抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液的研制及其在英台气田的应用

抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液的研制及其在英台气田的应用王永生;初光友;卜平;郑士权
【摘要】针对英台气田火山岩气藏地质条件复杂、压力系数低且富含裂缝等特点,室内研制了抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液体系.现场应用表明,该体系具有良好的抗高温性、流变性、井壁稳定性、润滑性及优良的抑制性能和储层保护性能,保证了英台气田的正常作业及产量.%Based on the complex geological conditions of volcanic gas reservoir in Yingtai gas field, which was low in pressure coefficient and rich in fissures,a new high-temperature resistant clay-free formate integrated drilling and completion fluid had been composed in laboratory. Indoors experiment evaluation and field application showed that this drilling fluid had good high-temperature resistance,wellbore stability,lubricity,inhibition performance and reservoir protection performance so as to make sure normal operation and production of Yingtai gas field.
【期刊名称】《化学与生物工程》
【年(卷),期】2012(029)010
【总页数】3页(P82-84)
【关键词】英台气田;抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液;应用
【作者】王永生;初光友;卜平;郑士权
【作者单位】大庆钻探工程公司钻井工程服务公司,吉林松原138000;中海油服油化事业部市场营销部,河北燕郊101149;中海油服油化事业部塘沽基地,天津300452;大庆钻探工程公司国际事业部,吉林松原138000
【正文语种】中文
【中图分类】TE254
松辽盆地南部英台气田是吉林省继长岭气田后的又一大型火山岩气田,但由于其埋藏深、渗透率低、地质条件复杂、气藏压力系数低、地层可钻性差且富含裂缝，给钻井安全施工及储层保护带来了很大的困难[1]。

为了提高深层火山岩气藏勘探水平与储层保护水平、探索火山岩储层保护途径，室内开展了深层火山岩储层钻完井一体化无粘土相甲酸盐钻完井液的研制工作，并在施工井深4200 m以上、裸眼井段1000 m以上、井底温度150 ℃左右的条件下进行现场应用，为进一步研究应用无粘土相甲酸盐钻完井液技术、实现钻完井液一体化、节约勘探成本奠定了基础。

1 抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液的作用机理
抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液的研制是基于高温情况下钻完井液性能稳定、井壁稳定、油层保护三者良好统一的技术思路，改善高温下流变性差、滤失大、处理成本高的弊病，具有优良的应用性能，对环境友好，能更大程度地避免现场复杂情况的发生，加快机械钻速，提高油气产量。

抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液的核心处理剂为甲酸盐，甲酸盐溶解后，电离出无机阳离子，提高了钻井液液相矿化度，减轻或避免了渗透水化，在无机阳离子的镶嵌和静电引力的双重作用下，减少了水分子的进入，从而起到防塌和抑制作用。

同时甲酸盐还可降低钻井液中自由水的活度，使地层水向井眼反向渗透，促进井壁稳
定，甲酸根HCOO-通过氢键吸附于粘土表面，增加水化膜厚度，防止粘土进一步水化，使钻完井液保持良好的流变性和稳定性[2]。

为了保护储层，钻完井液中添加了新型改性聚合醇类无荧光油层保护剂，其主要成分是一种非离子型饱和碳链聚合物，由于分子主链全部为碳原子、侧链大多为羟基，因此可以在醇分子和粘土颗粒间形成大量氢键，对粘土颗粒具有较好的吸附成膜作用[3]；同时由于聚合醇具有浊点效应，在温度高于浊点时，呈现疏水特性，可吸
附在钻具和井壁上，形成类似油相的分子膜，从而改善钻完井液的润滑性能、提高泥饼质量、阻止水分渗入地层，因此具有很好的防止泥页岩水化分散、稳定井壁作用，同时具有良好的润滑性、抑制性与热稳定性[4]。

2 抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液的室内研制
2.1 增粘剂的优选与评价
室内研究对比了几种增粘剂在20%甲酸盐水溶液的抗温及抗盐能力，结果见表1。

表1 几种增粘剂的抗温及抗盐能力对比Tab.1 Comparison of temperature resistance and salt resistance for several tackifiers注：增粘剂加量为0.5%;热滚条件为150 ℃、16 h；AV为表观粘度；PV为塑性粘度；YP为屈服值；YP/PV 为动塑比增粘剂实验条件AVMPa·sPVMPa·sYPPaYP/PVHEC滚前18.5135.50.39滚后4310.33CMC滚前181350.38滚后5410.2580A51滚前151140.36滚后4.540.50.13LOSS滚前13.5103.50.35滚后4.540.50.13DKZ-I滚前161150.45
滚后9.572.50.35
由表1可以看出，常用的增粘剂如天然高分子类增粘剂HEC和CMC、常规的聚
丙烯酰胺类增粘剂80A51以及进口的抗高温增粘剂LOSS在20%甲酸盐水溶液中的抗温能力均较差，而室内研制的增粘剂DKZ-1具有较好的抗温及抗盐能力。

2.2 降滤失剂的优选与评价
采用抗高温单体经四元聚合，室内合成了DKDJ-Ⅱ降滤失剂，并与常用的几种降
滤失剂进行对比，结果见表2。

表2 几种降滤失剂的滤失量比较Tab.2 Comparison of filtration for several filtrate reducers注：在20%甲酸盐水溶液中加入0.5%增粘剂;高温高压滤失条件为150 ℃、30 min；FLAPI为钻井液的API滤失量；FLHTHP为钻井液的高温高压滤失量降滤失剂加量/%FLAPI/mLFLHTHP/mL改性淀粉41748AMPS三聚物228全滤失磺化沥青3.52339DKDJ-Ⅱ2138
由表2可以看出，使用自制的DKDJ-Ⅱ降滤失剂，在高温高压条件下的滤失量最低。

因此，选择DKDJ-Ⅱ作为降滤失剂。

2.3 抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液的构建
钻井液体系的相对简单化是高温高压钻井液的发展趋势。

因此在优化体系性能的同时，尽量简化体系组成，通过大量实验，确定抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液体系配方如下：淡水+40%甲酸盐+0.5%增粘剂DKZ-I+4%降滤失剂DKDJ-
Ⅱ+2.5%DKDB油层保护剂。

2.4 抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液的性能评价
2.4.1 抗温性能评价
对构建的抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液体系的抗温性能进行评价，结果见表3。

表3 抗温性能评价Tab.3 Evaluation of temperature resistance performance 注：钻完井液密度为1.5 g·cm-3；GEL为静切力温
度℃AVMPa·sPVMPa·sYPPaYP/PVGELPaFLHTHPmL滚前26.5197.50.396/4-120312380.355/39.514043.53211.50.355/311.5160382990.315/313.618029 2270.324/315.2
由表3可以看出，抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液体系具有良好的抗温性能，在120～180 ℃范围内，钻完井液流变性及滤失量变化不大。

2.4.2 抑制性能评价
对构建的抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液、KCl聚合物钻井液、有机硅钻井液和清水的抑制性能进行比较，结果见表4。

表4 抑制性能评价Tab.4 Evaluation of inhibition performance注：实验岩屑采用露头岩样钻井液体系实验条件滚动回收率/%清水150 ℃、16 h8.4KCl聚合物150 ℃、16 h81.2有机硅150 ℃、16 h88.5无粘土相甲酸盐150 ℃、16 h92.3 由表4可以看出，相同实验条件下，抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液的滚动回收率最高，表明其抑制性能最好。

2.4.3 储层保护性能评价
按照中国石油天然气行业标准SY/T 6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》，采用JHDS高温高压动失水仪模拟井下条件以及切片法对抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液体系的储层保护性能进行评价，结果见表5。

表5 储层保护性能评价Tab.5 Evaluation of reservoir protection performance 注：岩心选用昌30井2107.25～2107.35段砂岩岩心，岩心长4.37 cm，直径2.42 cm；φ为岩心孔隙度；K0为初始岩心煤油渗透率；K1为钻井液污染后岩心煤油渗透率；K2为截去岩心损害端0.5 cm时的岩心煤油渗透率；K1/K0为岩心渗透率恢复值；K2/K0为切片后的岩心渗透率恢复值岩心号φ%K0×10-
3μm2K1/K0%K2/K0(0.5 cm)%114.90.2484.695.3
由表5可以看出，优选的抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液体系具有很好的储层保护性能。

污染后岩心的渗透率恢复值达到84.6%，且污染程度很轻，经切片0.5 cm后渗透率恢复值达到95.3%。

2.5 抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液的现场应用
将研制的抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液应用于大庆油田2口水平井以及1口深层气井，结果见表6。

由表6可知，研制的抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液体系具有良好的流变性、井
壁稳定性、润滑性，同时还具有优良的储层保护性能。

3 结论
研制了抗高温无粘土相甲酸盐钻完井液体系，并将其应用于英台气田。

结果表明，该钻完井液体系具有良好的抗高温性、流变性、井壁稳定性、润滑性及优良的抑制性能和储层保护性能，为实现钻完井液一体化、节约勘探成本奠定了基础。

表6 现场应用数据Tab.6 Data for field application密度g·cm-3漏斗粘度sec·qt-1PVMPa·sYPPa3 r·min-1读值亚甲基蓝试验g·L-1FLAPImL1.02～
1.0453～6411～1511～1910～130～74～71.02～1.0750～6011～1311～127～80～7.14.2～51.03～1.0449～6410～1211～1610～120～65～5.51.02～1.0363～7013～1511～1583～54～5
参考文献：
[1] 鄢捷年.钻井液工艺学[M].东营：石油大学出版社，2001：40-43.
[2] 李忠诚.英台气田龙深1区块火山岩相与储集性关系研究[J].天然气勘探与开发，2010，33(4)：15-17.
[3] Headley J A，Walker T O，Jenkins R M.Environmental safe water-based drilling fluid to replace oil-based muds for shale
stabilization[J].SPE/IADC,29404，1995.
[4] Simpson J P，Walker T O，Jiang G Z.Environmentally acceptable water-based mud can prevent shale hydration and maintain borehole
stability[J].SPE Drilling & Completion，1995,10(4)：242-249.。