吉林油田可循环微泡沫钻井液技术研究与应用总结.docx

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吉林油田可循环微泡沫钻井液技术研究与应用总结

吉林油田可循环微泡沫钻井液技术研究与应用

编写人：

张新发

钻井工艺研究院钻井液所

2011年10月08日

一、地质及工程概况1

二、钻井液技术难点1

三、技术对策3

四、微泡沫钻井液体系室内研究3

4.1微泡沫钻井液体系配方研究3

4.2微泡沫钻井液防塌抑制性能5

4.3微泡沫钻井液防漏堵漏性能6

4.4微泡沫钻井液抗温能力评价8

4.5微泡沫钻井液储层保护能力评价9

五、现场应用情况10

5.1微泡沫钻井液体系配方10

5.2现场发泡施工工艺10

5.3微泡沫钻井液技术现场应用效果分析11

5.3.1防漏堵漏效果分析11

5.3.2微泡沫钻井液对井壁稳定性影响分析18

5.3.3现场施工可行性分析19

5.3.4微泡沫钻井液体系现场施工注意事项20

六、结论20

附表：

微泡沫试验井发泡前后钻井液性能统计21

一、地质及工程概况

吉林油田乾安地区位于松辽盆地南部中央坳陷，该地区上部嫩江组大段泥页岩发育，下部姚家组、青山口组、泉头组地层裂缝发育，裂缝发育为高角度缝、垂直裂缝，裂缝宽度较小，大约0.3mm左右，多表现为闭合缝。

该地区主力开发层位油层含油性主要受储层岩性、物性控制，形成岩性油藏和断层-岩性油藏，属于低孔、低渗储层。

表1.1乾安地区储层物性及裂缝发育情况描述

区块

主力层位

孔隙度

渗透率

（10-3μm2）

深度

（m）

裂缝发育情况

大情字

高台子（青1）

11.8%

3.5

2200-2380

乾安地区地层裂缝倾角较大，为高角度缝、垂直裂缝。

裂缝宽度小，裂缝多表现为闭合缝。

主要分布在大情字井地区和海坨子地区。

乾北

高台子（青3）

11.2%

2.45

1700-2050

海坨子

扶余（泉4）

9.6%

0.46

2050-2175

乾安地区生产井采用二开制井身结构，一开套管下深约260m，二开裸眼段长约2000m。

二开井段上部嫩江组由大段易水化泥页岩组成，长约600m，易水化坍塌；下部青山口组和泉头组裂缝发育，钻井过程中频繁发生漏失，延长钻井周期，增大钻井成本，给施工带来极大困难，储层发生漏失还会造成严重的储层污染。

二、钻井液技术难点

（1）乾安地区地层裂缝网状发育，钻井过程中井漏事故频繁发生。

其中，海坨子地区每年井漏发生率均在50%以上，漏失量大，例如海51井漏失910方。

井漏的发生，延长钻井周期，增大钻井成本，如果漏失发生在储层，还会造成严重的储层伤害。

表2.12009年乾安地区钻井漏失情况统计

区块

总井数

漏失井数

（所占比例）

储层漏失井数

（所占比例）

大情字

135

13（9.63%）

1（0.74%）

乾北

10（15.38%）

7（10.77%）

海坨子

28（50%）

7（12.5%）

表2.22010年乾安地区钻井漏失情况统计

区块

总井数

漏失井数

（所占比例）

储层漏失井数

（所占比例）

大情字

15（65.22%）

4（17.39%）

乾北

3（12.5%）

2（8.33%）

海坨子

55（64.71%）

17（20%）

（2）乾安地区上部嫩江组易出现水化坍塌，下部青山口组易掉块垮塌。

在应用现有钻井液施工过程中，如果井壁浸泡时间过长，钻井液密度偏低，就会引起井壁失稳、坍塌。

表2.3嫩江组地层稳定性分析

项目

地层

膨胀率，%

回收率，%

分散性，s

水化性,s

坍塌性

1/（y-b）*10-3

嫩江组岩屑

样品数

范围

16.93~36.14

1.0~30.14

241~2133

223~1130

1.503~6.930

平均值

26.4

7.7

821

557

4.192

类型

高

低

中

水化坍塌

表2.4青山口组岩屑稳定性分析

序号

所属

地层

回收率，%

膨胀率，%

分散性，s

水化性,s

坍塌性

1/（y-b）*10-3

青山口

72.1

0.69

148

531

29.41

青山口

83.2

0.05

365

689

8.16

青山口

90.3

0.03

194

816

9.16

青山口

79.7

0.53

389

824

5.87

平均值

81.325

0.325

274

715

13.15

所属类型

高

低

弱

中

跨塌坍塌

（3）二开制井身结构生产井二开裸眼段长，易塌易漏层位于同一裸眼段内，进一步增加了施工难度。

图2.1乾安地区普通定向井井身结构示意图

三、技术对策

微泡沫钻井液技术可有效降低钻井液密度，且微泡沫自身具有独特的封堵能力，可有效预防井漏。

针对吉林油田乾安地区钻井难点，开展可循环微泡沫钻井液技术研究与应用，对于乾安地区钻井有效防漏、节约成本、保护储层、提高油井产能具有重要的现实意义。

但若采用乾安地区开发井现场井浆作为发泡基浆，存在以下不足：

（1）现场井浆自身的抑制能力不能满足低密度微泡沫钻井液稳定井壁需要；

（2）现场井浆发泡和稳泡能力有待进一步提高。

因此针对现场基本情况，需从以下方面开展研究：

（1）首先对基浆进行优化，增强其防塌抑制能力、发泡能力和稳泡能力；

（2）优选发泡剂，开展微泡沫钻井液体系研究。

四、微泡沫钻井液体系室内研究

4.1微泡沫钻井液体系配方研究

针对乾安地区钻井难点以及微泡沫钻井液体系特点，室内开展了可循环微泡沫钻井液体系配方研究及性能评价。

（1）基浆的选择

大量实验证明，发泡剂在具有高分子聚合物的钻井液体系中发泡效果最好，因此选择聚合物钻井液体系作为发泡基浆。

室内对乾安地区应用的聚合物钻井液体系配方进行了优化完善。

1）考虑乾安地区地层水矿化度高，储层水敏性强，故采用盐水聚合物钻井液体系。

表4.1乾安地区储层敏感性分析

区块

水敏损害

盐敏损害

速敏损害

酸敏损害

碱敏损害

地层水矿化度（mg/l）

海坨子区块

强

中偏强

强

中偏强

10808

大情字区块

中等

弱

无到中等

弱

16000

乾北区块

弱

中等

弱

中等偏弱

15000

2）考虑密度降低后增加地层不稳定性，进一步增强了体系的封堵抑制能力。

优化前配方为：

膨润土+Na2CO3+FA-367+NH4-PAN+XY-27，

优化后配方为：

膨润土+Na2CO3+NH4-PAN+KPA+KCL+KFH+HQ-1+YK-H。

优化后的钻井液流变性更好，具有良好的封堵抑制能力，为泡沫钻井液体系防止地层水化坍塌奠定了基础。

表4.2泥页岩滚动回收实验数据

配方

10目（%）

20目（%）

40目（%）

清水

13.3

优化前钻井液配方

59.8

73.2

优化后钻井液配方

79.6

90.3

注：

实验用岩屑为嫩五段岩屑。

表4.3优化前后钻井液基本性能对比

体系

试验

条件

（mPa.s）

（Pa）

Gel

（Pa/Pa）

（ml）

优化前

常温

常压

1/3

5.5

优化后

2/6

3.6

通过表4.2可以看出，优化后钻井液配方抑制能力明显增强，40目岩屑回收率达到90.3%。

通过表4.3可见，优化后钻井液体系流变性更好，而且失水量明显降低，泥饼质量明显提高，体现了钻井液体系良好的造壁能力。

（2）发泡剂优选

针对以下五种发泡剂，分别取基浆250ml，在1200rpm搅拌测量发泡体积与出液半衰期。

表4.4发泡剂优选实验

发泡剂

加量

发泡体积（ml）

出液半衰期（h）

VF－1

0.3%

540

VF－2

0.3%

600

BZ-MBS-Ⅱ

0.3%

640

DF－1

0.3%

420

FP12

0.3%

440

综合考虑发泡效果和泡沫稳定性，测试上述5种发泡剂的发泡体积和出液半衰期，优选BZ-MBS-Ⅱ做发泡剂。

表4.5发泡剂BZ-MBS-Ⅱ发泡效果评价

序号

实验

基浆

发泡剂

加量

实验

条件

（g/cm3）

（mPa.s）

（Pa）

Gel

（Pa/Pa）

（ml）

优化后钻井液

室温

充分

搅拌

1.215

2/6

3.6

0.1%

1.175

2/6

3.5

0.2%

1.14

2/6

3.3

0.3%

1.07

9.5

2/6.5

2.8

0.4%

0.97

2.5/7

2.5

0.5%

0.785

15.5

2.5/7.5

2.3

通过实验结果可见，少量的发泡剂就能起到明显的发泡效果，密度降低显著，随着发泡剂加量的增加，钻井液粘度、切力略有提升，失水逐渐降低，体现了微泡沫钻井液良好的造壁能力和防塌能力。

4.2微泡沫钻井液防塌抑制性能

吉林油田乾安地区地层坍塌机理分析：

（1）乾安地区上部嫩江组粘土矿物含量高，属于膨胀型泥岩为主地层，易出现水化坍塌；

（2）乾安地区下部地层层理裂隙发育，钻井液滤液在压差作用下首先沿层理裂隙进入地层内部，为泥页岩水化提供了水分和空间，由水化膜厚，水化斥力大引起掉块。

微泡沫钻井液防塌机理如下：

（1）基浆自身良好的封堵抑制能力。

（2）泡沫表面属于混合膜结构，具有高分子粘弹特性，使得微泡沫钻井液具有较高的结构粘度，增加了自由水的流动阻力，从而降低失水。

（3）泡沫具有疏水特性，吸附性强，可在井壁建立疏水性屏蔽——泡沫吸附壁，阻止了自由水的侵入；此外，其疏水（亲油）特性，对泥页岩的水化膨胀起到较强的抑制作用。

（4）阻缓压力传递机理。

微泡沫与防塌处理剂产生协同效应，在井壁上形成保护膜，有效防止泥页岩的孔隙压力穿透，控制泥页岩含水量的上升。

（5）贾敏效应。

微泡沫在向地层渗透的过程中，在孔隙喉道处被捕集，由于贾敏效应的叠加作用而大大增加了微泡沫钻井液向地层流动的阻力。

表4.6微泡沫钻井液抑制能力评价

试验流体

分散前岩

屑重量/g

分散用浆

/ml

分散后岩屑

重量/g

岩屑回收率

优化后井浆

350

45.15

90.30

井浆+0.2%发泡剂

350

45.64

91.28

井浆+0.4%发泡剂

350

46.77

93.54

从试验结果可见，钻井液发泡后的岩屑回收率要略高于原钻井液的回收率，说明微泡沫并未对体系的抑制能力造成不良影响。

表4.7微泡沫钻井液对失水量影响试验

发泡剂加量,%

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

失水量,ml

3.6

3.5

3.3

2.8

2.5

2.3

2.0

发泡后失水量降低，并且发泡剂加量越大，失水量降低幅度越大。

体现了微泡沫钻井液的低失水特性，可有效阻止钻井液滤液与泥页岩的接触，起到稳定井壁的作用。

4.3微泡沫钻井液防漏堵漏性能

微泡沫钻井液防漏堵漏原理：

（1）较低的静液柱压力和当量循环密度。

低密度的微泡沫钻井液可减小井底静压力,这是其防漏堵漏基本原理之一。

国内外学者推导出了微泡沫钻井液钻井静液柱压力计算公式，可以方便估算微泡沫钻井液施工时井筒内的静液柱压力，从而求出微泡沫钻井液当量密度。

其中：

，

Ρs：

发泡后钻井液密度，g/cm3；ΡL：

发泡前钻井液密度，g/cm3；Ps：

标准大气压，MPa；

Ts：

地表温度，K；K：

地温梯度，℃/100m；H：

井深，m；P：

井底静液柱压力；MPa。

假设基浆密度1.20g/cm3，发泡后钻井液密度降至1.10g/cm3，可根据微泡沫钻井液静液柱压力计算公式，求出微泡沫钻井液不同井段的当量密度。

见下图。

图4.1微泡沫钻井液当量密度随井深变化情况

（初始密度1.20g/cm3，发泡后1.10g/cm3）

通过上述室内试验分析及公式计算结果可见，可循环微泡沫钻井液体系可有效降低井底当量密度，从而起到防漏的作用。

（2）微气泡附加阻力作用。

当气泡在压差作用下向多孔介质细小裂缝内流动时，其弯曲界面收缩压产生附加阻力，附加阻力具有迭加性，迭加起的总阻力相当于漏层承压能力的提高值，体现出堵漏的能力。

（3）微气泡内部压力作用。

钻遇低压裂缝时，被压缩的微泡膨胀，随着微泡挤入地层裂缝，引起微泡的聚集和低剪切速率下黏度增加，由这种微环境形成一种无固相的桥。

（4）漏失层的架桥机理。

大多数地层都是亲水性的，毛细管压力抵抗疏水微泡侵入地层。

滤液要进入地层，必须有足够的压差来克服这一毛细管压力。

（5）高粘度特性的影响。

微泡沫钻井液的低剪黏度特性性加剧了泡沫在裂缝中的吸附聚集，使堵漏效果增强。

（6）高粘弹特性的影响。

微泡沫具有很强的变形能力，可随井内压力变化产生压缩或膨胀，从而大大减轻激动压力，防止激动压力过大而压漏地层或者已堵塞的漏失通道在抽吸作用下再次畅通。

室内开展了微泡沫钻井液PVT试验，分析了微泡沫钻井液密度受温度、压力的变化情况。

图4.2微泡沫钻井液密度随温度、压力变化图

（发泡前1.20g/cm3，发泡后1.00g/cm3）

室内试验得出，同一温度条件下，密度随着压力增加而增加，说明压力增大，微泡沫被压缩，体积变小，导致密度上升；温度升高使得微泡沫圈闭的气体受热膨胀，微泡沫体积变大，密度下降。

表4.8微泡沫钻井液封堵砂床试验

试验

条件

砂床类型

10-40目砂床

40-80目砂床

80-120目砂床

井浆

（500ml）

井浆+0.3%

发泡剂

（500ml）

井浆

（500ml）

井浆+0.3%发泡剂

（500ml）

井浆

（500ml）

井浆+0.3%发泡剂

（500ml）

0.7MPa

全漏

30ml

70ml

18nl

1.5MPa

全漏

50ml

120ml

30ml

从测试结果可见,微泡沫钻井液有显著减少漏失和消除漏失的作用。

体现了微泡沫自身良好的防漏堵漏能力。

4.4微泡沫钻井液抗温能力评价

表4.9微泡沫钻井液抗温试验

序号

实验

基浆

发泡剂

BZ-MBS-Ⅱ

加量

实验

条件

ρ（g/cm3）

（mPa.s）

（Pa）

Gel

（Pa/Pa）

（ml）

优化后钻井液

0.2%

室温

充分搅拌

1.13

2/6

3.3

100℃/12h

充分搅拌

1.12

2.5/10

3.4

0.3%

室温

充分搅拌

1.07

9.5

2/6.5

2.8

100℃/12h

充分搅拌

1.05

14.5

3/12.5

2.7

通过实验结果可见，100℃/12h条件下热滚之后，微泡沫钻井液密度基本保持不变，粘度、切力略有提升，总体性能稳定。

4.5微泡沫钻井液储层保护能力评价

微泡沫钻井液保护储层机理分析：

（1）微泡沫钻井液具有较低的静液柱压力和当量循环密度，井底压差小，可有效预防井漏，达到保护储层的目的。

（2）在较低的井底静液柱压力作用、泡沫群体的封堵作用、泡沫的疏水屏蔽作用、高粘度特性以及钻井液封堵类处理剂共同作用下，微泡沫钻井液的失水低，滤液很难进入储层，降低储层伤害。

（3）乾安地区储层矿化度高，水敏性强，优化后形成的KCL-聚合物钻井液体系可有效平衡地层水矿化度，防止水敏伤害，保护储层。

表4.10微泡沫钻井液储层伤害评价

钻井液

试验条件

μm2

Ko´

μm2

Ko´/Ko

优化前钻井液

3.5MPa/90℃

0.3762

0.2516

66.87

微泡沫钻井液

3.5MPa/90℃

0.3024

0.2529

83.62

3MPa/90℃

0.4719

0.4095

86.78

2.5MPa/90℃

0.4415

0.3962

89.74

试验表明，微泡沫钻井液具有很好的保护储层能力，模拟现场实际情况，降低试验压差后，渗透率恢复值进一步提高。

通过微泡沫钻井液体系室内研究评价，可以看出：

微泡沫钻井液体系密度易调，性能稳定，抗温能力强，失水小，具有很好的防塌、防漏和堵漏能力，储层保护效果好。

五、现场应用情况

2011年，在乾安地区开展微泡沫钻井液技术现场应用试验。

现场应用8口井，取得良好效果。

现场应用表明，微泡沫钻井液具有良好的防漏堵漏功能，可为乾安易漏区实现低成本、优快钻井提供保证。

表5.1乾安地区微泡沫试验井发泡井段数据表

序

号

区块

井号

井型

密度

设计范围

发泡

井深

基浆

密度

最低

密度

完钻

井深

完钻

密度

备注

海坨子

海115-4-4

定向井

1.15

1560

1.20

1.15

2196

1.16

无塌、漏复杂情况

海坨子

海115-4-2

定向井

1.13

1846

1.20

1.13

2215

1.13

无塌、漏复杂情况

大情字

情西138-56

定向井

1.0-1.13

1350

1.24

1.07

2378

1.10

无塌、漏复杂情况

大情字

花9-9-2

直井

1.0-1.13

1930

1.24

1.16

2301

1.22

无塌、漏复杂情况

大情字

情西116-46

直井

1.0-1.13

1989

1.22

1.10

2458

1.10

无塌、漏复杂情况

乾北

乾215-13

直评

1.0-1.13

1386

1.16

1.10

1819

1.10

无塌、漏复杂情况

乾234

乾234-2-2

定向井

1.0-1.10

1290

1.20

1.04

1787

1.09

全井漏失约120方。

临井乾234漏失1767方。

海坨子

海118-5-3

定向井

1.0-1.10

1261

1.18

1.09

2150

1.10

无塌、漏复杂情况

乾234

乾234-3-3

定向井

1.0-1.10

1300

1.20

1.03

1797

1.08

全井漏失约300方左右。

5.1微泡沫钻井液体系配方

4%土+0.5%纯碱+1.5%铵盐+0.3%KPA+1%KFH+0.5-1%KCL+1%阳离子乳化沥青粉+2%HQ-1+0.3-0.6%发泡剂+0.3-0.6%稳泡剂

5.2现场发泡施工工艺

（1）基础设备：

四级固控设备，有效清除钻井液中的有害固相，减少固相对泡沫的影响；用循环罐配制和储存泥浆，以利于微泡沫钻井液配制和性能维护。

微泡沫钻井液施工工艺简单，对设备要求不高。

（2）基浆准备：

发泡前，按设计要求补充钻井液中各种处理剂的加量，调整好钻井液各项性能，保证钻井液中防塌抑制剂和聚合物的含量，利于发泡和降低密度后井壁稳定。

（3）进入漏层前100米，通过加重漏斗循序加入发泡剂，逐渐降低钻井液密度，避免密度变化太快导致井壁失稳。

（4）密度控制：

通过加入发泡剂调节钻井液密度至设计要求后，每20min监测一次密度和粘度，根据密度变化情况，通过补充发泡剂来维持钻井液密度恒定。

如果密度过低，或者出现井壁失稳现象，应用消泡剂适当上调钻井液密度，以保证井壁稳定。

5.3微泡沫钻井液技术现场应用效果分析

5.3.1防漏堵漏效果分析

（1）平台井海115-4-4、海115-4-2井防漏堵漏效果分析

按照设计要求，第一口试验井海115-4-4井将钻井液密度降至1.15g/cm3,应用微泡沫钻井液体系将钻井液密度降至设计要求后，施工顺利，未出现塌漏等复杂情况。

第二口试验井海115-4-2井将钻井液密度降至1.13g/cm3。

使用发泡剂BZ-MBS-Ⅱ发泡前，海115-4-2井出现渗漏，钻井液改型为微泡沫钻井液后，钻井液密度成功降至1.13g/cm3，渗漏终止，保证了现场正常施工。

图5.1平台井海115-4-4、海115-4-2井井位图

表5.2临井钻井漏失情况对比

钻井液

体系

井号

漏失量（方）

/井深

漏失

层位

漏失

类型

钻井液密度

g/cm3

常规

聚合物

体系

海115-2-1

50/1693m

青2+3

裂缝

1.20

海115-2-2

40/1670m

青2+3

裂缝

1.21

海115-3-8

30/1680-1705m

青2+3

裂缝

1.20

海115-4-6

10-20/1760m；

渗漏/1760至完钻

青2+3/泉4

渗漏

1.21

海115-2-6

10-20/1680；

渗漏/1950-2070

青2+3/泉4

渗漏

1.22

微泡沫钻井液体系

海115-4-4

无

1.15

海115-4-2

无

1.13

海115-4-4井井底当量密度预测：

图5.2海115-4-4井井底当量密度随井深变化情况

海115-4-2井井底当量密度预测：

图5.3海115-4-2井井底当量密度随井深变化情况

（2）情西138-56井防漏堵漏效果分析

2011年7月23日至8月1日，在大情字井地区情西138-56井进行了第三口可循环微泡沫钻井液现场应用试验，将钻井液密度从1.24g/cm3降至1.10g/cm3，形成的微泡沫钻井液性能稳定，钻井过程中未出现漏失，井壁稳定，达到了设计要求和预期目标。

图5.4情西138-56井井位图

表5.3临井钻井漏失情况统计

井号

漏失量/

漏失井段

漏失层位

漏失

类型

钻井液密度（g/cm3）

花48-1

渗漏/1900-完钻

青3、青2、青1

渗漏

1.26

情西130-50

50/2100m

青2+3

裂缝

1.26

情西130-52

15/2084m

青2+3

渗漏

1.26

情西132-54

渗漏/2120-完钻

青

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