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1、强抑制性钻井完井液研究与应用隋跃华 成效华 高建礼 赵小平 梁国昌 牛国连 （胜利石油管理局钻井工程技术公司钻井液公司山东东营） 摘要: 胜利油田郑 408 区块储层埋藏浅胶结疏松，粘土含量为 0.3% 13.2%,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。针对该地层特点，在大量室内实验的基础上，通过使用黑色正电胶和复合无机盐抑制 剂，研制了适合强水敏性储层的水基钻井完井液体系，并将 pH 值控制在 7.08.5 之间。 室内评价结果表明，该体系具有很强的抑制包被能力，能有效防止粘土水化膨胀和造成高 岭石分散运移，钻井液各种处理剂之间有较好的
2、相容性，滤液与储层内流体有很好的相容 性，保护油气层效果与油基钻井液相当；能抑制钻屑分散，有利于发挥固控设备效率和提 高钻井速度；具有良好的携岩性、润滑性能、防塌抑制性和造壁性能，摩擦系数小于 0.05 ; 可抗 13O 的高温。在郑 408 区块用强抑制性水基钻井完井液代替油基钻井液用于强水 敏储层钻进后，保护了油气层，提高了原油采收率，降低了成本，缩短了钻井周期，而且 对环境无污染。关键词：强水敏储层 防止地层损害 水基钻井液 黑色正电胶 复合无机盐抑制剂胜利油田的郑家油田储层属强、中水敏性储层。应用普通水基钻井完井液钻井，储层 岩石易产生水敏反应，堵塞油气孔道，对储层产生较大的污染，使储
3、层产能得不到有效开 发。过去在这些区块用水基钻井液钻的井产油很少，甚至不出油。 19941998 年用油基 钻井液钻 16 口井，取得了较好的油层保护效果，但油基钻井液存在着成本高、施工难度 大、污染环境、安全性差等一系列问题，其推广应用受到了制约。因此针对该地区的储层 物性，研究开发了一种适合于强水敏性储层的水基钻井完井液体系，并应用于现场，取得 了良好的经济和社会效益。 储层特点 胜利油田的王庄油田处于东营凹陷北部陡坡带西段，是太古界基岩潜山油藏与下第三 岩性一地层油藏的复合式油田，下第三系的稠油层控制含油面积为 10.00km2 。王庄油田 主要含油层为沙三段上部的含砾砂岩、砾状砂岩夹砂
4、质泥岩，平均粒径中值为 0.26 mm ， 储层孔隙类型以粒间孔和微孔隙为主，并含有少量的次生溶孔，储层平均孔隙度为 25%29%，平均渗透率为 909.2103m2，含油饱和度为 63 . 7 。储层埋藏浅，胶结疏松，平均泥质含量为 2 . 93 。郑 408 区块砂砾岩体连通性好，储层上部以中性一 亲油为主，下部以亲水为主。沙三段上部储层粘土含量为 0 . 3 13 . 2 % ，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。原油性质较差，地面原油密度为 0 . 9480 1 . 02249 / cm3 ，粘度为 149 9195 mPa S 。地层水型为 CaC12 型。郑 40
5、8 区块砾岩体油藏类型是常温常压条件下受边水影响的中、高渗构造性油藏。 钻井液配方优选 针对胜利油田郑 408 区块储层具有的特点，在优选钻井液配方时主要考虑的问题有： 选用的处理剂有良好的粘土稳定性，对产层内流体性能无影响，与产层矿物具有良好 配伍性，而且处理剂之间有较好的相容性； 钻井液应具有强包被性能，防止造成高岭 石分散运移，侵人储层的滤液不会使粘土矿物发生膨胀、运移，不会对储层造成伤害； 钻井液具有携岩性、润滑性、防塌抑制性和造壁性能，以稳定井壁、防止坍塌；pH 值控 制在一定范围内。 通过测量钠膨润土岩心和郑 408 区块地层岩心在各种介质中的膨胀率，评价了抑制剂、处理剂及各种钻井
6、液体系的抑制能力和强包被能力，并以膨胀率作为其中一个标准优 选了抑制剂、包被剂的浓度及体系的配方，通过室内一系列实验确定了强抑制性钻井完井 液配方（如下所示） 。1 # #4 膨润土0.3 % K-PAM +0.3% 80A-510.3%SK-+(0.1% 0.3%)903-A（提 粘降滤失剂）+(0.1% 0.3%)SL-l +(0.2% 0.3%)SK-2 + (1% 3%)OXAM（腐殖酸钾） +(1% 2%)SMP +3% 复合强抑制剂(1.5%k2 2HPO4 4+0.3%CaCl2 2+1.0%KCl+0.5%Na2SO4 4)+2%BPS 室内评价实验 参与比较评价的钻井液体系如
7、下。 2 “ 油基钻井液 3 “油包水钻井液 4 “ 普通水基钻井液 1 页岩回收率 取配制好的各种钻井液 350 mL ，倒人高温老化罐中，加人制备好的岩心（ 309 ) ， 在 70C 下滚动 6 h ，测定岩心的回收率，结果见表 1 。从表 1 可以看出，岩心在强抑 制性钻井完井液体系中的回收率最高。在该实验中，岩心在油基钻井液中的回收率较低， 其原因是由于所选用岩心胶结物为油砂，但是从岩心块形状看，滚动后岩心块棱角分明， 保持原状，也能证明油基钻井液的抑制能力很好。 表 l 强水敏性储层岩心在不同体系中的回收率 配方 回收率 备注 1 “ 99 . 0 岩心块无明显变化，基本保持原状
8、2 “ 76 . 5 棱角分明，但出现碎块 3 “ 86 .0 棱角分明，出现碎块 4 “ 62 , 5 出现碎块 2 线性膨胀值 评价了实验岩心在不同钻井液体系中的线性膨胀值，结果见表 2 。表 2 说明，强 抑制性水基钻井完井液体系的抑制能力强。 表 2 郑 408 区块岩心在不同体系中的线性膨胀值 配方 线性膨胀值 mm 1 h 2 h 3 h 4 h 5 h 6 h 7 h 8h l # # 0 0 0 0 . 01 0 . 02 0 . 02 0 . 03 0 . 04 2# # 0 0 . 01 0 . 01 0 . 02 0 . 02 0 . 02 0 . 03 0 . 03 3
9、 # # 0 . 02 0 . 03 0 . 03 0 . 03 0 . 03 0 . 03 0 . 04 0 . 04 4# # 0 . 03 0 . 06 0 . 09 0 . 10 0 . 13 0 . 16 0 . 18 0 . 20 3 润滑性 用极压润滑仪对不同体系的润滑性进行了评价，试验数据见表 3 。表 3 说明，强抑 制性钻井完井液摩擦系数小于 0 . 05 。强抑制性钻井完井液中加人了无荧光润滑剂和乳 化剂，完井液能在井壁上形成一层很薄的乳化油膜，起到降低摩阻和扭矩的作用。表 3 不同钻井液体系润滑性能评价 配方 PV mPa . s YP Gel Pa / Pa FL m
10、l 滤饼 mm Kf fl # # 26 11.0 2 . 5 / 5 . 0 6 . 4 0 . 2 0 . 0341 2# # 120 2 . 5 1 . 0 / 1 . 0 3. 6 0 . 8 0 . 0380 4# # 2 1 7 . 0 3 . 0 / 7 . 0 13 . 0 1 . 5 0 . 8900 4 抗温性能 强抑性钻井完井液在不同温度下静态老化后的流变参数和滤失量如表 4 所示。由表 4 可以看出，在 12oC 时，该体系的滤失量基本保持不变，在 130C 时，钻井液仍具有好 的流变性。 表 4 强抑制性水基钻井完井液的抗温性 条件 g / cm3 PV mPa .
11、s YP Gel Pa / Pa FL ml 滤饼 mm 未老化 1 . 09 35 15.0 4.5/5.0 4 0.5 120 16h 1 . 09 32 17.0 4.5/ 5 0.5 133 16h 1 . 09 35 17.5 8.2/8.0 5 0.5 5 . pH 值对体系性能的影响 胜利油田强水敏储层普遍存在碱敏现象，因此在确定配方时，要优选体系 pH 值的范 围。评价结果见表 5 。表 5 中基浆配方如下。 5# # 1.5L 水+4膨润土0.3 % K-PAM +0.3% 80A-510.3%SK-+(0.1% 0.3%) 903-A（提粘降滤失剂）+(0.1% 0.3%)
12、SL-l + (1% 3%)OXAM（腐殖酸钾）+(1% 2%) SMP +3% 复合强抑制剂+ 2%DYZ（聚合物稀释剂）+3%BPS5 pH 值对钻井液性能的影响 处理剂及加量 PH FL ml YP Gel Pa / Pa PV mPa . s基浆 7.0 6.8 12 2.0/4.0 26 0.3%Na2CO3+5%页岩粉 7.5 6.0 13 2.0/4.0 25 0.8%Na2CO3+5%页岩粉 8.5 6.2 12 2.5/6.0 29 1.3%Na2CO3+5%页岩粉 10.5 6.0 14 4.0/8.5 35 注：页岩粉加人钻井液中后在常温下搅拌 30 min 测性能 由表
13、 5 可以看出，当钻井液 pH 值为 7 . 5 时，加人 5 页岩粉后钻井液性能无 明显变化，但随 pH 值表的增大，体系的粘度、切力及屈服值变化较大，尤其是 pH 值为 10 . 5 时，粘度、切力急剧上升，体系的抑制性明显降低，因此在不影响完井液正常性能 指标时，体系 pH 值应调整在 7 . 0 一 8 . 5 之间。 6 岩心渗透率恢复值 用郑 408 一 1 井岩心，对优选出的强抑制性钻井完井液与油基钻井液进行渗透率恢 复值实验，测定岩心在动态条件下被污染前后渗透率的变化，结果见表 6 。表 6 说明， 强抑制性水基钻井完井液与油基钻井液的渗透率恢复值接近。表 6 中配方如下。 6# # 抑制性水基钻井液 4复合盐抑制剂 7# # 6# # + 3 % BPS 表 6 岩心在动态条件下被污染前后渗透率变化 配方 Ka a103m Ko o103m2 P0 0MPa Kroro103m2 ProroMPa Krdrd% FLmL2# # 11201120 197.72197.72 0.01050.0105 191.78191.78 0.05460.0546 9797 3.03.0 6# # 11201120 190.53190.53
