鉆井液與保護油氣層新技術1.中國石油大學〔北京〕近期形成的新技術抗200～220℃高密度深井水基鉆井液技術理想充填保護油氣層技術及其配套軟件強抑制性KCl－硅酸鹽鉆井液技術廢棄鉆井液處理環保技術低密度空心玻璃微珠水基鉆井液技術抗220℃油基鉆井液技術2.一、莫深1井抗高溫水基鉆井液技術

中國石油新疆油田公司科技攻關工程3.研究背景為了探明莫索灣區塊深部地層油氣儲集情況，新疆油田分公司準備在莫索灣背斜上鉆一口井深為7380m的超深井——莫深1井。該井所處區塊地層復雜，鉆井過程中阻卡事故時有發生；地層溫度高，井底溫度高高達〔190～200℃〕；地層壓力系數高〔1.7～2.1〕，且多套多套壓力體系共存。為確保莫深1井平安鉆進，新疆油田分公司與中國石油大學〔北京〕聯合開展莫深1井抗高溫深井水基鉆井液技術的研究。4.抗高溫鉆井液用降濾失劑的優選莫深1井抗高溫水基鉆井液的關鍵技術鉆井液的濾失量特別是HTHP濾失量控制。目前國內常用的抗高溫鉆井液用降濾失劑主要有磺化褐煤SMC、磺化酚醛樹脂SMP、酚醛樹脂與腐植酸的縮合物〔SPNH〕、木質素樹脂SPC、腐植酸衍生物等。選取現場應用效果好，性能穩定的SPNH、SMP、SMC、SPC及酯類縮合接枝類產物OCL-JB、SDLC-100進行實驗評價。5.各種單劑降濾失效果的比較序號配方實驗條件API濾失量

mL

HTHP濾失量/180℃，mL16％膨潤土漿常溫19

200℃老化16h21

26％膨潤土漿+3％SPNH常溫12

200℃老化16h163636％膨潤土漿+3％SMC常溫9

200℃老化16h1438.946％膨潤土漿+3％SMP常溫11.5

200℃老化16h1436.656％膨潤土漿+3％SDLC-100常溫25

200℃老化16h143566％膨潤土漿+3％OCL-JB常溫9

200℃老化16h1433.476％膨潤土漿+3％SPC常溫12

200℃老化16h15.536.2

各種單劑在淡水基漿中的降濾失效果6.各種單劑降濾失效果的比較序號配方實驗條件API濾失量

mL

HTHP濾失量/180℃，mL16％膨潤土漿常溫19

200℃老化16h21

26％膨潤土漿+3％SPNH+5％NaCl常溫14

200℃老化16h1640.536％膨潤土漿+3％SMC+5％NaCl常溫18

200℃老化16h2246.446％膨潤土漿+3％SMP+5％NaCl常溫12

200℃老化16h1539.856％膨潤土漿+3％SDLC-100+5％NaCl常溫20

200℃老化16h1636.866％膨潤土漿+3％OCL-JB+5％NaCl常溫11

200℃老化16h1635.076％膨潤土漿+3％SPC+5％NaCl常溫11.8

200℃老化16h17.641.0

各種單劑在NaCl漿中的降濾失效果7.

各種單劑之間的配伍性序號配方實驗條件API濾失量mL

HTHP濾失量/180℃，mL16％土漿常溫19

200℃老化16h21

26％土漿+3％OCL-JB常溫9

200℃老化16h1433.436％土漿+3％OCL-JB+3％SPNH常溫7.0

200℃老化16h9.624.846％土漿+3％OCL-JB+3％SMC常溫8.4

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

200℃老化16h10.226.066％土漿+3％OCL-JB+3％SPC常溫8.0

200℃老化16h11.528.576％土漿+3％OCL-JB+3％SMP常溫8.0

200℃老化16h1426.4

抗高溫降濾失劑之間的協同效果8.上述試驗結果說明：新型抗溫抗鹽降濾失劑OCL-JB的降濾失效果優于其它幾種抗高溫降濾失劑OCL-JB與SPNH協同效果最好；SDLC-100在高溫下能與OCL-JB適度交聯，降低鉆井液高溫后濾失量。

各種單劑之間的配伍性9.OCL-JB的抗溫、抗鹽降濾失性能

OCL-JB是一種新型抗高溫抗鹽降濾失劑，外觀為棕紅色粉末，是由苯酚、AMPS、丙烯酸、丙烯酰胺接枝共聚而成抗200℃高溫，在淡水、海水、鹽水〔含飽和鹽水〕、石膏以及聚合物不分散體系、高鈣體系、深井體系中使用，都具有良好的降濾失效果在鉆井液中的推薦加量為2～5％。10.2.2.3OCL-JB的抗溫、抗鹽降濾失性能試驗配方AVmPa.sPVmPa.sAPIFLml/minHTHPml/min實驗條件基漿+1%OCL－JB976.512150℃/16h基漿+1%OCL－JB1087.616180℃/16h基漿+1%OCL－JB129820200℃/16h基漿+1%OCL－JB14119.624220℃/16h表2－7OCL－JB的抗溫性評價結果注：基漿為400ml水+6％懷安鈉膨潤土OCL－JB在200～220℃高溫下具有優良的降濾失效果；與其它各類常用處理劑具有良好的配伍性，適用于大多數鉆井液體系；無毒、無污染,是一種性能優良的降失水劑。11.高密度鉆井液體系的優化和配方確定抗高溫高密度水基鉆井液優選配方：

3％膨潤土漿+8％KCl+3％SPNH+1.5％NH4HPAN+3％JB+3％SDLC-100+0.2％KPAM+2％FT-1+3%QS-2+2％潤滑劑SDRH-300+重晶石12.莫深1井抗高溫水基鉆井液體系性能評價抗溫性評價抑制性評價鉆井液體系抗污染性能評價13.3.1.1鉆井液經高溫后的性能

圖3-1最高工作溫度達260℃的滾子加熱爐14.

鉆井液經高溫后的性能

在室內通過實驗和調整，當鉆井液中OCL-JB和SDLC-100加量同時增加到3.5％時，鉆井液的抗溫效果較好。配方實驗條件密度g/cm3AVmPa.sPVmPa.sYPPaGELPa/PaAPImLpHHTHP200℃，mL2常溫2.3102.58319.516/37.54.410/210℃2.3758052.5/104.81014.4220℃2.3605732.5/107.21021.8

表3-2調整后鉆井液配方經高溫后的性能抗高溫降濾失劑OCL-JB和SDLC-100的加量同時增加到3.5％后，鉆井液經過210℃熱滾16h后的API濾失量和HTHP濾失量較之前明顯地降低，可以控制在設計要求的范圍以內，即APIFL≤5ml，HTHPFL≤15ml。經過220℃高溫后，鉆井液的API和HTHP濾失量盡管比配方1有明顯改進，但是仍然較大。這說明所設計鉆井液體系的抗溫能力至少能夠到達抗200℃～210℃的要求，但要抗220℃以上高溫還有些困難，尚需做進一步的努力。15.3.1.2鉆井液高溫高壓流變性能測試

使用美國Fann公司生產的范氏50SL型高溫高壓流變儀測定高密度鉆井液在不同溫度壓力條件下的流變性。考慮到壓力對水基鉆井液的影響較小和實驗儀器的承壓范圍，鉆井液壓力保持在5.7～5.8MPa之間，測出鉆井液隨溫度變化的流變參數。測量溫度點分別是：

常溫150℃80℃180℃120℃200℃16.

3.1.2鉆井液高溫高壓流變性能測試

為了確保實驗結果的可靠性，進行了高溫高壓流變性測定。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％潤滑劑SDRH-300+重晶石

17.

鉆井液高溫高壓流變性能測試溫度℃壓力kPaФ600Ф300Ф200Ф100Ф6Ф3AVmPa.sPVmPa.sYPPa18常壓1931168755181596.57719.578586076453320313831711857576236271832312651485760513226195525.5196.5178576346302622141223167200575545302722131322.5157.5表3－3鉆井液在不同溫度下的流變性〔第一組實驗〕18.

鉆井液高溫高壓流變性能測試鉆井液AV值隨溫度變化曲線〔第一組〕鉆井液PV值隨溫度變化曲線〔第一組〕19.

鉆井液高溫高壓流變性能測試鉆井液YP值隨溫度變化曲線〔第一組〕20.巖心線性膨脹實驗t(h)01234568101212024Rt(mm)蒸餾水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鉆井液濾液00.410.480.510.520.530.550.590.610.630.640.640.65

巖心在不同液體中的膨脹曲線21.

鉆屑滾動回收率實驗選取極易分散的過6目～10目篩網的鉆屑50g，將其參加到優選出的鉀基聚磺鉆井液中，測出鉆屑的滾動回收率。同時用同樣的方法測出鉆屑在蒸餾水和3％KCl溶液中的滾動回收率。實驗用流體回收質量，g鉆屑回收率，％蒸餾水9.50193%KCl溶液21.2542.5鉀基聚磺鉆井液體系45.691.2

表3-8鉆屑在不同鉆井液中的回收率表中實驗數據說明，鉀基聚磺鉆井液體系能很好地抑制鉆屑分散，鉆屑參加到該鉆井液中熱滾16h后，鉆屑回收率高達91.2％，而參加到3％KCl溶液中鉆屑滾動回收率為42.5%，蒸餾水中的鉆屑滾動回收率僅為19%。22.鉆井液體系抗污染性能評價污染條件實驗條件密度g/cm3AVmPa.sPVmPa.sYPPaGELPa/PaAPImLpHHTHP180℃，mL未污染漿常溫2.392.57517.5/5.010/200℃2.38878102/113.61011.23％NaCl常溫2.3896722/5.510/200℃2.38976123/16.55.81012.60.5%Ca(OH)2常溫2.387.57017.5/6.010/200℃2.37968113.5/173.81011.8實驗結果說明，鉆井液中參加3％NaCl和0.5%Ca(OH)2等污染物后，鉆井液的流變性和濾失性沒有明顯的變化，說明鉆井液抗污染能力強，能有效抵抗外來物的浸染。23.JHMD-II高溫高壓動態損害評價儀莫深1井抗高溫水基鉆井液的儲層保護特性24.

莫深1井抗高溫水基鉆井液的儲層保護特性實驗結果及分析選取氣測滲透率盡可能相近的兩塊儲層巖心，用以下3種鉆井液進行污染：配方1#：按理想充填方法進行設計3％膨潤土漿+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％潤滑劑SDRH-300+重晶石〔加重至2.3g/cm3〕配方2#：只參加單一的1000目CaCO3暫堵劑3％膨潤土漿+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％潤滑劑SDRH-300+重晶石〔加重至2.3g/cm3〕配方3#：未參加暫堵劑3％膨潤土漿+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％潤滑劑SDRH-300+重晶石〔加重至2.3g/cm3〕25.

莫深1井抗高溫水基鉆井液的儲層保護特性

鉆井液動態損害評價結果污染用鉆井液巖樣號氣測Kg,10-3mm2水相Kw,10-3mm2油相Ko,10-3mm2損害后Kos,10-3mm2滲透率恢復值%1＃603-183.5246.9420.9716.5678.962＃603-269.4724.5614.4510.21570.693＃603-3189.1298.5246.2322.8449.40注：實驗條件為80℃，污染壓差3.5MPa，動態污染剪切速率300s-126.

莫深1井抗高溫水基鉆井液的儲層保護特性

經3種鉆井液配方污染后巖樣的滲透率恢復值從實驗結果不難看出，在采用按理想充填暫堵方案設計的鉆井液進行污染后，儲層巖心的滲透率恢復值可達78.96％；而未采取理想充填暫堵方案，僅參加單一暫堵劑的鉆井液污染后，巖心的滲透率恢復值為70.69％；如果鉆井液中不加任何暫堵劑，那么巖心的滲透率恢復值僅為49.4％。27.

結論適合莫深1井的高密度鉆井液體系〔2.0～2.3g/cm3〕為經過優選的鉀基聚磺鉆井液，其抗溫能力可達210℃；具有很強的抑制性和抗污染性能；采用理想充填暫堵方案，可有效保護儲層。28.理想充填油氣層保護技術二、理想充填油氣層保護技術29.SPE58793

OptimizingtheSelectionofBridgingParticlesforReservoirDrillingFluids

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

Thispaperwaspreparedforpresentationatthe2000SPEInternationalSymposiumonFormationDamageheldinLafayette,Louisiana,23–24February2000.理想充填油氣層保護技術30.研究的目的和意義長期以來，國內外石油工程界一直沿用Abrams提出的“1/3架橋規那么〞〔1977年〕和羅平亞院士等建立的屏蔽暫堵技術〔1990年〕來選擇暫堵劑的顆粒尺寸，并獲得了十分廣泛的應用。但是，這兩種方法都是以儲層的平均孔徑和暫堵劑的粒度中值作為確定暫堵方案的依據，而儲層的孔隙結構一般有很強的非均質性，孔喉尺寸一般呈正態分布，較大孔喉盡管數量比例較小，但對滲透率的奉獻很大。31.“理想充填〞的含義依據顆粒堆積效率最大值原理，以儲層孔喉尺寸分布和暫堵劑的粒徑分布的匹配關系為依據，而不是以平均孔徑和暫堵顆粒的粒度中值的匹配關系為依據，建立一種科學、有效的優選暫堵劑顆粒尺寸的復配暫堵新方法。該方法將目前市場上幾種不同規格的超細CaCO3暫堵劑產品按最優比例進行復配，使復配后暫堵劑顆粒的粒度分布正好與儲層的孔喉尺寸分布相匹配，以實現最優的暫堵和儲層保護效果。所建立的新方法且操作簡便，資金投入又少，因而該項成果有廣闊的應用前景。32.新、舊架橋規那么暫堵示意圖

顆粒粒度分布的選取

Abrams架橋規那么d1/2理想充填架橋規那么33.國內外研究現狀及分析Hands等人依據“理想充填理論〞，提出了便于現場實施的d90規那么，即當暫堵劑顆粒在其粒徑累積分布曲線上的d90值〔指90%的顆粒粒徑小于該值〕與儲層的最大孔喉直徑或最大裂縫寬度相等時，可取得理想的暫堵效果。Dick等人那么進一步以圖解方式，首先提出了能在一定程度上表征儲層孔喉尺寸分布特征的目標線(Targetline)的概念，并初步建立了一種便于現場操作的優選復配暫堵方案的新方法。34.d90規那么及目標線的繪制d90規那么：當儲層最大孔喉尺寸與暫堵劑顆粒的d90相匹配時，可取得理想暫堵效果。目標線〔targetline)：根據儲層最大孔喉尺寸確定d90，在暫堵劑粒徑分布曲線上，以(d90)1/2與坐標原點的連線作為目標線。例：某砂巖儲層最大孔喉為133mm，那么(d90)1/2=11.53mm，其目標線如以下圖所示。35.d90(133)1/2=11.53mm最大孔喉尺寸133mm儲層的理想暫堵劑粒徑分布

〔與幾種CaCO3暫堵劑產品粒度分布曲線的比較〕36.繪制“累計體積%〞~“d1/2〞坐標圖。選用具有代表性巖樣進行鑄體薄片分析或壓汞實驗，測出儲層最大孔喉直徑〔即d90〕。d90也可從孔喉尺寸累計分布曲線上讀出。(d90)1/2與坐標原點的連線即為對該儲層實施暫堵的目標線。假設無法得到最大孔喉直徑，可用儲層滲透率上限值進行估算，即(kmax)1/2d90。假設儲層平均滲透率，可先確定d50，即(k平均)1/2d50。然后將(d50)1/2與坐標原點的連線延長，可外推出d90。目標線確實定方法37.如何實施有效暫堵？具有某種粒度分布特征的單一暫堵劑很難與目標線相匹配。將幾種不同粒徑的暫堵劑復配使用，比較容易得到給定儲層的理想暫堵方案。復配暫堵劑的顆粒粒度分布曲線應與儲層目標線的斜率相接近。考慮到暫堵劑在環空的剪切磨損，復配暫堵劑的最優粒度分布曲線可略靠儲層目標線的右側〔寧右勿左〕。在儲層鉆進過程中，應適量補充一些粗顆粒以保持粒度分布曲線的位置和斜率。參見以下圖。38.對最大孔喉直徑＝133mm儲層實施封堵的CaCO3粒徑最正確組合39.

大孔隙對滲透率的奉獻是主要的，30%的大孔隙對滲透率的奉獻大約為85%。因此，尤其應對大孔隙進行暫堵保護以盡可能減輕損害。參加較大尺寸的架橋顆粒是對大孔隙進行保護的主要措施。中、高滲儲層暫堵技術

40.“理想充填油保新技術〞計算機軟件軟件設計實例：某一高滲儲層的最大孔喉直徑Dmax為50μm參數輸入首先輸入地層孔喉參數。在最大孔喉尺寸處輸入50，按“確定〞按鈕。41.“理想充填油保新技術〞計算機軟件軟件設計實例：某一高滲儲層的最大孔喉直徑Dmax為50μm假設鉆井液體系中含有膨潤土、加重劑〔重晶石或鐵礦粉〕等固相顆粒，還應輸入這些固相顆粒的粒度分布及含量。〔待近期完成〕42.“理想充填油保新技術〞計算機軟件軟件設計實例：在輸入上述參數后，從暫堵劑數據庫中選擇3種適合的暫堵劑顆粒參與暫堵方案優選。43.“屏蔽暫堵理想充填方法〞計算機軟件軟件設計實例－某一高滲儲層的最大孔喉直徑Dmax為50μm優化出的暫堵劑復配方案為：1000目CaCO3:600目CaCO3:WC-1C=20:44:36，體系中暫堵劑加量為4％。44.“屏蔽暫堵理想充填方法〞計算機軟件軟件設計實例：某一高滲儲層的最大孔喉直徑Dmax為50μm根據優化結果，可繪制出優化后的暫堵劑粒度分布曲線。45.“屏蔽暫堵理想充填方法〞計算機軟件軟件設計實例－某一砂巖儲層的最大孔喉直徑Dmax為50μm考慮到暫堵顆粒在環空中的磨損，應適當調整暫堵劑比例，使其適當偏于基線的右方。調整三種暫堵顆粒的比例為：20:35:45，那么可得到調整后的暫堵劑粒度分布曲線。46.

WZ12-1油田主要儲層的理想充填暫堵方案設計－中塊4井區潿西南油田群主要儲層的理想充填保護

方案設計－WZ12-1油田中塊4井區潿三段儲層最大流通喉道半徑為37.5μm，即d90=75μm。由軟件計算出的最正確混合比為：WC-1C∶300目∶1000目＝50：36∶14。考慮到環空流速對暫堵劑顆粒的剪切作用，適當增加了暫堵劑組合中大顆粒所占比例，最后確定以下暫堵劑組合方案：優選方案：WC-1C∶300目∶1000目=55∶25∶20優選方案的暫堵劑組總加量為4％。47.

WZ12-1油田主要儲層的理想充填暫堵方案設計－中塊4井區潿西南油田群主要儲層的理想充填保護

方案設計－WZ12-1油田48.巖樣序號實驗用鉆井液巖心氣測滲透率Kg10－3μm2損害前K/10－3μm2損害后K/10－3μm2封堵率%滲透率恢復值%鹽水煤油鹽水煤油11#768437.5341.2563.2134.5385.639.422#1058627.15600250.810044.833#1250700612.50378.010061.744#16901050840073510087.555#20901254.21023.750918.7510089.71#

：有機正電膠基漿；2#

：1#

600目碳酸鈣；3#

：1#

屏蔽暫堵方案；4#

：1#

理想充填暫堵方案-1；5#

：1#

理想充填暫堵方案-2不同暫堵方案的實驗結果49.不同暫堵方案的巖心滲透率恢復值50.應用情況冀東油田中原油田中海油湛江分公司青海油田哈薩克斯坦肯基亞克油田51.結論“理想充填理論〞和d90規那么是近年來保護油氣層鉆井液暫堵技術取得的新進展。新方法的主要特點是“復配暫堵〞和“廣譜暫堵〞。與傳統架橋規那么相比，使用該方法可取得更好的暫堵效果。新方法充分考慮了暫堵劑對儲層大尺寸孔喉的暫堵作用，因此，特別是對于中、高滲儲層，建議使用新方法確定暫堵方案。理想充填油保新技術及其配套智能化應用軟件便于現場實施和推廣應用。52.三、強抑制性KCl-硅酸鹽

鉆井液技術53.第一局部硅酸鹽鉆井液國內外

研究現狀硅酸鹽鉆井液：以無機硅酸鹽(Na2SiO3、K2SiO3等)作為主處理劑，并配合高分子聚合物、降濾失劑以及KCl等組成的強抑制性、無熒光、低本錢和環保型水基鉆井液體系。54.硅酸鉀－聚合物鉆井液的優點

〔FromMarquisFluids)

很強的抑制性有利于提高鉆速環保型鉆井液無毒、平安配制本錢低腐蝕性弱被譽為最有開展前景的水基鉆井液55.硅酸鉀－聚合物鉆井液的典型配方與性能

(FromSchlumberger)SildrilL〔硅酸鹽〕 10%byVolDuovis〔黃原膠〕 1.25-1.5PPB(0.36-0.43%)Biocide〔殺菌劑〕 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.硅酸鉀的抑制性——頁巖浸泡實驗57.與其它鉆井液頁巖回收率的比較58.使用硅酸鹽鉆井液前后巖屑形狀的比較

〔SPE87133)59.硅酸鹽的物理/化學固壁性(SPE87133，2004)60.硅酸鹽防塌機理的特殊性硅酸鹽是以封堵作用為主的防塌劑。瀝青類及聚合醇類封堵型防塌劑主要通過物理作用穩定井壁，而硅酸鹽主要通過化學作用〔包括自身的化學膠凝反響及其與粘土礦物、鈣鎂離子等的化學反響〕封堵微裂縫和孔喉，穩定井壁。具有物理/化學固壁特性。61.各種封堵劑性能的比較硅酸鹽對環境無影響，瀝青及聚合醇類封堵劑對環境有影響。硅酸鹽類沒有熒光，不干擾熒光錄井及氣測錄井，瀝青有熒光，聚合醇類也有低的熒光。硅酸鹽在很寬的溫度范圍內可使用，瀝青類必須在軟化溫度以上才能起到封堵作用。聚合醇必須在濁點溫度以上才有封堵效果。硅酸鹽價格比其它兩類封堵劑低。62.KCl/硅酸鹽鉆井液性能參數控制KCl/硅酸鹽鉆井液體系的流變參數和濾失量隨體系中膨潤土、KCl及硅酸鹽的含量變化而波動較大。保持體系具有良好流變參數的條件是保持體系中這三種主要處理劑的合理配比。63.硅酸鹽體系在EastAngara-1井的應用EastAngara-1井位于蘇丹7區的東部，設