环保型正电聚醇钻井液在滩海地区的应用Word文件下载.docx

环保型正电聚醇钻井液在滩海地区的应用Word文件下载.docx

《环保型正电聚醇钻井液在滩海地区的应用Word文件下载.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《环保型正电聚醇钻井液在滩海地区的应用Word文件下载.docx（20页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

①对PAC141、PAMS-601、大钾、80A51、Drispac进行了抑制性评价。

a、回收率

用明化镇岩心做回收率实验，评价结果见表1。

单剂回收率评价表1

编号

配方（1.04基浆）

R（%）

海水

14

3-1

+0.2%大钾

43.6

1-1

+0.3%PAC141

36.1

3-2

+0.3%大钾

48.7

1-2

+0.4%PAC141

30.3

4-1

+0.2%80A51

35.5

1-3

+0.5%PAC141

41.2

4-2

+0.3%80A51

37.2

2-1

+0.3%PAMS-601

52.8

5-1

+0.3%Dirspac

42.3

2-2

+0.4%PAMS-601

56.5

5-2

+0.4%Dirspac

46.1

由评价结果可见大钾、PAMS-601、Drispac的回收率强于PAC141和80A51。

b、页岩稳定指数

页岩稳定性评价表2

配方

膨胀量H

mm

针入度O

页岩稳定指数SSI

1#1.04基浆+0.5%大钾

4.1

8.1

67.4

2#1.04基浆+0.5%PAMS-601

3.9

7.9

68.4

3#1.04基浆+0.5%Drispac

4.7

7.6

66.0

4#1.04基浆+0.5%PAC141

5.9

8.4

49.6

注：

实验条件是：

上述页岩在350ml钻井液中100C滚动8h。

SSI的计算方法为：

SSI=100—4×

H—2×

O

其中：

H——实验前后岩样的膨胀量（mm）

O——实验前后岩样的针入深度差（mm）

通过以上实验，大钾、PAMS-601、Drispac页岩稳定指数均较高。

c、膨胀率

1#淡水

2#淡水+0.5%Drispac

3#1.04g/cm3浆+0.5%PAMS-601

4#1.04g/cm3浆+0.5%大钾

根据各曲线的膨胀率得出防塌能力为：

2#3#4#1#。

综合以上三种实验，大钾、PAMS-601、Drispac抑制性较强，现场可以选择采用。

②KCL抑制性评价

泥页岩中的粘土矿物主要由蒙脱石、伊蒙无序间层、伊蒙有序间层、伊利石、绿泥石等组成。

其水化强弱主要取决于泥页岩中蒙皂石与伊蒙间层的含量和间层比及可交换阳离子，钻井液中加入钾离子，由于钾离子的化学结构易进入泥页岩粘土矿物中的“六方晶格”起到镶嵌作用，改变了阳离子交换组分从而起到抑制粘土水化膨胀的作用，体系中加入KCL也是基于这种作用机理。

KCL处理剂抑制性评价如下：

a、回收率评价

通过评价结果可见，随着kCl加量的增加，岩芯回收率增高，当达到一定程度回收率提高速度较慢。

b常温常压膨胀量评价实验

实验结果表明，KCL加量增加，膨胀量减小，抑制性增强。

2、防塌剂评价

针对滩海地层井壁不稳定特点（含流砂层），室内对防塌处理剂（无荧光SAS、NCAL、护壁剂、FT-103）进行了渗透性评价试验，评价结果如下：

防塌剂渗透失水评价表3

序号

HTHP失水ml

渗透失水

ml

试验条件

1

2%无荧光SAS

24

13.8

100°

C

2

2%NCAL

28

15.7

3

2%护壁剂

26

14.3

4

FT-103

25

14.8

注:

基浆配方为1.05膨润土浆+2%评价土。

从评价结果分析，无荧光SAS的HTHP失水及渗透失水较低，改善泥饼质量效果较好，有利于防塌，能起到稳定井壁的作用。

3、钻井液体系优选

综合单剂评价实验结果，结合现场应用经验，确定低密度钻井液体系的主要处理剂为：

大钾、PAMS-601、Drispac、NPAN、KCL、无萤光SAS等，以下为体系处理剂配方优选试验。

钻井液体系优选表4

密度

g/cm3

粘度

S

失水

PH

GEL

Pa/Pa

AV

mPa.s

PV

YP

Pa

回收率

%

1#基浆+0.2%大钾+0.4%NPAN

+0.2%drispac+2%KHm+2%SAS

+3%KCl

1.05

43

10.4

8

2/3.5

29

19

10

82.3

2#基浆+0.2%大钾+0.4%NPAN

+4%KCl

47

3/6

31

20

11

84.6

3#基浆+0.2%大钾+0.4%NPAN

+5%KCl

1.06

50

14.2

4/9

33

87.3

4#基浆+0.3%大钾+0.6%NPAN

45

8.8

2.5/4

32

23

9

85.7

5#基浆+0.3%大钾+0.6%NPAN

49

11.4

4/7.5

34

89.1

6#基浆+0.3%大钾+0.6%NPAN

1.07

54

13.6

6/10

12

93.6

7#基浆+0.4%大钾+0.8%NPAN

52

6.4

6/12

48

30

18

88.7

8#基浆+0.4%大钾+0.8%NPAN

60

9.6

8/15

16

91.6

9#基浆+0.4%大钾+0.8%NPAN

+0.2%drispac+2%KHm+2%SAS

1.08

66

11.8

9/17

55

38

17

94.0

通过评价结果分析,6#配方最优,密度控制较好，抑制性较强，流变性能合理，有利于滩海勘探开发，现场应用时推荐配方为：

基浆+0.3-0.4%大钾+0.6-0.8%NPAN+0.2-0.3%Drispac+2%KHm

+2%SAS+4-5%KCl。

PAMS601也是较好的抑制降失水剂，可以考虑在调节流型控制失水时使用，以达到最优效果。

4、保护油层效果评价

对于砂岩储层主要采取屏蔽暂堵技术，根据暂堵剂在封堵油层时的功能，暂堵剂分为架桥剂和充填剂，实验中架桥粒子主要为细目碳酸钙、单封及油溶树脂，并配合一定量的充填离子，在此断块主要采用油溶暂堵剂。

油溶暂堵剂是一种可变形填充剂，其粒径中值为2.72μm，峰值在1-10μm之间，其油溶率大于80%。

它在一定的井温下可以通过外形的变形封堵架桥后余下的微孔隙，使屏蔽环的渗透率降至零，从而阻止钻井液中的固相和液相进一步侵入油层，同时，它又具有良好的油溶性，当油井开始采油时，屏蔽环开始解堵。

由于它和其它暂堵剂一起组成絮团状集合体堵塞油层孔喉，因此，一旦它被溶解，整个集合体就解体，所以，容易反排解堵。

采用油溶暂堵剂更容易使屏蔽环在有温度的情况下解堵。

评价结果见下表。

优选钻井液体系暂堵效果评价表5

岩心号

孔隙度

Ka

×

103

μm2

Ko

Koo

恢复值

污染条件

压力MPa

时间

h

板834-35#

13.9

11.50

4.50

3.39

75.4

3.5

切去0.5公分

3.70

切去1.0公分

4.10

91.0

切去1.5公分

4.30

95.6

切去2.0公分

4.47

99.3

钻井液体系配方：

基浆+0.3%大钾+0.6%NPAN+2%SAS+2%KHm+

1%细目CaCO3+2%油溶暂堵剂+1%单封

板834-37#

15.4

13.50

5.44

2.49

45.8

切去2公分

3.43

63.0

基浆+0.3%大钾+0.6%NPAN+2%SAS+2%KHm

Ka----空气渗透率；

Ko----油相渗透率；

Koo----污染后油相渗透率。

实验结果表明，加入暂堵剂后能有效地形成暂堵环，油层污染深度大大降低，起到保护油层的作用。

5、酸化试验评价

屏蔽暂堵技术中“屏蔽”酸化程度如何，是直接影响渗透率恢复的主要因素，因此在采用的钻井液体系中，应选用酸化率比较高的处理剂，酸溶实验方法是：

称取定量处理剂，加入浓度为15%盐酸进行酸溶，所得的结果。

即：

酸溶率=（G1-G2）/G1×

100%

式中：

G1----酸溶前处理剂重量，单位g；

G2----酸溶后处理剂重量，单位g。

酸溶率评价表6

处理剂名称

单封

细目碳酸钙

大钾

无荧光SAS

酸溶率

96.7

99.6

70.2

40.0

PAMS-601

PAC141

Drispac

NPAN

92.1

97

75.3

油溶暂堵剂的油溶率为90%以上。

根据实验结果知：

所选用的处理剂均有一定的酸溶性，大多数酸溶率在80%以上，其中暂堵剂酸溶率大于90%；

油溶暂堵剂的油溶率接近100%，有利于保护油气层。

6.毒性实验

鉴于滩海环保的严格要求，我公司委托国家海洋局第二海洋研究所生物室对所用处理剂的生物毒性进行了检测，同时受国家海洋局第二海洋研究所环境评价中心监督。

检测方法：

取室内使用处理剂配成液体，其浓度超过现场使用浓度的2倍，放入10只中国对虾观察4天，看存活率。

实验结果如下：

生物毒性评价表7

增粘剂

包被剂

SMP

浓度%

5

对虾（个）

防塌剂

降粘剂

降失水剂

5.5

2.5

存活率≥70%视为基本无毒，从以上结果知存活率≥80%，表明现场使用的处理剂达到了环保要求。

四、现场应用

完成室内研究后，根据项目的统一安排于2000年10月至今先后在港深18×

3、海G1、港深64-2、港508-4、港深508-5、港深68×

2井进行了现场应用试验。

通过项目组与现场施工单位密切协作，试验收到了预期的效果，试验井施工顺利，进入油层段渗透率恢复值达到了78.3%。

以下为几口试验井现场施工工艺技术。

1、港深18×

3试验井钻井液现场施工

（1）地质概况

港深18×

3井属于唐家河构造港深18×

3井断鼻，目的层为馆陶组兼探明化镇组。

压力系数一般为0.95-1.0，地层岩性多以砂岩、含砾砂岩、泥岩互层为主。

（2）工程概况

井型：

定向井井别：

评价井

设计井深：

2004m设计垂深：

1950m造斜点：

350m

最大井斜：

19.42°

井底位移：

427.32m

井身结构：

Φ339.7m导管40m

Φ311.1mm×

856m+Φ244.5mm×

850m

Φ215.9mm×

2004m+Φ139.7mm×

1994m

（3）现场施工

①一开井段（311.1mm×

856m）膨润土聚合物钻井液

该井段为定向造斜、稳斜井段，技术难点主要是：

粘土造浆、井眼净化、润滑防卡、控制钻井液密度。

一开前配膨润土浆60m3:

淡水＋3.0t膨润土＋0.2t纯碱＋0.3tCMC，然后按大小分子比例1：

2加入强力包被剂coater1.0t，抗盐降滤失剂2.0t，预水化20h后开钻。

循环均匀后，用片碱调pH值在8.5-9.5之间。

钻进至350米，起钻定向。

定向前，加入无荧光水基润滑剂DG-5B3.0t，调整好钻井液性能，开启四级净化设备，充分净化好泥浆。

钻进过程中，根据震动筛返砂及钻井液滤失量情况及时补充大小分子聚合物保持钻井液中有足够的含量，保证钻井液具有较强的抑制性，控制地层粘土造浆。

为保证钻井液的润滑性，及时补充DG-5B，使泥饼滑块摩阻系数小于0.08.在一开井段的钻进中，由于钻速快，每钻进一根，上提钻具划眼一次，使用双泵循环，保证井眼清洁，顺利钻至856m中完。

中完后甩掉扶正器和MWD通井，起钻电测遇阻2次。

主要原因是开始电测前钻井液粘度较低，而且650-750米井段存在流砂层，后通过采取打入60s的稠钻井液封裸眼段的措施，电测下套管顺利。

②二开井段（215.9mm×

2004m）钾盐聚合物钻井液体系

该井段为稳斜井段，技术难点：

防塌、抑制造浆、井眼净化、控制钻井液密度，油层保护。

二开前，用井浆配制40m3密度为1.21g/cm3的重泥浆进行储备。

彻底清洗循环罐，用0.5tcoater配制30m3粘度为60s的聚合物胶液进行储备，用于降低钻井液密度。

然后在四个循环罐打满清水，依次加入KCL0.6t，coater1.5t，高粘PAC0.2t，开启搅拌器，充分进行水化。

二开前，替出井浆放掉。

然后加入1.0t抗盐降滤失剂、2.0tDG-5B循环调整钻井液性能。

处理后钻井液性能：

密度1.04g/cm3、粘度32S、pH9、滤失量18ml。

用预处理后的钻井液钻水泥塞，并加入0.12t纯碱防止水泥污染。

钻进时，按钻井速度补充聚合物coater、抗盐降滤失剂和KCL，配合加入片碱、DG-5B、无荧光防塌剂，低荧光SAS等维护钻井液性能稳定，保持动塑比在0.5-1.0之间，保证KCL含量>

5%，用好四级固控设备，控制含砂量小于0.5%，泥饼摩阻小于0.08。

进入油层前100m分批加入油溶暂堵剂，含量达到3%左右，同时严格控制钻井液密度不大于1.08g/cm3，对油气层进行保护，该井钻至1400米、1650米、1800米分三次排放泥浆共计45m3，补充聚合物胶液用来控制钻井液密度。

在二开井段的钻进过程中，每钻进200米左右，进行短起下钻作业，保证井眼清洁。

完钻后短起下循环，起钻前加入塑料小球、DG-5B、XC配制成80s的稠钻井液封闭裸眼井段，完井电测一次成功。

电测完后顺利下入Φ178mm油套。

港深18×

3井各井段钻井液性能见下表。

3井各井段钻井液性能表

井段

m

s

泥饼

Pv

pH

0-125

35

-350

11.5

0.8

6

8.5

-550

1.07-1.08

33-36

7.5-8

0.5

7-10

2-2.5

-750

34-38

7-8

9-10

2.5-3

-856

7

-1000

1.03-1.04

36-38

15-18

0.3

4-7

0.5-3.5

8.5-10

-1200

1.04-1.06

36-37

16-17

3-3.5

-1400

1.06-1.08

38-40

4-4.5

-1548

39-41

0.3-0.5

5-5.5

-1740

37-40

13-15

0.5-0.6

8-9

4.5-6

-1868

39-44

13

9-16

6.5-8

-2004

44-56

13-10

0.4

2、港深64-2井钻井液现场施工

港深64-2井属于港东构造港深64井南断鼻，目的层为Nm下、NgⅢ兼探NgⅠ、Ed1。

地层岩性多以砂岩、含砾砂岩、泥岩互层为主。

2821m设计垂深：

2630m造斜点：

150m

27.33°

1006.07m

Φ444.5m×

104.79m+Φ339.7mm×

101.99m

1004.83m+Φ244.5mm×

1002.93m

Φ222.25mm×

2830m+Φ177.8mm×

2427.05m

①一开井段（444.5mm×

104.79m）膨润土钻井液

②二开井段（311.1mm×

1004m）钾盐聚合物钻井液体系

防塌、抑制造浆、井眼净化、钻井液密度控制。

二开前，放掉一开所有井浆，彻底清洗循环罐，用清水配制70m35%的KCL盐水，加入PAC和CMC调整粘度为30s，二开时替出井浆并放掉。

然后加入抗盐降滤失剂、大钾、铵盐循环调整钻井液性能。

密度1.05g/cm3、粘度32S、pH8.5、滤失量10ml。

用预处理后的钻井液钻水泥塞，并加入纯碱防止水泥污染。

钻进时，按钻井速度补充大钾、抗盐降滤失剂和KCL，配合加入页岩稳定剂、腐钾、无荧光润滑剂等维护钻井液性能稳定，保证KCL含量>

5%，用好四级固控设备，控制含砂量小于0.5%。

严格控制钻井液密度。

中完前调整好钻井液性能，完钻后短起下大排量循环，电测一次成功。

电测前钻井液性能：

密度1.08g/cm3、粘度38S、pH8、滤失量6ml、泥饼0.5mm、切力0.5/1.5。

③三开井段（1004-2830m）钾盐聚合物钻井液体系

钻进时钻井液性能维护和二开相同，同时为保护油气层进入油层前加入油溶暂堵剂。

钻至1710m进行中途电测，电测一次成功。

钻至1725m时发生井塌，主要原因时钻井液密度偏低，后与甲方协商将密度提高到1.12g/cm3井下才恢复正常。

完钻前调整好钻井液性能，完钻后进行短起下，然后循环好后打入塑料小球封闭起钻电测。

电测一次成功。

当时钻井液性能为：

密度1.16g/cm3、粘度42S、pH8、滤失量6ml、泥饼0.5mm、切力1.0/2.5、含砂0.5%。

港深64-2井各井段钻井液性能见下表。

港深64-2井各井段钻井液性能表

0-104

1.05-1.06

32-34

-192

30-35

0.6

-310

-700

1.08-1.08

35-36

10-11

4.5-5

-870

-1004

35-37

6-7

11-13

3.5-5.5

30-31

7-12

10-12

4-5

-1420

12-11