钻井液与水活度Word文档格式.docx

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二、有机盐钻井液的特点

有机盐钻井液比之普通钻井液，有以下特点：

（1）固相含量低，流变性好；

（2）抑制性强；

（3）滤失造壁好；

（4）抗温能力强；

（5）保护油气层效果好；

（6）对金属无腐蚀；

（7）对环境无污染。

三、有机盐钻井液的作用机理

（一）有机盐钻井液的流变性

有机盐水溶性加重剂的有机酸根阴离子与单价阳离子亲水性强，在水中电离倾向大，具有超高溶解度，Weigh2在水中溶解度可达95克/100克水，Weigh3在水中溶解度可达150克/100克水。

其水溶液密度较高，最高可达1.55g/cm3,用这类加重剂可配成密度高达1.55g/cm3的无固相钻井液及密度为2.50g/cm3以上的低固相超高密度钻井液。

有机盐钻井液各组分能充分溶解于水，是由溶解规律理论决定的。

电解质溶液理论指出：

电解质溶液中存在几个组分时，其组分的化学势（又称化学位）随组分的活度（活度与浓度或溶解度成正比）的变化而变化，即：

μi=μi°

+RTlnai，其中μi为i组分的化学势，μi°

为i组分在标准态下的化学势（为定值）（简称标准化学势），R为常数，T为绝对温度；

ai为i组分的活度，ai与i组分的浓度、温度、压力有关。

化学势越高，组分的活度越高，与相关物质作用的能力越强。

在有机盐钻井液中，存在着水、有机盐加重剂、其它添加剂。

1、水与各组分的相互影响：

由于各组分在水中的浓度较高，活度也较高，使得水浓度大大降低，活度也大大降低，即a水大大降低，使μ水=μ水°

+RTlna水大大降低。

2、各组分之间的相互影响：

再提高。

Max（ai）比单溶质的ai要大，这就是各组分相互增溶，并能充分溶解，充分发挥作用的原因。

这种原理决定了各组分溶解过程是协同过程，而不是反协同过程。

结果是：

各组分最大限度地溶解成溶液，形成无固相高密度溶液。

由μi=μi°

+RTlnai还可知温度升高，有利于μi的提高，ai的提高有更大的余地，在温度高时，其浓度与溶解度可提高。

有机盐加重剂溶于水后形成的较高密度溶液，为无固相、低固相、高密度且具有优良流变性钻井液的配制打下了良好的基础，这种溶液中配入各种流变性调节剂可配成流变性优良的钻井液。

通过往有机盐加重剂溶液中加入提切剂Visco1、Visco2来调整流变性。

Visco1在水中溶解后可形成空间网状结构，提高钻井液的悬浮携砂能力。

Visco1溶于水后所成胶体颗粒不带电，因此其在高浓度有机盐溶液中仍能保持较高切力。

Visco2为抗盐聚合物的微交联产品，在有机盐溶液中可形成空间网状结构，改善有机盐溶液的悬浮能力。

（二）有机盐钻井液的抑制性

1、井壁、钻屑、粘土颗粒在有机盐钻井液中浸泡时的水化应力为：

τ水化=4.61Tln（a水/a岩）

T为绝对温度，a水为钻井液中水的活度，a岩为岩石（钻屑、井壁、粘土颗粒）的活度。

由上式可见a水越小，τ水化越小。

试验测定不同种类盐（或处理剂）的饱和溶液中的a水值如下：

溶液纯水饱和Nacl溶液饱和Kcl溶液饱和Cacl2溶液20%甘油溶液1%FA367溶液

a水值1.000.800.700.350.900.85

溶液饱和甲酸钠溶液饱和甲酸钾溶液饱和Weigh2溶液饱和Weigh3溶液

a水值0.300.200.150.09

由上表可知Weigh2、Weigh3饱和溶液的a水值极小。

因此在有机盐钻井液中，井壁、钻屑、粘土颗粒的水化应力τ水化比在其它钻井液中小得多，其结果是在有机盐钻井液中，井壁稳定、钻屑、粘土不分散、不膨胀。

另外由于钻井液中水的活度远比岩石中水的活度小得多，岩石中的水将渗流入钻井液，钻井液中的水不会渗流入岩石，这有利于井壁稳定及钻屑、粘土的不分散。

2、有机盐溶液中电离出的大量的阳离子K+、NH4+、[NHxR4-x]+（x=1~4）可通过静电引力吸附进入粘土晶格（尤其是蒙脱石晶格中），抑制黏土表面水化及渗透水化膨胀；

3、有机酸根阴离子XmRn（COO）lq-可吸附在带负电的粘土边面上，抑制其水化分散；

4、有机盐阴、阳离子对粘土颗粒的吸附扩散双电层具有较强的压缩作用，从而较强地抑制粘土分散。

5、由于有机盐钻井液中含有较高浓度的电解质，使得侵入其中的盐、钙物质难于溶解，其抗盐钙污染能力很强。

（三）有机盐钻井液的抗温性能

钻井液的抗温性能是由其处理剂的抗温能力决定的。

常规水基钻井液处理剂中，生物聚合物Xc类最高使用温度，只能达到110℃，纤维素类、淀粉类最高使用温度多数为120℃（少数达140℃），聚合物类也大多数只能在150℃以下使用；

磺化类处理剂（磺化沥青、SMP、SPNH等）最高使用温度为180℃。

所以现有水基钻井液难于在200℃使用，必须选择新的体系解决此问题。

有机盐钻井液在抗温方面有其独特的优点。

钻井液处理剂的高温失效主要是由于处理剂在高温下降解所致。

该降解反应主要是有机处理剂分子链在高温下氧化断链所致。

在常规水基钻井液中，水中溶解氧在高温下活性异常高，氧化能力较强，可使有机处理剂氧化降解。

这就是大多数处理剂难以抗180℃以上高温的原因。

有机盐钻井液中，情况就迥然不同。

两种水溶性加重剂皆含有大量的有机酸根XmRn（COO）lq-阴离子，该阴离子含有较多的还原性基团，可除掉钻井液中的溶解氧，使其它常规水中可降解的处理剂不发生降解反应，有效地保护了各种处理剂，使其可在超高温度（200℃）下稳定发挥作用。

五、有机盐钻井液在现场的应用

自2000年初以来，有机盐钻井液已在新疆准噶尔盆地、塔里木盆地、吐哈油田十几口井上应用，总体来说，取得了钻井液流变性好，抑制性强，井壁稳定，井径规则，机械钻速快的良好效果。

现举例如下：

例一：

有机盐钻井液在新疆准噶尔盆地57031井的应用：

井眼尺寸：

Φ444.5mmx105m+Φ241.3mmx1265m+215.9mmx2365m

井身结构：

Φ339.7mmx104.12m+Φ140mmx2364.92m

钻井液技术难点：

该地区除目的层井底100—200米为短段砂泥岩外，其余为强水敏易缩径泥岩、煤层、易垮塌长段泥岩（含伊蒙混层50%以上）。

该井使用有机盐钻井液主控配方为：

水+0.3%Na2CO3+0.1%KOH+0.7~1.0%Redu1+0.1~0.2%IND10+10~15%Weigh2+2%KT-100

该井二开转化为有机盐钻井液后，钻井液性能稳定，流变性好，粘切低，滤失造壁性好（FV：

35～55S，ρ：

1.10～1.31g/cm3，G10"

/G10’=0.5～1.0/1.0～6.0，APIFL：

4～9ml，AV：

14～31mPa·

S；

PV：

10～26mPa·

YP：

2-8Pa）。

机械钻速快（比同井队同期平均机械钻速提高了48%），井壁稳定，井径规则（井径平均扩大在1%以下），完井电测一次成功。

例二：

有机盐钻井液在新疆准噶尔盆地南缘西五井的应用：

西五井是位于新疆准噶尔盆地南缘西湖背斜山前构造上的一口重点预探井，钻探难度极大，以前在此地区钻的数口井皆因安集海河组、紫泥泉子组地层地质情况复杂而报废，安集海河组、紫泥泉子组特殊地质情况为：

受山前构造影响存在较大水平地应力，地层压力系数较高（高达2.0以上），属超高压力系统。

地层为伊蒙混层（蒙脱石含量高达40%以上）（厚度大于600米），属极易水化分散地层。

该井三开采用81/2"

钻头在3925米进入安集海河组地层，钻穿紫泥泉子组地层最后钻达目的层东沟组地层（5200米，未穿）。

该井三开采用高密度有机盐钻井液。

该钻井液基本配方为：

水+0.3%Na2CO3+3%夏子街土+0.1%KOH+2%Vico1+0.1%XC+1.5%Redu1+1%NPAN+2%NFA-25+3%JLX+2%SMPⅡ+2%SPC+50%Weigh2+70%Weigh3+活化铁矿粉

三开转化为有机盐钻井液后，钻井液性能稳定（ρ：

1.80～2.15g/cm3，FV：

50～180S，PV：

55～123mPa·

S；

4～33Pa；

G：

1-9/2-26；

API·

FL：

1.0～1.4；

HTHP·

6.0～7.2），钻速较快（比设计工期提前一个多月），井壁稳定（未出现掉块、垮塌），井径规则（三开段平均井径扩大率为2.21%）。

测井数次均一次成功，并获得了良好的油气显示。

这主要是由于有机盐钻井液的低固相（无固相基液密度为1.42-1.45g/cm3，比常钻井液低13-14%固相含量（体积比））、强抑制性，改善了流变性，彻底抑制住了安集海河组、紫泥泉子组地层的造浆，解决了这一历史老大难问题。

西五井钻井工程的成功，为山前构造高密度乃至超高密度钻井液提供了技术储备。

例三：

有机盐钻井液在塔里木盆地东河油田DH1-8-6井的应用：

该井实钻井深5950m，二开采用有机盐钻井液用216mm钻头从1500m钻至5950m。

该井钻井液主要技术难题为：

二开裸眼段长（1500-5950m）井底温度高（130-140℃），要求钻井液流变性、滤失造壁性、抗温性好；

该区块上下第三系至白垩系地层埋藏深（5116m），且以强水敏性泥岩为主，易分散造浆，易发生缩径卡钻；

侏罗系地层（5110-5500m）易发生垮塌、掉块。

该井有机盐钻井液主要配方为：

水+0.3%NaOH+0.3%Na2CO3+15-20%Weigh2+0.7-1.5%Redu1+0.2%IND10+1-2%NFA-25+0.5%DH-1。

二开转化为有机盐钻井液后，钻井液性能稳定（ρ：

1.08～1.20g/cm3，FV：

40～80S，AV：

14～70mPa·

12～60mPa·

2～17Pa；

0.5/～0.5/7；

2～8ml；

8～11），井壁稳定。

提下钻畅通无阻，电测数次均一次成功。

井径规则

（平均井径扩大率为5.4%），共用58天12小时打完进尺（比同期同区块井提前一个星期多）下套管顺利，固井质量为优级。

从1892米换PDC钻头（FS2565）钻至井深5120米，进尺3228米，钻头提出完好无损，说明该钻井液有保护钻头功效。

该井钻井液经中国石油天然气集团公司环境监测总站检测其EC50值大于10000mg/l为无毒。

六、结论

1、有机盐钻井液有独特优越的流变性，动、静切力低，流变性好；

2、有机盐钻井液有极强抑制性，可有效抑制泥岩、钻屑、粘土水化

分散、膨胀；

3、有机盐钻井液滤失造壁性好；

4、有机盐钻井液对钻具无腐蚀；

5、有机盐钻井液对环境无污染；

6、有机盐钻井液保护油气层效果好。

一、渗透压和页岩吸附压

在热力学第二定律中曾引入了化学位（μi）的概念。

其物理意义是，当物系的量为无限大，温度和压力保持不变时，组分i增加lmol后自由能的变化。

对于封闭物系中的1，2两点，某一组分的化学平衡和相平衡条件为μi1＝μi2。

考虑水的蒸发过程。

若水和水蒸气已达平衡，则μw（液）＝μw 

（汽）。

根据热力学函数之间的关系，水的化学位随压力的变化可用下式表示：

式中，Vw为水的摩尔体积。

根据理想气体气态方程，Vw用蒸汽压表示如下：

R为气体常数，Pw为水蒸气的分压。

盐溶液上方水蒸气的化学位（μw）与纯水上方水蒸气化学位（μw）之间的关系，可通过将式（7-3）代人式（7-2），然后积分得到，即

式中冲Pw0表示在给定温度下纯水的蒸汽压。

由于液、气处于平衡状态，故式（7-6）亦可表示盐水和纯水液相间化学位的关系。

对于理想溶液，每一组分的逃逸（即离开液相）趋势与溶液中该组分的摩尔分数成正比。

由于盐水溶液中单位体积的水分子数比纯水少，因此在相同温度条件下Pw<

Pw0。

由式（7-6）可知，μw<

μw0。

这表明当有半透膜将纯水与盐水隔开时，一部分纯水会自动地透过膜移向盐水，使盐溶液稀释，并增大其上方的蒸汽压，直至膜两边溶液的化学位达到相等。

这种情况可推广到如图7-9所示的两个物系中。

其上图表示膜两边的NaCl溶液存在浓度差时将按箭头所指的方向发生水的运移，下图则表示油基钻井液中乳化水滴与油相之间的界面膜起着半透膜的作用。

当钻井液水相中的盐度高于地层水的盐度时，页岩中的水自发地移向钻井液，使页岩去水化；

反之，如果地层水比钻井液水相具有更高的盐度，钻井液中的水将移向地层，这种作用通常称为钻井液对页岩地层的渗透水化。

水的这种自发运移趋势可用渗透压Ⅱ（OsmoticPressure）定量表示。

渗透压是指为阻止水从低盐度溶液（高蒸汽压）通过半透膜移向高盐度溶液（低蒸汽压）所需要施加的压力。

外界压力对化学位的影响已由式（7-2）给出。

根据此式，

由式（7-6）可得：

因此，渗透压可表示为：

当页岩与淡水接触时，页岩即吸水膨胀，此时页岩对水的吸附压相当于渗遗压。

页岩与水分子之间的亲合作用减弱了页岩中水的逃逸趋势，使其化学位小于纯水的化学位。

如果将式（7-6）中的Pw，当做页岩中水的蒸汽压，式（7-7）中的Ⅱ当做页岩的吸附压，则以上两式可应用于页岩对水的吸附作用。

由计算结果可知，当油基钻井液水相中CaCl2的质量分数达到40％时，大约可产生111 

MPa（16110psi）的渗透压，这将足以使富含蒙脱石的水敏性地层发生去水化。

大多数情况下，将CaCl2质量分数控制在22％～31％范围内，大约产生34．5～69．0 

MPa（5000-10000psi）的渗透压已完全足够了。

由于NaCl饱和溶液只产生40MPa（5800psi）渗透压，因此多数油基钻井液的水相中都溶有CaCl2，而较少使由于式（7-6）和（7-7）都是由理想物系推导出来的，而较少使用NaCl。

二、活度

由于式（7－6）和（7－7）都是由理想物系推导出来的，为了使上述关系对实际气体和实际溶液仍然有效，Lewis提出用另一函数逸度（Fugacity）来代替压力，并将盐溶液与纯水的逸度比fw/fw0定义为水的活度aw。

对于一般情况，则将fi/fi0称为组分i的活度（Activity），记作ai。

这样，非理想物系的μw与fw的关系可保留如下的简单数学形式：

溶液或页岩中水的化学位与纯水化学位之间的关系可表示为：

式（7-11）表明，在一定温度下，只有当钻井液和页岩地层中水的活度相等时它们的化学位才相等。

因此，正如Chenevert所指出，水的活度相等是油基钻井液和地层之间不发生水运移的必要条件。

同样地，对于实际溶液，渗透压或页岩吸附压可由下式求得：

活度控制的意义就在于，通过调节油基钻井液水相中无机盐的浓度，使其产生的渗透压大于或等于页岩吸附压，从而防止钻井液中的水向岩层运移。

通常用于活度控制的无机盐为CaCl2和NaCl。

在常温下它们的浓度与溶液中水的活度的关系如图7-10所示。

只要确定出所钻页岩地层中水的活度，便可由图中查出钻井液水相应保持的盐的质量分数。

三、控制油基钻井液活度的方法

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如何确定页岩中水的活度，是对抽基钻井液进行活度控制的关键。

Mond-shine最早提出一种简便的估算方法，他认为页岩地层的活度与埋藏深度和孔隙压力有关，而基岩应力反映了这两者对活度的综合影响。

基岩应力（σm）、上覆岩层压力（ρob）和孔隙压力（Pp）之间的关系可用下式表示：

例如，Mondshine测得某地层上覆岩层压力为0．226MPa／m（1psi／h），地层孔隙压力为0．015MPa／m（0．465psi／h），则基岩应力等于0．0121MPa／m（0．535psi／h）。

此外，地层间隙水的含盐量对水的活度也有较大影响。

由图7-11，只要已知基岩应力和地层间隙水的盐度，便可确定油基钻井液水相中CaCl2续表7-3的大致质量浓度。

Chenevert提出用两种不同方法测量页岩中水的活度。

一种方法是，将取自地层的岩屑进行冲洗、烘干，然后置于已控制好活度环境的干燥器中。

通过定时称量样品，测出如图7-12所示的岩样对水的吸附和脱附曲线。

最后，根据岩样的实际含水量，由图中曲线确定岩样中水的平均活度。

例如，所用硬页岩实际含水2．2％，由该图可知，页岩的平均活度aw＝0．75。

但此法的缺点是耗时较长，岩样与环境达到完全平衡约需2周。

另一种十分简便的方法是使用特制的电湿度计（Electrohygrometer）。

该仪器既可测量页岩样品中水的活度，又可直接测量油基钻井液中水的活度。

测量时，将湿度计的探头置于试样上方的平衡蒸汽中。

探头的电阻对水蒸气的量十分敏感，由于测试通常在大气压力条件下进行，因此水的蒸汽压pw与水蒸气中水的体积分数成正比。

在恒温条件下pw与aw。

直接相关，这样在某一湿度下就有与之相对应的aw值。

电湿度计常使用某种已知活度的饱和盐水进行校正，可供选择的无机盐及其饱和溶液的aw值列于表7-8中。

&

nbsp;

表7－8常温下各种无机盐的活度

无机盐

aw

ZeCl2

0.10

CaCl2

0.30

MgCl2

0.33

Ca（NO3）2

0.51

NaCl

0.75

（NH4）SO4

0.80

H2O

1.00

当页岩中水的活度确定以后，便可在油基钻井液的水相中加入一定数量的CaCl2或NaCl，使其活度与页岩中水的活度相等。

CaCl2和NaCl的适宜加量可由图7-l0确定。

在生产现场，更简便的方法是根据所要求的aw值，利用图7-13和图7－14，直接读取NaCl或CaCl2应添加的量。

由图可知，NaCl最多只能将钻井液的aw降至0.75，而CaCl2则有可能将aw降至0．32。

两图注释中的NaCl、CaCl2浓度均为质量分数。

根据经验，对于所钻遇的大多数水敏性页岩地层，将钻井液的aw控制在0．52～0．53，即CaCl2质量分数在30％～35％范围内是适宜的。

一些泥浆工程师有意识地控制钻井液的aw比预测值稍低些，以使页岩地层适度去水化。

还有的在遇到一口井同时存在几个具有不同活度页岩层的情况时，采取加入足量无机盐以平衡aw最低的页岩层的办法，造成一部分水从页岩转移到钻井液中来。

实践证明，以上做法都是可取的。

但是，也要防止进入钻井液的水量过多。

如果进水过多，一方面会影响钻井液的油水比和性能，另一方面会导致页岩过快收缩，容易引起井壁剥落掉块，反而不利于维持井壁稳定。

随温度升高，页岩的aw值将略有降低，而油基钻井液的aw值略有增加。

但由于影响很小，对温度因素一般可不予考虑。

国内外钻井液技术发展概述

郭保雨 

成效华

摘 

要：

本文主要论述了国内外钻井液的发展状况及发展趋势，介绍了近年来国内外发展起来的16种新型钻井液技术，国内外钻井液技术仍以抗高温、高压、深井复杂地层的钻井液技术为主攻目标，指出了钻井液处理剂的发展方向是高效廉价、一剂多效、保护油气层、尽可能减轻环境污染，并寻求技术更先进、性能更优异、综合效益更佳的钻井液体系及钻井液处理剂。

对钻井液技术发展进行了展望，由于深井、复杂井、特殊工艺井以及特殊储藏的开发、环境保护的重视，对钻井液完井液的要求越来越高，所以抗高温、高压、深井复杂地层、油气层保护仍是钻井液完井液技术发展的重要方向。

关键词：

钻井液技术发展

一、国内外钻井液技术新发展概述

钻井液作为服务钻井工程的重要手段之一。

从90年代后期钻井液的主要功能已从维护井壁稳定，保证安全钻进，发展到如何利用钻井液这一手段来达到保护油气层、多产油的目的。

一口井的成功完井及其成本在某种程度上取决于钻井液的类型及性能。

因此，适当地选择钻井液及钻井液处理剂以维护钻井液具有适当的性能是非常必要的。

钻井液及钻井液处理剂经过80年代的发展高潮以后，逐渐进入稳定期，亦即技术成熟期。

可以认为，由于钻井液及钻井液处理剂都有众多的类型及产品可供选择，因此现代钻井液技术已不再研究和开发一般钻井液及钻井液处理剂产品，而是在高效廉价、一剂多效、保护油气层、尽可能减轻环境污染等方面进行深入研究，以寻求技术更先进、性能更优异、综合效益更佳的钻井液及钻井液处理剂。

1．抗高温聚合物水基钻井液

所使用的聚合物在其C-C主链上的侧链上引入具有特殊功能的基团如：

酰胺基、羧基、磺酸根（S03H）、季胺基等，以提高其抗高温的能力。

不论是其较新的产品，如磺化聚合物Polydrill，或早己生产的产品如S.S.M.A.（磺化苯乙烯与马来酸酐共聚物）均是如此，并采取下列措施：

①利用表面活性剂的两亲作用来改善钻井液的抗温性；

②抗氧化剂可以大幅度提高磺化聚合物抗高温降滤失剂的高温稳定性能。

③膨润土一直是水基钻井液的基础。

但随着温度的升高和污染，它是最难控制和预测其性能的粘土矿物。

而皂石和海泡石最重要的特征是随着温度的升高而转变为薄片状结构的富镁蒙脱石，比膨润土能更好的控制流变性和滤失量。

2．强抑制聚合物水基钻井液

随着钻井液的发展，研制成功了阳离子聚合物钻井液。

这种抑制能力很强的新型钻井液与原阴离子的聚合物钻井液的本质区别就是在“有机聚合物包被剂”这一主剂上引入了阳离子基团即（-N一）基基团（如阳离子聚丙烯酰胺），另外又添加了一种分子量较小的季胺盐类，（如羟丙基三甲基氯化胺）。

另外，在PAM分子链上引入阳离子基团、疏