，提高钻井液的抑制性及降低失水是研究的主要方向。1无粘土低固相钻井液的提出甲酸盐钻井液体系是国外应用比较好的低固相钻井液体系。王44区块是大港油田公司油层保护的重点实验区块，实验人员对王44区块几种钻井液体系特别是甲酸盐体系（西南石油学院配方，华孚公司提供材料）进行了分析，发现般土含量普遍偏高，MBT值一般在75-100g/L之间，个别达到140g/L，这说明钻井液的抑制性和絮凝除般土的能力不足，这么高的般土含量很难起到保护油气层的目的。从江汉石油学院化工系编大港油田王44区块钻井，完井过程

8、储层保护技术研究和大港油田钻采院编王44区块油气层保护工艺方案中可以看到无固相聚合醇钻井液与甲酸盐钻井液在室内的实验数据，列表如下： 表1项目体系AVPVYPYP/PVnAPIpHGelMBT膨胀降低率备注mPasmPasPamLg/cm3Pa/Pa聚合醇体系（室内）56.52729.51.090.396.01.10聚合醇体系（现场）1720118038501249125/44157官84-14甲酸盐体系（室内）3924150.6250.536.01.129.51.5/268%甲酸盐体系（现场）9151670370118711/18104官86-14现场合理性能5-152-5100-1/1-3

9、由上表可以看出，聚合醇和甲酸盐钻井液体系在室内研究时与现场使用的钻井液流变性相差较多，表现在粘度，切力太高，动塑比大，n值小，而现场应用时，钻井队必然按常规最佳钻井液流变性进行调控，结果使得抑制性差，般土高度分散进入钻井液，使无固相钻井液变成了自造浆钻井液，随着粘土相的进入，使动塑比变得更高，n值变小，最后使钻井液变得粘稠很难流动，现场好多钻井队都反映这个问题。甲酸盐钻井液体系作为无固相体系，是用甲酸盐做为加重剂 ，比重1.15的钻井液，甲酸盐的加量应为20%左右，而现场取来的钻井液经检测甲酸盐含量在37%之间，而般土含量MBT值一般在80100g/l之间（用亚甲基兰法测定，实际般土含量还要高

10、），因此与一般的泥浆已经没有什么差别，很难起到保护油气层的作用，甚至引起井壁坍塌，这促使我们下决心研制一种般土含量低、抑制性强，具有保护油层作用的无粘土低固相钻井液。国内外应用最广泛的是水基钻井完井液体系，主要的有两大类：无固相清洁盐水和有固相无粘土相钻井完井液。（1）无固相清洁盐水：是由清水和一种或几种无机盐配成的一定密度的盐水溶液，用聚合物处理剂调整钻井液的流变性。无固相清洁盐水有如下优缺点，优点是工作液中完全不含固相，可消除固相对油层的污染，用体系的高矿化度和各种离子的组合实现体系对水敏矿物的强抑制性，以控制油层的水敏伤害，缺点是清洁盐水不含固相，在井壁上不形成泥饼，没有控制失水的造壁能

11、力，因而失水较高。在高渗透层易造成漏失，大量失水进入油层容易形成“水锁”，尤其不适用于盐敏地层。综上所述，清洁盐水钻井完井液体系的优点和缺点，在很大程度上都是由于体系中无固相所致，因此后来发展出一种有固相，而此固相的伤害在后期可以解除的钻井完井液体系，即暂堵型钻井完井液体系。（2）有固相无粘土相钻井完井液钻井液中高分散的粘土粒子，侵入油层后会造成无法消除的永久性伤害，所以钻井完井液中都应尽量消除它，而无固相的清洁盐水不含任何固相，虽然能消除固相的伤害，但失水大而带来一系列复杂问题。倘若在盐水中加入一些有利于形成“泥饼”而控制失水的固体粒子，虽然这些固体粒子在钻井过程中必然堵塞油层，但是这种堵塞

12、可以在后期用特殊办法消除，从而达到不伤害油层的目的，而又控制住了失水，由此形成的钻井完井液体系就是无粘土有固相钻井完井液体系，又称暂堵型钻井完井液体系。暂堵粒子有酸溶性、油溶性、水溶性三大类，从经济和控制钻井液流变性方面考虑，选用酸溶性的细目碳酸钙或铁矿粉最为适宜。根据以上分析，为最大限度地保护油气层，选用盐水钻井液加细目碳酸钙和高聚物暂堵最为合理。2、无粘土低固相钻井完井液的技术关键钻井完井液既要保护好油气层，又须具有快速安全钻井的流变性，因此有几个技术关键须解决：最大限度的消除无用固相；钻井液具有强抑制性，抑制油层粘土水敏伤害；选择、研制合适的处理剂，满足现场钻井液流变性的要求；保护井壁、

13、防止坍塌；可溶盐的选择，使现场钻井液密度容易调整。（1）无用固相的清除：以上分析，分散的粘土是造成油气层伤害的重要因素之一，根据国内外的研究资料证明，分散粘土含量13%的钻井液对油层的伤害就可达5099.9%，而固井作业的伤害一般在钻井伤害的基础上增加20% 以上，因此要有效地保护油气层，必须最大限度地清除钻井液中的分散粘土，力争使分散粘土的含量降到1%以下。清除无用固相，主要有三个途径，一是加入抑制剂，防止粘土水化分散，二是加入包被絮凝剂，即使用高聚物将岩屑包被起来，絮凝除掉。所以好的油气层保护钻井完井液，消除无用固相的能力是重要指标，既般土含量MBT值要低，最好在10g/L以下。这也是钻井

14、液可以重复利用的关键。三，固控设备的配套和使用效果要好。（2）油层粘土水敏伤害的抑制：钻开储层直至下套管固井前，钻井液的浸泡时间在几天至十几天，这期间钻井液不可避免地会漏失入地层，为防止钻井液对地层的伤害，一是用高聚物配合细目碳酸钙进行暂堵，减少钻井液的漏失量，二是增强钻井液的抑制性，防止粘土的水化、分散、运移而造成孔喉的堵塞。（3）满足钻井液流变性的要求：钻井液除应具有保护油气层的性能，还应满足钻井液流变性的要求，以利于快速安全的钻井。为满足喷射钻井的水力要求，保证有效的清洗井底携带岩屑，及使用固控设备将无用固相清除等，钻井液须具有合适的流变特性。如果塑性粘度、切力太高，会影响喷射钻井水功率

15、的发挥，当停钻再次开泵时会引起压力激动，引起井漏、井塌，并且粘度太高时在振动筛处会造成泥浆外溢，但粘度、切力低时会影响岩屑携带。为使钻井液具有一定的剪切稀释性能，和携带岩屑时保持平板流层，动塑比、n值也要保持在一定范围内。根据国内外资料，现场钻井液最合理的流变性能应满足：塑性粘度515mPas，动切力25Pa，静切力10s/10min为01.0/1.03.0，动塑比0.360.48，n值0.40.7，中压失水10ml，高温高压失水15ml。考虑到现场使用时会有少量粘土分散进入钻井液，会使动塑比增加，n值下降，又考虑该体系为低固相无粘土体系，必须有一定的悬浮能力，所以实验室配制的指标定为：塑性粘

16、度815mpas，动切力25pa，静切力10s/10min为01.0/1.03.0，动塑比0.350.40，n值0.60.7，中压失水10ml，高温高压失水50%。（4）保护井壁，防止坍塌：该钻井液为无粘土体系，为保护井壁，一是增强体系的抑制性，抑制粘土的水化膨胀，二是研制易于在井壁吸附的高聚物，与细目碳酸钙结合形成“泥饼”，减弱钻井液对井壁的冲刷，保护井壁。（5）钻井液密度容易调整：选择合适的可溶盐，使钻井液的密度容易调整。首选当然是甲酸钾，但目前甲酸钾资源少，价格昂贵，每吨在万元以上，如配制比重1.15的钻井液200m3，加上维护约需甲酸钾40吨，仅这一项支出就需40余万元，因此我们对甲酸

17、钠和硫酸钾（或氯化钾）进行了实验，实验证明，用这两种原料复配，即有了钾离子，又有了甲酸根，完全可以满足钻井液的使用要求，而这两种原料40吨，只需十几万元。三、室内研究结果1、处理剂的筛选根据目前现场使用甲酸盐、聚合醇、硫酸钾等钻井液体系存在的不足，以及现场使用出现的问题，我们在考虑无粘土低固相保护油层钻井液体系时，除了保证钻井液的合理流变性能外，有目的地突出了该钻井液体系的强抑制性和有效絮凝去除侵入钻井液中粘土的功能，而且使该体系成本低于或接近同类体系。因此，在钻井液处理剂的选择和合成中，做了大量的实验工作。经过对数十种处理剂的实验，又有目的合成了数种处理剂，经配方优化组合。选定甲酸钠、硫酸钾

18、、氯化钾、氯化钙、苦卤等为可溶盐加重剂，黄原胶为流型调节剂，合成了抑制剂、包被絮凝剂，细目碳酸钙或铁矿粉为暂堵加重剂，必要时配极压润滑剂。2、钻井液体系的配方优选及性能评价经过大量的配方筛选试验，我们确定了如下钻井液体系基本配方：1-2%抑制剂HD-501+3-5%包被絮凝剂HD-502+0.10.3%流型调节剂HV-XC(或抗高温流型调节剂）+（0.1-1%降滤失剂RS-2）(+极压润滑剂)+1-3%碳酸钙+可溶盐加重剂+水密度可通过可溶盐的加量予以调整。特殊情况用铁矿粉加重,五种密度的钻井液见表2表2 钻井液性能项目密度AVPVYPYP/PVn10s/10minAPI失水HTHP(130)

19、pH11.06171340.310.691/2.6821.10151140.360.681.5/2.55831.17191450.3750.6631.5/2.5417841.2118.51450.320.6861/24851.44251780.470.61.5/2.53.98从表中可以看到体系的密度、性能比较容易调整，对该体系密度1.17g/ml的钻井液的其它重要性能进行了评价：1）抑制能力：我们分别用页岩膨胀仪和岩屑滚动回收率法对该钻井液进行了检验。a用NP-01型页岩膨胀仪测定了钻井液与蒸馏水8小时的膨胀高度，分别为0.21mm和4.43mm，页岩膨胀降低率为95.3%.所用土为二级膨润土

20、，根据大港油田钻采院的评价报告，甲酸盐体系（密度1.15g/ml）页岩膨胀降低率为68%。b分别选用明化镇岩屑和新港508-8井油层岩屑，6-10目岩屑在钻井液中120流动16h,用40目筛回收，岩屑一次回收率为95%和98%。大港油田钻采院评价报告甲酸盐体系回收率为92%。2）粘土絮凝去除能力及容忍能力：将明化镇岩芯粉碎过100目筛，在400ml钻井液中加入40g过100目筛的明化镇岩心粉，搅拌2h，测定加岩芯粉前后钻井液的流变性能（见表3），试验结果表明，体系具有较强的粘土容忍能力，将该钻井液过100目筛，取滤液用亚甲基兰法测般土含量，MBT值为2g/L，说明该钻井液絮凝去除粘土的能力非常

21、强。现场用好振动筛，除泥器，离心机， MBT值不会很高。 表3 容忍能力项目AVPVYPYP/PVn无土钻井液191450.3570.663上液加10%岩心粉25.5196.50.4060.6343）抗盐能力：为了考察钻遇盐膏层钻井液体系的抗污染能力，做了如下试验，因为体系中本身含有硫酸钾，只向体系中加入8%的氯化钙和2%的氯化镁，搅拌1小时，测定加盐前后流变性能见表4表4 抗盐能力项目AVPVYPnAPI滤失量加盐前191450.6631.175.4加盐后25.5196.50.671.2159.0从数据看出，n值变化很小，粘度、密度略有增加，只要加水调整密度即可，说明该体系抗盐能力强。4）抗

22、水泥污染能力，在钻井液中加入2%的嘉华G级固井水泥，前后流变性能见表5：表5 抗水泥污染实验结果 AVPVYPn值API滤失量加水泥前17.5134.50.675.4加水泥后17.512.550.645.2性能基本没有变化，说明抗水泥污染能力强。5）抗温能力，将钻井液在滚子炉中128滚动16h，性能变化见表6AVPVYPnAPI失水滚动前161240.6784滚动后141040.6375.2塑性粘度保留率为83.3%，试验说明该体系抗温能力强。6）润滑性能：用极压润滑仪测定该钻井液的摩阻系数为0.077,试验说明该体系润滑性能好。7）与堵漏剂的配伍性实验该钻井液价格较高，为此须研究体系的防漏措

23、施，如遇大裂缝型漏失，应选用复合堵漏剂进行堵漏。实验考察了钻井液加入5%DL1型堵漏剂对流变性能的影响。表7项目AVPVYPn前151140.659后17.5134.50.67可见与堵漏剂的配伍性较好。8）岩心渗透率恢复值：为研究该钻井液对油层的保护作用，用官94井孔二段28#岩芯在岩芯流动试验流程进行了实验，实验步骤如下：a、岩心洗油、干燥、抽空饱和2%Kcl水溶液；b、正向测定岩心的煤油渗透率K0=252.8510-3m2;c、该钻井液反向污染岩心，模拟条件，围压4mpa，压差3.5mpa，温度80，污染时间2h；d、正向测定岩心损害后的煤油渗透K1=22410-3m2;e将岩心锯掉1.5

24、cm，正向测定岩心损害后的煤油渗透率K2=23810-3m2实验证明：渗透率恢复率为88.6 %,锯去1.5cm后渗透率恢复率提高到94.1%，说明该钻井液有很好的保护油层作用。9)稳定性：钻井液在室内放置20天，不分层，性能基本稳定。表8项目AVPVYPn值API滤失量钻井液20.5155.50.664.0放置20天后2618.57.50.633.810）与原油的配伍性：现场钻井队提到，原油遇到甲酸盐体系既结成大团，他们提出万一卡钻怎么办，为此我们在该钻井液中加入10%的原油和2%的快速渗透剂，实验证明原油在钻井液中乳化分散均匀，解除了现场的忧虑。根据以上实验结果，可以看出该钻井液在满足钻井液流动性的前提下，突出了钻井液的抑制性和无用固相的清除能力，能起到保护油气层和实现钻井液重复利用的目的。四、现场应用时应注意的几个