氯化钙-烷基糖苷钻井液页岩气水平井适应性研究

为解决常规水基钻井液开发页岩地层无法完成的井壁稳定和润滑防卡等技术难题,对加有高浓度Ca Cl2的烷基糖苷钻井液进行了研究。氯化钙-烷基糖苷(APG)钻井液具有较低的水活度(0.40~0.76),与页岩气水平段钻屑活度范围(0.35~0.70)较为一致,可较好地与地层达到渗透平衡;钻屑在Ca Cl2-APG钻井液中的一次和二次回收率均超过90%,与油基钻井液相当,高于常规水基钻井液;焦石坝区块露头岩心在Ca Cl2-APG钻井液中浸泡后状态完好,抗压强度降低较少,与在油基钻井液中的浸泡现象相当。密度为1.20~2.00 g/cm3的Ca Cl2-APG钻井液润滑性均与油基钻井液极压润滑系数相当;在130℃持续老化72 h性能稳定,抗温稳定性好;抗钻屑、水侵和原油污染能力分别达15%、10%和10%。室内评价结果表明,该钻井液与焦石坝等页岩气水平井适应性较好。     

罗家寨构造水平井钻井液技术

针对罗家寨构造地质特点及水平井钻井液技术难点,确立了浅井段为深井段做准备、直井段为斜井段做准备、重点解决大斜度井段钻井液技术难题的基本原则.在直井段使用钾钙基聚合醇有机硅聚合物钻井液,引入抑制和防塌能力强的聚合物和有机硅等处理剂,防止直井段的井眼坍塌和钻屑分散;大斜度井段使用钾钙基聚合醇正电胶钻井液,防止形成岩屑床,通过护胶剂、润滑剂、表面活性剂、柴油的复配使用,提高了该钻井液的抗膏盐、酸性气体污染的能力和润滑防卡性能;水平井段使用改性钾钙基聚合醇正电胶钻井液,利用聚合物保护产层,保持过量的除硫剂,以提高钻井液的抗H2S污染能力.现场应用表明,该套钻井液体系能减轻岩屑床的形成、有效地防止了岩屑分散、井漏,降低了起下钻摩阻,有效地保护了油气层,确保了该构造水平井的顺利钻探.     

聚胺水基钻井液特性实验评价

室内合成的聚胺强水化抑制剂SD-A可有效抑制黏土水化分散,与国外同类产品Ultrahib性能相当。聚胺水基钻井液配方为:4%膨润土浆+3%SD-A+0.5%SD-E+1%PAC-LV+0.3%XC+3%SD-506。与聚合醇、阳离子、KCl/聚合物钻井液相比,二级膨润土在聚胺水基钻井液中的膨胀率最小,岩屑回收率最高,表明聚胺水基钻井液抑制页岩水化分散能力强。聚胺水基钻井液120℃热滚16 h前后的流变性能稳定,热滚后动塑比为1.07,高于油基钻井液。在400 mL聚胺水基钻井液中分别加入144 g NaCl、8 g CaCl2和80 g劣土后,体系流变性发生不同程度的改变,而滤失量变化较小,其中CaCl2对体系流变性影响最大。结果表明聚胺水基钻井液的抗污染能力较强。屈曲硬度实验、耐崩散实验和黏结实验等新型实验方法表明,聚胺水基钻井液的抑制性接近甚至超过油基钻井液,清洁润滑性优良,其EC值为12 g/L,符合环保要求。另外,简要分析了聚胺水基钻井液的抑制机理。     

可循环油基泡沫钻井液在胜北油田的应用

吐哈盆地胜北油田致密油气藏为强水敏、低压、低孔低渗透地层,且储层微裂缝发育,压力系数在0.70左右,为保护油气层,设计应用可循环油基泡沫钻井液技术。通过室内实验,采用70% 油+30% 水作基液,优选出DRfoam-2 作油基发泡剂,采用油溶性聚合物增黏剂作稳泡剂,解决了在非极性溶剂中发泡和稳泡的问题,最终通过加量优选确定油基泡沫钻井液配方为:30% 清水+2% 膨润土+70% 原油+0.5% 油基转化剂+（1%～2%）抗高温降滤失剂+（0.1%～0.7%）DRfoam-2+（0.3%～0.5%）油基稳泡剂。性能评价结果表明,该钻井液密度可降至0.35 g/cm3,泡沫半衰期可达600 min,稳定时间可达60 h,具有良好的流变性和悬浮携砂能力,可抗30% 盐水污染。该钻井液在吐哈盆地胜北平2 等6 口井储层段进行了现场应用,机械钻速比邻井的平均水平提高了30.54%,减少了滤失量,降低了储层水敏伤害,现场应用效果良好。该钻井液可用于储层压力系数在0.7～0.8、井深小于2 500 m 的井。      

一种简化现场作业的高性能油基钻井液

所评价的油基钻井液体系具有流变性能优良、电稳定性强、现场作业程序简化等特点;在150℃、16h热滚老化后,破乳电压可以达到600V以上,高温高压滤失量可以控制在5ml以内;另外,体系具有良好的抗海水、钻屑侵污性能;体系的密度和油水比例具有可调性,以满足现场施工的需要;体系优化配方为:280ml5#白油 4%乳化剂EMF 2.5?O 2%～3%有机土 120ml(30?Cl2水溶液) 1%～2%降滤失剂CLF 加重剂。     

一种抗盐耐温降滤失剂的室内研究

通过对聚合物降滤失剂作用机理以及抗盐机理的分析,确定了高效钻井液用降滤失剂的合成方向,在丙烯类聚合物中引入羧钙基、在聚合中引入2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠单体,同时引入可聚合的具有表面活性的大分子基团,研究了聚合物合成的最佳单体配比及反应条件,合成了一种钻井液用抗盐耐温降滤失剂。性能评价结果表明,该降滤失剂用量为0.5%时,饱和盐水的滤失量仅为5.6 mL,降滤失效果较好,耐温性能好,抗温达120℃,同时兼具一定的提黏、泥页岩抑制性,抗盐、抗钙的能力,是一种综合性能较好的聚合物,其工艺容易控制,推广性较强。     

抗盐高分子量絮凝剂CP-1的研制与应用

用丙烯酸(AA)、丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2甲基丙烷磺酸(AMPS)、二乙基二烯丙基氯化铵(DEDAAC)等作为聚合单体,用过硫酸钾、亚硫酸氢钾作引发剂合成了钻井液用抗盐型高分子量聚合物包被絮凝剂CP-1,室内对其合成条件进行了优化,对研制产品性能进行了评价。实验结果表明,1.0%CP-1水溶液视黏度在50mPa s以上;该产品抗盐15%,在10%盐水浆中抗温达140℃,抑制钙土膨胀降低率可达63%,高温滚动抑制黏土膨胀视黏度上升率为96%;与其他钻井液处理剂配伍性好。CP-1在塔河油田TK870X等井的现场使用取得了很好的效果,CP-1适合深井特别是深井钻井用盐水聚合物和盐水聚磺钻井液体系。     

深水聚胺高性能钻井液试验研究

聚胺高性能钻井液是性能最接近油基钻井液的水基钻井液,在深水钻井领域具有广阔的应用前景。为降低钻井液成本,在研制聚胺强抑制剂的基础上,考虑水合物抑制及低温流变性等因素,通过优选处理剂,构建了适用于深水钻井的聚胺高性能钻井液体系,并对其进行了综合性能评价。结果表明,该钻井液可抗150 ℃高温,且低温流变性优良,2 ℃和25 ℃的表观黏度比和动切力比分别为1.36和1.14;其抑制页岩水化分散效果与油基钻井液相当,体现了其强抑制特性;在模拟1 500 m水深的海底低温高压(1.7 ℃,17.41 MPa)条件下,具备120 h抑制水合物生成的能力;抗钙、抗劣土污染能力较强;无生物毒性,能满足深水钻井环保要求。其主要性能指标基本达到了用于深水钻井的同类钻井液水平,可满足深水钻井要求。      

生物柴油钻井液研究与应用

针对油基钻井液目前存在的配制成本高、易污染环境、有一定的安全隐患等缺点,以具有可再生性能、安全性能和环境保护性能的生物柴油作为基油,研制出了全生物柴油基钻井液和生物柴油油包水钻井液.评价结果表明,全生物柴油基钻井液配方简单,流变性能良好,具有良好的抗高温(180℃)和抗水侵(10％淡水或10％饱和盐水)、钙侵(3％ Ca2+)、劣土侵(10％钠膨润土)能力;油水比为8∶2的油包水钻井液密度达1.92g/cm3仍具有良好的流变性能和乳化稳定性;毒性低,对卤虫幼体的半致死浓度为36 114 mg/L,符合一级海区和二级海区生物毒性要求.生物柴油油包水钻井液在胜利油田渤页平1-2井中进行了应用,该体系性能稳定,在高密度情况下流变性能良好,施工过程中起下钻通畅,完井管柱下入顺利.     

高内相逆乳化钻井液体系的室内研究

为了有效降低油基钻井液的油相比例,研制了高内相逆乳化钻井液体系。该体系具有低油、低毒、低固相、较低成本的优异特性。该体系的配方为5#白油+30%CaCl2盐水+HFGEL-120型有机土(w=1%)+石灰(w=0.5%)+脂肪胺类乳化剂(w=3.6%)+自制酰胺类稳定剂(w=1%),油水体积比为50∶50,钻井液的密度为1.20~1.85g/cm3。室内性能评价结果表明:该高内相逆乳化钻井液体系性能良好,破乳电压为400~900V,抗温性达160℃,120~150℃高温高压滤失量≤10mL,流变性与传统逆乳化钻井液相当。进一步评价表明,该体系还具有良好的抗污染性、抑制性、储层保护性能。     

提高油基钻井液在页岩气地层抑制防塌性能的措施

针对四川页岩气水平井钻井作业中使用油基钻井液不断出现的井下复杂情况,在分析四川威远龙马溪页岩地层特点的基础上,从钻井过程因素、地质因素以及钻井液因素,重点从油基钻井液技术的角度,对如何提高四川页岩气地层油基钻井液抑制防塌能力进行探讨。①研究具有乳化与降滤失作用、提黏度和切力同时具有乳化作用、封堵同时具有降滤失的多功能处理剂,调整好钻井液性能,尽可能降低高温高压滤失量。②采用油水比为85∶15～95∶5的油基钻井液。③使用封堵技术,注意流变性能的变化,主要是黏度、切力和塑性黏度的增加。④油基钻井液内相中的盐使用甲酸钾,或者进一步增加CaCl₂溶液浓度,降低内相溶液的水活度。⑤在甲酸钾或者CaCl₂溶液中加入插层抑制剂,如胺基抑制剂等,提高油基钻井液滤液的抑制能力。      

煤层气弱凝胶和微固相双效钻井液体系

为更好满足煤层气钻井液成膜护壁和尽可能地降低对煤层气储层的伤害,实现安全、高效钻进和保护储层的目的,提出了弱凝胶和微固相双效钻井液体系。室内对其性能进行了评价,结果表明:弱凝胶和微固相双效钻井液具有良好的基础性能;具有很好抑制性、抗温性（50℃）、抗盐（NaCl、CaCl₂、MgCl₂）侵性和抗煤屑侵性;在500 mL双效钻井液中加入纤维素酶、中性α-淀粉酶、复合酶（0.1 g:0.1 g:0.1 g）,最终弱凝胶和微固相钻井液降解率分别可达90.9%和83.0%;具有很好的润滑性,润滑系数分别为0.17和0.12;渗透率恢复率可达到91.3%和82.3%;显微观测可知,增大了钻井液接触角,可很好防止水锁伤害;复合生物酶不仅能降低钻井液表观黏度,在后期通过降解泥皮来降低对煤储层裂隙的伤害,可大大减小对煤层气产出影响。      

密度对油基钻井液性能的影响

随着高密度油基钻井液被使用的越来越多,高密度时油基钻井液表现出的性能不稳定也逐渐被现场工程师发现。研究了密度对油基钻井液性能的影响,以及不同密度下温度、剪切时间、油水比、有机土、CaCl₂浓度和劣质固相对油基钻井液性能的影响。研究结果表明,重晶石能增加油基钻井液的黏度和切力,提高钻井液的乳化稳定性;油基钻井液的破乳电压和重晶石的加入量呈线性关系;在高密度时,油基钻井液的表观黏度受温度、油水比、有机土和劣质固相的影响程度比低密度时大;破乳电压在高密度时受油水比、CaCl₂浓度和有机土的影响比低密度时大。综上可知,密度的增加不仅单独对油基钻井液性能造成影响,还提高了油基钻井液对其它因素的敏感性。因此在使用高密度油基钻井液时,要加强对现场钻井液性能的监控和调节。      

XAN-YZ页岩稳定剂实验研究

为提高页岩气钻井的井壁稳定性和承压强度,开发了页岩气水基钻井液体系,研究了XAN-YZ页岩稳定剂对不同钻井液体系流变性能、抑制性能和封堵性能的影响规律,同时开展了XAN-YZ页岩稳定剂对页岩微裂缝/层理愈合修复性能和作用机理的探索实验。实验结果表明,XAN-YZ页岩稳定剂加入聚磺钻井液体系后,能够改善钻井液的剪切稀释性能,对钻井液的滤失性能影响不大;在聚磺钻井液体系中加入2%XAN-YZ页岩稳定剂后,页岩膨胀率下降40%,滚动回收率提高16%,封堵承压强度由2 MPa提高到5 MPa以上。XAN-YZ页岩稳定剂通过化学反应在页岩微裂缝和层理中生成水化产物,形成致密的防水屏蔽层,迅速愈合修复页岩的微裂缝和孔隙,使滤液在页岩中的穿透压力由2 MPa提高到15 MPa以上。XAN-YZ页岩稳定剂在聚磺钻井液体系中的最佳加量是2%。XAN-YZ页岩稳定剂及其作用机理的研究为页岩气水基钻井液体系的研究提供了一个新的技术思路和手段。     

川滇页岩气水平井水基钻井液技术

为解决水基钻井液钻页岩气水平井过程中出现坍塌等井壁失稳问题,以多碳醇、磺化沥青钾盐为核心处理剂,研究了一套针对川滇页岩气地层的新型水基钻井液。通过膨胀率、回收率、力学特性分析、封堵、抗污染等实验,研究了新型水基钻井液基本性能。结果表明,新型水基钻井液显著抑制云南龙马溪组、四川龙马溪组及五峰组页岩水化膨胀与分散,页岩膨胀率分别为1.23%、0.95%和0.98%,回收率分别为98.94%、99.13%和99.05%,其抑制页岩水化膨胀分散性能与油基钻井液相近;与常规水基钻井液相比,页岩抗压强度降低程度大幅减小,能有效减缓页岩抗压强度降低,对页岩裂缝具有较强的封堵性;抗盐（5% NaCl）、膨润土（5%）、岩屑（20%钻屑）污染能力强,具有良好的稳定井壁效果。      

氯化钙-烷基糖苷钻井液页岩气水平井适应性研究

为解决常规水基钻井液开发页岩地层无法完成的井壁稳定和润滑防卡等技术难题,对加有高浓度CaCl2的烷基糖苷钻井液进行了研究。氯化钙-烷基糖苷(APG)钻井液具有较低的水活度(0.40~0.76),与页岩气水平段钻屑活度范围(0.35~0.70)较为一致,可较好地与地层达到渗透平衡;钻屑在CaCl2-APG钻井液中的一次和二次回收率均超过90%,与油基钻井液相当,高于常规水基钻井液;焦石坝区块露头岩心在CaCl2-APG钻井液中浸泡后状态完好,抗压强度降低较少,与在油基钻井液中的浸泡现象相当。密度为1.20~2.00 g/cm3的CaCl2-APG钻井液润滑性均与油基钻井液极压润滑系数相当;在130℃持续老化72 h性能稳定,抗温稳定性好;抗钻屑、水侵和原油污染能力分别达15%、10%和10%。室内评价结果表明,该钻井液与焦石坝等页岩气水平井适应性较好。     

水基钻井液用润滑剂SDL-1的研制与评价

高摩阻高扭矩问题是制约水基钻井液在大位移长水平段井应用的因素之一。针对这一问题,利用长链脂肪酸、小分子多元醇等原料,合成出了多元醇合成酯主剂,然后与极压添加剂复配形成水基钻井液用润滑剂SDL-1。性能评价结果表明,4%淡水基浆中加入1%润滑剂SDL-1,润滑系数的降低率为85.2%,泥饼的黏附系数降低率为59.3%;在150℃下老化16 h后,润滑系数的降低率可达94.0%,泥饼的黏附系数降低率为62.3%;在180℃下老化16 h后,润滑系数降低率仍可达90%,因此润滑剂SDL-1可抗温180℃;此外还能抵抗30% NaCl和30% CaCl₂的污染。四球摩擦实验表明,经30 min摩擦后,SDL-1能有效减少划痕,降低表面磨损,抗磨效果优于国外润滑剂DFL。在2.0 g/cm3无土相钻井液体系和2.2 g/cm3环保钻井液体系中加入2%的SDL-1润滑剂后对体系的流变性影响较小,并能将体系的润滑系数降至0.08。整体而言,SDL-1具有良好的润滑性能和抗温抗盐污染性能,在深层大位移井中具有一定的应用前景。      

低固相超高温水基钻井液研究及应用

冀东油田南堡构造深部潜山储层温度高、压力低、裂缝发育,为满足保护储层和井下携岩的需要,基于开发的聚合物增黏剂SDKP以及对抗高温降滤失剂、油溶性封堵剂、润滑剂、高温保护剂和防水锁剂的优选,优化出一套低膨润土低固相超高温水基钻井液。室内评价结果表明,1%SDKP溶液在165℃老化16h后,表观黏度保持率仍可达20%,表明SDKP的耐温性能好;SD-101和SD-201复配可显著降低1.0%膨润土基浆的滤失量,油溶性封堵剂HQ-10可显著降低高温高压滤失量;该钻井液抗温达235℃,在200℃下的塑性黏度达到15mPa·s,满足携岩需要,抗污染能力强,能抗10%NaCl、2%CaCl_2、10%劣质土污染,抑制性好,膨胀率降低率达78%,页岩回收率从8.24%提高到84.45%,储层损害小。在探井南堡3-82井五开井眼的现场应用表明,该钻井液在220℃井底温度下的流变参数基本稳定,API滤失量不变,携岩性好,顺利钻达井深6037m完钻,自喷求产,产液量为43.20 m~3/d。证明该钻井液可满足现场高温低压储层的钻井需要。     

无黏土相海水基钻井液低温流变特性

针对海洋深水钻井作业所遇到的水基钻井液低温增稠问题,在全面分析低温增稠机理基础上,利用实验室自制的深水钻井液模拟装置,通过优选处理剂,构建了一套具有好的低温流变性的无黏土相海水基钻井液体系。实验结果表明,该钻井液体系经130℃老化后,低温流变性好,老化前后4℃和25℃时的表观黏度之比分别为1.179、1.250,塑性黏度之比分别为1.167、1.240,动切力之比为1.200、1.265,静切力稳定,动塑比变化范围在0.625~0.694 Pa/(mPa·s)之间,API中压滤失量在9.0 mL左右;润滑系数为0.181,页岩水化膨胀率为10.0%,页岩热滚回收率为87.0%,同时具有较强的储层保护能力和较好的抑制天然气水合物生成能力。      

塔里木克深致密砂岩气藏基质钻井液伤害评价

塔里木克深致密砂岩气藏储层基质致密,发育微纳米孔喉,毛管力作用明显,在钻井过程中受到钻井液侵入从而受到伤害,导致油气藏产能降低。常规稳态方法评价低渗致密储层钻井液伤害驱替压差大、稳定时间长,评价效率低。因此,在瞬态压力传导法的基础上建立渗透率数学模型,并使用拉氏变换对模型进行求解。基于模型的解,使用压力传导渗透率仪定量分析了钻井液对克深致密砂岩基质的伤害规律。实验结果表明,油基钻井液平均伤害率为31.24%,水基钻井液平均伤害率为23.67%。该研究成果为评价入井流体伤害提供新的思路。