CN112521922B

CN112521922B - 一种储层段无固相钻井液的使用维护方法

Info

Publication number: CN112521922B
Application number: CN202011401023.5A
Authority: CN
Inventors: 马腾飞; 朱光辉; 米洪刚; 孙新阳; 张平; 杨刚; 程璐; 李丹琼; 侯岩波; 李志勇
Original assignee: China University of Petroleum Beijing; China United Coalbed Methane Corp Ltd
Current assignee: China University of Petroleum Beijing; China United Coalbed Methane Corp Ltd
Priority date: 2020-12-02
Filing date: 2020-12-02
Publication date: 2022-04-12
Anticipated expiration: 2040-12-02
Also published as: CN112521922A

Abstract

本发明提供了一种储层段无固相钻井液的使用维护方法，包括储层段无固相钻井液的配制与钻井液的性能维护；所述储层段无固相钻井液的配制为：将封堵防塌抑制剂、稳定剂、增粘剂、成膜剂、降滤失剂与水混合，得到储层段无固相钻井液。与现有技术相比，本发明采用的封堵防塌抑制剂利用聚合醇在井壁表面形成一层有效的隔离膜，隔断钻井液渗入地层的通道，加入果壳及纤维形成复杂网状结构，减小钻井液侵入地层的深度；同时二甲基二烯基氯化铵与聚合醇反应增强体系的抑制性和分散性，达到有效稳定井壁的效果；再结合其他助剂，使钻井液体系具有较高的流变性、滤失性及抑制性，并且该体系配方简单，配制与维护均方便。

Description

一种储层段无固相钻井液的使用维护方法

技术领域

本发明属于煤层气开采技术领域，尤其涉及一种储层段无固相钻井液的使用维护方法。

背景技术

煤层气是一种煤层本身自生自储式的非常规天然气资源，主要成分是甲烷。全球煤层气资源量为256.3×10¹²m³，其中我国煤层气资源量约为36.81万亿m³，因此充分开发利用煤层气对弥补我国石油、天然气的供应不足具有重要战略意义。一直以来煤层气钻完井过程中井壁失稳和储层损害问题是煤层气高效开发的关键。无固相钻井液体系具有良好的携带与悬浮岩屑能力，并能有效地稳定井壁和平衡地层压力，已经被广泛应用于煤层气钻完井过程中。但能否控制好无固相钻井液体系的固相含量，是目前无固相钻井液体系的使用维护中的重中之重。

刘刚等人针对长10井储层段的裂缝性、渗透性漏失问题，构建出一套固相钻井液体系并应用到长10井钻井过程。该钻井液体系在钻进中震动筛使用率达到100％，除砂器和除泥器使用率达85％，并及时淘洗灌池，尽量降低井浆的含砂量和钻屑含量；在维护井内钻井液性能时，通过将聚合物处理剂均配成稀溶液，再均匀加入井内。应用结果表明该体系的维护过程中钻井液密度基本保持稳定，可以有效控制其固相含量。

沈630-H1323井是在大民屯凹陷胜西潜山沈630块钻探的1口水平井，对应储层段主要以碳质泥岩为主，夹有大量砂砾岩，极易水化膨胀、分散，剥落掉块造成井下垮塌、井壁失稳。基于此，王丹构建出的钻井液体系中，一开使用普通水基钻井液。二开井深进入2100m后改型为有机硅聚合物体系，三开使用深井无固相钻井液体系。其中三开钻井液体系在使用维护中利用离心机等固控设备及时清理钻井液中的多余有害固相，并及时加入抗高温降滤失剂、抗高温降粘剂等处理剂，增强钻井液的流变性、润滑性能和抑制性能，控制地层泥岩水化膨胀和造浆。现场结果表明钻井液维护过程中各项性能符合钻井施工要求的抗高温、抑制性、稳定性和防塌等要求，可以保证施工的顺利进行。

但无固相钻井液能否达到固控要求，在很大程度上取决于对各种旋流器的合理使用，而现场井队仅重视一级固控，当快速钻进时，现场维护过程中除砂器、除泥器的使用率较低，经常采取中途除泥作业或者间歇式除泥方式，导致钻井液密度随井深而明显增加，不能有效保持钻井液密度的相对稳定。

发明内容

有鉴于此，本发明要解决的技术问题在于提供一种储层段无固相钻井液的使用维护方法，该使用维护方法可防止钻井液固相含量变化幅度过大，从而可使密度保持相对稳定。

本发明提供了一种储层段无固相钻井液的使用维护方法，包括储层段无固相钻井液的配制与钻井液的性能维护；

所述储层段无固相钻井液的配制为：将封堵防塌抑制剂、稳定剂、增粘剂、成膜剂、降滤失剂与水混合，得到储层段无固相钻井液；

所述封堵防塌抑制剂的质量为水质量的1％～3％；

所述稳定剂的质量为水质量的0.4％～1％；

所述成膜剂的质量为水质量的1％～2％；

所述降滤失剂的质量为水质量的2％～4％；

所述增粘剂的质量为水质量的1％～3％；

所述封堵防塌抑制剂由聚合醇与二甲基二烯基氯化铵改性粒状堵漏材料与纤维状堵漏材料得到；所述粒状堵漏材料包括果壳。

优选的，所述钻井液的性能维护包括：配备三级固控设备；所述三级固控设备包括振动筛、除砂器、除泥器。

优选的，所述振动筛的目数为60～100目；所述振动筛的处理量大于等于200m³/h；所述除砂器的处理量大于等于200m³/h；所述除砂器的运转率大于等于80％；所述除泥器的处理量大于等于200m³/h；所述除泥器的运转率大于等于80％。

优选的，所述钻井液的性能维护包括：配备测试设备；所述测试设备包括钻井液密度计、马氏漏斗粘度计、六速旋转粘度计、API中压失水仪、固相含量测定仪、pH检测装置、含砂量测定仪、浆杯、秒表、电动搅拌机、定时钟与泥饼摩阻仪。

优选的，所述钻井液的性能维护包括：储层段钻进时，如API滤失量大于9ml，在钻井液中加入降滤失剂、成膜剂与增粘剂。

优选的，所述钻井液的性能维护包括：钻进过程中，如返出岩屑中存在掉块，在钻井液中补充稳定剂与封堵防塌抑制剂。

优选的，所述钻井液的性能维护包括；观察振动筛返砂量，如钻井液的动塑比较低，出现岩屑携带困难的问题时，在钻井液中加入封堵防塌抑制剂。

优选的，所述聚合醇选自聚乙二醇；所述二甲基二烯基氯化铵选自二甲基二烯丙基氯化铵和/或二甲基二乙烯基氯化铵；所述果壳的粒度小于等于10目；所述纤维状堵漏材料选自棉纤维；所述果壳与纤维状堵漏材料的质量比为1：(0.5～2)；所述聚合醇与二甲基二烯基氯化铵的质量比为(2～6)：1；所述二甲基二烯基氯化铵与果壳的质量比为1：(3～7)。

优选的，所述粒状堵漏材料还包括碳酸钙；所述碳酸钙与果壳的质量比为(1.5～2.5)：1。

优选的，所述稳定剂选自聚丙烯酸钾；所述成膜剂选自成膜剂CMJ-1；所述降滤失剂选自褐煤树脂；所述增粘剂选自羧甲基淀粉。

本发明提供了一种储层段无固相钻井液的使用维护方法，包括储层段无固相钻井液的配制与钻井液的性能维护；所述储层段无固相钻井液的配制为：将封堵防塌抑制剂、稳定剂、增粘剂、成膜剂、降滤失剂与水混合，得到储层段无固相钻井液；所述封堵防塌抑制剂的质量为水质量的1％～3％；所述稳定剂的质量为水质量的0.4％～1％；所述成膜剂的质量为水质量的1％～2％；所述降滤失剂的质量为水质量的2％～4％；所述增粘剂的质量为水质量的1％～3％；所述封堵防塌抑制剂由聚合醇与二甲基二烯基氯化铵改性粒状堵漏材料与纤维状堵漏材料得到；所述粒状堵漏材料包括果壳。与现有技术相比，本发明采用的封堵防塌抑制剂利用聚合醇特有的“浊点”效应，在井壁表面形成一层有效的隔离膜，隔断钻井液渗入地层的通道，加入果壳及纤维形成复杂网状结构，减小钻井液侵入地层的深度，从而减小岩层的水化、膨胀，避免地层掉块与坍塌等复杂情况的发生；同时二甲基二烯基氯化铵与聚合醇反应产生协同增效作用来增强体系的抑制性和分散性，达到有效稳定井壁的效果；再结合其他助剂，使钻井液体系具有较高的流变性、滤失性及抑制性，并且该体系配方简单，配制与维护均方便。

附图说明

图1为本发明实施例1中得到的封堵防塌抑制剂的照片；

图2为本发明实施例2中3D井井径曲线图。

具体实施方式

下面将结合本发明实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

本发明提供了一种储层段无固相钻井液的使用维护方法，其特征在于，包括储层段无固相钻井液的配制与钻井液的性能维护；所述储层段无固相钻井液的配制为：将封堵防塌抑制剂、稳定剂、增粘剂、成膜剂、降滤失剂与水混合，得到储层段无固相钻井液；所述封堵防塌抑制剂的质量为水质量的1％～3％；所述稳定剂的质量为水质量的0.4％～1％；所述成膜剂的质量为水质量的1％～2％；所述降滤失剂的质量为水质量的2％～4％；所述增粘剂的质量为水质量的1％～3％；所述封堵防塌抑制剂由聚合醇与二甲基二烯基氯化铵改性粒状堵漏材料与纤维状堵漏材料得到；所述粒状堵漏材料包括果壳。

其中本发明对所有原料的来源并没有特殊的限制，为市售即可。

本发明提供的储层段无固相钻井液的使用维护方法包括其配制与钻井液的性能维护。

其中，所述储层段无固相钻井液的配制为：将封堵防塌抑制剂、稳定剂、增粘剂、成膜剂、降滤失剂与水混合，得到储层段无固相钻井液；在本发明中优选将水与封堵防塌抑制剂混合后，加入稳定剂、成膜剂、降滤失剂与增粘剂，得到储层段无固相钻井液；更优选先将水与封堵防塌抑制剂混合均匀后，加入稳定剂搅拌溶解后，加入成膜剂，搅拌溶解后，加入降滤失剂，继续搅拌，加入增粘剂，完全溶解后，得到无固相钻井液。

本发明提供的以封堵防塌抑制剂为核心处理剂得到低伤害高封堵易返排无固相钻井液；所述防塌封堵抑制剂的质量优选为水质量的1％～2.5％，更优选为1.5％～2.5％，再优选为1.5％。所述封堵防塌抑制剂由聚合醇与二甲基二烯基氯化铵改性粒状堵漏材料与纤维状堵漏材料得到；所述粒状堵漏材料包括果壳。本发明提供的封堵防塌抑制剂为聚合醇类高分子，可增强体系的抑制剂和分散性，减小钻井液侵入地层的深度。

所述聚合醇优选为聚乙二醇和/或聚丙三醇；所述聚合醇的平均分子量优选为3000～8000，更优选为3500～7000，再优选为3500～6000，再优选为3500～5000，最优选为3500～4500。本发明提供的封堵防塌抑制剂可利用聚合醇特有的“浊点”效应，在煤层和存在微裂缝岩层对应的井壁表面形成一层有效的隔离膜，隔断钻井液渗入地层的通道，减小钻井液侵入地层的深度，从而减小岩层的水化、膨胀，避免地层掉块与坍塌等复杂情况的发生。

所述二甲基二烯基氯化铵优选为二甲基二烯丙基氯化铵和/或二甲基二乙烯基氯化铵；所述聚合醇与二甲基二烯基氯化铵的质量比优选为(2～6)：1，更优选为(3～5)：1，再优选为4：1。

所述粒状堵漏材料包括果壳；所述果壳的粒度优选小于等于10目；所述果壳优选为坚果壳，更优选为核桃壳，再优选为山核桃壳；所述二甲基二烯基氯化铵与果壳的质量比优选为1：(3～7)，更优选为1：(4～6)，再优选为1：5。

按照本发明，所述粒状堵漏材料优选还包括碳酸钙；所述碳酸钙与果壳的质量比优选为(1.5～2.5)：1，更优选为(1.8～2.2)：1，再优选为2：1。

所述纤维状堵漏材料优选为植物纤维，更优选为棉纤维，再优选为短棉纤维；所述纤维状堵漏材料的长度优选为0.09～12mm，更优选为2～8mm，再优选平均长度为4mm；所述纤维状堵漏材料的直径优选为5～100μm，更优选为10～60μm，再优选为10～40μm，最优选平均直径为20μm；所述纤维状堵漏材料与果壳的质量比优选为(0.5～2)：1，更优选为(0.8～1.5)：1，再优选为(0.8～1.2)：1，最优选为1：1。在封堵防塌抑制剂中加入果壳与纤维状堵漏材料可形成复杂网状结构，减小钻井液侵入地层的深度，减小岩层的水化、膨胀，避免地层掉块与坍塌等复杂情况的发生。

在本发明中，所述封堵防塌抑制剂优选按照以下方法进行制备：将二甲基二烯基氯化铵、聚合醇、粒状堵漏材料、纤维状堵漏材料与引发剂在水中混合加热反应，得到封堵防塌抑制剂；所述粒状堵漏材料包括果壳。

本发明对所有原料的来源并没有特殊的限制，为市售即可；所述二甲基二烯基氯化铵、聚合醇、粒状堵漏材料与纤维状堵漏材料均同上所述，在此不再赘述。

在本发明中，优选先将二甲基二烯基氯化铵与水混合；所述二甲基二烯基氯化铵与水的体积比优选为(1～3)：100，更优选为(1～2.5):100，再优选为(1～2)：100，最优选为1.5：100；所述混合的温度优选为30℃～40℃，更优选为35℃；所述混合在搅拌的条件下进行；所述搅拌的转速优选为70～100r/min。

混合均匀后，优选冷却，然后加入聚合醇。

加入聚合醇后，优选加热，再加入粒状堵漏材料与纤维状堵漏材料；所述加热的温度优选为50℃～60℃，更优选为55℃。

最后加入引发剂，混合加热反应；所述引发剂的质量优选为二甲基二烯基氯化铵质量的10％～20％，更优选为14％～18％，再优选为16％～17％，最优选为16.7％；所述引发剂优选为氧化还原引发剂；为提高聚合醇胺化的效果，本发明更优选以过硫酸铵与亚硫酸氢钠为引发剂；所述引发剂优选以引发剂水溶液的形式加入；所述引发剂水溶液的质量浓度优选为0.5％～2％，更优选为1％；所述加热反应的温度优选为60℃～80℃，更优选为65℃～75℃，再优选为70℃；所述加热反应的时间优选为20～50min，更优选为30～40min；所述加热反应优选在搅拌的条件下进行；所述搅拌的转速优选为50～60r/min。

反应结束后，干燥，得到封堵防塌抑制剂；所述干燥优选为真空干燥。

所述稳定剂的质量优选为水质量的0.4％～0.8％，更优选为0.4％～0.6％，再优选为0.4％；所述稳定剂优选为聚丙烯酸钾；所述聚丙烯酸钾的水解度优选为27％～35％；所述聚丙烯酸钾的钾含量优选为11％～16％；所述聚丙烯酸钾的pH值优选为8～10；所述聚丙烯酸钾的特性粘数100ml/g≥6.0。在钻井液中加入稳定剂聚丙烯酸钾，具有抑制泥页岩及钻屑分散作用，并兼具降失水、改善流型和增加润滑等性能。

在钻井液中加入成膜剂可有效防止地层水化膨胀，封堵地层层理裂隙，防止地层内粘土颗粒的运移，防止井壁坍塌；本发明中优选采用成膜剂CMJ-1；其主要由NaSiO₃与KCl组成；所述成膜剂CMJ-1外观为白色乳液；API滤失量≤15.0ml；针入度≤0.5mm；150℃/16h热滚后粒径D₅₀≤0.9μm。

在本发明提供的一些实施例中，所述降滤失剂的质量优选为水质量的2％；在本发明提供的一些实施例中，所述降滤失剂的质量优选为水质量的3％；在本发明提供的另一些实施例中，所述降滤失剂的质量优选为水质量的4％；所述降滤失剂优选为褐煤树脂；其具有抗高温、抗盐化、降失水、防塌、润滑等作用，能在井壁形成薄而韧的泥饼，起到良好的润滑效果和保持较好的流变性；本发明所使用的褐煤树脂外观为黑褐色粉末；优选水分≤18％；水不溶物优选≤12％；pH值优选为9.0～10.2。

在本发明提供的一些实施例中，所述增粘剂的质量优选为水质量的3％；在本发明提供的一些实施例中，所述增粘剂的质量优选为水质量的2％；在本发明提供的另一些实施例中，所述增粘剂的质量优选为水质量的1％；在本发明中，所述增粘剂优选为羧甲基淀粉；所述羧甲基淀粉优选取代度(D.S)≥0.2；pH值优选为9～13；干燥失重优选大于等于10％；细度优选大于等于80目；以羧甲基淀粉为增粘剂不仅具有增粘作用，且单独使用还具有一定的降滤失效果。

在钻井的过程中需要对钻井液进行性能维护，在本发明中性能维护包括：配备测试设备；所述测试设备包括钻井液密度计、马氏漏斗粘度计、六速旋转粘度计、API中压失水仪、固相含量测定仪、pH检测装置、含砂量测定仪、浆杯、秒表、电动搅拌机、定时钟与泥饼摩阻仪。通过测试设备，可在使用前进行小型实验，明确各处理剂对钻井液体系的影响后再对现场维护过程中钻井液配方进行相应调整。

按照本发明，所述钻井液的性能维护包括：配备三级固控设备；所述三级固控设备包括振动筛、除砂器、除泥器。充分利用三级固控设备，可防止加入处理剂后固相含量变化幅度过大，引起密度变化幅度过大、频率过快，导致井壁失稳，造成对储层的伤害。其中，所述振动筛的目数为60～100目；所述振动筛的处理量大于等于200m³/h；所述除砂器的处理量大于等于200m³/h；所述除砂器的运转率大于等于80％；所述除泥器的处理量大于等于200m³/h；所述除泥器的运转率大于等于80％。在本发明中，更优选地，还配备离心机。在本发明中，优选使用三级固控设备使钻井液中固含量小于钻井液质量的6％；含砂量小于0.2％；密度优选为控制在1.01～1.04g/cm³，更优选1.02～1.04g/cm³。降低固相含量与含砂量，兼顾井壁稳定与储层保护，密度尽量以下限为主，及时清除钻井液中的有害固相，保持钻井液的低固相、低含砂，减少对煤层的伤害。

按照本发明，所述钻井液的性能维护包括：储层段钻进时，如API滤失量大于9ml，在钻井液中加入降滤失剂、成膜剂与增粘剂；从而使API滤失量满足现场施工要求；在本发明中，优选保持API滤失量小于9ml。

按照本发明，所述钻井液的性能维护包括：钻进过程中，如返出岩屑中存在掉块，在钻井液中补充稳定剂与封堵防塌抑制剂。增加钻井液的封堵性和抑制性，保证井壁稳定；在本发明中，优选保持钻井液体系的密度为1.01～1.03g/cm³；优选保持钻井液体系的pH值为8～10。

按照本发明，所述钻井液的性能维护包括：所述钻井液的性能维护包括；观察振动筛返砂量，如钻井液的动塑比较低，出现岩屑携带困难的问题时，在钻井液中加入封堵防塌抑制剂。增大钻井液的动塑比，可保证岩屑上返，达到安全、优质及快速的钻井目标。

为了进一步说明本发明，以下结合实施例对本发明提供的一种储层段无固相钻井液的使用维护方法进行详细描述。

以下实施例中所用的试剂均为市售；

实施例1

(1)实验材料与试剂

聚乙二醇，AR；二甲基二烯丙基氯化铵，工业级；碳酸钙，工业级；果壳纤维，工业级；过硫酸铵((NH₄)₂S₂O₈)，AR；亚硫酸氢钠(NaHSO₃)，AR；去离子水。

实验过程中，所用聚乙二醇为PEG-4000，AR级；二甲基乙二烯氯化铵选用工业级，纯度60％的溶液；果壳纤维选用工业级，选择山核桃壳和棉纤维为主要材料，1：1比例混合而成，山核桃壳磨碎过10目筛网，棉纤维选用平均长度为4mm，平均直径为20μm短棉纤维。

(2)主要实验仪器

数显恒温水浴箱；三口圆底烧瓶(500mL)；分析天平；温度计；真空干燥箱；搅拌装置。

(3)封堵防塌抑制剂的制备

①量取一定含量蒸馏水，转移到三口烧瓶中，再将三口烧瓶置于水浴锅内，调节水浴锅温度为35℃；

②按质量比为4：1：10：10的比例量取聚乙二醇、二甲基二烯丙基氯化铵、果壳纤维、碳酸钙，再按照二甲基二烯丙基氯化铵、聚乙二醇、果壳纤维、碳酸钙的顺序在搅拌条件下慢慢将上述药品依次加入三口烧瓶中；加入过程中，每100ml蒸馏水对应加入1.5ml的二甲基乙二烯氯化铵，加入二甲基二烯丙基氯化铵过程中需不断搅拌，转速控制在70～100r/min之间，待搅拌均匀并冷却后加入聚乙二醇，之后升温至55℃，加入果壳纤维和碳酸钙。

③将恒温水浴锅的温度设定为70℃，并将总质量为1％的过硫酸铵和亚硫酸氢钠分别配制成溶液加入到三口烧瓶中；加入过程中，每100ml蒸馏水对应25ml质量分数为1％的过硫酸铵溶液和亚硫酸氢钠溶液；需在搅拌状态下将过硫酸铵和亚硫酸氢钠溶液加入到三口烧瓶中，加入过硫酸铵和亚硫酸氢钠水溶液的过程中，转速控制在50～60r/min。

④维持50～60r/min的转速，匀速搅拌30min，等到烧瓶内液态混合物的缩合反应完成；选用真空干燥箱对样品进行干燥，用研钵将干燥后剩余固体粉碎，所得固体即为封堵防塌抑制剂记为GFJ-1。

图1为实施例1中得到的封堵防塌抑制剂的照片。

以水+1.5％GFJ-1+0.4％聚丙烯酸钾+1.0％成膜剂+3％褐煤树脂+2％羧甲基淀粉为储层段无固相钻井液体系的最优化配方，变换其中各个处理剂的添加量，得到各处理剂的常规性能评价结果，如表1～表7所示。

表1封堵防塌抑制剂(GFJ-1)常规性能评价

表2聚丙烯酸钾(KPAM)常规性能评价

表3羧甲基淀粉(CMS)常规性能评价

表4褐煤树脂(SPNH)常规性能评价

表5成膜剂(CMJ-1)常规性能评价.

表6处理剂在煤岩中的吸附性评价

表7常规性能测试

其中，#1配方：水+2.5％GFJ-1+0.4％KPAM+2.0％CMJ-1+4％SPNH+3％CMS(最大加量)

#2配方：水+1.5％GFJ-1+0.4％KPAM+2.0％CMJ-1+3％SPNH+3％CMS(中间加量)

#3配方：水+1.5％GFJ-1+0.4％KPAM+2.0％CMJ-1+3％SPNH+2％CMS(中间加量)

#4配方：水+1.5％GFJ-1+0.4％KPAM+1.0％CMJ-1+3％SPNH+2％CMS(中间加量)

#5配方：水+1.5％GFJ-1+0.4％KPAM+2.0％CMJ-1+2％SPNH+2％CMS(中间加量)

#6配方：水+1.0％GFJ-1+0.4％KPAM+1.0％CMJ-1+2％SPNH+1％CMS(最小加量)

岩样回收率实验：主要测定粒径为6目～10目(2.0～3.2mm)的岩样在350mL溶液中，在一定温度下热滚16h后，过40目筛(孔径为0.45mm)的回收率。主要实验仪器为滚子加热炉，实验参照石油行业标准SY/T6335-1997进行，具体步骤如下：筛取50g(±0.1g)6目至10目的风干岩样样品，装入盛有350mL液体的品脱罐中，旋紧；设定加热温度，将准备好的品脱罐放入恒温滚子炉中热滚16h；恒温滚动16h后，取出品脱罐，冷却至室温，将罐内液体和岩样全部倾倒在40目分样筛上，在盛有蒸馏水的水槽中湿式筛洗1min；将大于40目筛的岩屑放入电热鼓风恒温干燥箱中烘干4h(105±5℃)。取出冷却并在空气中静置24h，称量其最终质量，以此质量作为岩样在清水中的回收质量。按照上述步骤，测定岩样在清水及钻井液中的滚动回收率，得到结果见表8。

表8岩样回收率测定

页岩膨胀性实验：所用实验仪器为NP-2S型页岩膨胀仪，参照石油行业标准《SY/T6335-1997》钻井液用页岩抑制剂评价方法进行实验，实验步骤如下：收集过100目筛的岩样粉，在105±5℃条件下烘干4h并冷却至室温；清洗干净测试筒，测筒深度L₁，称取15±0.1g处理后的岩样粉放入测试筒内；在测试筒内装好活塞杆，放在压力机上加压，直到压力表读数为10MPa，稳压5min；卸去压力后，慢慢将活塞杆取出，测深仪测量此时深度L₂，将测试筒装入页岩膨胀测试仪，调整仪器读数为0.00；将事先准备好的自来水用针筒注入测试筒内，开始计时，按实验所需精度记录数据，得到结果见表9。

S_r＝R₀/L*100％

L＝L₁-L₂

其中，S_r:膨胀率，％；L：岩芯高度，mm；R₀：最大膨胀量，mm。

表9岩样膨胀性实验

对最优化配方的性能进行评价

抗岩屑侵污实验，在最优配方中分别加入不同比例的储层段煤粉，在46℃条件下热滚16h后，测试其常规性能，得到结果见表10。

钻井液封堵率评价：选取煤样钻取岩心。借助岩心流动实验系统，评价储层段无固相钻井液体系钻井液对煤层岩心的封堵效果，得到结果见表11。

储层保护效果评价：借助JHMD-II型高温高压动态损害评价仪，利用煤样钻取岩心，进行钻井液储层保护效果评价，得到结果见表12。

表10储层段煤样岩屑污染实验

表11钻井液封堵性能评价

表12储层保护效果测试

实施例2

以水+1.5％GFJ-1+0.4％聚丙烯酸钾+1.0％成膜剂+3％褐煤树脂+2％羧甲基淀粉为储层段无固相钻井液体系。

当钻井液固相含量超过设计要求时，要求至少配备三级固控设备(振动筛、除砂器、除泥器)，降低固相含量，使其小于钻井液质量的6％；含砂量小于0.2％，密度控制在1.02～1.04g/cm³，尽量以下限为主。钻井过程中通过持续使用三级固控设备，同时勤捞砂、清沉砂罐，可以及时清除钻井液中的有害固相，并保持钻井液的低固相、低含砂，起到减少对储层伤害的良好保护效果。对于钻井液体系固相含量及基本性能要求如表13所示.

表13钻井液体系固相含量及主要性能要求

所配备三级固控设备如表14。

表14三级固控设备

配备测试仪器如表15，以利于及时检测钻井液性能和现场维护处理试验的开展。正常钻井过程中，自地面至井底，每2h测一次钻井液的密度、粘度(密度1.01～1.03g/cm³,漏斗粘度30～50s，滤失量<9mL)；发现气侵时，或在主要目的层井段出现钻速加快的现象，要连续测量密度、粘度，水浸时加测失水量(滤失量<15mL)；钻遇气水显示时，每次下钻循环时(包括下钻中途循环)，要求每10min测一次密度、粘度，记录后效反应。如若钻遇气侵、水侵或气水显示超过或低于上述正常钻井过程中密度、漏斗粘度、滤失量范围时需要进行体系转换，严格控制无固相钻井液体系密度(将循环罐泥浆逐步加入重新配制好的无固相钻井液，利用循环管线逐步将原钻井液返出地面废液池)，维持在1.01～1.03g/cm3，滤失量＜9mL，pH 8～10。

表15测试仪器表

该无固相钻井液体系已在滇东黔西煤层气LC-C7-3D井钻井(二开)中现场应用，井深600m进入煤系地层前，进行体系转换。严格控制无固相钻井液体系密度(将循环罐泥浆逐步加入配制好的无固相钻井液，利用循环管线逐步将原钻井液返出地面废液池)，维持在1.01～1.03g/cm³，滤失量＜9mL，pH 8～10，防止储层受到伤害。由振动筛返出煤屑可知，上部地层防塌钻井液体系抑制性强，携岩性能良好。定向井钻井过程中无任何复杂事故，润滑性能良好。其中，煤系地层平均井径扩大率为8.61％(项目技术要求煤系地层井径平均扩大率不超过30％)。得到3D井井径曲线图，如图2所示；得到LC-C7-3D井测井解释成果如表16所示。

表16 LC-C7-3D井测井解释成果表

Claims

1.一种储层段无固相钻井液的使用维护方法，其特征在于，包括储层段无固相钻井液的配制与钻井液的性能维护；

所述封堵防塌抑制剂的质量为水质量的1%~3%；

所述稳定剂的质量为水质量的0.4%~1%；

所述成膜剂的质量为水质量的1%~2%；

所述降滤失剂的质量为水质量的2%~4%；

所述增粘剂的质量为水质量的1%~3%；

所述封堵防塌抑制剂由聚合醇与二甲基二烯基氯化铵改性粒状堵漏材料与纤维状堵漏材料得到；所述粒状堵漏材料包括果壳；

所述聚合醇选自聚乙二醇；所述二甲基二烯基氯化铵选自二甲基二烯丙基氯化铵和/或二甲基二乙烯基氯化铵；所述果壳的粒度小于等于10目；所述纤维状堵漏材料选自棉纤维；所述果壳与纤维状堵漏材料的质量比为1：（0.5~2）；所述聚合醇与二甲基二烯基氯化铵的质量比为（2~6）：1；所述二甲基二烯基氯化铵与果壳的质量比为1：（3~7）；

所述稳定剂选自聚丙烯酸钾；所述成膜剂选自成膜剂CMJ-1；所述降滤失剂选自褐煤树脂；所述增粘剂选自羧甲基淀粉。

2.根据权利要求1所述的使用维护方法，其特征在于，所述钻井液的性能维护包括：配备三级固控设备；所述三级固控设备包括振动筛、除砂器、除泥器。

3.根据权利要求2所述的使用维护方法，其特征在于，所述振动筛的目数为60~100目；所述振动筛的处理量大于等于200 m³/h；所述除砂器的处理量大于等于200 m³/h；所述除砂器的运转率大于等于80%；所述除泥器的处理量大于等于200 m³/h；所述除泥器的运转率大于等于80%。

4.根据权利要求1所述的使用维护方法，其特征在于，所述钻井液的性能维护包括：配备测试设备；所述测试设备包括钻井液密度计、马氏漏斗粘度计、六速旋转粘度计、API中压失水仪、固相含量测定仪、pH检测装置、含砂量测定仪、浆杯、秒表、电动搅拌机、定时钟与泥饼摩阻仪。

5.根据权利要求1所述的使用维护方法，其特征在于，所述钻井液的性能维护包括：储层段钻进时，如API滤失量大于9 ml，在钻井液中加入降滤失剂、成膜剂与增粘剂。

6.根据权利要求1所述的使用维护方法，其特征在于，所述钻井液的性能维护包括：钻进过程中，如返出岩屑中存在掉块，在钻井液中补充稳定剂与封堵防塌抑制剂。

7.根据权利要求1所述的使用维护方法，其特征在于，所述钻井液的性能维护包括：观察振动筛返砂量，如钻井液的动塑比较低，出现岩屑携带困难的问题时，在钻井液中加入封堵防塌抑制剂。

8.根据权利要求1所述的使用维护方法，其特征在于，所述粒状堵漏材料还包括碳酸钙；所述碳酸钙与果壳的质量比为（1.5~2.5）：1。