环保型超低渗MEG钻井液的研究与应用Word文档格式.docx
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1.1.3.1具有半透膜效应
国内外的研究证实MEG钻井液是具有渗透作用所需的半透膜特性[1][2][3][4][5][6]，钻井液中的水与页岩中的水之间的化学位差提供了为页岩的水化和去水化驱动力，使钻井液的活度小于或等于页岩孔隙水的活度，页岩中孔隙水就会从页岩中流出进入到钻井液中使井眼周围的孔隙压力降低、页岩强度增大，提高井壁的稳定性。
1.1.3.2渗透率恢复值高
利用岩心流动试验仪来进行渗透率恢复值的评价，其目的是研究侵入岩心的滤液能否被容易地从孔隙中反排出来。
先选定同规格的干燥后的高、低渗岩心，分别在4种钻井液滤液里浸泡10分钟后再用氮气驱替，测得趋于稳定时对氮气的渗透率，最终求得渗透率恢复值。
表1渗透率恢复值评价
滤液类型
渗透率恢复值（%）
高渗透率岩心
低渗透率岩心
MEG钻井液
92.2
59.10
高分子乳液
86.6
48.90
硅基阳离子钻井液
92.8
27.10
两性离子钻井液
85.6
30.50
注：
高渗岩心驱替压差为0.05MPa，低渗岩心驱替压差为1.5MPa
从表1看出，对于高渗岩心，渗透率降低幅度不大，而对于低渗岩心渗透率降低相当严重。
这表明在低渗岩心中因滤液滞留而引起的储层损害比较严重，在此试验中渗透率恢复值在27.1%～59.1%之间，MEG引起的滞留效应在4种钻井液滤液中最轻微，对于高渗岩心渗透率恢复值为92.2%，而对于低渗储层为59.1%。
这直接与MEG分子结构有关：
MEG含有强亲水的4个羟基基团，同时含有弱亲油性的甲氧基基团，属弱性的表面活性物质，作为基液而形成的MEG钻井液有助于滤液的反排，能减少滤液滞留，降低储层损害[5]。
1.1.3.3表面张力和界面张力低
水基钻井液滤液进入含油储层后与原油/天然气形成了不可混相的体系，其间均存在着界面，这种张力的大小决定了储层中原油能否并在多大程度上被驱替出来，即渗透率恢复值的大小。
试验设计了用悬滴法测定室温下MEG滤液及三种参钻井液体系滤液的表面张力、钻井液滤液与煤油之间的界面张力的大小。
表2表面张力和界面张力的测试
表面张力（mN/m）
滤液-煤油界面张力（mN/m）
52.67
10.09
84.97
12.60
76.40
11.44
76.93
17.33
如表2所示，发现与参照钻井液相比，MEG滤液的表面张力最小；
MEG滤液与煤油间的界面张力也最小，测试结果与对MEG化学结构进行分析得出的结论是基本一致的[5]。
1.1.3.4颗粒粒度分布合理
合理使用暂堵剂可以有效地防止钻井完井液中固相颗粒和滤液侵入储层深部，直接观察MEG溶液可以发现它含有少量的悬浮胶状物。
室内采用激光粒度分析仪对MEG溶液中颗粒度分布进行分析。
测试结果表明：
其颗粒度分布在0.1～40m之间，平均颗粒直径为9.3m，中值为7.4m，如图1所示，这表明MEG基液颗粒的分布非常合理，粒径分布均匀平滑。
这也是MEG钻井液具有良好储层保护特性的原因之一[5]。
图1MEG基液中颗粒度分布图
1.1.3.5抑制性强
对MEG钻井液和三种参照钻井液体系进行了岩屑滚动回收率、24小时线性膨胀试验，来评价MEG钻井液的抑制性。
结果如表3所示。
表3页岩滚动回收率和相对膨胀率评价
钻井液体系
页岩滚动回收率
24小时页岩相对膨胀率
94.6%
41.2%
88.6%
52.6%
83.2%
43.1%
72.4%
54.2%
页岩滚动条件：
66℃×
16h
发现四种钻井液均不同程度地抑制页岩水化分散，但MEG钻井液的抑制性能更优，其页岩回收率可达94.6%，与之相比，高分子乳液和硅基阳离子页岩回收率为88.6%和83.2%，两性离子钻井液回收率为72.4%。
表3所示的线性膨胀试验表明，MEG钻井液滤液对人造岩心的线性膨胀最小，并且24小时之后切开人造岩心可以发现，仅有很薄一层膨润土吸水膨胀，其余部分仍然保持干燥，没有发生膨胀。
良好的抑制性保证了MEG钻井液可以减少因滤液引起储层粘土矿物的水化膨胀和分散而导致的储层损害。
良好的抑制性也是MEG钻井液具有储层保护特性的原因之一[5]。
1.1.3.6滤饼扫描电镜观测
试验用EPM-810Q型扫描电镜观测了MEG钻井液滤饼的表面微观结构，并把它与另外三种钻井液泥饼结构进行了对比，部分试验结果如图2，3，4，5所示，观察MEG钻井液的表面微观结构（见图2）可以发现，MEG形成了一层致密的滤饼，由于MEG环状分子结构上4个-OH存在，可以和水分子以牢固的氢键结合，相应在扫描电镜图片中可以观察到紧密有序的网状联结，泥饼显得有较好的韧性，相比之下参照组钻井液形成的泥饼结构不如MEG形成的那么致密，如硅基阳离子钻井液虽然泥饼空隙不大，但网状结构联结不紧密，只是细目CaCO3的堆积；
另两种的高分子乳液钻井液、两性离子钻井液的扫描电镜表面呈网格状，但联结骨架环闭性不好，比较疏松，泥饼结构致密程度、韧性不及MEG。
图2MEG钻井液表面微观结构图3两性离子钻井液微观结构
图4高分子乳液微观结构图5硅基阳离子钻井液微观结构
1.1.4良好的润滑性能
MEG具有良好的润滑性能，国外AMBAR泥浆公司把MEG用作润滑剂，其推荐加量为2%。
MEG润滑剂已被录入“1995～1996有利环境的钻井完井液目录手册”中[1]，MEG钻井液体系在没有加入其他润滑剂时润滑系数与油基泥浆相当，国外研究者按APIRP-13B润滑性能评价程序测得润滑系数为0.06。
这样该体系能减少高扭矩、压差卡钻等井下事故。
迄今为止，MEG体系已现场成功用于倾角为60度的大斜度井、水平井中。
1.1.5MEG环保易生物降解
甲基葡萄糖甙无毒性且易于生化降解，半致死浓度96hLC50结果表明排放量大于500000ppm，远大于美国环保局规定的10000ppm的钻井液最低排放标准浓度。
完全能够满足月东、仙鹤作业区块对环保异常敏感的特殊作业区块的施工要求。
1.2引入超低渗成膜剂转化成超低渗钻井液体系来保护储层
就储层保护而言，最有效的方法就是阻止外来物（固、液相）不进入或少进入储层，超低渗成膜剂BST的引入，就是在井壁上迅速形成致密的不渗透泥饼，阻止外来物的侵入。
超低渗成膜剂BST是以纯级支链生物聚合物、和部分非离子合成聚合物经特殊加工制成，在泥饼上动态地形成封堵膜，将钻井液转化为非渗透体系，有效地控制多孔介质的动态滤失量，达到保护储层不受伤害的目的，同时有利于井眼稳定。
2环保型超低渗MEG钻井液体系性能评价
2.1月东区块环保型超低渗MEG钻井液体系性能评价
经大量室内研究，最终确定月东区块环保型超低渗MEG钻井液基础配方为：
海水＋0.15%Na2CO3＋0.2%NaOH＋0.8%PF-VIS＋1.0%PF-FLO＋2%BST＋7.0%MEG
2.1.1流变性评价
表4流变性评价
性能
PV
（mPa·
s）
YP
（Pa）
Gel10”/10’（Pa/Pa）
φ3/φ6
LSRV
（cps）
APIFL
（ml）
热滚前
15
20
10/16
18/23
63681
4.3
热滚后
12
16.5
8/13
15/21
48928
3.6
热滚条件：
80℃×
16h
2.1.2抑制性评价
表524小时线膨胀率
体系
原始高度
（mm）
24小时线性膨胀高度（mm）
24小时线性膨胀率（%）
海水
10.0
5.86
58.6
KCl/PLUS
2.13
21.3
环保超低渗MEG体系
1.34
13.4
表6页岩滚动回收率
原钻屑重量（g）
热滚回收重量（g）
热滚回收率（%）
50.0
7.15
14.3
33.1
66.2
44.2
88.4
热滚条件：
2.1.3润滑性评价
表7润滑性评价
极压润滑系数K
泥饼粘滞系数Kf
0.193
0.180
0.091
0.106
2.1.4储层保护性评价
2.1.4.1静态砂床滤失试验
传统API滤失试验是以滤纸作为滤失介质，但真实的地层是多孔介质，因此所测试的数据很难反映真实情况。
砂床是多孔介质，用砂床作渗滤介质可以更真实地模拟地层实际情况[6]。
室内采用FA无渗透钻井液滤失仪进行FA静态砂床滤失试验，并以20～40目砂子作为渗滤介质，试验装置如下图：
表8砂床静态滤失试验
体系配方
热滚前FA滤失量（ml）
热滚后FA滤失量（ml）
基浆
267.0
460.0（全漏失）
基浆+2%BST
基浆：
海水＋0.15%Na2CO3＋0.2%NaOH＋0.8%PF-VIS＋1.0%PF-FLO＋7.0%MEG
2.1.4.2动态砂床滤失试验
静态砂床滤失试验虽然能较为直观地观察静态滤失，但不能加温，而钻井过程是一动态过程，为此，采用高温高压动态失水仪对体系进行动态砂床滤失评价，结果如表9。
表9砂床动态滤失试验
砂床动态滤失量（ml）
83.0
9.0
试验条件：
20～40目砂床，80℃×
16h，3.5MPa/30min
2.1.4.3侵入深度评价
如何能在近井壁迅速形成致密的封堵层，是储层保护的关键。
室内采用高温高压多点岩心流动装置进行评价试验。
试验步骤：
将岩心放入多点夹持器中，在岩心端面以3.5Mpa的正压差建立钻井液循环（模拟钻井过程），通过传感器，分别测量岩心端面和距端面1英寸处的压差变化值（见下图），以此来判断封堵的效果，试验温度为80℃。
从试验结果看出：
改进后的体系能在更短的时间内形成有效的封堵，有利于控制污染的深度，达到有效保护储层的目的。
2.1.4.4渗透率恢复率试验
表10岩心渗透率恢复试验结果
初始渗透率
（10－3μm2）
返排渗透率
渗透率恢复率
（%）
22
75
21.7
19.7
91
压差3.5Mpa，速梯200S-1，时间125min
图6岩心渗透率恢复试验
2.1.5体系的抗污染能力
2.1.5.1NaCl污染
表11流变性评价
加量
Gel10”/10’（Pa/Pa）
φ3/φ6
LSRV（cps）
3.2
3
13
15.5
8/14
14/22
56723
3.5
5
9/15
16/23
51298
4.1
10
16
17
10/15
11/25
41321
5.3
2.1.5.2CaCl2污染
表12流变性评价
0.3
14
9/16
17/24
47213
4.5
0.5
11
10/19
20/26
41298
4.7
1.0
14/21
25/28
38490
5.6
2.1.5.3抗钻屑污染
表13流变性评价
9/14
15/24
54316
2.8
15/23
18/25
47813
3.4
16/25
23/26
41287
3.0
2.2仙鹤区块环保型超低渗MEG钻井液体系的性能评价
经大量室内研究，最终确定仙鹤区块环保型超低渗MEG钻井液基础配方为：
3%海水膨润土浆＋0.4%PAC-HV＋0.4%PLUS＋0.5%SMP＋2%BST＋7.0%MEG
2.2.1流变性评价
表14流变性评价
AV
HTHPFL
（ml/150℃）
65.0
40.0
25.0
3.5/6.0
2.5
49.5
42.0
7.5
2.0/3.5
热滚条件：
130℃×
16h密度：
1.5g/cm3
2.2.2抑制性评价
表1524小时线膨胀率
6.26
62.6
2.10
21.0
表16页岩热滚回收率
50
11.7
40.3
80.6
2.2.3润滑性评价
表17润滑性评价
0.46
—
MEG
0.12
0.10
2.2.4热稳定性评价
表18热稳定性评价
65
40
25
热滚16h后
42
热滚24h后
46.5
32
1.5/3.5
11.0
热滚48h后
37
2.0/2.5
10.4
130℃，密度：
2.2.5储层保护评价
用体系及其它三种参照钻井液，对砂岩岩心进行了岩心污染试验，试验岩心长5厘米，直径1英寸，其物性数据见表19：
表19试验用岩心物性数据
参数
孔隙度，%
5～15
渗透率，10-3μm2
1～10
平均孔喉尺寸，m
20±
表20岩心污染试验
岩心号
钻井液类别
K
K1
R
1＃
甲酸盐
0.74
62.2
2＃
两性离子
0.93
0.45
48.4
3＃
聚硅氟
0.83
0.54
65.1
4＃
0.67
0.55
82.1
K—初始渗透率（10-3μm2）K1—恢复后渗透率（10-3μm2）R—渗透率恢复值（%）
从表20中可以看到体系具有良好的储层保护特性，在低渗岩心中渗透率恢复值最高，为82.1%，其储层保护性能优于对比组的甲酸盐、聚硅氟、两性离子钻井液。
2.2.6生物毒性试验
采用发光细菌法作为对体系生物毒性的评价方法。
表21EC50值
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