NM钻井液体系现场应用胜利油田.docx
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NM钻井液体系现场应用胜利油田
NM钻井液体系现场应用
NM钻井液体系现场应用
NM钻井液体系有两层意思：
一是在常规钻井液体系中，为了进一步改善钻井液性能，以满足某些或某种需要，加入一定量纳米材料，形成的钻井液体系；二是以正电纳米材料作为多功能配浆剂和以纳米乳化剂作为润滑剂的基础上，配制成功的正电性钻井液体系。
该体系研制成功至今，已在胜利和中原等油田现场试验近30多口井，均取得了良好的钻井效果。
本文简单总结了该体系在胜利油田不同油区及在大位移井和深井中的应用效果。
一用于水敏性地层的油层保护
胜利油田的郑家、金家等油田的大部分储层属强到中等水敏，钻井过程中应用一般水基钻井液完井液时，储层岩石与水相作用产生水敏反应，堵塞油气孔道，从而对储层产生较大的污染。
这些区块最好采用油基钻井完井液体系，能取得较好的效果，但存在着成本高、污染环境等方面的不利因素，因此在分析原体系存在的问题基础上，采用了NM钻井液体系。
1．该区原用钻井液及问题
该区以前采用一种称为强抑制性水基钻井液体系，先后在现场应用了30多口井。
针对现场应用过程中出现的问题，我们对体系进行不断的完善，在现场应用过程中取得了良好的效果。
但随着强抑制性水基钻井液体系在现场的应用增多，不断出现了各种各样的问题，最初出现了在钻进过程中受到地层水污染，随着滤液中Ca2+、Mg2+不断增加，严重影响了钻井液体系的性能，出现了滤失量增大，流变性变差等问题，在体系中增加抗盐抗钙的处理剂，解决了由于地层水污染带来的严重问题。
可是随着现场应用的逐步进行，新的问题又一次的出现，据电测有关资料显示，该体系出现了电阻率较低的现象，据分析这可能是因为无机盐所造成的，但无机盐是该体系中的强抑制，是该体系的主要处理剂，针对这一问题，室内重新优选处理剂，排除无机盐，优选出了正电纳米材料作为强抑制处理剂，并在体系中进行配伍性实验，测定其电阻率、评价页岩回收率和测定膨胀性。
2.转化成的NM钻井液体系流变性能评价
在原有体系的基础上，加入2%的纳米材料，形成NM钻井液体系，NM钻井液体系有以下特点：
（1）强的抑制性，页岩回收率≥90%；
（2）良好的润滑性，润滑系数Kf≤0.05；（3）滤失量低，API失水≤5ml，HTHP（120℃，3.5Mpa）失水≤15ml；（4）抗温性好，≥120℃；（5）油层保护效果好，渗透率恢复值≥75%。
3.流变性和性能评价
表1为原钻井液体系与NM钻井液体系流变性能对照表。
表1原钻井液体系和NM钻井液体系流变性能对照表
序号
体系
FL
ml
PH
PV
mPa.s
YP
Pa
G10″/10′
Pa
1
原体系
5
8
37
6.5
1.5/5
3
NM钻井液体系
4.8
8
32
2
0.5/0.75
从表1数据可以看出，NM钻井液体系的流变性能稍优于原体系。
（2）抑制性评价
由于原体系加的抑制剂是无机复合盐，对电测有影响，根据测井公司的要求，我们排除了无机复合盐，而选用抑制性好的正电纳米材料，评价方法是用页岩膨胀仪作膨胀试验和页岩回收试验。
①页岩膨胀试验
②页岩回收率试验
表2页岩回收率试验
序号
体系
页岩回收率%
1
原体系
95
2
NM钻井液体系
93
从表2数据可以看出，现体系的回收率略低于原体系，但能满足现场的需要。
4．现场应用
郑家王庄区块位于济阳坳陷东营凹陷郑家--王庄潜山构造带，储层埋藏较浅，地层胶结松散，粘土矿物以易分散运移的高岭石和易膨胀的伊蒙混层为主，属强中水敏性储层，而且存在碱敏现象。
上部以浅灰、灰黄色砂岩夹泥岩为主，下部以棕红色紫红色泥岩为主夹灰色砂砾岩，机械钻速快，地层极易造浆。
该地区地质分层情况见表3，钻井工程简况见表4。
表3地层情况
地质层位
底深m
层位长度m
岩性概述
平原组
300
300
棕黄色棕红色粘土松散砂层
明化镇组
935
635
浅灰、灰黄色砂岩夹泥岩
馆陶组
1160
225
棕红色紫红色泥岩
沙一段
1250
90
灰色灰绿色泥岩含砾砂岩
前震旦系
1275
25
白云岩
表4钻井工程简况
井段
分段井深m
钻头外径mm
套管下深m
水泥返高
一开
150
444.5
150
地面
二开
1270—1380
241.3
1272—1378
地面
2004年在郑36区块完成的二十三口井，采用NM钻井液体系施工的6口井，工程施工顺利，电测顺利到底，下套管一次成功，充分说明了该钻井液的优越性能，钻井液性能见表5。
表5部分井的钻井液性能
序号
Fl
/ml
PV/
mPa·s
YP/
Pa
G/
Pa/Pa
1
郑36-5-5完井井浆
4.8
20
9
4/10
2
郑36-2完井井浆
4.0
13
7.5
3/9.5
3
郑36-9-1完井井浆
5.0
16
8
3/9
4
郑36-9-5
3.2
24
5
1/1
5
郑36-7-X9
3.0
18
7
3/9
6
郑36-7-7
3.8
22
4.25
0.5/1
从表5钻井液性能来看，钻井液流变性能良好，滤失量、粘度和切力达到现场应用要求。
在郑王地区施工的32口井，目前滨南采油厂已投产13口，采用NM钻井液体系完成的5口井，从投产情况来看，达到了预期的目的，表6为井产油情况。
表613口井的采油效果
序号
井号
产油量（t）
含水量（%）
1
郑36-3-3
2.7
22
2
郑36-3-5
0.8
24
3
郑36-3-X7
17
13
4
郑36-5-1
14
22
5
郑36-5-3
16
13
6
郑36-5-5
21
9.5
7
郑36-7-3
12
4
8
郑36-7-5
25
2
9
郑36-7-7
14
15
10
郑36-7-X9
9.4
27.5
11
郑36-9-1
12
15
12
郑36-9-3
9.2
12
13
郑36-9-5
14
5
平均
12.85
从表6可以看出，以上井平均产油量达到了12.85t大大高于采油厂预计的7-8t，而采用NM钻井液体系的5口井:
即郑36-5-5、郑36-7-7、郑36-7-X9、郑36-9-1和郑36-9-5井，平均产油量为14.08t，均大于平均产油量，起到了较好的油气层保护效果，满足了油田勘探开发的需要。
二NM钻井液在低渗透油层中研究应用
1．储层特点及油层损害分析
史深100地区沙三储层具有微孔隙、微裂缝双重孔隙介质特征，纵向油层多，油层厚度大，连通性好、为异常高压深层低孔低渗砂岩油藏，储层埋藏深度大约在3000~3200m，地层上覆压力系数为1.40~1.60，目的层压力系数已经小于1.0，储层还具有较强水敏性、弱酸敏，中等速敏等特点。
史103井区位于史深100地区的中西部，加密调整小井距试验是2004年总公司先导试验项目。
史103区块已完井7口，以有3口投产，效果很差，实施酸化、实施压裂均不成功。
经分析认为，油层损害主要集中在以下几个方面：
（1）、压差过大，该区地层压力衰减大（目前地层压力系数为0.7～0.8），而现场钻井液密度为1.50g/cm3，过大的压差造成钻井液滤液及固相向油层的大量侵入；
（2）、液相进入储层后造成水敏反应（粘土的水化膨胀、分散及运移）、低压低渗储层易产生水锁堵塞，同时还易发生碱敏、乳化和沉淀；（3）、细小的固相粒子在较高压差下易进入储层孔道、裂缝等，在渗滤介质表面或储层深部孔道沉积，使地层流体的渗流面积减少或使流动通道的弯曲度增加而导致储层的渗透率降低，堵塞损害油层孔道。
可以这样说，钻井液对储层的伤害是固相和液相对储层作用的综合反映。
2．钻井液体系的选择及确定
针对以上分析，为达到保护油层的目的，要求其钻井液体系应具有以下性能：
（1）滤失量要求：
API失水小于4.0ml，HTHP失水小于15ml；
（2）抑制性要强，以防止粘土分散，同时保证钻井液性能稳定、井眼规则，避免井塌；
（3）pH值要求：
控制在7.5-8.5以内；
（4）严格控制钻井液中的粘土含量，充分清除有害固相，防止进入损害油层；
（5）体系的高温稳定性要好，能满足井深3300m、密度1.40~1.50g/cm3井的顺利施工，加快钻井完井速度，减少油层的浸泡时间；
（6）滤液的防膨能力强，防止储层中粘土的水化膨胀造成油层孔道的堵塞；
（7）进入油层的滤液防止水锁、乳化现象产生；
（8）渗透率恢复值要高；
（9）采用屏蔽暂堵技术，优选架桥粒子和变形充填粒子，在短时间内形成致密屏蔽暂堵层，提高储层的承压能力，防止高压差对油层的损害。
根据现河采油厂史深100区块的地层情况：
井深3000多米（在郑408等区块的井多为1200m左右），我们在室内进行了体系配方的调整，加入正电纳米防塌润滑剂、一定级配的暂堵剂、封堵性能良好且具有油溶性的抗高温材料，使体系配方具有抗温能力、良好的流变性能，性能见表7。
表7钻井液性能
#
G
g/cm3
Fl
ml
PH
Ø
600
Ø
300
PV
mPa.s
YP
Pa
G
Pa
配方1
1.41
3.4
8
272
152
120
16
9/24
配方2
1.41
4.4
8
189
150
49
50.5
45/55
配方3
1.41
4.5
8
103
69
34
17.5
3/12.5
配方4
1.41
4.4
8
106
74
32
21
6/16.5
由表7看出，配方4的流变性能良好，滤失量适宜，在此基础上进行抗温和抑制性评价试验。
3．NM钻井液性能评价试验
我们结合史深100地区地层特点及井深3000多米的实际情况，进行了相应的室内实验，确定出NM钻井液体系配方，并对该配方进行了评价。
（1）NM钻井液常规性能评价
室内通过大量的试验得出了最佳配方，并做了如下常规及抗温性能。
表8NM钻井液流变性能及抗温性能
序号
ρ
g/cm3
FL
mL
pH
Ø
600
Ø
300
PV
mPa.s
YP
Pa
G
Pa
1
NM钻井液
1.41
4.0
8
103
71
32
19.5
5/15
2
120℃/16h
1.40
4.0
8
55
36
19
8.5
3/10
3
HTHP滤失量120℃
15
4
史3-1-91钻井液
1.40
4
9
77
46
34
6
1.5/4.5
5
HTHP滤失量120℃
18
（注：
史3-1-91是胜利油田钻井三公司使用聚合物+聚合醇钻井液体系完成的一口井。
）
据表8看出：
NM钻井液粘切等流变参数合适，在120℃高温老化后，各项性能指标良好，滤失量小，粘土含量低，能满足史深100地区钻井施工及油气层保护对钻井液滤液性能的要求。
（2）NM钻井液抑制性评价试验
①膨胀率对比评价实验
表9NM钻井液页岩膨胀率对比实验
时间
1h
2h
3h
4h
5h
6h
7h
8h
NM钻井液
0.29
0.46
0.59
0.71
0.80
0.90
0.98
1.06
史3-1-91钻井液
0.37
0.55
0.67
0.79
0.89
0.98
1.07
1.16
表10郑408区块强水敏地层岩芯在不同体系中的膨胀
配方及水样
1h
2h
3h
4h
5h
6h
7h
8h
油基钻井液
NM钻井液
普通钻井液
0
0
0.03
0.01
0
0.06
0.01
0
0.09
0.02
0.01
0.1
0.02
0.02
0.13
0.02
0.02
0.16
0.03
0.03
0.18
0.03
0.04
0.2
表9和表10的结果表明，NM钻井液体系稳定粘土能力优于现使用的钻井液，与油基钻井液相当。
②水敏性储层岩样分散实验
分别在NM钻井液体系中加入5%的郑408区块水敏性储层岩芯粉，高速搅拌后测量各自性能。
表11抗水敏性储层污染能力评价实验
序号
配方及加量
ρ
g/cm3
FL
mL
k
G
Pa
PV
mPa.s
YP
Pa
1#
油基钻井液
0.98
3.6
0.6
1/1
120
2.5
＋5%岩芯粉，高搅15min
1.12
2
1
1/1
83
17
2#
普通钻井液
1.10
21
1.5
2/6.5
17
6
＋5%岩芯粉，高搅15min
1.14
19
1.8
4/9
25
8
3#
NM钻井液
1.07
6.4
0.2
2.5/5
28
11
+5%岩芯粉，高搅15min
1.3
6.7
0.3
2.5/6
24
13
表11实验结果表明：
普通水基钻井液加岩芯粉后粘切明显上升，流变性变差；在NM钻井液与油基钻井液中加入岩芯粉后，粘切和流变性能无明显变化，说明其抑制能力与抗污染能力相当。
③页岩回收率实验
取该地区砂三地层钻屑进行此实验。
表12室内配方与从史3-1-91井取回的井浆进行页岩回收对比试验
序号
NM钻井液体系
页岩回收率
1#
钻井液
97.3%
2#
史3-1-91钻井液
90.4%
从表12实验数据可以看出，NM钻井液页岩回收率较高，且其滚动回收后的岩样棱角分明，保持原状，其抑制能力最强。
（3）油气层保护效果评价实验
用岩芯流动试验仪测定NM钻井液体系和油基钻井液渗透率恢复值对比评价保护油气层效果。
表13动失水评价储层污染程度结果
体系
Ka
10-3µm2
Ko
10-3µm2
Po
MPa
Kro
10-3µm2
Pro
MPa
Krd
%
动滤失量
mL
油基钻井液
1120
197.72
0.0105
191.78
0.0546
97
3
NM钻井液
1120
188.41
0.0114
167.68
0.0656
89
4.8
注：
（1）Ka为气体渗透率、Ko为污染前油相渗透率、Kro为污染后油相渗透率、Krd=Kro/Ko为渗透率恢复值；
（2）Po为污染前平衡压力。
表13室内试验结果表明，NM钻井液体系尽管不如油基钻井液油气层保护效果好，但其渗透率恢复值仍很高。
（4）滤液的储层伤害评价与其它性能测试
为进一步证实NM钻井液优良性能和保护油气层的能力，针对目前史3-1-91井使用的聚合物+聚合醇钻井液和NM钻井液进行了化学、物理指标测定和模拟伤害评价试验，试验分为以下几部分内容：
①钻井液体系模拟伤害评价试验
a.史3-1-91井现场使用的钻井液体系
表14史3-1-91钻井液滤液伤害评价试验结果表
岩心号
取心井号
取心深度（m）
Kwi
Koi
Kod
伤害率
S103-1
S103
3295.5
0.5836
0.1598
0.0778
51.31%
S103-3-1
S103
3294.1
0.4441
0.1244
0.0828
33.44%
S103-3-2
S103
3294.1
0.5717
0.1496
0.0916
38.77%
b.NM钻井液体系
表15NM钻井液滤液伤害评价试验结果表
岩心号
取心井号
取心深度（m）
Kwi
Koi
Kod
伤害率
S103-2-1
S103
3296.8
0.1197
0.0534
0.0450
15.74%
S103-5
S103
3293.2
0.0792
0.0296
0.0243
17.91%
从表14和15看出，现场目前使用的钻井液对储层岩心的油相渗透率伤害较大，伤害率在33%~50%之间，其滤液的防膨率为68.21%。
而NM钻井液滤液对储层岩芯的伤害率明显小于现场钻井液，伤害率在15%～18%，其滤液的防膨率为79.53%，明显高于现用的体系。
（5）试验结果分析及结论
由以上实验结果可以得出，NM钻井液体系具有以下特点：
①性能指标良好；②抗温性好；③抑制粘土分散能力强；④滤液防膨能力强；⑤渗透率恢复值高；⑥具有良好的保护油气层效果。
4.现场应用
史3-2-81井是一口生产井（老区直井）。
该井设计井深3360.00m，目的层是沙三段，完钻位置是沙三中，要求3235m~3335m段最大位移小于20m，探测史深100地区沙三中1、2砂组合油气情况。
（1）地质简况
表16地质简况
层位
底深（m）
厚度（m）
岩性概述
平原组
270
270
棕黄色粘土松散砂层
明化镇组
1075
805
浅灰色砂岩夹泥岩
馆陶组
1515
440
紫红色泥岩夹白色砂岩
东营组
2180
665
灰色泥岩夹薄砂岩
沙一段
2410
230
灰色灰绿色泥岩含砾砂岩
沙二段
2665
255
深灰色泥岩夹砂岩灰质岩类
沙三上
2830
165
浅灰色砂岩夹灰色泥岩
沙三中
3360
530
深灰色泥岩夹砂岩油页岩类
（2）工程简况
该井于2004年5月5日一开，用φ445mm（17-1/2in）的钻头钻至292m，下入φ339.7mm（13-3/8in）表层套管至井深292m；于5月7日二开，用φ216mm（8-1/2in）的钻头钻至2103.5m处，井斜8o，于5月10日填井至1420m，继续钻进至1520m处，测斜仍不理想，于5月13日再次填井至700m处，继续钻进过程中5月24日安装欠平衡钻井装置，5月26日更换联动机，6月9日更换大绳，于6月15日钻进至井深3360m处完钻。
（3）钻井液施工情况
二开（290-3360m）施工情况，该井段是近3100m长8-1/2in的裸眼井段，穿越了明化镇组、馆陶组、东营组和沙河街组四套地层岩性，地层情况复杂，本井段上部主要是松散的砂泥岩，中部是易造浆的泥岩组成，下部易发生砂岩坍塌。
因此井段上部采取聚合物抑制钻井液体系，下部转化为NM钻井液体系。
①明化镇组、馆陶组、东营组（700-2180m）
由于前后两次填井，大循环池已满，在钻进该井段时，无法采用大循环方式，加之井队固控设备排量太小，本井段上部地层极易造浆，钻进过程中般含一度达到110g/l，而下一步NM钻井液体系的转化要求般含控制在30-40g/l，因此该井段施工的重点是控制固相含量，降低般土含量，以便下一步体系转化的顺利进行，在不得已的情况下，只好采用大排量跟水和胶液，通过放浆的方式来降低般含，在此过程中，注重降粘调节流型。
尽管如此般含仍然在80g/l左右。
②沙一段、沙二段（2180-2665m）
在该井段施工中重点仍然是降低般含，为转化体系做好准备。
在5月24日钻至2532m处，起钻安装欠平衡装置，下钻过程中800-900m有显示，5月26日联动机出现故障，再度起钻检修设备，5月27日下钻，划眼井深1500m-1840m，5月30日下钻到底，强行起钻，造成井壁垮塌，出现大量掉块，主要原因是经两次填井后，钻井液般含较高，由于设备坏，起钻前没有很好地处理泥浆。
为使上部井眼畅通，有意识在控制钻井液失水过程中，用SD-101降失水，加入PA-1、磺化沥青等防塌材料来稳定井壁，加入超细CaCO3来强化泥饼、封堵地层。
加重泥浆由1.14g/cm3调至1.25g/cm3，同时降粘以利于冲洗大井眼，随后循环起下钻正常，此过程中，用NPAN对泥浆进行降粘处理，大排量跟进碱水和清水，用SD-101控制滤失量，继续放浆以降低般含，把漏斗粘度控制在40s左右，API失水控制在5ml以内，般含控制在40-50g/l之间，为体系转化做好准备。
③沙三上、沙三中（2665-3360m）
该井段施工重点是钻井液体系由聚合物抑制钻井液体系向NM钻井液体系的顺利转化，本着边转化边处理的原则进行，转化后泥浆性能稳定在粘度60s、API失水3.5ml、PV/YP20/8、G1/11左右，HTHP失水小于10ml。
于6月14日9:
40钻进至3309m处时见快钻时，循环加重至1.46g/cm3，继续钻进，于6月15日17:
00钻至3360m完钻。
（4）分段钻井液性能及室内实验
为了使体系在现场转换过程中得到很好的应用，在体系转换前取回现场钻井液进行室内转换试验，从转换结果来看，NM钻井液体系流变性能良好，滤失量低，特别是HTHPFL（120℃）较低。
在现场监测过程中，所使用的体系各项性能较好，达到了理想的效果。
5.总结及认识
通过NM钻井液体系在该地区的试用，总结和认识如下：
（1）该体系能够保证钻井的顺利施工，现场转化使用方便；
（2）该体系的配伍性好，滤失量低，特别是HTHPFL较低；（3）该体系保护油气层效果好，不论室内还是现场，都得到了证明；（4）控制该体系的粘土含量在合适的范围，是现场应用成功的关键因素。
三正电纳米材料用于大位移井
垦东405-平1井是由胜利钻井泥浆公司提供钻井液技术服务的一口胜利油田沿海大位移延伸井。
该井是管理局试验的第二口大位移水平井，完钻位垂比达到了1.74：
1，是目前管理局位垂比最大的一口大位移水平井。
此井是在浅地层实施的一口大位移井，施工难度大、风险高，钻井液的优选优配是该井的技术关键。
根据孤东地区-地层特点该井一开配浆开钻，二开使用正电纳米聚合物润滑钻井液体系，三开采用硅聚正电纳米润滑钻井液体系。
现场施工表明：
该井所采用的钻井液体系抑制性强、润滑防塌能力良好、携带能力强、流变参数合理、性能稳定，优质高效地完成了这口大位移延伸井的施工。
该井的成功完钻，为今后油田滩海难动用油藏的开发利用提供了强有力的技术支撑。
这口井水平段长952．16米，油层长度604．00米，射孔井段长257．3米；10月11日投产，喜获稳定、高产油流，连续一个多星期的产油量平稳、液面基本稳定。
10月18日，日产油48吨，产液85．9吨，含水率为43．5％。
四正电纳米材料用于深井
渤深6-3井是开发济阳凹陷沾化凹陷孤西潜山带渤深6断块的一口新区滚动生产井，该井位于渤南油田渤深6-2井井口方位109度636米。
设计井深4900m，完钻层位寒武系，钻探目的为开发下古生界油藏。
该井于2004年5月28日0：
00一开，2004年10月3日12：
00完井。
本井的技术特点及复杂难点：
1．在上部地层，如明化镇组、馆陶组上部主要成分为泥岩、蒙脱石含量高；同时，在东营组、沙河街组沙一段泥岩含量也较高，钻进中地层造浆严重，粘度、切力急剧升高；所用钻井水矿化度高达1600mg/l以上，给钻井液的施工带来难度。
这就
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