CN102134476A - 一种疏水化暂堵钻井液 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及石油勘探井和生产井在钻井过程中所使用的一种暂堵钻井液，属于疏水化的暂堵钻井液体系。克服了常规暂堵钻井液存在较强二次污染的缺陷。其特征是钻井液中含有混合重钙、纳米碳酸钙-淀粉复合物、纳米乳液、乙二醇等处理剂。该钻井液在钻井形成的泥饼具有致密性，且含有疏水通道，该通道能够控制滤液的流入；在完井期间，为油气提供流动通道。该技术主要用于裸眼完井作业中。该暂堵层的渗透率恢复值高，且启动压力较低。

Description

一种疏水化暂堵钻井液
技术领域
本发明设计石油勘探井和生产井在钻井过程中所使用的一种钻井液，属于一种疏水化的屏蔽暂堵钻井液技术。
技术背景
钻井过程中钻井液与地层之间形成的正压差可导致大量的固相颗粒以及外来液体进入储层，使地层渗透率降低，油气井产能下降。试验研究表明，钻井过程中固相对储层的伤害率可高达90％，侵入深度可达1.5m，滤液对储层的伤害率可达40％，伤害半径可达4.0m，这种伤害仅靠射孔是难以解除的。所谓的屏蔽暂堵技术是：设计防止滤液和固相颗粒侵入的无伤害钻井液的关键，是通过具有一定粒径分布的固相颗粒在地层表面桥堵，形成一层渗透率几乎为零的泥饼，阻止滤液和固相颗粒入侵。常规屏蔽暂堵保护油气层技术，是在钻井液中加入各种能酸溶或油溶的油气层保护材料，使钻井液在井壁约0～2.5cm处形成渗透率低的屏蔽环(内泥饼)，阻止钻井液对地层的进一步污染损害。此屏蔽环同时也阻止了储层流体的产出，在现场需要通过射孔或化学解堵等措施来解除屏蔽环对储层的损害。增产措施增加了生产成本，而且屏蔽环(内泥饼)含有大量酸、油不溶的粘土颗粒，使储层渗透率难以恢复到原始状态。同时，该技术也没有考虑对钻井液中细分散的粘土颗粒的改造，大量的细分散粘土颗粒在初始失水时进入油层的微粒区域，影响了油气层保护的效果。因此，该技术存在很强的二次伤害。
因此，最理想的暂堵技术就是：减轻或解除储层损害的关键在于设计出一种合理的暂堵技术，使之容易形成致密外泥饼，使固相颗粒和滤液尽可能地不侵入地层，同时也容易将泥饼清除，并且不产生附加的损害。同时，在泥饼中能够形成有效的油流通道(疏水通道)，使油气容易进入井眼，而能有效阻止水相。
本发明的目的在于提供一种疏水化暂堵钻井液，该钻井液基于常规暂堵钻井液的基础上，加入一定的具有疏水改性特征的可降解高分子-纳米碳酸钙复合物，形成强交联结构，增强泥饼强度。该技术利用疏水改性成分，通过在泥饼中产生亲油机质通道。在钻井和完井期间，该通道控制滤液的流入，同时为油气提供流动通道。产生的泥饼对水的渗透率非常低，对油的渗透率则高得多。该技术能够消除化学破胶剂的使用，从而减少清除泥饼所需的时间和成本。疏水暂堵钻井液主要用于裸眼完井作业中。即使在非裸眼完井作业中，疏水暂堵钻井液仍具有一定优势：在渗透率恢复相当的情况下具有更低的启动压力。
发明内容
针对现有暂堵技术的不足，本发明要解决的问题是提供一种疏水化暂堵钻井液的制备方法与应用，利用本发明的钻井液能够实现在低、中、高渗储层的安全有效钻进，减少滤液侵入和固相伤害，最大程度减少储层伤害，能够降低油流启动压力，实现自动解除暂堵层的目的，从而可以避免酸洗带来的伤害。
本发明通过以下技术方案达到的：在基浆的基础上构成，按照添加剂重量、体积百分比含有：2.0-5.0％混合重钙(为500、700、900和1200目的重钙按一定比例组成)、1.0-3.0％纳米碳酸钙-淀粉复合物、0.5-2.0％的纳米乳液、0.1-0.5％乙二醇。
将上述各种组份依次加入到基浆中，经过充分搅拌或者循环后即可使用。
本发明与现有技术相比具有如下优势：该钻井液主要选用了一定比例的混合重钙，能够形成暂堵层的骨架；加入纳米碳酸钙-淀粉复合物，能够组成充填物和形成强交联结构，同时形成亲油通道；加入纳米乳液来增强暂堵层的致密程度，从而提高泥饼质量和润滑性；加入乙二醇能够降低钻井液表面张力，促进滤液的返排。该技术最大优势在于，形成疏水通道，在返排时降低启动压力。
下面将通过具体实施对本发明作进一步说明：
成分与比例，按照添加剂重量、钻井液体积百分比含有：
a.混合重钙(为500、700、900和1200目的重钙按一定比例组成)2.0-5.0％；
b.纳米碳酸钙-淀粉复合物 1.0-3.0％；
c.纳米乳液 0.5-2.0％；
d.乙二醇 0.1-0.5％。
上述的混合重钙为500、700、900和1200目的重钙按一定比例组成，是立达超微工业(苏州)有限公司生产；纳米碳酸钙-淀粉复合物，代号CAST-1，由胜利石油管理局钻井工艺研究院生产，目前正由胜利石油管理局钻井工艺研究院申请专利；纳米乳液，代号为：HY-212，是河北华运鸿业化工有限公司生产；乙二醇，是济南弗兰德化工有限公司生产。
上述产品的生产方法依序为：
(1)在基浆中加入纳米碳酸钙-淀粉复合物，搅拌或循环30-40分钟后；
(2)加入纳米乳液，搅拌或循环10-20分钟，冷却至室温后；
(3)加入混合重钙，搅拌或循环30-40分钟后；
(4)加入乙二醇，搅拌或循环20-30分钟后。
具体实施方式
按照上述步骤配制的钻井液，其性能如下：
a.基浆为4.0％的充分预水化膨润土浆，当基浆中含有2.0％混合重钙(按质量比，500目∶700目∶900目∶1200目＝1∶4∶3∶2)、1.0％纳米碳酸钙-淀粉复合物、0.5％的纳米乳液、0.1％乙二醇时，体系的表观粘度为18.0mPa.s，动切力为11.0Pa，初终切为3.0-5.0/6.0-8.0，API失水小于5.0mL，渗透率恢复值大于90％，启动压力降低率大于80％；
渗透率恢复值测定方法：
所用仪器为JHMD动态岩心流动试验装置(胜利石油管理局钻井工艺研究院研制)。选取气相渗透率为20-30毫达西、孔隙度为5％-10％的人造砂岩岩心；将这些岩心洗油后干燥并抽空饱和；测定岩心油相渗透率Ko；然后在温度90℃、压力3.5MPa条件下循环上述钻井液，污染6小时；测定污染后岩心油相渗透率Kd，并计算岩心渗透率恢复值。
f＝Kd/Ko×100％                      (1)
式中：
Ko-初始岩心油相渗透率，毫达西；
Kd-钻井液污染后油相渗透率，毫达西；
f-岩心渗透率恢复值，％。
启动压力降低率测定方法：
所用仪器为JHMD动态岩心流动试验装置(胜利石油管理局钻井工艺研究院研制)。选取气相渗透率为20-30毫达西、孔隙度为5％-10％的人造砂岩岩心(直径2.5厘米)，洗油烘干后气测渗透率，抽真空后饱和地层水。以0.005毫升/分钟的速度缓慢向岩心注入煤油，待岩心出口端处液面开始流动时，关闭六通阀上的进液开关，记录不同时刻汞柱压差计上的液柱高度h1和h2，直至液柱高度稳定，由此计算岩心最小启动压力P1。开始循环4.0％膨润土浆，进行污染，污染时间为6小时，再次正向通煤油，待液柱高度稳定，计算岩心最小启动压力P2。
选取第二块相渗透率为20-30毫达西、孔隙度为5％-10％的人造砂岩岩心(直径2.5厘米)，重复上面步骤，记录初始启动压力P3。开始循环前述的钻井液，进行污染，污染时间为6小时，再次正向通煤油，待液柱高度稳定，计算岩心最小启动压力P4。启动压力降低率计算公式如下：
R＝[(P3-P4)-(P2-P1)]/(P2-P1)×100％             (2)
式中：
R-启动压力降低率，％；
P1-第一块岩心初始启动压力，MPa；
P2-第一块岩心污染后启动压力，MPa；
P3-第二块岩心初始启动压力，MPa.；
P4-第一块岩心污染后启动压力，MPa；
b.基浆为4.0％的充分预水化膨润土浆，当基浆中含有3.0％混合重钙(按质量比，500目∶700目∶900目∶1200目＝5∶3∶1∶1)、2.0％纳米碳酸钙-淀粉复合物、1.0％的纳米乳液、0.3％乙二醇时，体系的表观粘度为24.0mPa.s，动切力为13.0Pa，初终切为2.0-4.0/5.0-7.0，API失水小于8.0mL，渗透率恢复值大于86％，启动压力降低率大于46％；
c.基浆为4.0％的充分预水化膨润土浆，当基浆中含有5.0％混合重钙(按质量比，500目∶700目∶900目∶1200目＝1∶2∶4∶3)、3.0％纳米碳酸钙-淀粉复合物、2.0％的纳米乳液、0.5％乙二醇时，体系的表观粘度为26.0mPa.s，动切力为12.0Pa，初终切为3.0-5.0/6.0-8.0，API失水小于2.5mL，渗透率恢复值大于95％，启动压力降低率大于90％。
上述钻井液配方中，乙二醇可以由等含量的丙三醇替代。
上述钻井液配方中，纳米乳液可以由等含量的聚合醇替代。

Claims (4)

1.一种涉及疏水化的屏蔽暂堵钻井液，在基浆的基础上构成，其特征在于含有(按照添加剂重量、钻井液体积百分比)：
成分与比例，按照添加剂重量、钻井液体积百分比含有：
a.混合重钙(为500、700、900和1200目的重钙按一定比例组成)2.0-5.0％；
b.纳米碳酸钙-淀粉复合物1.0-3.0％；
c.纳米乳液0.5-2.0％；
d.乙二醇0.1-0.5％。
2.根据权利要求1所述的钻井液，其特征在于：乙二醇可以由等含量的丙三醇替代。
3.根据权利要求1所述的钻井液，其特征在于：纳米乳液可以由等含量的聚合醇替代。
4.一种生产权利要求1产品的方法，其特征在于：
(1)在基浆中加入纳米碳酸钙-淀粉复合物，搅拌或循环30-40分钟后；
(2)加入纳米乳液，搅拌或循环10-20分钟，冷却至室温后；
(3)加入混合重钙，搅拌或循环30-40分钟后；
(4)加入乙二醇，搅拌或循环20-30分钟后即得到本发明产品。
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