半透膜水基钻井液技术研究

半透膜水基钻井液技术研究
摘要：半透膜钻井液能够在井壁上形成一层具有一定强度的具有半透膜性能的硬壳“封固壳”。

半透膜的孔径在纳米级，在井壁外围形成保护层，阻止水及钻井液进入地层，有效的防止地层
水化膨胀、封堵地层层理裂缝、防止地层内粘土颗粒的运移、防止井壁坍塌及保护油气层，是
一种允许溶剂通过而选择性允许溶质通过的连续性物质，其选择性机理在于尺寸阻挡和电阻挡
作用。

半透膜剂加入水基钻井液中，从而使水基钻井液在一定条件下可达到近油基钻井液体系
的性能。

通过新型的有机硅酸盐半透膜剂在青海油田的应用表明，半透膜钻井液具有高半透膜
性能、强的抑制性、良好的抗钻屑污染能力，防塌效果好，井径扩大率小，井径规则。

关键词：半透膜剂；抗污染；抑制作用
1 工程、地质概况
1.1 地质概况
涩北气田为第四系沉积背斜构造，主要以深灰色泥岩、泥质粉砂岩和粉砂岩为主，夹少量的灰黑色碳质泥岩，间互分布大套暗黑色泥岩和砂岩。

岩性细而杂、泥质含量高、欠压实、地层胶结疏松、成岩性极差。

储层平均孔隙度为31.0%，平均渗透率为32.0×10-3μm2。

地层承压能力低，钻井过程中容易发生井漏。

1.2 工程概况
一开采用采用∮374.56mm钻进至150m，下入∮273.1mm表层套管，二开采用∮241.3钻进至设计井深，下入∮177.8套管固井完井。

2 钻井液技术难点
2.1 井壁稳定
由于该气田为第四系地层，岩性细而杂、、欠压实、地层孔隙度高，成岩性差、地层疏松，极易吸水膨胀，易导井壁缩径。

2.2 井眼净化
由于第四系地层岩性泥质含量高，泥岩的可塑性强，钻速快（1-2min/m），钻井液中钻屑含量高，且不断相互集结变大，不易被携带出地面，在循环过程中易粘附于井壁和钻具上，或形成岩屑床，造成井眼不畅等复杂情况。

2.3 润滑防卡
由于地层疏软，胶结性能差，在钻进和起下钻过程中，极易在下井壁划出键槽，从而增大钻具与地层接触面积，增大润滑防卡的难度。

2.4 抗污染
涩北气田地层含盐量高，钻井液易受到污染，严重影响了钻井液性能的稳定。

3 钻井液技术措施
针对涩北气田地质概况及钻井液技术难点，分别确定了一开浅部井段钻井液技术和二开井段钻井液技术措施。

3.1 一开
（1）一开地层疏松，主要采用强抑制钻井液体系。

（2）控制好钻井液粘切。

粘度：45-50s、初终切2-6Pa、严格控制钻井液滤失量＜8ml。

（3）加入B-21、L-23维护处理，提高钻井液的抑制性。

顺利完成一开施工。

3.2 二开
（1）在一开钻井液的基础上，调整好钻井液性能，然后加0.5%BTM-2、0.5%BTM-1，达到设计性能后二开。

（2）保持钻井液具有良好的抑制性和防塌性能，以利于井壁稳定。

（3）严格控制钻井液滤失量在5ml以内，防止井壁吸水膨胀。

（4）在加足防塌、抑制剂的同时加入润滑剂，钻井液性能要稳定，不能大起大落。

（5）钻井粘切要控制得当，以利于携带岩屑，粘度40秒左右，切力1-3Pa。

（6）保证钻井液中BTM-2、BTM-1的有效含量，不足时可配成胶液加入。

（7）起钻前进行大排量洗井，保证井眼干净。

4 钻井液体系实验
4.1 造浆降低率试验
基浆：10%土+0.5%Na2CO3+0.2%NaOH+3%CMS（水化24h）
造浆降低率值=（Φ土-ΦBTM-2）/Φ土。

10%土95 86
0.5%BTM-2+10%土31 27
造浆降低率% 67.37 68.60 表1的试验结果表明，加入0.5%半透膜抑制剂使10%的钠膨润土浆造浆率降低率近70%，说明半透膜水基钻井液具有强抑制作用。

4.2 钻井液的回收率试验
将涩北气田600-800m井段钻屑加入到不同的抑制剂钻井液中，在600C下热滚16h后测定回收率，试验结果见表2。

表2 钻井液回收率的试验
序号 1 2 3
回收率% 5.6 69.4 67.9
注：1：清水
2：4%土+0.5%BTM-2+0.8% JF-A +1.5%CMS+0.5%B-21+1%L-23
3：4%土+0.8% JF-A +0.5%HV-CMC+0.5%B-21+1%L-23+4%甲酸钾
表2的试验结果表明，2号钻井液与3号钻井液相比，虽然半透膜剂的加量是甲酸钾的八分之一，但两者的回收率相近，显示半透膜水基钻井液的强抑制性。

4.3 钻井液的性能试验
钻井液养护24h，测常规性能，实验结果见表3。

表3 半透膜水基钻井液的性能
项目序号
钻井液常规性能
A V（mPa.s）PV（mPa.s）YP（Pa）FL API（mL）pH
1 15 13
2 2.0 9
2 17 1
3
4 2.4 9
3 16 1
4 2 3.2 9
4 14.
5 13 1.5 3.4 9
注：1：4%土（金昌）+0.5%Na2CO3+0.2%NaOH +1.2% BTM-2+3%CMS+0.2%K-PAM 2：4%土（金昌）+0.5% Na2CO3+0.2%NaOH +0.8% BTM-2+3%CMS +0.2%K-PAM
3：4%土（金昌）+0.5% Na2CO3+0.2%NaOH +0.8% BTM-2+3%CMS +0.3%B-21
4：4%土（金昌）+0.5% Na2CO3+0.2%NaOH +0.5% BTM-2+3%CMS +0.2 % B-21+0.7%L-23
表3实验数据说明半透膜水基钻井液较低的API滤失量和良好的流变性能，API滤失量都低于4ml且泥浆的粘度及切力都较低，显示半透膜剂与其它处理剂良好的配伍性能。

4.4 钻井液抗污染性能试验
将不同量的钻屑粉分别加入到半透膜水基钻井液中，在600C下热滚16h，测定热滚前后钻井液的常温性能。

试验结果见表4。

表4 钻井液的抗污染性能
项目序号
钻
屑%
热滚前热滚后
A V
mPa.s
PV
mPa.s
YP
Pa
FL
mL
pH A V
mPa.s
PV
mPa.s
YP
Pa
FL
mL
pH
1 0 14.5 13 1.5 3.4 9 17 15
2 3.8 9
2 5 17.5 14 3.5 3.8 9 19.5 15.5 4 4.4 9
3 10 20 16.5 3.5 4.
4 9 24 19.
5 4.5 3.8 9
4 1
5 23.5 19 4.5 5.2 9 28 23 5 4.2 9 注：1：4%土（金昌）+0.5%Na2CO3+0.2%NaOH +0.5% BTM-2+3%CMS +0.2 % B-21+0.7%L-23 表4的试验结果表明，在半透膜水基钻井液体系中加量15%的钻屑粉时，钻井液的性能及中温高压性能都变化不大。

说明钻井液体系具有较强的抗钻屑污染能力。

4.5 钻井液加重浆的性能试验
将不同密度的钻井液养护24h，在600C下热滚16 h，测量热滚前后的性能及中温高压滤失量。

其结果见表5。

表5 高密度半透膜水基钻井液的性能热滚温度600C（16h）
项
目序号密度热滚前热滚后
A V
mPa.s
PV
mPa.s
YP
Pa
FL
mL pH
A V
mPa.s
PV
mPa.s
YP
Pa
FL
mL pH
1 1.05 14.5 13 1.5 3.4 9 17 15
2 3.8 9
2 1.38 18 16 2 4.4 9 2
3 19
4 4.2 9
3 1.45 22 19 3 4.8 9 27 23
4 4.4 9
注：1、4%土（金昌）+0.5% Na2CO3+0.2%NaOH +0.5%BTM-2+3%CMS +0.2% B-21+0.7%L-23
2、3：1 +重晶石（自产）
由表5的试验结果可以看出，高密度的半透膜水基钻井液的粘度、切力、API滤失量均较低，且在中温高压下，钻井液的高温高压滤失量随密度的增加而降低，说明高密度半透膜
钻井液的性能良好。

5 现场应用
半透膜钻井液体系在青海油田涩北气田的钻井施工中进行了现场应用。

该钻井液技术在涩北气田25口井，进行了现场应用，应用表明；该钻井液体系钻井液性能稳定，有效的减少了起下钻造成的抽吸情况的发生，在钻井过程中，其中有15口井达到了“一趟钻”的钻井目标，现场应用取得了良好的效果。

半透膜钻井液体系是在弱包被聚合物体系中集成应用的，开钻前，将聚合物钻井液进行处理，把膨润土含量控制在25g/l以下，然后加0.5%半透膜抑制剂、0.5%半透膜降粘剂，调整钻井液流变性。

在钻进过程中并不断进行补充，保证半透膜抑制剂、半透膜降粘剂的有效含量。

5.1 钻井液性能分析
表6 2009年涩北地区使用半透膜钻井液体系的部分井钻井液性能情况
井号
密度
g/cm3
粘度
s
塑性粘度
mPa·s
切力Pa 屈服值
Pa
失水
ml
pH
平均每米
成本（元)
初切终切
涩R38-3井 1.25-1.31 37-43 12-16 1 2-3 3-5 5-8 9 77.08 涩R16-3井 1.21-1.28 38-40 12-18 1-2 2-4 3-5 5-8 9 82.21 涩试13井 1.26-1.31 35-45 15-20 1-3 2-7 5-10 6-10 9 115.75 涩R25-3井 1.26-1.29 34-38 14-19 1-2 2-4 4-8 6-10 9-11 73.45 涩R37-3井 1.22-1.27 36-40 12-15 1-2 4-7 3-6 5-8 9-10 127.67 涩试9井 1.24-1.27 35-39 8-15 1-3 2-7 4-8 8-10 9 129 涩试14井 1.24-1.29 37-39 14-18 1-2 4-6 5-6 6-10 9 150.62 涩试16井 1.26-1.30 37-41 13-14 1-2 2-4 5-9 5-7 9 110.1 涩R40-3井 1.28-1.31 37-38 11-13 1-1.5 3.5-5 4.5-5 6-8 9 129.8 表6是半透膜钻井液体系在涩北二号区块现场应用的钻井液性能情况，平均井深1213米，平均每米钻井液成本费用为110.71元。

表7 2009年涩北地区使用聚合物钻井液体系的部分井钻井液性能情况
井号密度
g/cm3
粘度
s
塑性粘度
mPa·s
切力Pa 屈服值
Pa
失水
ml
pH
平均每米
成本（元)
初切终切
涩R4-3井 1.28-1.33 35-50 10-35 1-2 2-5 3-7 5-8 8-9 174.7 涩R24-3井 1.21-1.31 35-39 13-21 1-2 3-5 5-7 6-8 9 98.39 涩R1-3井 1.23-1.30 39-43 17-19 1-2 3-5 3-4 5-7 8.5-9 186.62 涩R6-3井 1.26-1.31 38-40 8-19 1-3 3.5-6 5-9 5-10 8.5-9 184
涩R5-3井 1.23-1.33 37-38 11-20 1-2 2-7.5 3-7.5 5-7 9 144.51 涩R7-3井 1.30-1.31 38-39 17-18 0.5-1 2-7 3-5 5-6 9 134.3 涩R15-3井 1.23-1.30 38-43 10-14 1-2 5-6 5-6 5-6 8-9 131.08 涩R18-3井 1.24-1.27 37-39 8-12 1-2 3-5 4-6 5-8 9 74.07 涩R2-3井 1.26-1.31 37-39 15-16 2-3 4-7 3-5 5-11 9-10 157.63 涩R20-3井 1.24-1.31 36-39 13-18 2-4 4-6 4-8 4.8-5 9 98.23 表7是今年聚合物钻井液体系在涩北二号区块现场应用的钻井液性能情况，表7列出的SR4-3、SR15-3井在钻井中遇到了井漏复杂情况的发生，SR5-3井、SR2-3井井的短起下作业中，都有抽吸情况的发生。

通过表5和表6对比，可以看到，半透膜钻井液体系比聚合物钻井液体系性能更为稳定，钻井液平均每米成本费用也较为更低。

平均井深1293米，平均
每米钻井液成本费用为133.57元。

5.2 钻井时效分析
表8 2009年涩北地区使用半透膜钻井液体系施工情况
队号井号实际井深
米
开钻时间完钻时间
机械钻速
米／小时
电测一次成功
30584 涩R25-3井1331 09.4.16.22:00 09.4.21.2:00 101.99 √涩R34-3井1314 09.4.29.13:00 09.5.6.10:20 81.61 √
30612 涩R16-3井1328 09.4.13.21:00 09.4.19.6:00 33.92 √涩R38-3井1334 09.4.29.0：00 09.5.2.13：45 54.34 ×涩R33-3井1337 09.5.14.16：00 09.5.21.10：30 61.35 √
40905 涩试13井1041 09.4.10.23:30 09.4.14.9:30 115.41 √涩试11井1218 09.4.22.3:00 09.4.25.15:30 82.30 √涩R27-3井1323 09.5.7.13:20 09.5.12.14:00 49.40 √
40906 涩试17井931 09.4.17.12:30 09.4.20.11:00 61.66 √涩R30-3井1316 09.4.27.17:30 09.5.1.16：30 46.69 √涩R29-3井1316 09.5.12.18：40 09.5.19.6：30 48.29 √
40667 涩R19-3井1317 09.4.11.23:00 09.4.17.1:20 36.94 √涩试15井933 09.4.25.6:10 09.4.27.3:30 77.88 √涩R28-3井1323 09.5.8 20:00 09.5.15 22:00 32.98 √
50576 涩试14井996 09.4.9.3:30 09.4.12.23:50 73.51 √涩R37-3井1330 09.4.22.0:30 09.4.25.11:00 82.97 √
40668 涩试16井930 09.4.12.23:00 09.4.16.4:00 115.38 √涩试10井1213 09.4.24.6:00 09.4.27.16:00 69.08 √涩R48-3井1400 09.5.7.4:30 09.5.13.19:30 40.25 √
40539 涩R22-3井1318 09.4.9.1:00 09.4.13.10:00 112.17 √涩R40-3井1401 09.4.22.0:00 09.4.24.7:00 126.44 √涩试12井1043 09.5.2.15:00 09.5.6.17:15 91.09 √涩R46-3井1395 09.5.17.18：00 09.5.22.13：20 87.34 √
40520
涩试9井1222 09.4.18.11:00 09.4.22.5:00 84.28 ×涩R26-3井1345 09.5.1.13:00 09.5.6.17:00 83.44 √
从表8可以看出，平均井深1238.2米，建井平均周期4.48天，平均机械钻速为74.02米／小时，电测一次成功率为92%，达到了预期效果。

表9 2009年涩北地区使用聚合物钻井液施工情况
队号井号实际井深
（米）
开钻时间完钻时间
机械钻速米
／小时
电测一次成功
30600
涩R4-3井1285 09.3.4.20:00 09.3.11.21:20 18.71 √涩R14-3井1270 09.3.25.0：00 09.3.30.8：00 40.42 √涩R24-3井1324 09.4.8.23:00 09.4.14.23:15 50.38 √涩R39-3井1346 09.4.23.19:00 09.4.28.19:40 41.74 √涩R42-3井1401 09.5.8.2:00 09.5.15.5:20 51.89 √
30612
涩R1-3井1290 09.3.5.22:00 09.3.13.8:30 15.53 √涩R17-3井1331 09.3.30.20:00 09.4.5.4:00 30.56 √
40905 涩R9-3井1275 09.3.22.22:30 09.3.28.3:15 47.52 √40667 涩R3-3井1275 09.3.25.20:00 09.4.1.17:50 23.47 √
50576
涩R6-3井1275 09.3.23.2:30 09.3.29.8:00 34.00 √涩R23-3井2250 09.5.7.18：00 09.5.20. 40.12 √
40668 涩R13-3井1270 09.3.25.20:00 09.4.1.11:20 38.22 ×
40539 涩R5-3井1285 09.3.4.20:00 09.3.8.21:50 44.05 √涩R7-3井1270 09.3.22.14:30 09.3.27.13:00 30.76 ×
30540 涩R15-3井1285 09.3.7.1:30 09.3.13.7:20 37.58 ×涩R12-3井1275 09.3.29.2:00 09.4.6.20:30 36.43 √涩R18-3井1333 09.4.15.15:00 09.4.21.11:00 38.08 √涩R31-3井1332 09.4.29.23:30 09.5.5.1:40 43.99 √涩R32-3井1332 09.5.17.15；00 09.5.23.2：10 42.56 √
20963
涩R2-3井1290 09.3.6.23:00 09.3.15.18:30 24.11 √涩R11-3井1285 09.3.27.17:00 09.4.5.6：45 24.59 √涩R20-3井1316 09.4.13.23:00 09.4.20.11:50 34.19 √涩R21-3井1316 09.4.26.23:00 09.5.2.10:30 41.18 √
从表9可以看出，平均井深1344米，建井平均周期6.58天，平均机械钻速为36.09米／小时，电测一次成功率为87%。

3、半透膜钻井液体系与聚合物钻井液体系应用效果对比
表10 半透膜钻井液体系与聚合物钻井液体系应用效果对比
通过上图对比可以看出，在井深（使用聚合物平均井深1344米，使用半透膜钻井液平均井深1238.2米）相差不大的情况下，平均机械钻速提高94%，平均建井周期缩短32%。

使用聚合物钻井液电测一次成功率为87%，半透膜钻井液体系电测一次成功率为92%。

6 结论
（1）半透膜钻井液体系具有良好的配伍性并具有良好的API降滤失、中温高压降滤失性能、抗污染性能、流变性能。

（2）具有较甲酸盐、聚合物钻井液更强的抑制泥页岩水化膨胀、分散能力。

（3）半透膜钻井液体系能有效阻止或减缓钻井液及钻井液滤液进入地层，具有较高的渗透率恢复值，能较好的保护储层。

（4）半透膜钻井液具有预防钻头和扩眼器泥包。

参考文献
[1] 孙金声，汪世国等.水基钻井液成膜（半透膜、隔离膜）技术研究.钻井液与完井液，2003，NO.6
[2] 孙金声，汪世国，刘有成等.隔离膜水基钻井液技术研究与应用. 钻井液与完井液，2005，NO.2
[3] 张麒麟，龚保强等.中原油田特殊工艺井钻井液的研究与应用.钻井液与完井液，2005，22(4):12-16。