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低渗油田保护油气层钻井液体系研究

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印树明赵洋崔明磊王学武

摘 ?????要：低孔低渗储层钻井过程容易造成储层伤害，为减少钻井过程钻井液侵入地层对油气层产生的污染和破坏，需要筛选和研发合适的钻井液体系，以达到提高钻井质量的目的。通过室内实验，选择了无固相钻井液体系、低膨润土聚合物钻井液体系和甲酸钾钻井液体系，进行了钻井液各项性能及热稳定性实验评价，筛选出性能好、成本低的钻井液配方，为低孔低渗储层钻井液的选择提供借鉴。

关 ?键 ?词：钻井液;油气层保护;钻井;实验研究

中图分类号：TE 254 ??????文献标识码： A ??????文章编号： 1671-0460（2019）06-1162-04

Abstract： The drilling process of low porosity and low permeability reservoirs is easy to cause reservoir damage. In order to reduce the pollution and damage caused by drilling fluid intruding into formation， it is necessary to select and develop suitable drilling fluid systems to improve drilling quality. Through laboratory experiments， solid-free drilling fluid system， low-bentonite polymer drilling fluid system and potassium formate drilling fluid system were selected as the research object， the performance and thermal stability of drilling fluid were evaluated. The drilling fluid formula with good performance and low cost was screened out， which could provide some reference for the selection of drilling fluid for low-porosity and low-permeability reservoirs.

Key words： Drilling fluid; Reservoir protection; Drilling; Experimental study

低渗油田储层孔喉尺寸小，粘土含量普遍较高，毛细现象突出，油气流动阻力大，对储层保护研究极其必要。低渗储层极易受到外来因素的伤害（如粘土水化膨胀、微粒运移、水锁等）而改变储层特性参数，降低渗透率，给勘探开发带来困难[1-3]。本文基于低孔、低渗实际地质情况，开展保护油气层钻井液体系配方研究，对储层保护钻井液体系进行优化，以实现高效鉆井及降低完井后油气层开发难度的目的。

1 ?无固相钻井液体系实验

根据文献报道无固相聚合物钻井液，在固控条件能保证的情况下，更有利于提高钻速和储层保护。油层水敏大部分中-强水敏，低固相失水大，从防止钻井液造成地层水敏考虑需要在体系中加入防止粘土膨胀的抑制剂无机盐氯化钾与氯化铵[4-7]。

1.1 ?钻井液体系初步评价实验

选择CMS（羧甲基改性淀粉）、LVCMC（低黏度羧甲基纤维素），NH4HPAN（水解聚丙烯晴铵盐）、HC（高黏度羧甲基纤维素）、HVPAC代表高聚阴离子纤维素、HEC代表羟乙基纤维素、RW代表热稳定剂等处理剂进行配合使用钻井液性能的实验评价研究。

无固相钻井液体系设计：（1）CMS、NH4HPAN、KCL（NH4CL）、RW;（2）HEC、CMS、NH4HPAN、KCL（NH4CL）、RW;（3）HC、CMS、NH4HPAN、KCL（NH4CL）、RW;（4）HVPAC、CMS、NH4HPAN、KCL（NH4CL）、RW;（5）XC、CMS、NH4HPAN、KCL（NH4CL）、RW。

测试的性能指标包括：（1）漏斗黏度（FV，S）;（2）密度（ρ，g/cm3）;（3）API中压失水（FL， mL）;（4）pH值;（5）六速旋转黏度计600 r/min、300 r/min读数（R600，R300）;（6）六速旋转黏度计3 r/min下10 S与10 min的读数即初切与终切（R3初/终）;（7）塑性黏度（PY，Pa·s）;（8）动切力（YP，Pa）;（9）高温高压滤失量（HFL，mL）;（10）流变参数n值;（11）流变参数k值;（12）3.5 MPa下的砂床滤失（3.5SFL，mL）。

测试方法：性能指标（1）-（11）按标准GB/T16783-1997进行。性能指标（12）按下述设计进行。

砂床滤失实验：砂床滤失实验使用71型高温高压失水仪改造进行，选用砂80～100目，砂子用量200 g，钻井液用量300 mL（钻井液体积约是砂子体积的两倍）。实验压力为3.5 MPa，实验温度为60 ℃，砂床滤失量的测试时间为30 min。

有关实验结果选择每一个体系中最好的配方进行性能比较，比较数据见表1。

1.2 ?提高钻井液体系热稳定性评价实验

通过提高无固相钻井液体系的热稳定性实验，结果表明：无固相钻井液体系热滚后中压失水要降到9 mL以下比较困难，处理剂用量较大;无固相钻井液体系配方热滚后中压失水在9 mL左右且成本最低的是12;3%CMS、0.2%LVCMC、0.5%HPAC、1%NH4HPAN、0.15%XC，0.05%SYBM-06、1.5FT-1、0.1%RW-1、5%氯化铵、3.5%砂床滤失剂。该配方n值小于0.7，热滚后中压失水小于10 mL，砂床滤失小于3.5 mL。

2 ?低膨润土聚合物钻井液体系实验

选择CMS（羧甲基改性淀粉）、LVCMC（低黏度羧甲基纤维素）、HC（高黏度羧甲基纤维素）、NH4HPAN（水解聚丙烯晴铵盐）、KPAM（聚丙烯酸钾）、P141（PAC-141：丙烯酸钠、丙烯酸钙、丙烯酰胺多元共聚物）、FA（FA367：丙烯酸钠、丙烯酸钙、丙烯酰胺，有机胺类阳离子单体的两性多元共聚物）、JT8（JT-888：丙烯酸钠、丙烯酸钙、丙烯酰胺，有机胺类阳离子单体的两性多元低分子量共聚物）、XY（XY-27稀释剂）、SMC（磺化褐煤）、砂床滤失剂（有机暂堵剂HDDL-05）、XC（生物聚合物），RW热稳定剂等处理剂进行配合使用钻井液性能的实验评价研究。

2.1 ?钻井液体系初步评价实验

2.1.1 ?钻井液性能评价实验

首先确定实验评价的钻井液体系：（1）CMS、NH4HPAN、热稳定剂RW、膨润土体系，（2）CMC、NH4HPAN、热稳定剂RW、膨润土体系，（3）FA、CMS、NH4HPAN、热稳定剂RW、膨润土体系，（4 ）XC、CMS、NH4HPAN、热稳定剂RW、膨润土体系，（5）P141、CMS、NH4HPAN、热稳定剂RW、膨润土体系，（6）KPAM、CMS、NH4HPAN、热稳定剂RW、膨润土体系，（7）HC、CMS、NH4HPAN、热稳定剂RW、膨润土体系，（8） LVCMC、NH4HPAN、XC、热稳定剂RW、膨润土体系，（9）FA367、CMS、NH4HPAN、热稳定剂RW、膨润土体系共9个体系。然后对上述钻井液体系中进行处理剂不同加量下的性能测试，加氯化钾后的性能变化测试，加砂床滤失剂后的性能变化测试。有关实验数据进行分析，选择每一个体系中最好的配方进行性能比较，比较数据见表2，结果表明：不考虑流变性，从达到钻井要求与经济性考虑最好的配方是1号（膨润土、CMS、NH4HPAN、盐、砂床滤失剂）;考虑流变性最好的配方是7号（膨润土、CMS、NH4HPAN、盐、XC、砂床滤失剂）。

2.1.2 ?钻井液配方热稳定性实验

从钻井液配方的初步实验中确定了各相对较好的体系配方，主要由CMS、CMC、XC、FA、NH4HPAN、砂床滤失剂（HDDL-05）等复合组成的，中压失水与高温高压失水都比较低，砂床滤失基本上为0。热滚实验时间为16 h，测定热滚后钻井液配的流变性能与中压失水，有关数据见表3。

2.2 ?提高钻井液配方热稳定性实验

从实验所筛选的钻井液配方在室温下的性能较好，但热滚后性能变化较大，特别是中压失水增加较多，流变性变差，配方的耐温性差，为了提高配方的耐温性，在上述实验的基础上进行了大量的处理剂协同性评价实验，具有较好热稳定性能的钻井液配方见表4，实验表明：4个配方热滚后流变性较好，n值在0.6左右，动塑比在0.39～0.44，中压失水均在8 mL以内，砂床滤失均为0。其中综合性能最佳的配方是：（1）2号，1.5%CMS、0.6%LVCMC、1%NH4HPAN、0.15%XC、0.05%SYBM-06、A;（2）4号，1.5%CMS、0.3%NH4HPAN、0.3%FA、0.3%JT8、0.3%LVCMC、0.15%XC、0.2%SYBM-06、A。二者热稳定性好，失水低，稀释剂是能够降低滤液表面张力与界面张力的表面活性剂，不但解决了钻井液的稀释问题，而且解决了钻井液滤液水锁问题。

3 ?甲酸钾钻井液体系实验

甲酸鉀作为钻井液添加剂有其独有的特性，从文献报道与现场应用试验反映甲酸钾一方面具有较好的抑制性，钻井过程中腐蚀性小，另一方面能够配制高密度钻井液。

3.1 ?无固相钻井液体系初步评价实验

实验在借助无固相钻井液实验的基础上进行了甲酸钾无固相钻井液体系的评价实验，从实验数据综合分析，中压与高温高压失水较低的配方见表5。从表中的数据反映：配方的热稳定性能较差，热滚后流变性变差，n值均大于0.7，中压失水增大，热滚后的中压失水均在13 mL以上。在添加了砂床滤失控制剂后其砂床滤失大于20 mL。

3.2 ?无固相钻井液体系初步评价实验

实验反映体系配方的热稳定性不理想，实际钻井过程中，钻井液经过所钻油层温度会提高，由于温度的变化钻井液性能会发生较大的变化，为了尽量降低配方在高温下的失水，减少配方在高温下的流变变化，根据本部分中无固相钻井液的实验与本节的实验数据进行了甲酸盐无固相钻井液体系提高热稳定性的实验评价，有关数据见表6。

从表中的数据反映：

（1）无固相钻井液体系热滚后中压失水要降低到9 mL以下比较困难，处理剂用量较大;

（2）甲酸钾体系比氯化铵体系失水略有增加，流变略有变好，但变化都非常小;

（3）无固相甲酸钾钻井液体系配方热滚后中压失水在10 mL左右且成本最低的是12号：甲酸钾盐水无固相钻井液。3%CMS、0.2%LVCMC、0.5%HPAC、1%NH4HPAN、0.15%XC、0.05%SYBM- 06、1.5FT-1、0.1%RW-1、1.5%甲酸钾、3.5%砂床滤失剂。

该配方n值小于0.7，热滚后中压失水小于10 mL，砂床滤失小于3.5 mL。

4 ?结论

对7种钻井液体系进行了评价实验，分别筛选出性能好，成本低的配方。进行了现场钻井液改性成为保护油气层钻井液的工艺实验与效果评价，为现场钻井液的改性提供了指导作用。

参考文献：

[1]白海鹏.保护油气层钻井和完井液现状与发展趋势[J].中国石油和化工标准与质量，2018，38（23）：95-96.

[2]吕广玉，史配铭，曲小文.靖边气田钻井液设计及油气层保护分析[J].科技经济导刊，2018，26（28）：92.

[3]潘永功，李路.X油田钻井液对油气层的保护研究[J].化学工程师，2018，32（1）：44-46.

[4]王智，曹秋芳.浅析油气层保护的钻井液及工艺技术研究[J].中国石油和化工标准与质量，2013，34（2）：69.

[5]卢淑芹，姜薇，陈金霞，等.南堡潜山油气层钻井完井液技术[J].钻井液与完井液，2015，32（6）：18-21+104.

[6]任健.优质轻钻井液体系应用[J].当代化工，2017，46（7）：1405-1408.

[7]杨峤峰，黄友亮，王冬.C区块钻井液体系优化研究[J].当代化工，2017，46（1）：92-93+97.

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