钻井液和油保新技术

钻井液与保护油气层新技术1.中国石油大学〔北京〕近期形成的新技术抗200～220℃高密度深井水基钻井液技术理想充填保护油气层技术及其配套软件强抑制性KCl－硅酸盐钻井液技术废弃钻井液处理环保技术低密度空心玻璃微珠水基钻井液技术抗220℃油基钻井液技术2.一、莫深1井抗高温水基钻井液技术

中国石油新疆油田公司科技攻关工程3.研究背景为了探明莫索湾区块深部地层油气储集情况，新疆油田分公司准备在莫索湾背斜上钻一口井深为7380m的超深井——莫深1井。该井所处区块地层复杂，钻井过程中阻卡事故时有发生；地层温度高，井底温度高高达〔190～200℃〕；地层压力系数高〔1.7～2.1〕，且多套多套压力体系共存。为确保莫深1井平安钻进，新疆油田分公司与中国石油大学〔北京〕联合开展莫深1井抗高温深井水基钻井液技术的研究。4.抗高温钻井液用降滤失剂的优选莫深1井抗高温水基钻井液的关键技术钻井液的滤失量特别是HTHP滤失量控制。目前国内常用的抗高温钻井液用降滤失剂主要有磺化褐煤SMC、磺化酚醛树脂SMP、酚醛树脂与腐植酸的缩合物〔SPNH〕、木质素树脂SPC、腐植酸衍生物等。选取现场应用效果好，性能稳定的SPNH、SMP、SMC、SPC及酯类缩合接枝类产物OCL-JB、SDLC-100进行实验评价。5.各种单剂降滤失效果的比较序号配方实验条件API滤失量

mL

HTHP滤失量/180℃，mL16％膨润土浆常温19

200℃老化16h21

26％膨润土浆+3％SPNH常温12

200℃老化16h163636％膨润土浆+3％SMC常温9

200℃老化16h1438.946％膨润土浆+3％SMP常温11.5

200℃老化16h1436.656％膨润土浆+3％SDLC-100常温25

200℃老化16h143566％膨润土浆+3％OCL-JB常温9

200℃老化16h1433.476％膨润土浆+3％SPC常温12

200℃老化16h15.536.2

各种单剂在淡水基浆中的降滤失效果6.各种单剂降滤失效果的比较序号配方实验条件API滤失量

mL

HTHP滤失量/180℃，mL16％膨润土浆常温19

200℃老化16h21

26％膨润土浆+3％SPNH+5％NaCl常温14

200℃老化16h1640.536％膨润土浆+3％SMC+5％NaCl常温18

200℃老化16h2246.446％膨润土浆+3％SMP+5％NaCl常温12

200℃老化16h1539.856％膨润土浆+3％SDLC-100+5％NaCl常温20

200℃老化16h1636.866％膨润土浆+3％OCL-JB+5％NaCl常温11

200℃老化16h1635.076％膨润土浆+3％SPC+5％NaCl常温11.8

200℃老化16h17.641.0

各种单剂在NaCl浆中的降滤失效果7.

各种单剂之间的配伍性序号配方实验条件API滤失量mL

HTHP滤失量/180℃，mL16％土浆常温19

200℃老化16h21

26％土浆+3％OCL-JB常温9

200℃老化16h1433.436％土浆+3％OCL-JB+3％SPNH常温7.0

200℃老化16h9.624.846％土浆+3％OCL-JB+3％SMC常温8.4

200℃老化16h11.030.056％土浆+3％OCL-JB+3％SDLC-100常温18.8

200℃老化16h10.226.066％土浆+3％OCL-JB+3％SPC常温8.0

200℃老化16h11.528.576％土浆+3％OCL-JB+3％SMP常温8.0

200℃老化16h1426.4

抗高温降滤失剂之间的协同效果8.上述试验结果说明：新型抗温抗盐降滤失剂OCL-JB的降滤失效果优于其它几种抗高温降滤失剂OCL-JB与SPNH协同效果最好；SDLC-100在高温下能与OCL-JB适度交联，降低钻井液高温后滤失量。

各种单剂之间的配伍性9.OCL-JB的抗温、抗盐降滤失性能

OCL-JB是一种新型抗高温抗盐降滤失剂，外观为棕红色粉末，是由苯酚、AMPS、丙烯酸、丙烯酰胺接枝共聚而成抗200℃高温，在淡水、海水、盐水〔含饱和盐水〕、石膏以及聚合物不分散体系、高钙体系、深井体系中使用，都具有良好的降滤失效果在钻井液中的推荐加量为2～5％。10.2.2.3OCL-JB的抗温、抗盐降滤失性能试验配方AVmPa.sPVmPa.sAPIFLml/minHTHPml/min实验条件基浆+1%OCL－JB976.512150℃/16h基浆+1%OCL－JB1087.616180℃/16h基浆+1%OCL－JB129820200℃/16h基浆+1%OCL－JB14119.624220℃/16h表2－7OCL－JB的抗温性评价结果注：基浆为400ml水+6％怀安钠膨润土OCL－JB在200～220℃高温下具有优良的降滤失效果；与其它各类常用处理剂具有良好的配伍性，适用于大多数钻井液体系；无毒、无污染,是一种性能优良的降失水剂。11.高密度钻井液体系的优化和配方确定抗高温高密度水基钻井液优选配方：

3％膨润土浆+8％KCl+3％SPNH+1.5％NH4HPAN+3％JB+3％SDLC-100+0.2％KPAM+2％FT-1+3%QS-2+2％润滑剂SDRH-300+重晶石12.莫深1井抗高温水基钻井液体系性能评价抗温性评价抑制性评价钻井液体系抗污染性能评价13.3.1.1钻井液经高温后的性能

图3-1最高工作温度达260℃的滚子加热炉14.

钻井液经高温后的性能

在室内通过实验和调整，当钻井液中OCL-JB和SDLC-100加量同时增加到3.5％时，钻井液的抗温效果较好。配方实验条件密度g/cm3AVmPa.sPVmPa.sYPPaGELPa/PaAPImLpHHTHP200℃，mL2常温2.3102.58319.516/37.54.410/210℃2.3758052.5/104.81014.4220℃2.3605732.5/107.21021.8

表3-2调整后钻井液配方经高温后的性能抗高温降滤失剂OCL-JB和SDLC-100的加量同时增加到3.5％后，钻井液经过210℃热滚16h后的API滤失量和HTHP滤失量较之前明显地降低，可以控制在设计要求的范围以内，即APIFL≤5ml，HTHPFL≤15ml。经过220℃高温后，钻井液的API和HTHP滤失量尽管比配方1有明显改进，但是仍然较大。这说明所设计钻井液体系的抗温能力至少能够到达抗200℃～210℃的要求，但要抗220℃以上高温还有些困难，尚需做进一步的努力。15.3.1.2钻井液高温高压流变性能测试

使用美国Fann公司生产的范氏50SL型高温高压流变仪测定高密度钻井液在不同温度压力条件下的流变性。考虑到压力对水基钻井液的影响较小和实验仪器的承压范围，钻井液压力保持在5.7～5.8MPa之间，测出钻井液随温度变化的流变参数。测量温度点分别是：

常温150℃80℃180℃120℃200℃16.

3.1.2钻井液高温高压流变性能测试

为了确保实验结果的可靠性，进行了高温高压流变性测定。配方：3％土+0.2％KPAM+8％KCl+3％SPNH+1.5％NH4HPAN+3％OCL-JB+3％SDLC-100+2％FT-1+3%QS-2+2％润滑剂SDRH-300+重晶石

17.

钻井液高温高压流变性能测试温度℃压力kPaФ600Ф300Ф200Ф100Ф6Ф3AVmPa.sPVmPa.sYPPa18常压1931168755181596.57719.578586076453320313831711857576236271832312651485760513226195525.5196.5178576346302622141223167200575545302722131322.5157.5表3－3钻井液在不同温度下的流变性〔第一组实验〕18.

钻井液高温高压流变性能测试钻井液AV值随温度变化曲线〔第一组〕钻井液PV值随温度变化曲线〔第一组〕19.

钻井液高温高压流变性能测试钻井液YP值随温度变化曲线〔第一组〕20.岩心线性膨胀实验t(h)01234568101212024Rt(mm)蒸馏水00.851.231.361.441.501.571.621.691.731.751.751.773%KCl00.810.880.930.981.031.061.121.141.151.151.161.16钻井液滤液00.410.480.510.520.530.550.590.610.630.640.640.65

岩心在不同液体中的膨胀曲线21.

钻屑滚动回收率实验选取极易分散的过6目～10目筛网的钻屑50g，将其参加到优选出的钾基聚磺钻井液中，测出钻屑的滚动回收率。同时用同样的方法测出钻屑在蒸馏水和3％KCl溶液中的滚动回收率。实验用流体回收质量，g钻屑回收率，％蒸馏水9.50193%KCl溶液21.2542.5钾基聚磺钻井液体系45.691.2

表3-8钻屑在不同钻井液中的回收率表中实验数据说明，钾基聚磺钻井液体系能很好地抑制钻屑分散，钻屑参加到该钻井液中热滚16h后，钻屑回收率高达91.2％，而参加到3％KCl溶液中钻屑滚动回收率为42.5%，蒸馏水中的钻屑滚动回收率仅为19%。22.钻井液体系抗污染性能评价污染条件实验条件密度g/cm3AVmPa.sPVmPa.sYPPaGELPa/PaAPImLpHHTHP180℃，mL未污染浆常温2.392.57517.5/5.010/200℃2.38878102/113.61011.23％NaCl常温2.3896722/5.510/200℃2.38976123/16.55.81012.60.5%Ca(OH)2常温2.387.57017.5/6.010/200℃2.37968113.5/173.81011.8实验结果说明，钻井液中参加3％NaCl和0.5%Ca(OH)2等污染物后，钻井液的流变性和滤失性没有明显的变化，说明钻井液抗污染能力强，能有效抵抗外来物的浸染。23.JHMD-II高温高压动态损害评价仪莫深1井抗高温水基钻井液的储层保护特性24.

莫深1井抗高温水基钻井液的储层保护特性实验结果及分析选取气测渗透率尽可能相近的两块储层岩心，用以下3种钻井液进行污染：配方1#：按理想充填方法进行设计3％膨润土浆+0.2％KPAM+8％KCl+3％SPNH+1.5％NH4HPAN+3％OCL-JB+3％SDLC-100+2％FT-1+3%QS-2〔200目：500目：1000目＝20：60：20〕+2％润滑剂SDRH-300+重晶石〔加重至2.3g/cm3〕配方2#：只参加单一的1000目CaCO3暂堵剂3％膨润土浆+0.2％KPAM+8％KCl+3％SPNH+1.5％NH4HPAN+3％OCL-JB+3％SDLC-100+2％FT-1+3%QS-2〔1000目〕+2％润滑剂SDRH-300+重晶石〔加重至2.3g/cm3〕配方3#：未参加暂堵剂3％膨润土浆+0.2％KPAM+8％KCl+3％SPNH+1.5％NH4HPAN+3％OCL-JB+3％SDLC-100+2％FT-1+3%QS-2〔1000目〕+2％润滑剂SDRH-300+重晶石〔加重至2.3g/cm3〕25.

莫深1井抗高温水基钻井液的储层保护特性

钻井液动态损害评价结果污染用钻井液岩样号气测Kg,10-3mm2水相Kw,10-3mm2油相Ko,10-3mm2损害后Kos,10-3mm2渗透率恢复值%1＃603-183.5246.9420.9716.5678.962＃603-269.4724.5614.4510.21570.693＃603-3189.1298.5246.2322.8449.40注：实验条件为80℃，污染压差3.5MPa，动态污染剪切速率300s-126.

莫深1井抗高温水基钻井液的储层保护特性

经3种钻井液配方污染后岩样的渗透率恢复值从实验结果不难看出，在采用按理想充填暂堵方案设计的钻井液进行污染后，储层岩心的渗透率恢复值可达78.96％；而未采取理想充填暂堵方案，仅参加单一暂堵剂的钻井液污染后，岩心的渗透率恢复值为70.69％；如果钻井液中不加任何暂堵剂，那么岩心的渗透率恢复值仅为49.4％。27.

结论适合莫深1井的高密度钻井液体系〔2.0～2.3g/cm3〕为经过优选的钾基聚磺钻井液，其抗温能力可达210℃；具有很强的抑制性和抗污染性能；采用理想充填暂堵方案，可有效保护储层。28.理想充填油气层保护技术二、理想充填油气层保护技术29.SPE58793

OptimizingtheSelectionofBridgingParticlesforReservoirDrillingFluids

M.A.Dick,T.J.HeinzandC.F.Svoboda,M-IL.L.C.,andM.Aston,BPAmoco

Thispaperwaspreparedforpresentationatthe2000SPEInternationalSymposiumonFormationDamageheldinLafayette,Louisiana,23–24February2000.理想充填油气层保护技术30.研究的目的和意义长期以来，国内外石油工程界一直沿用Abrams提出的“1/3架桥规那么〞〔1977年〕和罗平亚院士等建立的屏蔽暂堵技术〔1990年〕来选择暂堵剂的颗粒尺寸，并获得了十分广泛的应用。但是，这两种方法都是以储层的平均孔径和暂堵剂的粒度中值作为确定暂堵方案的依据，而储层的孔隙结构一般有很强的非均质性，孔喉尺寸一般呈正态分布，较大孔喉尽管数量比例较小，但对渗透率的奉献很大。31.“理想充填〞的含义依据颗粒堆积效率最大值原理，以储层孔喉尺寸分布和暂堵剂的粒径分布的匹配关系为依据，而不是以平均孔径和暂堵颗粒的粒度中值的匹配关系为依据，建立一种科学、有效的优选暂堵剂颗粒尺寸的复配暂堵新方法。该方法将目前市场上几种不同规格的超细CaCO3暂堵剂产品按最优比例进行复配，使复配后暂堵剂颗粒的粒度分布正好与储层的孔喉尺寸分布相匹配，以实现最优的暂堵和储层保护效果。所建立的新方法且操作简便，资金投入又少，因而该项成果有广阔的应用前景。32.新、旧架桥规那么暂堵示意图

颗粒粒度分布的选取

Abrams架桥规那么d1/2理想充填架桥规那么33.国内外研究现状及分析Hands等人依据“理想充填理论〞，提出了便于现场实施的d90规那么，即当暂堵剂颗粒在其粒径累积分布曲线上的d90值〔指90%的颗粒粒径小于该值〕与储层的最大孔喉直径或最大裂缝宽度相等时，可取得理想的暂堵效果。Dick等人那么进一步以图解方式，首先提出了能在一定程度上表征储层孔喉尺寸分布特征的目标线(Targetline)的概念，并初步建立了一种便于现场操作的优选复配暂堵方案的新方法。34.d90规那么及目标线的绘制d90规那么：当储层最大孔喉尺寸与暂堵剂颗粒的d90相匹配时，可取得理想暂堵效果。目标线〔targetline)：根据储层最大孔喉尺寸确定d90，在暂堵剂粒径分布曲线上，以(d90)1/2与坐标原点的连线作为目标线。例：某砂岩储层最大孔喉为133mm，那么(d90)1/2=11.53mm，其目标线如以下图所示。35.d90(133)1/2=11.53mm最大孔喉尺寸133mm储层的理想暂堵剂粒径分布

〔与几种CaCO3暂堵剂产品粒度分布曲线的比较〕36.绘制“累计体积%〞~“d1/2〞坐标图。选用具有代表性岩样进行铸体薄片分析或压汞实验，测出储层最大孔喉直径〔即d90〕。d90也可从孔喉尺寸累计分布曲线上读出。(d90)1/2与坐标原点的连线即为对该储层实施暂堵的目标线。假设无法得到最大孔喉直径，可用储层渗透率上限值进行估算，即(kmax)1/2d90。假设储层平均渗透率，可先确定d50，即(k平均)1/2d50。然后将(d50)1/2与坐标原点的连线延长，可外推出d90。目标线确实定方法37.如何实施有效暂堵？具有某种粒度分布特征的单一暂堵剂很难与目标线相匹配。将几种不同粒径的暂堵剂复配使用，比较容易得到给定储层的理想暂堵方案。复配暂堵剂的颗粒粒度分布曲线应与储层目标线的斜率相接近。考虑到暂堵剂在环空的剪切磨损，复配暂堵剂的最优粒度分布曲线可略靠储层目标线的右侧〔宁右勿左〕。在储层钻进过程中，应适量补充一些粗颗粒以保持粒度分布曲线的位置和斜率。参见以下图。38.对最大孔喉直径＝133mm储层实施封堵的CaCO3粒径最正确组合39.

大孔隙对渗透率的奉献是主要的，30%的大孔隙对渗透率的奉献大约为85%。因此，尤其应对大孔隙进行暂堵保护以尽可能减轻损害。参加较大尺寸的架桥颗粒是对大孔隙进行保护的主要措施。中、高渗储层暂堵技术

40.“理想充填油保新技术〞计算机软件软件设计实例：某一高渗储层的最大孔喉直径Dmax为50µm参数输入首先输入地层孔喉参数。在最大孔喉尺寸处输入50，按“确定〞按钮。41.“理想充填油保新技术〞计算机软件软件设计实例：某一高渗储层的最大孔喉直径Dmax为50µm假设钻井液体系中含有膨润土、加重剂〔重晶石或铁矿粉〕等固相颗粒，还应输入这些固相颗粒的粒度分布及含量。〔待近期完成〕42.“理想充填油保新技术〞计算机软件软件设计实例：在输入上述参数后，从暂堵剂数据库中选择3种适合的暂堵剂颗粒参与暂堵方案优选。43.“屏蔽暂堵理想充填方法〞计算机软件软件设计实例－某一高渗储层的最大孔喉直径Dmax为50µm优化出的暂堵剂复配方案为：1000目CaCO3:600目CaCO3:WC-1C=20:44:36，体系中暂堵剂加量为4％。44.“屏蔽暂堵理想充填方法〞计算机软件软件设计实例：某一高渗储层的最大孔喉直径Dmax为50µm根据优化结果，可绘制出优化后的暂堵剂粒度分布曲线。45.“屏蔽暂堵理想充填方法〞计算机软件软件设计实例－某一砂岩储层的最大孔喉直径Dmax为50µm考虑到暂堵颗粒在环空中的磨损，应适当调整暂堵剂比例，使其适当偏于基线的右方。调整三种暂堵颗粒的比例为：20:35:45，那么可得到调整后的暂堵剂粒度分布曲线。46.

WZ12-1油田主要储层的理想充填暂堵方案设计－中块4井区涠西南油田群主要储层的理想充填保护

方案设计－WZ12-1油田中块4井区涠三段储层最大流通喉道半径为37.5μm，即d90=75μm。由软件计算出的最正确混合比为：WC-1C∶300目∶1000目＝50：36∶14。考虑到环空流速对暂堵剂颗粒的剪切作用，适当增加了暂堵剂组合中大颗粒所占比例，最后确定以下暂堵剂组合方案：优选方案：WC-1C∶300目∶1000目=55∶25∶20优选方案的暂堵剂组总加量为4％。47.

WZ12-1油田主要储层的理想充填暂堵方案设计－中块4井区涠西南油田群主要储层的理想充填保护

方案设计－WZ12-1油田48.岩样序号实验用钻井液岩心气测渗透率Kg10－3μm2损害前K/10－3μm2损害后K/10－3μm2封堵率%渗透率恢复值%盐水煤油盐水煤油11#768437.5341.2563.2134.5385.639.422#1058627.15600250.810044.833#1250700612.50378.010061.744#16901050840073510087.555#20901254.21023.750918.7510089.71#

：有机正电胶基浆；2#

：1#

600目碳酸钙；3#

：1#

屏蔽暂堵方案；4#

：1#

理想充填暂堵方案-1；5#

：1#

理想充填暂堵方案-2不同暂堵方案的实验结果49.不同暂堵方案的岩心渗透率恢复值50.应用情况冀东油田中原油田中海油湛江分公司青海油田哈萨克斯坦肯基亚克油田51.结论“理想充填理论〞和d90规那么是近年来保护油气层钻井液暂堵技术取得的新进展。新方法的主要特点是“复配暂堵〞和“广谱暂堵〞。与传统架桥规那么相比，使用该方法可取得更好的暂堵效果。新方法充分考虑了暂堵剂对储层大尺寸孔喉的暂堵作用，因此，特别是对于中、高渗储层，建议使用新方法确定暂堵方案。理想充填油保新技术及其配套智能化应用软件便于现场实施和推广应用。52.三、强抑制性KCl-硅酸盐

钻井液技术53.第一局部硅酸盐钻井液国内外

研究现状硅酸盐钻井液：以无机硅酸盐(Na2SiO3、K2SiO3等)作为主处理剂，并配合高分子聚合物、降滤失剂以及KCl等组成的强抑制性、无荧光、低本钱和环保型水基钻井液体系。54.硅酸钾－聚合物钻井液的优点

〔FromMarquisFluids)

很强的抑制性有利于提高钻速环保型钻井液无毒、平安配制本钱低腐蚀性弱被誉为最有开展前景的水基钻井液55.硅酸钾－聚合物钻井液的典型配方与性能

(FromSchlumberger)SildrilL〔硅酸盐〕 10%byVolDuovis〔黄原胶〕 1.25-1.5PPB(0.36-0.43%)Biocide〔杀菌剂〕 0.15PPB(0.04%)KCl 26.0PPB(7.4%)PolypacUL 3.0-4.0PPB(0.86-1.14%)SodaAsh 0.25-0.5PPB(0.07-0.14%)56.硅酸钾的抑制性——页岩浸泡实验57.与其它钻井液页岩回收率的比较58.使用硅酸盐钻井液前后岩屑形状的比较

〔SPE87133)59.硅酸盐的物理/化学固壁性(SPE87133，2004)60.硅酸盐防塌机理的特殊性硅酸盐是以封堵作用为主的防塌剂。沥青类及聚合醇类封堵型防塌剂主要通过物理作用稳定井壁，而硅酸盐主要通过化学作用〔包括自身的化学胶凝反响及其与粘土矿物、钙镁离子等的化学反响〕封堵微裂缝和孔喉，稳定井壁。具有物理/化学固壁特性。61.各种封堵剂性能的比较硅酸盐对环境无影响，沥青及聚合醇类封堵剂对环境有影响。硅酸盐类没有荧光，不干扰荧光录井及气测录井，沥青有荧光，聚合醇类也有低的荧光。硅酸盐在很宽的温度范围内可使用，沥青类必须在软化温度以上才能起到封堵作用。聚合醇必须在浊点温度以上才有封堵效果。硅酸盐价格比其它两类封堵剂低。62.KCl/硅酸盐钻井液性能参数控制KCl/硅酸盐钻井液体系的流变参数和滤失量随体系中膨润土、KCl及硅酸盐的含量变化而波动较大。保持体系具有良好流变参数的条件是保持体系中这三种主要处理剂的合理配比。63.硅酸盐体系在EastAngara-1井的应用EastAngara-1井位于苏丹7区的东部，设