环保型超低渗MEG钻井液的研究与应用.docx
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环保型超低渗MEG钻井液的研究与应用
环保型超低渗MEG钻井液的研究与应用
摘要月东、仙鹤作业地区位于渤海辽东湾北部海域，辽海西部坳陷海南断裂构造带和辽海中央凸起海南～月东披覆构造带北段，分别处于对环境异常敏感的鱼虾养殖区和国家湿地保护区，且储层胶结性差，存在粘土矿物、自生石英和碎屑颗粒等多种导致储层损害的重要伤害源，这些因素都是加大月东、仙鹤地区钻井液施工难度的技术瓶颈。
因此，开发一种环保、强抑制性、储层保护性好的多功能钻井液显得尤为重要。
针对该地区地层岩性特征，以甲基葡萄糖甙MEG、超低渗成膜剂BST为主体，研制出环保型超低渗MEG钻井液体系，并对体系性能进行了室内综合评价。
结果表明，体系具有良好的环境可接受性、极强的抑制性、显著的储层保护特性、独特的流变性、较好的热稳定性和润滑性。
现场应用表明，该钻井液综合性能优良，确保了钻井工程的顺利，起下钻无阻卡、钻进完全正常、井径规则且对油层的伤害小，完全能够满足月东、仙鹤地区钻井中环境、工程要求，同时最大限度地减少对储层的污染；在吐哈油田十余口井的应用中，钻井过程顺利，未发生任何井下复杂事故，钻井液携砂能力、防塌性、流变性及润滑性较好满足了侧钻小井眼的钻井施工要求，特别是润滑性比混油15%的效果强，综合性能可与油基钻井液相媲美，创造了开窗侧钻井段最长、周期最短的纪录，具有极高的推广应用价值和社会效益。
关键词甲基葡萄糖甙超低渗成膜剂环保储层保护抑制性热稳定性润滑性现场应用
储层保护是石油勘探开发过程中的重要技术措施之一。
多年来，国内外学者和工程技术人员围绕这一问题开展了大量的理论研究和应用研究工作，并在石油勘探开发过程中取得了很好的经济效益和社会效益。
在钻井、完井作业过程中，由于储层本身的物理、化学、热力学和水动力学等原有平衡状态的变化，以及各种作业因素、施工工艺条件等的影响，往往使外来工作液与地层岩石之间和外来工作液与地层内油气水流体之间发生物理、化学或生物等作用，从而导致储层受到损害。
而钻遇到强水敏性泥页岩地层时，又经常遇到井壁不稳定问题，因此优选出防塌性能好、保护储层效果好的优质环保型钻完井液技术很有必要。
这既可以保证井壁稳定和井眼清洁，又可大大提高机械钻速，同时还可以使储层免遭伤害，保护有限的油气资源，真正做到“少投入多产出”。
以月东、仙鹤作业区块为例，该区块分别处于鱼虾养殖区和国家湿地保护区，为环境敏感地区，对钻井液的环保性能要求苛刻。
储层胶结性差，存在粘土矿物、自生石英和碎屑颗粒等多种导致储层损害的重要伤害源，这些因素导致某些传统的储层保护处理剂将不能使用，进一步增加了工程和储层保护方案的实施难度，如何处理好环境、工程和储层三者之间的矛盾，将是月东、仙鹤地区钻井液技术的难点。
以甲基葡萄糖甙MEG、超低渗成膜剂BST为主剂的环保型超低渗透MEG钻井液体系具有良好的环境适应性，其油层保护机理是利用钻井液中已有固相粒子和MEG及超低渗成膜剂BST对油层表面封堵规律，使粒子能快速地在井壁附近形成有效的非渗透性的封堵环，当油井进行生产时，可通过破胶液进行解堵，有效地清除内外滤饼，恢复原地层的产能，能够满足钻井中环境、工程、储层保护三者的要求，且润滑性好，能较好地满足侧钻、定向钻井施工作业及大斜度井、水平井钻井对钻井液润滑性的要求，具有极高的推广应用价值和社会效益。
1环保型超低渗MEG钻井液体系研制思路
1.1甲基葡萄糖甙MEG的引入
1.1.1MEG在国内外有成功应用的先例且成效显著
在国外，MEG钻井液体系是一种新型无环境污染的油基钻井液替代体系，早在1994年2月达拉斯举行的IADC/SPE钻井会议就对MEG钻井液体系进行过专门的研究。
并在美国的墨西哥湾A－19井、A－19ST井高水敏性页岩层的现场应用中获得成功，钻井作业进展顺利，原来极易泥包钻头的软泥页岩没有出现原先的水化分散现象，井眼规则，井壁稳定，在振动筛上钻屑新鲜，没有被重复破碎和磨圆，其内部仍保持原有干燥状态，没有钻井液吸水现象发生，缩短了钻井周期，降低了综合成本，其性能明显优于其他水基钻井液体系，各种性能几乎可与油基钻井液相比拟。
国内对MEG钻井液体系的研究始于1998年，石油大学研究认为MEG钻井液具有良好的抑制型和润滑性，易调节的、能够满足钻井要求的流变性和滤失性，良好的体系稳定性及保护储层的特性，研究还指出MEG钻井液还具有降低钻井液水活度及在岩心或粘土上形成吸附膜具有提高膜效率的作用。
MEG钻井液在辽河油田锦612区块成功进行了定向井锦612-18-26的钻进。
该井井深1395米（垂深），最大井斜28º，现场应用表明其润滑效果好，不需另加润滑剂就能保证钻井液的润滑性，投产后和邻井的套压、油压对比，该井的套压、油压明显高于两口邻井。
在胜利油田郑家区块油层粘土含量高，易分散，水敏性较强。
在郑斜41井、郑361、364、365、367、368井，郑41－平1，郑408－平6井的施工证明，该钻井液具有极好的润滑、抑制粘土膨胀的作用，井径扩大率从20%左右降至9%。
1.1.2MEG的分子结构能提供钻井液所需的强抑制性
-甲基葡萄糖甙
-甲基葡萄糖甙
甲基葡萄糖甙（Methylglucoside，简称MEG）是聚糖类高分子物质的单体衍生物，它与聚糖类高分子物质不同，聚糖类处理剂（纤维素和淀粉）为环式的链状结构，在高温条件下，环与环之间的链接（—O—）很容易断开，从而失去其原有的性能。
而MEG为环式单体，不存在环间断链问题，而且单分子环上带有一个边部的甲氧基（-OCH3），它的存在使其分子更稳定，因此MEG较聚糖类有较高的热稳定性。
MEG页岩抑制作用的机理，不同于水基钻井液中高聚物的包被作用。
包被作用是靠聚合物链节吸附在粘土颗粒上，并将粘土颗粒覆盖包裹起来而实现的。
而MEG是一个极性较弱的表面活类物质，它是通过其分子结构上一个亲油的甲氧基（-OCH3）和四个亲水的羟基（-OH）来实现对页岩的抑制作用。
这些亲水的羟基可吸附在井壁岩石和钻屑上，与此同时亲油的甲氧基则朝外，在井壁上形成一层类似油包水钻井液那样的吸附膜，这种吸附膜是一种选择性的半透膜，它可以把页岩中的水和钻井液中的水隔开，阻止MEG分子进一步渗入地层，由于它的存在，就可通过调节MEG钻井液的活度可以实现活度平衡钻进，控制钻井液和地层内水的运移，只要控制得当就可以使钻井液和地层内水的运移达到平衡，加上MEG钻井液体系本身滤液滤失量小，从而有效地阻止页岩的水化膨胀，以保持井壁稳定。
另一方面MEG由于其环状分子上含有四个羟基，其吸湿性很强，即可以和水分子形成牢固的氢键结合。
因此，当MEG钻井液中的滤液进入到地层内，其作用不同于普通的淡水，有使地层岩石去水化的作用[1]。
现场应用显示，MEG钻井液顺利通过了墨西哥湾GardenBanks的高敏感的膨胀页岩层，其井眼稳定，与附近使用水基钻井液体系相比没有出现井下复杂情况，井眼规整，降低了综合成本，缩短钻井周期。
1.1.3MEG具有突出的储层保护特性
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
滤液类型
表面张力（mN/m）
滤液-煤油界面张力（mN/m）
MEG钻井液
52.67
10.09
高分子乳液
84.97
12.60
硅基阳离子钻井液
76.40
11.44
两性离子钻井液
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
MEG钻井液
94.6%
41.2%
高分子乳液
88.6%
52.6%
硅基阳离子钻井液
83.2%
43.1%
两性离子钻井液
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
10.0
2.13
21.3
环保超低渗MEG体系
10.0
1.34
13.4
表6页岩滚动回收率
体系
原钻屑重量（g）
热滚回收重量（g）
热滚回收率（%）
海水
50.0
7.15
14.3
KCl/PLUS
50.0
33.1
66.2
环保超低渗MEG体系
50.0
44.2
88.4
热滚条件：
80℃×16h
2.1.3润滑性评价
表7润滑性评价
体系
极压润滑系数K
泥饼粘滞系数Kf
KCl/PLUS
0.193
0.180
环保超低渗MEG体系
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
0
0
基浆：
海水＋0.15%Na2CO3＋0.2%NaOH＋0.8%PF-VIS＋1.0%PF-FLO＋7.0%MEG
热滚条件：
80℃×16h
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
体系配方
砂床动态滤失量（ml）
基浆
83.0
基浆+2%BST
9.0
基浆：
海水＋0.15%Na2CO3＋0.2%NaOH＋0.8%PF-VIS＋1.0%PF-FLO＋7.0%MEG
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
体系
初始渗透率
（10－3μm2）
返排渗透率
（10－3μm2）
渗透率恢复率
（%）
KCl/PLUS
22
16.5
75
环保超低渗MEG体系
21.7
19.7
91
试验条件：
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
（%）
PV
（mPa·s）
YP
（Pa）
Gel10”/10’（Pa/Pa）
φ3/φ6
LSRV（cps）
APIFL
（ml）
0
12
16.5
8/13
15/21
48928
3.2
3
13
15.5
8/14
14/22
56723
3.5
5
15
13
9/15
16/23
51298
4.1
10
16
17
10/15
11/25
41321
5.3
热滚条件：
80℃×16h
2.1.5.2CaCl2污染
表12流变性评价
加量
（%）
PV
（mPa·s）
YP
（Pa）
Gel10”/10’（Pa/Pa）
φ3/φ6
LSRV（cps）
APIFL
（ml）
0
12
16.5
8/13
15/21
48928
3.2
0.3
14
12
9/16
17/24
47213
4.5
0.5
17
11
10/19
20/26
41298
4.7
1.0
20
13
14/21
25/28
38490
5.6
热滚条件：
80℃×16h
2.1.5.3抗钻屑污染
表13流变性评价
加量
（%）
PV
（mPa·s）
YP
（Pa）
Gel10”/10’（Pa/Pa）
φ3/φ6
LSRV（cps）
APIFL
（ml）
0
12
16.5
8/13
15/21
48928
3.2
5
13
11
9/14
15/24
54316
2.8
10
15
10
15/23
18/25
47813
3.4
15
22
16
16/25
23/26
41287
3.0
热滚条件：
80℃×16h
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
性能
AV
（mPa·s）
PV
（mPa·s）
YP
（Pa）
Gel10”/10’（Pa/Pa）
APIFL
（ml）
HTHPFL
（ml/150℃）
热滚前
65.0
40.0
25.0
3.5/6.0
2.5
热滚后
49.5
42.0
7.5
2.0/3.5
3.0
10.0
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
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
6.26
62.6
环保超低渗MEG体系
10.0
2.10
21.0
表16页岩热滚回收率
体系
原钻屑重量（g）
热滚回收重量（g）
热滚回收率（%）
海水
50
5.86
11.7
环保超低渗MEG体系
50
40.3
80.6
热滚条件：
130℃×16h
2.2.3润滑性评价
表17润滑性评价
体系
极压润滑系数K
泥饼粘滞系数Kf
海水
0.46
—
MEG
0.12
0.10
2.2.4热稳定性评价
表18热稳定性评价
性能
AV
（mPa·s）
PV
（mPa·s）
YP
（Pa）
Gel10”/10’（Pa/Pa）
APIFL
（ml）
HTHPFL
（ml/150℃）
热滚前
65
40
25
3.5/6.0
2.5
热滚16h后
49.5
42
7.5
2.0/3.5
3.0
10.0
热滚24h后
46.5
32
4.5
1.5/3.5
2.8
11.0
热滚48h后
42
37
5
2.0/2.5
3.6
10.4
热滚条件：
130℃，密度：
1.5g/cm3
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
性能
参数
孔隙度，%
5～15
渗透率，10-3μm2
1～10
平均孔喉尺寸，m
20±15
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
0.46
62.2
2＃
两性离子
0.93
0.45
48.4
3＃
聚硅氟
0.83
0.54
65.1
4＃
MEG
0.67
0.55
82.1
注：
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
钻井液体系
稀释
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