环保型超低渗MEG钻井液的研究与应用Word文档格式.docx

1、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123456，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

2、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92.259.10高分子乳液86.648.90硅基阳离子钻井液92.827.10两性离子钻井液85.630.50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

3、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）52.6710.0984.9712.6076.4011.4476.9317

4、.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0.140m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1 MEG基液中颗粒度分

5、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：6616h 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

6、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，

7、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2 MEG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“1

8、9951996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API RP-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。1.1.5 MEG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

9、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%Na2CO30.2%NaOH0.8%PF-

10、VIS1.0%PF-FLO2% BST7.0% MEG2.1.1 流变性评价表4 流变性评价性能PV（mPas）YP（Pa）Gel10”/10 （Pa/ Pa）3/6 LSRV（cps）API FL（ml）热滚前152010/1618/23636814.3热滚后1216.58/1315/21489283.6 热滚条件：8016h2.1.2 抑制性评价表5 24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10.05.8658.6KCl/PLUS2.1321.3环保超低渗MEG体系1.3413.4表6 页岩滚动回收率原钻屑重量（g）热滚回收重量（g）热滚

11、回收率（%）50.07.1514.333.166.244.288.4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 Kf0.1930.1800.0910.1062.1.4 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2040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26

12、7.0460.0（全漏失）基浆+2% BST基浆：海水0.15%Na2CO30.2%NaOH0.8%PF-VIS1.0%PF-FLO7.0% MEG2.1.4.2 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）83.09.0试验条件： 2040目砂床，8016h，3.5MPa/30min2.1.4.3 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

13、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（103m2）返排渗透率渗透率恢复率（%）227521.719.791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2.1.5.1 NaCl污染表11 流变性评价加量Gel10”/

14、10（Pa/ Pa）3/6LSRV（cps）3.231315.58/1414/22567233.559/1516/23512984.110161710/1511/25413215.32.1.5.2 CaCl2污染表12 流变性评价0.3149/1617/24472134.50.51110/1920/26412984.71.014/2125/28384905.62.1.5.3 抗钻屑污染表13 流变性评价9/1415/24543162.815/2318/25478133.416/2523/26412873.02.2 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

15、保型超低渗MEG钻井液基础配方为：3%海水膨润土浆0.4%PAC-HV0.4%PLUS0.5%SMP2% BST7.0% MEG2.2.1 流变性评价表14 流变性评价AVHTHP FL（ml/150）65.040.025.03.5/6.02.549.542.07.52.0/3.5 热滚条件：13016h 密度：1.5 g/cm32.2.2 抑制性评价表15 24小时线膨胀率6.2662.62.1021.0表16 页岩热滚回收率5011.740.380.62.2.3 润滑性评价表17 润滑性评价0.46MEG0.120.102.2.4 热稳定性评价表18 热稳定性评价654025热滚16h后4

16、2热滚24h后46.5321.5/3.511.0热滚48h后372.0/2.510.4130，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， %515渗透率，10-3m2110平均孔喉尺寸，m20表20 岩心污染试验岩心号钻井液类别KK1R1甲酸盐0.74 62.22两性离子0.930.45 48.43聚硅氟0.830.54 65.140.670.55 82.1 K 初始渗透率（10-3m2） K1恢复后渗透率（10-3m2） 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21 EC50值稀释