CN108504339A - 一种适用于致密油藏的水基钻井液及其制备方法和应用 - Google Patents
一种适用于致密油藏的水基钻井液及其制备方法和应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN108504339A CN108504339A CN201810250551.1A CN201810250551A CN108504339A CN 108504339 A CN108504339 A CN 108504339A CN 201810250551 A CN201810250551 A CN 201810250551A CN 108504339 A CN108504339 A CN 108504339A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- agent
- water
- drilling fluid
- parts
- base drilling
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 100
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 74
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 63
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 24
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 24
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 21
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 20
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 16
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims abstract description 12
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 20
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 14
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 10
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 10
- 102100026788 ATP synthase subunit C lysine N-methyltransferase Human genes 0.000 claims description 9
- 101000833848 Homo sapiens ATP synthase subunit C lysine N-methyltransferase Proteins 0.000 claims description 9
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical group [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 239000010428 baryte Substances 0.000 claims description 3
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 3
- 238000009331 sowing Methods 0.000 claims description 3
- 239000011499 joint compound Substances 0.000 claims 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 abstract description 3
- 238000002791 soaking Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 12
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 11
- 238000011160 research Methods 0.000 description 11
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 8
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 4
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 4
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 229920000768 polyamine Polymers 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 2
- 210000004884 grey matter Anatomy 0.000 description 2
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 2
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical group [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 238000003483 aging Methods 0.000 description 1
- 125000003158 alcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 230000003373 anti-fouling effect Effects 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000003556 assay Methods 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 235000013399 edible fruits Nutrition 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 1
- 125000003473 lipid group Chemical group 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000003223 protective agent Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/18—Clay-containing compositions characterised by the organic compounds
- C09K8/22—Synthetic organic compounds
- C09K8/24—Polymers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/426—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for plugging
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/5086—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/34—Lubricant additives
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
本发明提供了一种适用于致密油藏的水基钻井液及其制备方法和应用。以重量份计，该水基钻井液包括2‑4份的膨润土，0.05‑0.07份的碳酸钠，0.08‑0.1份的氢氧化钾，4‑5份的降滤失剂，2.5‑4份的抑制剂，3‑5份的泥饼改善剂，1‑2份的无荧光耐高温防塌剂，3‑4份的封堵剂，5‑8份的润滑剂，0.5‑0.8份的包被剂，0.2‑0.5份的提切剂、0‑300份的加重剂和100份的水。该水基钻井液具有良好抗温性、润滑性、抑制性，能够有效抑制地层泥页岩剥落，稳定井壁；能够有效改善泥饼质量，形成薄而韧的泥饼，同时能有效降低滤失量；加快钻速，缩短钻井周期，减少油层浸泡时间，有利于保护油层。
Description
技术领域
本发明属于钻井技术领域，涉及一种适用于致密油藏的水基钻井液及其制备方法和应用。
背景技术
低渗透致密油藏在我国油气资源中的比例不断扩大，分布广泛，但致密油藏油气资源开采难度大，开发好这类油气资源对我国石油工业的持续稳定发展具有十分重要的意义。
在油气井钻探过程中，低渗透致密储层的损害普遍存在，有时甚至非常严重，极大地制约了致密油藏的勘探开发生产。在致密储层钻探作业中，钻完井液是首先进入地层接触储层的入井流体，是储层保护工作最重要的一环，因此钻完井液质量的好坏与能否成功勘探、高效开发低渗致密储层息息相关。
致密油藏钻井液需要具有更加良好的抑制性和封堵性，能够更好、更有效的防止钻井液中的固相侵入储层造成储层伤害，从而能够更好、更加高效的开发低渗致密油藏。
因此，针对致密储层提供一种可保护储层，并且具有良好抗温性、润滑性、抑制性的钻井液是本领域亟待解决的问题。
发明内容
为了解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种适用于致密油藏的水基钻井液及其制备方法，该水基钻井液具有良好的流变性、抑制性和润滑性，能够达到储层保护效果；本发明的目的还在于提供该水基钻井液在致密油藏油气资源开采中的应用，现场配置简单，能够较好地适用于致密油藏资源的开采。
本发明的目的通过以下技术方案得以实现：
一方面，本发明提供一种适用于致密油藏的水基钻井液，以重量份计，该水基钻井液包括：
上述的水基钻井液中，所述原料组分均可以通过市售获得。降滤失剂与封堵剂丰富了粒径梯度，从而协同作用使得钻井液滤失量降低；泥饼改善剂协同作用于泥饼，提高了产品的物理封堵作用的同时兼顾钻井液体系的流变性控制，可在很大程度上提高易破碎地层的胶结能力和抗压性，具有提高泥饼质量、协助降低HTHP滤失量、辅助降低摩阻的作用。抑制剂为聚胺类化合物，由于分子链中引入了多胺，因而赋予它更好的页岩抑制性，它的作用机理是通过氢键吸附镶嵌在粘土晶层间，压缩粘土层间距，含羟基的醇链覆盖在泥岩表面，形成保护膜，从多方面入手解决泥页岩地层的水化作问题，起到稳定井壁的作用。无荧光耐高温防塌在压差作用下会发生弹性变形，以适应不同形状和尺寸的孔喉，对较宽尺寸的孔喉产生良好封堵作用，能有效降低钻井液向地层滤失，是配制钻井液优良的防塌剂和油层保护剂。膨润土是水基钻井液的重要配浆材料，能够增加黏度和切力，提高井眼净化能力，防止井漏。碳酸钠能够通过离子交换和沉淀作用使得钙黏土变为钠黏土，提高造浆率，改善黏土水化分散性能。氢氧化钾主要用于调节钻井液pH值。润滑剂能够润滑钻头，提高钻速。大分子包被剂能够改善钻井液的携岩能力，提高井眼清洁能力。提切剂能够改善钻井液流变性，有利于井壁稳定以及提高携岩能力。加重剂能够调节钻井液密度，适应地层压力。
上述的水基钻井液中，优选地，所述降滤失剂可以包括降滤失剂JS-2(中国石油集团钻井工程技术研究院生产)和/或多支化树脂(大庆钻探钻井工程技术研究院生产)等，但不限于此。
上述的水基钻井液中，优选地，所述降滤失剂为降滤失剂JS-2和多支化树脂的混合物；其中，降滤失剂JS-2与多支化树脂的质量比为1:1。
上述的水基钻井液中，优选地，所述抑制剂可以包括聚合醇(大庆钻探钻井工程技术研究院生产)和/或抑制剂ZJ-1(中国石油集团钻井工程技术研究院生产)等，但不限于此；该抑制剂ZJ-1的主要成分为小分子聚胺类化合物。
上述的水基钻井液中，优选地，所述抑制剂为聚合醇和抑制剂ZJ-1的混合物；其中，聚合醇和抑制剂ZJ-1的质量比为2：(0.5-2)。
上述的水基钻井液中，优选地，所述泥饼改善剂可以包括泥饼改善剂NBG-1(中国石油集团钻井工程技术研究院生产)和/或泥饼改善剂NBG-2(中国石油集团钻井工程技术研究院生产)等，但不限于此；其中，泥饼改善剂NBG-1的主要成分为改性的大分子多元共聚物；泥饼改善剂NBG-2的主要成分为聚丙烯酸乳液所组成的沥青胶团化合物。
上述的水基钻井液中，优选地，泥饼改善剂NBG-1与泥饼改善剂NBG-2的质量比为1:2。
上述的水基钻井液中，优选地，所述无荧光耐高温防塌剂可以包括防塌剂YLA(中国石油集团钻井工程技术研究院生产)等，但不限于此，该防塌剂YLA的主要成分为乳化石蜡。
上述的水基钻井液中，优选地，所述封堵剂可以包括纳米封堵剂NF-1(中国石油集团钻井工程技术研究院生产)和/或超微碳酸钙等，但不限于此；该纳米封堵剂NF-1的主要是由烷基磺酸盐、烷基酯、交联剂等聚合成的多元聚合物微球。
上述的水基钻井液中，优选地，所述封堵剂为纳米封堵剂NF-1和超微碳酸钙的混合物；其中，纳米封堵剂NF-1与超微碳酸钙的质量比为1:2。
上述的水基钻井液中，优选地，所述纳米封堵剂NF-1的粒径为20-80nm；所述超微碳酸钙的细度为1000-2000目。
上述的水基钻井液中，优选地，所述润滑剂可以包括消泡润滑剂(中国石油集团钻井工程技术研究院生产)等，但不限于此。该消泡润滑剂的主要成分为脂类、石墨和聚合醇等。
上述的水基钻井液中，优选地，所述包被剂可以包括包被剂PLUS(大庆钻探钻井工程技术研究院生产)等，但不限于此。
上述的水基钻井液中，优选地，所述提切剂可以包括提切剂XC(大庆钻探钻井工程技术研究院生产)等，但不限于此。该提切剂XC的主要成分为生物聚合物。
上述的水基钻井液中，优选地，所述加重剂可以包括重晶石等，但不限于此。
另一方面，本发明还提供上述水基钻井液的制备方法，其包括以下步骤：
步骤一，按比例将膨润土和碳酸钠加入到水中，搅拌20-60min，使其充分搅拌均匀，再预水化16-24h；
步骤二，再向步骤一得到的混合液中依次按比例加入氢氧化钾、降滤失剂、抑制剂、泥饼改善剂、无荧光耐高温防塌剂、封堵剂、润滑剂、包被剂和提切剂，同时观察每种处理剂的溶解或分散情况，当前一种处理剂分散或溶解均匀后再加入下种处理剂，直至全部加完；
步骤三，根据制备的钻井液密度要求，可选择性的向步骤二所得到的混合液中加入加重剂，搅拌20-40min，使其混合均匀，密度达到钻井要求，得到水基钻井液；
上述的制备方法中，优选地，各原料的加入是在搅拌下进行的，搅拌速度为10000-12000r/min。
再一方面，本发明还提供上述水基钻井液在致密油藏油气资源开采中的应用。
本发明提供的适用于致密油藏的水基钻井液具有良好的流变性、抑制性和润滑性，以达到储层保护效果，还具有成分简单，现场配置简单等优点，适用于致密油藏资源的开采。
本发明所提供的适用于致密油藏的水基钻井液具有以下优点：
(1)可以有效抑制地层泥页岩剥落，稳定井壁；
(2)能够有效改善泥饼质量，形成薄而韧的泥饼，同时能有效降低滤失量；
(3)加快钻速，缩短钻井周期，减少油层浸泡时间，有利于保护油层。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供一种适用于致密油藏的水基钻井液，以重量份计，该水基钻井液包括400g的淡水，12g的怀安膨润土，0.24g的碳酸钠，0.4g的氢氧化钾，8g的降滤失剂JS-2，8g的多支化树脂，8g的聚合醇，8g的抑制剂ZJ-1，8g的泥饼改善剂NBG-2，4g的泥饼改善剂NBG-1，4g的防塌剂YLA，4g的纳米封堵剂NF-1，20g的消泡润滑剂，8g的超细碳酸钙，2g的大分子包被剂PLUS，0.8g的提切剂XC，并通过添加加重剂重晶石使密度加重至1.5g/cm3。
本实施的适用于致密油藏的水基钻井液是通过以下步骤制备得到的：
步骤一，按比例将怀安膨润土和碳酸钠加入到淡水中，搅拌30min，使其充分搅拌均匀，再预水化24h；
步骤二，在11000r/min的高速搅拌下，再向步骤一得到的混合液中依次按比例加入氢氧化钾、降滤失剂JS-2、多支化树脂、聚合醇、抑制剂ZJ-1、泥饼改善剂NBG-2、泥饼改善剂NBG-1、防塌剂YLA、纳米封堵剂、润滑剂、大分子包被剂PLUS和提切剂XC，同时观察每种处理剂的溶解或分散情况，当前一种处理剂分散或溶解均匀后再加入下种处理剂，直至全部加完；
步骤三，向步骤二所得到的混合液中加入重晶石粉，搅拌20min，使其混合均匀，使其密度达到1.5g/cm3，得到适用于致密油藏的水基钻井液。
对比例1
本对比例提供一种适用于致密油藏的钻井液，其含有淡水400g、怀安膨润土12g、碳酸钠0.24g、氢氧化钾0.4g、铵盐4g、降滤失剂JS-2和多支化树脂各8g、抑制剂聚合醇8g、抑制剂AP-1(中国石油集团钻井工程技术研究院生产)2g、磺化沥青8g、润滑剂20g、超细碳酸钙8g、大分子包被剂PLUS2g、提切剂XC0.8g，并将密度加重至1.5g/cm3。
该水基钻井液是通过以下步骤制备得到的：
步骤一，将怀安膨润土和一部分碳酸钠加入到淡水中，搅拌30min，再预水化处理24h；
步骤二，在11000r/min的高速搅拌下，向步骤一得到的混合液中，依次加入氢氧化钾、铵盐、降滤失剂JS-2和多支化树脂、抑制剂聚合醇、抑制剂AP-1、磺化沥青、润滑剂、超细碳酸钙、大分子包被剂PLUS、提切剂XC，同时观察每种处理剂的溶剂或分散情况，当一种处理剂充分溶剂或者分散后，再加入下一种处理剂，直至全部加完。
步骤三，向步骤二得到的混合液中加入重晶石粉，以10000～12000r/min的速度搅拌20min，使其密度达到1.5g/cm3。
对上述实施例1和对比例1进行以下对比实验
(1)流变性、API滤失量、高温高压滤失量的测定
根据《GB/T16783.1-2006石油天然气工业钻井液现场测试第1部分：水基钻井液》中的测定方法，评价实施例1和对比例1的钻井液在100℃老化前后的流变性和API滤失量，以及100℃、3.5MPa下的高温高压滤失量。其中测定的参数包括AV(表观粘度)、PV(塑性粘度)、YP(动切力)、FLAPI(API滤失量)、FLHTHP(高温高压滤失量)，测定结果见表1。
表1 各测试对象流变性能和滤失量参数数据表
由表1实验数据表明：两个配方在同等条件下，滤失量均可以控制在合理的范围之内，实施例1的配方不论是在滚动老化16h还是滚动老化80h后的流变性能都比对比例1具有更好的稳定性能。
(2)抑制性
将350mL测试对象高速搅拌20min，密封4h养护；
通过滚动分散实验，评价实施例1和对比例1的钻井液抑制性。实验所用灰质泥岩为青山口组，所用粉砂岩为泉头组。测试结果如表2。通过膨胀率实验评价实施例1和对比例1的膨胀能力，所用岩屑为泉头组粉砂岩。测试结果如表3。
表2 不同钻井液抑制性能测试结果(岩屑滚动回收率实验)
由表2岩屑回收率实验数据表明：两个配方对灰质泥岩(青山口组)的岩屑滚动回收率都有很好的抑制能力，而实施例1的配方在抑制性方面具有更好的表现，能看出抑制能力在多种抑制剂的协同作用下得到了发挥。
表3 钻井液膨胀能力评价实验数据及结果(泉头组粉砂岩)
| 序号 | 实验条件 | 膨胀率(％) |
| 对比例1 | 室温，20h | 6.62 |
| 实施例1 | 室温，20h | 3.98 |
由表3膨胀率实验数据表明：实施例1的钻井液配方在抑制地层膨胀性方面有着更出色的表现，膨胀率比对比例1要低40％。
(3)封堵性
使用过20-40和40-70目筛岩屑制备的砂床进行的封堵实验。实验结果见表4。
表4 钻井液封堵能力评价实验数据及结果(砂床封堵实验)
由表4封堵能力评价实验数据表明：实施例1的钻井液配方渗透深度小于对比例1，其有着更出色的封堵能力。
(4)抗污染实验
在实施例1和对比例1的钻井液配方中加入一定量的粉砂岩屑(100目)，通过观察体系的流变性变化，评价两种配方的抗污染性能。评价结果如表5。
表5 钻井液抗污染能力评价实验数据及结果(粉砂岩屑100目污染实验)
由表5实验数据表明：两个配方抗污染能力相当，在超过20％钻屑污染的情况下，两种钻井液体系流变性能变化比较大，故在钻井过程中严格控制钻井液固相含量，尤其是低密度劣质固相。
实施例2
本实施例将实施例1提供的适用于致密油藏的钻井液在大庆油田树25-扶平2井的现场应用实验。
树25-扶平2井是属大庆油田采油十厂的一口水平井，目的层F17，设计井深2780m(实际完钻井深：2847m)，造斜点1354m。为解决大庆油田青山口组造斜段在钻进、短起下、通井等过程中易发生掉块垮塌现象，通过前期室内的评价实验结果，选用四种防塌封堵材料(NBG-1\NBG-2\YLA\纳米封堵剂NF-1)在树25-扶平2井进行现场应用试验。
本井从青山口组地层开始使用四种防塌封堵类处理剂，分别是NBG-1(25kg/袋)、NBG-2(50kg/桶)、YLA液体防塌剂(180kg/桶)和(50kg/桶)。通过现场使用，这四种处理剂对青山口组页岩的剥落有明显抑制作用，形成的泥饼薄而致密，能充分满足井壁稳定要求。同时NBG-2和YLA因是沥青和乳化石蜡类处理剂，兼具润滑作用，在水平段钻进过程中，对润滑减阻方面也发挥着积极作用。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种适用于致密油藏的水基钻井液，其特征在于：以重量份计，该水基钻井液包括：
2.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于：所述降滤失剂包括降滤失剂JS-2和/或多支化树脂；
优选地，所述降滤失剂为降滤失剂JS-2和多支化树脂的混合物；其中，降滤失剂JS-2与多支化树脂的质量比为1:1。
3.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于：所述抑制剂包括聚合醇和/或抑制剂ZJ-1；
优选地，所述抑制剂为聚合醇和抑制剂ZJ-1的混合物；其中，聚合醇和抑制剂ZJ-1的质量比为2：(0.5-2)。
4.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于：所述泥饼改善剂包括泥饼改善剂NBG-1和/或泥饼改善剂NBG-2；
优选地，泥饼改善剂NBG-1与泥饼改善剂NBG-2的质量比为1:2。
5.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于：所述无荧光耐高温防塌剂为防塌剂YLA。
6.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于：所述封堵剂包括纳米封堵剂NF-1和/或超微碳酸钙；
优选地，所述封堵剂为纳米封堵剂NF-1和超微碳酸钙的混合物；其中，纳米封堵剂NF-1与超微碳酸钙的质量比为1:2；
优选地，所述纳米封堵剂NF-1的粒径为20-80nm；所述超微碳酸钙的细度为1000-2000目。
7.根据权利要求1所述的水基钻井液，其特征在于：所述润滑剂为消泡润滑剂；
优选地，所述包被剂为包被剂PLUS；
优选地，所述提切剂为提切剂XC；
优选地，所述加重剂为重晶石。
8.权利要求1-7任一项所述水基钻井液的制备方法，其包括以下步骤：
步骤一，按比例将膨润土和碳酸钠加入到水中，搅拌20-60min，使其充分搅拌均匀，再预水化16-24h；
步骤二，再向步骤一得到的混合液中依次按比例加入氢氧化钾、降滤失剂、抑制剂、泥饼改善剂、无荧光耐高温防塌剂、封堵剂、润滑剂、包被剂和提切剂，同时观察每种处理剂的溶解或分散情况，当前一种处理剂分散或溶解均匀后再加入下种处理剂，直至全部加完；
步骤三，根据制备的钻井液密度要求，可选择性的向步骤二所得到的混合液中加入加重剂，搅拌20-40min，使其混合均匀，密度达到钻井要求，得到水基钻井液。
9.根据权利要求8所述的制备方法，其特征在于：各原料的加入是在搅拌下进行的，搅拌速度为10000-12000r/min。
10.权利要求1-7任一项所述水基钻井液在致密油藏油气资源开采中的应用。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810250551.1A CN108504339A (zh) | 2018-03-26 | 2018-03-26 | 一种适用于致密油藏的水基钻井液及其制备方法和应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810250551.1A CN108504339A (zh) | 2018-03-26 | 2018-03-26 | 一种适用于致密油藏的水基钻井液及其制备方法和应用 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN108504339A true CN108504339A (zh) | 2018-09-07 |
Family
ID=63378518
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201810250551.1A Pending CN108504339A (zh) | 2018-03-26 | 2018-03-26 | 一种适用于致密油藏的水基钻井液及其制备方法和应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN108504339A (zh) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110628398A (zh) * | 2019-10-08 | 2019-12-31 | 中石化华东石油工程有限公司 | 一种页岩气井用水基钻井液及其生产方法 |
| CN111334262A (zh) * | 2020-03-11 | 2020-06-26 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 多用途环保钻井液 |
| CN111454698A (zh) * | 2019-01-20 | 2020-07-28 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种包含封堵颗粒组合物的钻井液 |
| CN115029112A (zh) * | 2022-07-13 | 2022-09-09 | 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 | 一种复合基钻井液及其制备方法和应用 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0941828A2 (de) * | 1998-03-13 | 1999-09-15 | HILTI Aktiengesellschaft | Saug- und Austraggerät für eine Spülflüssigkeit |
| CN103045188A (zh) * | 2012-12-31 | 2013-04-17 | 中国地质大学（北京） | 一种水基钻井液用封堵型降滤失剂及其制备方法 |
| CN104232035A (zh) * | 2013-06-20 | 2014-12-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适用于低渗油气藏的钻井液及制备方法 |
| CN104559968A (zh) * | 2013-10-22 | 2015-04-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种抗高温水基钻井液及其制备方法 |
| CN104762071A (zh) * | 2015-03-30 | 2015-07-08 | 中国石油大学(华东) | 一种水基钻井液用页岩微纳米颗粒封堵剂的制备方法 |
| CN104927051A (zh) * | 2015-06-17 | 2015-09-23 | 西南石油大学 | 一种水基钻井液用纳米聚合物封堵剂及其制备方法 |
-
2018
- 2018-03-26 CN CN201810250551.1A patent/CN108504339A/zh active Pending
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0941828A2 (de) * | 1998-03-13 | 1999-09-15 | HILTI Aktiengesellschaft | Saug- und Austraggerät für eine Spülflüssigkeit |
| CN103045188A (zh) * | 2012-12-31 | 2013-04-17 | 中国地质大学（北京） | 一种水基钻井液用封堵型降滤失剂及其制备方法 |
| CN104232035A (zh) * | 2013-06-20 | 2014-12-24 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适用于低渗油气藏的钻井液及制备方法 |
| CN104559968A (zh) * | 2013-10-22 | 2015-04-29 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种抗高温水基钻井液及其制备方法 |
| CN104762071A (zh) * | 2015-03-30 | 2015-07-08 | 中国石油大学(华东) | 一种水基钻井液用页岩微纳米颗粒封堵剂的制备方法 |
| CN104927051A (zh) * | 2015-06-17 | 2015-09-23 | 西南石油大学 | 一种水基钻井液用纳米聚合物封堵剂及其制备方法 |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111454698A (zh) * | 2019-01-20 | 2020-07-28 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 一种包含封堵颗粒组合物的钻井液 |
| CN110628398A (zh) * | 2019-10-08 | 2019-12-31 | 中石化华东石油工程有限公司 | 一种页岩气井用水基钻井液及其生产方法 |
| CN110628398B (zh) * | 2019-10-08 | 2022-08-19 | 中石化华东石油工程有限公司 | 一种页岩气井用水基钻井液及其生产方法 |
| CN111334262A (zh) * | 2020-03-11 | 2020-06-26 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 多用途环保钻井液 |
| CN115029112A (zh) * | 2022-07-13 | 2022-09-09 | 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 | 一种复合基钻井液及其制备方法和应用 |
| CN115029112B (zh) * | 2022-07-13 | 2023-11-10 | 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 | 一种复合基钻井液及其制备方法和应用 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN103045210B (zh) | 一种高效封堵油基钻井液及其制备方法 | |
| CN102304353B (zh) | 环保型全油基钻井液及其配制方法 | |
| CN102250595B (zh) | 用于活性泥页岩钻井的钻井液 | |
| CN108504339A (zh) | 一种适用于致密油藏的水基钻井液及其制备方法和应用 | |
| CN110628398B (zh) | 一种页岩气井用水基钻井液及其生产方法 | |
| US20090029878A1 (en) | Drilling fluid, drill-in fluid, completition fluid, and workover fluid additive compositions containing thermoset nanocomposite particles; and applications for fluid loss control and wellbore strengthening | |
| CN104927805A (zh) | 一种适用于陆相沉积敏感性页岩地层的高密度水基钻井液 | |
| US10563111B2 (en) | Solubilized polymer concentrates, methods of preparation thereof, and well drilling and servicing fluids containing the same | |
| CN104114670B (zh) | 用于抑制粘土的溶胀的试剂、包含所述试剂的组合物以及实施所述试剂的方法 | |
| CN104114669A (zh) | 粘土溶胀抑制剂，包含所述抑制剂的组合物以及使用所述抑制剂的方法 | |
| CN110041901A (zh) | 一种用于破碎性火成岩地层钻进的钻井液及其制备方法 | |
| CN105189694B (zh) | 油基钻液的添加剂 | |
| CN109825266A (zh) | 一种强抑制高封堵双保型钻井液及其制备方法、钻井组合物 | |
| CN104610943A (zh) | 水基纳米钻井液及其制备方法 | |
| WO2010011222A1 (en) | Drilling fluid, drill-in fluid, completion fluid, and workover fluid additive compositions containing thermoset nanocomposite particles | |
| CN113637464B (zh) | 一种防塌钻井液及其制备方法和应用 | |
| Medved et al. | The influence of mandarin peel powder on filtration properties and temperature stability of water-based drilling mud | |
| CA2945989A1 (en) | Water-based drilling fluid for reducing bitumen accretion | |
| Fliss et al. | EFFECT OF MICRO-SIZED FLY ASH ON THE RHEOLOGICAL AND FILTRATION PROPERTIES OF WATER-BASED MUDS. | |
| CN110234728A (zh) | 热稳定性提高的水基钻井流体的组合物及使用方法 | |
| Lijuan et al. | Study on rheological property control method of “three high” water based drilling fluid | |
| CN109021944B (zh) | 油层保护剂 | |
| US20230193107A1 (en) | Reclaimed Carbon Black Drilling Fluid Additive | |
| Medved et al. | UTJECAJ PRAHA KORE MANDARINE NA FILTRACIJSKA SVOJSTVA I TEMPERATURNU STABILNOST ISPLAKA NA BAZI VODE | |
| CN117965141A (zh) | 一种钻井组合物、水基钻井液 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |
Application publication date: 20180907 |
|
| WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |