超低渗透钻井液作用机理研究

超低渗透钻井液作用机理研究

随着世界石油工业的快速发展，钻井的数量、速度和深度显著增加。钻头的层更为复杂多样，裸眼也越来越长。因此，有必要提高钻孔溶液的性能。针对压力衰竭的地层的实际情况,往往采用欠平衡钻井技术,但欠平衡钻井技术有其自身局限性,在很多情况下不能应用。而传统钻井技术可能引起压差卡钻、严重井漏以及油层损害等突出问题。超低渗透钻井液是一种在过平衡或近平衡条件下使用,又能提高地层承压能力和油层保护性能的钻井液体系。该体系具有防止易碎地层压力传递及破裂的能力,拓宽了安全钻井密度窗口范围,不仅适用于微裂缝地层钻井,而且改善了枯竭带、疏松砂岩等地层的钻井性能。笔者利用微观和宏观性能相结合的方法,揭示了超低渗透钻井液的微观作用机理。1超渗透性钻头的微观作用机制1.1胶束聚合物的吸附首先合成了起关键作用的胶束聚合物YHS-1,然后测定不同浓度胶束聚合物在粒径为0.1～5mm页岩颗粒(取自梁112-46井沙三上到沙三中2400～2600m处)上的吸附情况。研究了不同时间对吸附量的影响:取一定质量的0.1～5mm页岩样品,分别配成6份颗粒质量分数为5%的悬浮体样品,在这些样品中加入0.5%的YHS-1,在150℃下密闭热滚不同的时间。热滚完毕后,冷却至室温,在25000r/min下超离心20min,确保所有岩屑颗粒沉淀下来,然后用针式取样器取一定体积的上部清液,采用TOC(有机总碳,型号为TOC-VCSN)方法测定其浓度,通过吸附前后体相内的胶束聚合物的浓度差,计算其吸附量。从结果可以看出,当作用时间超过5min后,其吸附量基本保持不变,这充分说明胶束聚合物在井壁上的吸附是非常迅速的。改变聚合物浓度,重复上面步骤,研究其吸附特性(图1)。对等温线数据的分析对于研究吸附的形式有着重要的意义。通常吸附等温线都可以通过Langmuir和Freundlich两个方程来研究。Freundlich等温线方程与实验结果拟合程度很好,说明YHS-1在页岩颗粒上的吸附属于多层吸附。通过Freundlich等温线方程计算出YHS-1吸附强度高达2.30,说明胶束聚合物在页岩井壁上具有很强的吸附能力。这充分说明,由于胶束聚合物在井壁上的吸附能力较强,因此它能迅速在井壁上形成薄而致密的胶束聚合物膜,从而发挥其成膜、承压、防塌和保护油气层等作用。1.2用水基钻井液水相运移装置成膜护壁维持井壁稳定的思路是依据井眼与地层系统传质、传能的基本原理[5,8,9,10,11,12,13],从稳定井壁的化学、物理固壁的新观念出发,通过人工控制水基钻井液特殊组分,在井筒流体与井壁界面形成一种完全隔离、封闭水相运移的膜,以达到稳定井壁的目的。当前,国内外研究主要集中在讨论泥页岩本身是否存在半透膜性质,对钻井液体系本身是否能在泥页岩表面形成隔离膜及其成膜条件研究较少,而且多以形成半透膜为基础进行研究,对其他膜研究更少。1.2.1基浆中泥饼的渗透率将做过API失水的泥饼在室温下自然干燥后切割成小块,再用扫描电镜观察泥饼表面,结果如图2所示[除图2(d)外,放大倍数均为500倍。图2(a)显示基浆形成泥饼的黏土颗粒堆积不明显,且颗粒表面包上了一层厚薄不均的高聚物薄膜,黏土颗粒之间形成的多孔结构清晰可见,说明该泥饼具有较大的渗透率。图2(b)和图2(c)显示,在基浆中分别加入1%的YHS-1和FLC2000以后形成的泥饼结构基本是一致的,它们的大小颗粒紧密堆积,其表面也包上了一层高聚合物薄膜。但与基浆不同,该聚合物均匀且有较强的附着力。从图2中聚合物拉丝形态可以看出,泥饼中的固体颗粒形成的多孔结构不明显,说明泥饼的渗透性极差,并具有较大的抗压强度。从放大到5000倍的图片[图2(d)可以更清楚地看到,在基浆中分别加入1%的YHS-1和FLC2000以后形成的泥饼具有明显的层状结构,说明泥饼坚实而紧密,具有超低渗透性。1.2.2岩心结构组成在高温高压条件下,对加入超低渗透钻井液处理剂YHS-1前后的钻井液体系进行了动态滤失实验。滤失30min后,泄压降温并取出岩心,在刮去岩心端面泥饼后,采用扫描电镜观测其端面形貌;随后切去长为0.5cm岩心,进一步考察其内部结构。表面形态采用二次电子图像进行观察研究,配合能谱和波谱研究岩心切面的结构组成(图3)。对比加入超低渗透剂前后的岩心[图3(a)和图3(b)发现,超低渗透钻井液在井壁岩石表面浓集形成胶束,依靠聚合物胶束或胶粒界面吸力及其可变形性,能封堵岩石表面的孔喉,在井壁岩石表面形成致密超低渗透封堵膜,有效封堵不同渗透性地层。在进入地层浅层的孔吼通道中迅速形成凝胶状的复合封闭膜薄层[图3(c),形成渗透率为零的封堵层。1.3钻井液侵入的概念油层损害最基本的机理包括孔喉的物理堵塞[5,6,7,8,9,10,11,12,13,14,15,16](即固体颗粒侵入、聚合物侵入、黏土膨胀和结垢等)和相对渗透率的改变(即流体阻塞、乳化和润湿性改变等)。因此,必须把钻井液侵入降到尽可能低的水平。在过平衡压力下总会发生侵入,所以钻井液还应尽可能减少损害。超低渗透处理剂能与所有普通的钻井液添加剂配伍使用,这表明在不损害低滤失性的条件下,超低渗透钻井液能够实现减少对油层的损害。1.3.1实验方法及结果所用的基浆是4%的钠土浆,其API失水为25mL,在120℃、3.5MPa条件下的失水为36mL。从结果可以看出,加入超低渗透钻井液后,其失水并没有得到多大改善。因此不能用传统的滤纸来评价超低渗透钻井液体系。笔者在参考国外相关工作基础上,研制出GA型可视承压砂床,进行超低渗透钻井液的渗滤实验。该装置可以直观地验证超低渗透钻井液形成超低渗透封闭膜层及其承压能力。为了研究在高温高压情况下钻井液在砂床中的渗滤情况,改进了高温高压滤失仪,把常规高温高压滤失实验的滤纸换成砂层,其实验步骤与高温高压滤失步骤相同。因目前还没有关于砂床实验的API标准,根据国外相关工作,制订出《钻井液用超低渗透处理剂通用技术条件》的行业标准,对研制的超低渗透钻井液处理剂YHS-1以及国外产品FLC2000分别进行了砂床实验分析。具体步骤为:先在可视管中加入100g粒径为0.15～0.83mm的砂子,压实后加入预先配好的钻井液,开始加压,观测实验结果,并开始接收滤液。在高温高压砂床渗滤实验中,预设温度要略高于所需温度5～6℃,待体系温度达到平衡后,才能开始加压,其他过程与常规高温高压失水方法一致。实验时间均为30min。从实验可以明显看出,在超低渗透钻井液与砂床接触的瞬间形成了一层比较致密的封闭层结构,在0.69MPa压力下继续延长压制时间,侵入深度不变化。继续加压至3.0MPa,侵入深度略有增加,没有滤失量。但是,当温度升高到120℃时,钻井液开始滤失,YHS-1体系的失水明显比常规高温高压滤失量小,而FLC2000体系则与常规高温高压滤失量相当,这从侧面反映常规的HTHP失水并不能反映超低渗透钻井液在砂岩井壁上的渗滤过程。从结果还可以看出,YHS-1体系的膜结构比FLC2000具有更强的可压缩性,在较高压力下变得更加致密,因而承压能力和阻缓压力传递能力更强。由此可见,超低渗透钻井液在循环过程中,都可以在一定压力下阻止流体进入油层,进而达到保护储层的目的。1.3.2封闭膜清除实验虽然形成的封闭膜致密、承压能力强,但是由于形成的封闭膜位于岩层表面,因而很容易清除,这一点也在实验中得到了证实。具体实验过程为:在基浆中添加2%的超低渗透处理剂,进行老化前后的封闭膜清除实验。实验步骤为:测定150℃、16h滚动老化前后的可视中压砂床(20～40目砂层)滤失实验,作用时间为30min,压力为0.69MPa;在倒出钻井液后,加入清水200mL,倒掉后,再重新加入清水400mL,加压到0.69MPa,观察封闭膜是否清除。具体实验结果如表1所示。由表1的结果可知,超低渗透钻井液封闭膜位于砂层表面,用清水稍微浸泡就能清除。所以在钻井施工过程中,当接触洗井液或完井盐水,以及采油过程中与储层流体接触时,封闭膜易于被井内流体清除。1.3.3岩心反排实验考察钻井液的油气层保护效果的另一个重要指标是渗透率恢复率,实验中采用高孔隙度和高渗透率砂岩岩心进行实验,岩心长度为4.320cm,截面积为4.81cm2,孔隙体积为2.065cm3,孔隙度为5.69%。岩心的污染与反排解堵评价实验步骤为:①把岩心装入污染夹持器,把夹持器装到污染釜上,接好管线;②通过加压接头的连接孔加入待测液体,然后拧紧接头,如需做动态滤失,则打开面板上的电源,调节转速,如需加热,则打开加热开关,设定温度;③接上压力源,缓慢加压到预定值,然后进行滤失实验;④如果有滤失量,则用量筒接收测量,否则将岩心从污染夹持器中取出,测量侵入深度;⑤实验完毕后,将岩心倒置,反向驱替,考察其反排情况。具体实验结果如表2所示。由表2可知,体系的油层保护性能良好,靠煤油反排解堵,岩心的渗透率恢复率经计算达98.4%,这证明了超低渗透钻井液对地层无伤害。同样条件下,测定FLC2000的渗透率恢复率为87.10%。总之,超低渗透钻井液通过在井壁表面形成致密的超低渗透封闭薄层,有效封闭渗透性地层和微裂缝泥页岩地层,在井壁的外围形成保护层,从而有可能实现接近零滤失钻井,能有效减少地层内黏土颗粒的运移,且封闭层位于岩石表面,易于清除,能够减少钻井液对储层的损害,保护油气层。2机械实验中对含渗钻头和水井的低渗透2.1防塌剂降低页岩膨胀对超低渗透处理剂进行页岩膨胀实验,其步骤为:在100mL蒸馏水中加入2g处理剂,搅拌30min,进行页岩膨胀实验,记录8h的线膨胀量。图4为各种实验液体页岩线膨胀量随时间的变化曲线。从图4可以看出,除蒸馏水,所有防塌剂在一定程度上都能抑制页岩膨胀。其中以YHS-1的抑制能力最强。采用超低渗透钻井液体系钻进时,由于钻井液中的特殊聚合物聚集形成可变型胶束。当钻井液开始向页岩渗透时,一方面这些胶束在页岩上迅速铺展开,并在孔喉处形成超低渗透封闭膜,阻止钻井液进一步渗透页岩,不与钻井流体接触,可以避免页岩的水化膨胀和分散,稳定井壁;另一方面,即使有少量流体渗透进入与页岩接触,由于该体系良好的页岩抑制性,也不会引起页岩的分散膨胀。因此,超低渗透钻井液可以有效防止井壁坍塌。2.2封闭膜的压缩性和致密性按可视中压砂床滤失仪测试方法进行不同时间的滤失实验,随后考察清水的漏失情况。具体实验过程为:首先在砂床上加上钻井液,在压力为0.7MPa条件下分别渗透2.5min、5min和10min后,停止加压;将钻井液缓慢倒入400mL清水,重新加压到0.7MPa,考察清水的漏失情况。本实验所用基浆是密度为1.028g/cm3的膨润土浆,实验用砂粒径为20～40目。从结果可以看出,分别加入2.0%的YHS-1和YHS-2的基浆,在分别滤失2.5min和5min后,清水在10min内仅出现缓慢滴水,未出现大量漏失;在滤失10min后,YHS-1体系在20min内未出现滴液,而YHS-2体系出现缓慢滴液,但仍未出现大量漏失;在滤失30min后,清水在30min内仍然以滴水形式滤出。对于国外产品FLC2000体系而言,在同等加量条件下,钻井液体系的封堵能力与国内的YHS-1体系相当。超低渗透钻井液在砂层表面形成了致密的封闭膜,能够封堵住清水漏失;封闭膜在几分钟时间内就可以形成,这可以阻止大部分滤液和固相颗粒侵入地层。为了与其他处理剂进行对比,选择了铵盐、树脂、聚合醇和纤维素类等常用处理剂进行实验,它们在进行中压砂床滤失实验时瞬间完全漏失,不能形成封闭膜,因此不能有效封堵清水侵入。按照超低渗透钻井液聚合物胶束封闭膜作用理论,压力越大,胶束被压缩,超低渗透钻井液滤失量或侵入深度应越小。因此,在不同压力下,用改型高温高压滤失仪测定150℃、16h静止老化后钻井液的高温砂层滤失实验。该实验温度为120℃,砂子粒径为40～60目,砂子用量为100g,设定实验时间为30min,实验结果如表3所示。由表3可知,超低渗透钻井液封闭膜具有压缩性,压力越大,封闭膜越致密,封闭效果越好,且新研制产品的封闭膜压缩性、致密性比FLC2000好。封闭膜可压缩性强,致密,阻缓压力传递能力强。同样,其他处理剂(树脂、沥青、堵漏剂等)大都压力瞬间穿透,完全漏失,只有一种堵漏剂—SD-802没有完全漏失,但滤失量随压力增大而增大,其效果远小于YHS-1。2.3压力传递实验使用的岩样为人工压制页岩岩心,其气体渗透率为2.77μm2,属于高渗透岩心。其实验步骤为:①地层水饱和平衡岩样,恢复岩样原始地层含水状态;②在地层水—岩样—地层水作用条件下测定泥页岩的渗透率;③分别配制超低渗透处理剂的水溶液,进行压力传递实验。实验结果如图5所示。在孔和缝发育的泥岩岩心中,地层水的原始渗透率为0.99×10-3μm2,经过YHS-1和FLC2000超低渗透钻井液体系处理后,其渗透率分别降至0.277×10-3μm2和0.319×10-3μm2,而且YHS-1体系的降低幅度比相应的FLC2000体系高很多。从图5可以看出,在20min内,其下游压力迅速下降至0.46MPa。这表明,刚开始时,钻井液具有诱导井壁内部孔隙流体向井内流动的趋势,这是一种渗透诱导性行为。其阻止流体向地层内渗透的作用非常明显,渗透率降低了将近70%,因此,这种钻井液能有效阻止滤液的渗透和地层压力的传递,从而防止水敏性地层水化膨胀的发生以及裂缝性地层局部水化应力过大的问题。3调整井壁压力和含量井漏是钻井过程中常见的井下复杂情况之一,提高地层承压能力是解决井漏问题的主要手段。超低渗透钻井液防漏技术能有效提高地层承压能力,保证钻井顺利安全。实验用仪器为多功能岩心流动实验仪。在长为7.5cm,内径为2.0cm,外径为2.5cm的岩心筒中加入适量的40～60目砂粒,在6.9MPa压力下压制5min。在常温下进行动态滤失,压差为3.5MPa,围压为5MPa,滤失时间为30min,转速为500r/min。实验发现基浆本身的承压强度为3.51MPa,加入2.0%FLC2000后,其承压强度提高到9