CN110105927A - 低固相抗高温甲酸盐钻完井液及其制备方法 - Google Patents

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Abstract

本发明属于石油钻井勘探开发领域，涉及一种抗高温低固相复合甲酸盐钻完井液及其制备方法。本发明的低固相抗高温甲酸盐钻完井液，包括水、抗高温提切剂、抗高温降滤失剂、缓冲剂、抗高温可酸溶封堵剂和加重剂。本发明的低固相抗高温钻完井液具有高密度低固相、抗高温、适用范围广泛的特点，可广泛应用于因漏失而堵塞产层的高温高压深井勘探开发。

Description

低固相抗高温甲酸盐钻完井液及其制备方法
技术领域
本发明属于石油钻井勘探开发领域，涉及一种抗高温低固相复合甲酸盐钻完井液及其制备方法，尤其涉及一种适用于新疆顺北一区的低固相抗高温甲酸盐钻完井液及其制备方法。
背景技术
新疆顺托果勒地区已成为中石化重要的油气产量接替区块，其中顺北油田勘探资源量达到17亿吨，但该地区油气储层埋藏较深，深度一般大于6500m，井底温度高达170℃，已完钻多口井显示，顺北一区漏失率＞90％，平均单井漏失1002方，钻井液中大量固相加重剂进入储层后易造成储层堵塞，顺北5井投产初期压恢显示明显堵塞，酸化后生产压差由19降至1.84MPa，产量由42m3/d增至81m3/d。所以，亟需一种适用于该地区奥陶系储层段的抗高温低固相钻完井液技术。
现有相关低固相钻完井液技术主要针对浅部底层和低压地层，体系密度基本低于1.25g/cm3、体系抗温能力小于150℃，无法达到顺北一区储层施工要求。CN201110295975.8中所涉及的一种强抑制性无固相聚胺-甲酸盐钻井液体系，采用单一甲酸钠或甲酸钾进行加重，密度最高至1.25g/cm3，抗温仅为80℃。CN103275680A中所涉及的低固相体系抗温仅为140℃，应用水平井的斜深不超过5000米。CN105131915A中所涉及的一种抗高温高密度无固相甲酸盐钻井液体系虽然抗温和密度达到该地区的使用要求，但其采用价格高昂的甲酸铯进行加重，现场可行性较小。现有相关低固相钻完井液技术主要存在体系密度小和抗温能力低等问题，且部分体系采用单一甲酸钠、甲酸钾或甲酸铯等方式进行液相加重，造成体系加重性能差和成本高等问题，无法满足顺北一区深部高温地层的经济高效开发的要求。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是：解决常规钻井液体系中固相对易漏超深水平井储层的堵塞污染问题，提高油气储层的产量；解决高温泥岩地层的井壁失稳问题，提高钻完井效率。
为了解决上述问题，本发明提出一种经济可行、采用甲酸钠和甲酸钾复合进行液相加重的低固相抗高温钻完井液及其制备方法。
具体的，本发明的低固相抗高温甲酸盐钻完井液，包括水、抗高温提切剂、抗高温降滤失剂、缓冲剂、抗高温可酸溶封堵剂和加重剂。
优选的，以100份重量份数的水计，所述抗高温提切剂为0.5-3份，所述抗高温降滤失剂为0.3-2份，所述缓冲剂为1-3份，所述抗高温可酸溶封堵剂为2-5份，所述加重剂为22-134份。
进一步优选的，以100份重量份数的水计，所述抗高温提切剂为1-2份，所述抗高温降滤失剂为0.5-1.5份，所述缓冲剂为1.5-2.5份，所述抗高温可酸溶封堵剂为3-4份，所述加重剂为54-134份。
优选的，所述抗高温提切剂包括气滞塞用提切剂、黄原胶和羟乙基纤维素钠中的至少一种。
优选的，所述抗高温降滤失剂包括褐煤接枝共聚降滤失剂、羟乙基纤维素、聚阴离子纤维素、磺化酚醛树脂、磺化褐煤、褐煤树脂中的至少一种。
进一步优选的，所述抗高温降滤失剂还包括无规共聚物，结构通式如下：
其中，M为Na+或K+；R为H或CH3；n＝0-2；其中当n＝0时，R为H；a:b:c＝(2-8):1:(0.5-5.0)，所述无规共聚物的相对分子质量为(50-70)万。
优选的，所述缓冲剂包括碳酸钠、碳酸氢钠、碳酸钾、碳酸氢钾、氢氧化钠、氢氧化钾中的至少一种。
优选的，所述可酸溶封堵剂包括超细碳酸钙、钛铁矿粉、四氧化三锰中的至少一种。
优选的，所述加重剂包括甲酸钠和甲酸钾中的至少一种。
另一方面，本发明的低固相抗高温甲酸盐钻完井液的制备方法，包括将所述水、抗高温提切剂、抗高温降滤失剂、缓冲剂、抗高温可酸溶封堵剂和加重剂混合均匀。
本发明的技术方案具有如下的有益效果：
(1)本发明的低固相抗高温钻完井液抗温170℃、密度1.20-1.40g/cm3，其中固相体积含量小于3％；
(2)本发明的低固相抗高温钻完井液具有高密度低固相、抗高温，适用范围广泛的特点，可广泛应用于因漏失而堵塞产层的高温高压深井勘探开发，有效防止钻完井液中固相堵塞污染储层，利于提高储层油气产量；
(3)本发明的低固相抗高温钻完井液极压润滑系数小于0.08，污染后岩心渗透率恢复值大于90％，泥岩滚动回收率大于90％，满足新疆顺北一区深层高温水平储层段的钻井施工要求。
具体实施方式
为了充分了解本发明的目的、特征及功效，通过下述具体实施方式，对本发明作详细说明。本发明的工艺方法除下述内容外，其余均采用本领域的常规方法或装置。下述名词术语除非另有说明，否则均具有本领域技术人员通常理解的含义。
本发明主要应用于因漏失而堵塞产层的高温高压深井勘探开发，防止钻完井液中固相堵塞污染储层，有利于提高储层油气产量。特别是新疆顺北油田目前为中石化重要的油气产量接替区块，油田勘探资源量达到17亿吨，该地区油气储层埋藏较深，深度一般大于6500m，井底温度高达170℃。但是目前顺北现阶段一区储层段漏失频繁，漏失率＞90％，平均单井漏失1002方，按照比重1.4g/cm3聚磺井浆固相含量为10％计算，则漏入储层固相达百方。顺北5井投产初期压恢显示明显堵塞，酸化后生产压差由19降至1.84MPa，产量由42m3/d增至81m3/d。所以如何减少该地区储层段钻井过程中的固相污染，对于提高顺北地区油气产量具有重要意义，应用前景广阔。
具体的，根据本发明的一个方面，本发明提供了一种低固相抗高温甲酸盐钻完井液，包括水、抗高温提切剂、抗高温降滤失剂、缓冲剂、抗高温可酸溶封堵剂和加重剂。
本发明的低固相抗高温甲酸盐钻完井液中，所述抗高温提切剂用于提高低固相体系的结构力，包括气滞塞用提切剂、黄原胶和羟乙基纤维素钠(HEC)中的至少一种。其中，所述气滞塞用提切剂由聚合单体接枝到有机改性后的层链状粘土矿物表面而制成，具体制备方法参见申请号201810057876.8公开的内容。
以100份重量份数的水计，所述抗高温提切剂为0.5-3份，当抗高温提切剂的含量低于0.5份时，则体系动切力、动塑比低，不满足携岩要求；当抗高温提切剂的含量高于3份时，则体系流动性差，增大激动压力和抽吸作用的危险。当抗高温提切剂的含量为1-2份时，本发明的抗高温低固相复合甲酸盐钻完井液性能最佳。
本发明的低固相抗高温甲酸盐钻完井液中，所述抗高温降滤失剂用于降低低固相体系失水，防止井壁失稳，包括褐煤接枝共聚降滤失剂、羟乙基纤维素、聚阴离子纤维素、磺化酚醛树脂、磺化褐煤、褐煤树脂中的至少一种。
其中，所述褐煤接枝共聚降滤失剂由包括以下组分的原料反应而得：褐煤10～70，醛0.5～20，磺酸盐聚合物2～30，水100份。制备方法为：所述组分混合均匀，在180～220℃反应6～10h，干燥、粉碎。采用所述的褐煤接枝降滤失剂在含高固相加重材料的超高密度钻井液中降滤失效果好、粘度效应低，能够改善钻井液的流变性，并具有抗温、耐盐的特性。
在一些实施方式中，所述抗高温降滤失剂为无规共聚物，结构通式如下：
其中，M为Na+或K+；R为H或CH3；n＝0-2；其中当n＝0时，R为H；a:b:c＝(2-8):1:(0.5-5.0)，所述无规共聚物的相对分子质量为(50-70)万。所述降滤失剂由丙烯酰胺、丙烯酸、含有丙烯酰氧基的烷基磺酸盐经共聚反应而得。所述降滤失剂在水中易分散、溶解，应用非常方便；将其应用于钻井液中时，易形成渗透率低、薄而致密的滤饼，具有较好的降滤失特性，且可控制钻井液在高于200℃，甚至高达250℃的高温条件下，及高盐(饱和盐水)条件下的稠化。
以100份重量份数的水计，所述抗高温降滤失剂为0.3-2份，当所述抗高温降滤失剂的含量低于0.3份时，则体系滤失量大，滤饼虚厚；当所述抗高温降滤失剂的含量高于2份时，则体系流变性变差；经大量实验证明，当所述抗高温降滤失剂的含量为0.5-1.5份时，本发明的抗高温低固相复合甲酸盐钻完井液性能最佳。
本发明的低固相抗高温甲酸盐钻完井液中，所述缓冲剂用于调节钻完井液的pH值，包括：碳酸钠、碳酸氢钠、碳酸钾、碳酸氢钾、氢氧化钠、氢氧化钾中的至少一种。以100份重量份数的水计，所述缓冲剂为1-3份，优选为1.5-2.5份
本发明的低固相抗高温甲酸盐钻完井液中，所述抗高温可酸溶封堵剂用于强化体系封堵性能，降低体系失水，包括：超细碳酸钙、钛铁矿粉、四氧化三锰中的至少一种。以100份重量份数的水计，所述抗高温可酸溶封堵剂为2-5份，当所述抗高温可酸溶封堵剂的含量小于2份时，则体系滤失量大，滤饼质量差；当所述抗高温可酸溶封堵剂的含量大于5份时，则体系固相含量增大，流变性协调难度增大。经大量实验证明，当所述抗高温可酸溶封堵剂的含量为3-4份时，本发明的抗高温低固相复合甲酸盐钻完井液性能最佳。
本发明的低固相抗高温甲酸盐钻完井液中，所述加重剂用于提高体系液相密度，减少惰性加重材料的含量，其中，所述加重剂包括甲酸钠和甲酸钾中的至少一种。以100份重量份数的水计，所述加重剂为0-134份，所述加重剂的加入量应根据钻完井液的密度进行适当调整。
本发明的低固相抗高温甲酸盐钻完井液中，抗高温提切剂、抗高温降滤失剂联合增粘降滤失的同时，提高结构粘度和动塑比，增强体系携岩性能；抗高温可酸溶封堵剂、甲酸盐加重剂固液复配加重，有利于进一步降低体系滤失量和成本。各组分共同发挥协同作用，实现了使本发明的低固相抗高温甲酸盐钻完井液抗温170℃、密度1.20-1.40g/cm3，固相体积含量小于3％，极压润滑系数小于0.08，污染后岩心渗透率恢复率大于90％，泥岩滚动回收率大于90％。
另一方面，本发明提供了一种低固相抗高温甲酸盐钻完井液的制备方法，包括将所述水、抗高温提切剂、抗高温降滤失剂、缓冲剂、抗高温可酸溶封堵剂和加重剂混合均匀。
优选的，将所述用量的水加入钻井液用高搅杯中，然后放置于钻井液专用高速搅拌器上，调节转速至8000～10000转/分，搅拌的同时加入所述抗高温提切剂、抗高温降滤失剂、缓冲剂和抗高温可酸溶封堵剂按需要加入加重剂，高速搅拌20-25分钟，使各组分充分分散和溶解，制得所述抗高温低固相钻完井液体系。
实施例
下面通过实施例的方式进一步说明本发明，但并不因此将本发明限制在所述的实施例范围之中。下列实施例中未注明具体条件的实验方法，按照常规方法和条件。实施例中所用原料名称及其来源，具体见表1：
表1实施例1-6中所用的原料及其来源
其中，抗高温降滤失剂I与气滞塞用提切剂的制备方法如下：
抗高温降滤失剂I：在反应瓶中加入水，在搅拌状态下将水溶性单体丙烯酰胺50g(0.70mol)、丙烯酸10g(0.14mol)、(2-丙烯酰氧)丁基磺酸钾70g(0.28mol)及分子量调节剂叔十二碳硫醇0.7g均匀溶于水中，用40％氢氧化钾水溶液调节该聚合体系的pH值为9.5，加入引发剂的水溶液(1.0g过硫酸钾、1.0g亚硫酸钠分别溶于5mL水中)在34℃引发反应，聚合反应经22min完成，得到弹性胶状物，经造粒、烘干、粉碎，得到抗高温降滤失剂，相对分子质量为68万，备用。
气滞塞用提切剂(SMRM)：将20g凹凸棒土和0.3g RH570加至100mL蒸馏水中，搅拌速度300转/分，搅拌30分钟后，在搅拌状态下加入2g 2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸，并利用氢氧化钠调节pH值至6～7，然后加入0.02g过硫酸铵和0.02g亚硫酸氢钠，加热温度为60℃，保持搅拌速度反应4小时，对所得的混合物烘干粉碎得到所述抗高温提切剂SMRM，备用。
实施例1-6
按下述组分配比，将水加入钻井液用高搅杯中，然后放置于钻井液专用高速搅拌器上，调节转速至8000转/分，搅拌的同时加入甲酸钠、抗高温提切剂、抗高温降滤失剂、氢氧化钠和超细碳酸钙，高速搅拌20分钟，使各组分充分分散溶解，制得所述密度的甲酸盐钻完井液体系。该体系固相含量低、流变失水性能好、抗高温储层渗透率恢复值高，能够满足储层钻完井一体化要求。
表2钻完井液体系组成
理化性能测试
1.钻井液常规性能评价测试
钻完井液体系性能的评价方法参照GB/T 16783.1-2014(石油天然气工业钻井液现场测试第1部分：水基钻井液)进行，极压润滑系数采用Fann212型极压润滑仪进行测试。
表3钻井液常规性能评价
2.泥岩滚动回收率评价测试
方法：分别称取10-20目的泥岩岩屑50g，装入装有400mL试样的高温老化罐内，密封后在170℃下滚动16小时，冷却至室温，用40目标准筛进行筛洗，将筛余物转入表面皿中，在(105±3)℃下烘干4小时，取出在空气中放置24小时后称重，用烘干筛余物质量和未滚动前岩屑质量比值进行滚动回收率计算。
结果：利用分散性较强的棕褐色泥岩进行测试，经过170℃高温热滚后，实施例中泥岩的滚动回收率大于86.55％，远高于常用的聚磺体系，显示出优越的抑制性能，满足高温泥岩井段的施工需要。
表4不同流体抑制性评价
测样样品 热滚前质量 热滚后质量 滚动回收率
清水 50.34 5.68 11.28
聚磺钻井液(顺北1-20) 50.12 32.24 64.32
实施例1 50.08 43.94 87.74
实施例2 51.12 45.68 89.36
实施例3 50.08 45.91 91.67
实施例4 50.33 43.56 86.55
实施例5 50.76 45.24 89.13
实施例6 51.32 46.33 90.28
3.抗原油污染能力评价测试
采用顺北1-1H井原油对本发明形成的低固相体系进行污染性评价，分别在实施例3配制的体系中加入4％、8％和12％的原油，在8000转/分下高搅20分钟后，在170℃高温下滚动老化16小时，取出冷却至室温后进行性能测试。原油量从4％逐渐增加至12％后，体系粘度和失水基本不受影响，表现出较强的抗原油污染能力。
表5抗原油污染能力评价
备注：170℃热滚16h后，采用Fann35六速粘度计进行流变性测试，测试温度50℃。
4.抗聚磺井浆污染能力评价测试
方法：采用顺北1-20H井聚磺井浆对本发明的实施例1-6进行抗污染能力评价，分别在实施例1-6配制的体系中加入4％、8％和12％井浆，井浆密度为1.27g/cm3,在8000转/分下高搅20分钟后，在170℃高温下滚动老化16小时，取出冷却至室温后进行性能测试。
结果：随着井浆污染量的增加，低固相体系粘度基本稳定，失水控制在6mL以内，表现出较好的抗井浆污染能力。
表6抗聚磺井浆污染能力评价
备注：170℃热滚16h后，采用Fann35六速粘度计进行流变性测试，测试温度50℃。
5.污染后岩心渗透率恢复值评价
方法步骤：①将岩心抽真空，饱和模拟地层水，老化40小时后待用；②采用岩心渗透率测试装置(Core Lab-UltraaPerm50)正向测定岩心的气测渗透率K0；③使用钻井液污染评价装置，用实施例1-6配制的低固相体系进行污染，围压15Mpa，压差3Mpa，污染时间2小时；④用15％盐酸对污染面进行清洗，再利用气测渗透率仪测试其渗透率Kd,并计算Kd/K0。
结果：采用实施例1-6配制的低固相体系对三种渗透率岩心污染后进行渗透率测试，显示渗透率恢复值大于91％，显示其具有很好的储保效果。
表7污染后岩心渗透率恢复值评价
本发明在上文中已以优选实施例公开，但是本领域的技术人员应理解的是，这些实施例仅用于描绘本发明，而不应理解为限制本发明的范围。应注意的是，凡是与这些实施例等效的变化与置换，均应设为涵盖于本发明的权利要求范围内。因此，本发明的保护范围应当以权利要求书中所界定的范围为准。

Claims (10)

1.一种低固相抗高温甲酸盐钻完井液，其特征在于，包括水、抗高温提切剂、抗高温降滤失剂、缓冲剂、抗高温可酸溶封堵剂和加重剂。
2.根据权利要求1所述的低固相抗高温甲酸盐钻完井液，其特征在于，以100份重量份数的水计，所述抗高温提切剂为0.5-3份，所述抗高温降滤失剂为0.3-2份，所述缓冲剂为1-3份，所述抗高温可酸溶封堵剂为2-5份，所述加重剂为22-134份。
3.根据权利要求2所述的最有性能低固相抗高温甲酸盐钻完井液，其特征在于，以100份重量份数的水计，所述抗高温提切剂为1-2份，所述抗高温降滤失剂为0.5-1.5份，所述缓冲剂为1.5-2.5份，所述抗高温可酸溶封堵剂为3-4份，所述加重剂为54-134份。
4.根据权利要求1-3任一项所述的低固相抗高温甲酸盐钻完井液，其特征在于，所述抗高温提切剂包括气滞塞用提切剂、黄原胶和羟乙基纤维素钠中的至少一种。
5.根据权利要求1-3任一项所述的低固相抗高温甲酸盐钻完井液，其特征在于，所述抗高温降滤失剂包括褐煤接枝共聚降滤失剂、羟乙基纤维素、聚阴离子纤维素、磺化酚醛树脂、磺化褐煤、褐煤树脂中的至少一种。
6.根据权利要求5所述的低固相抗高温甲酸盐钻完井液，其特征在于，所述抗高温降滤失剂还包括无规共聚物，结构通式如下：
其中，M为Na+或K+；R为H或CH3；n＝0-2；其中当n＝0时，R为H；a:b:c＝(2-8):1:(0.5-5.0)，所述无规共聚物的相对分子质量为(50-70)万。
7.根据权利要求1-3任一项所述的低固相抗高温甲酸盐钻完井液，其特征在于，所述缓冲剂包括碳酸钠、碳酸氢钠、碳酸钾、碳酸氢钾、氢氧化钠、氢氧化钾中的至少一种。
8.根据权利要求1-3任一项所述的低固相抗高温甲酸盐钻完井液，其特征在于，所述可酸溶封堵剂包括超细碳酸钙、钛铁矿粉、四氧化三锰中的至少一种。
9.根据权利要求1-3任一项所述的低固相抗高温甲酸盐钻完井液，其特征在于，所述加重剂包括甲酸钠和甲酸钾中的至少一种。
10.权利要求1-9任一项所述的低固相抗高温甲酸盐钻完井液的制备方法，其特征在于，包括将所述水、抗高温提切剂、抗高温降滤失剂、缓冲剂、抗高温可酸溶封堵剂和加重剂混合均匀。
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