CN113444503A - 一种钻井壁强化型岩气储层油基高温高密度钻井液 - Google Patents

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沈建文
睢圣
王兴忠
李衡
罗翰
张珍
陈仕仪
陈建君
陈虹霓
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Abstract

本发明公开了一种钻井壁强化型岩气储层油基高温高密度钻井液，油基高温高密度钻井液原料组成重量份如下；油相：80～95份；主乳化剂：2～4份；辅乳化剂：2～4份；润湿剂：2～4份；有机土：0.5～3份；降滤失剂：2～6份；流型调节剂：0～3份；随钻承压封堵剂：2～8份；粒径可变复合封堵剂：1～4份；石灰：2～4份；超细碳酸钙：3～5份；25％CaCl2盐水：5～20份；API标准重晶石：加重至2.05～2.3g/cm3。该随钻井壁强化型页岩气储层油基高温高密度钻井液体系在高温条件下热稳定性强，钻井液流变性易于调控，随钻封堵性能强，且性能维护简单。

Description

一种钻井壁强化型岩气储层油基高温高密度钻井液
技术领域
本发明涉及石油与天然气钻井工程中的钻井液技术领域，具体是一种钻井壁强化型岩气储层油基高温高密度钻井液。
背景技术
我国页岩气资源储量丰富，初步预测地质资源储量约为134×1012m3，技术可采储量高达约25×1012m3，具有广阔的开发前景，其是目前解决我国油气资源紧张，实现油气增储上产，保障国家能源安全的重要措施。
川渝地区通过前期勘探，具有丰富的天然气资源，但其地质条件复杂，表现为储层埋藏深且横向分布不均，页岩储层微纳米孔缝发育，造成了钻井过程中极易出现井漏、井壁失稳等复杂井下问题，常常导致钻井周期长和钻井成本高，给目前页岩储层钻井工程带来严峻考验和挑战，严重制约了页岩气经济高效勘探开发步伐。
目前，页岩气储层水平井钻井液技术是页岩气资源开发的核心技术之一。我国页岩气勘探开发的初期，页岩气储层水平井钻井一般选用油基钻井液，因为油基钻井液具有天然较佳的泥页岩水化抑制性，其能够有效抑制页岩储层黏土矿物的水化膨胀和水化分散，同时具有天然优良的润滑性，油基钻井液的体系构成亦相对简单，流变性易于调整，能够达到良好的井眼净化及较低环空循环压降的要求，但是，油基钻井液主在页岩微裂缝、微孔发育的地层中油基钻井液较水基钻井液更加易于漏失等特点，加之我国油基钻井液防漏堵漏技术尚不完善，很容易因油基钻井液的漏失而造成的巨大的经济损失。
页岩气储层多为硬脆性泥页岩组成，以伊利石、伊蒙混层为主，对于硬脆性泥页岩孔隙压力传递是导致井壁失稳的重要原因。因此，维持井壁稳定的关键是阻止孔隙压力传递，而阻止孔隙压力传递则必须加强对微孔、微裂缝的有效封堵。页岩具有极低的渗透率和极小的孔喉尺寸，传统的封堵剂难以在页岩表面形成有效的泥饼以阻止液相侵入，只有微纳米级颗粒才能有效封堵页岩的孔喉，阻止液相侵入页岩地层，有助于维护井壁稳定。
纳米材料巨大的比表面积，使其能够携带大量官能团来满足特殊的功能需求，纳米粒子极小的尺寸(比泥页岩储层孔喉小得多)，极易进入泥页岩基质微孔隙，可对泥页岩表面产生物理封堵及对粘土内外表面产生有效化学抑制，消除泥页岩与钻井液之间的相互作用，减少泥页岩微结构单元的破坏或变形，增加抵抗井壁坍塌和产生裂缝的能力，拓宽了安全密度窗口，宏观上增强泥页岩井壁稳定性。
无机纳米粒子价格低、制备条件简单，最早被尝试用于制备水基钻井液纳米处理剂。国内邱正松等学者早期将改性纳米颗粒引入水基钻井液中，探讨了纳米材料对钻井液抗温性、滤失性及对页岩渗透率的影响规律。当在钻井液中加入一定的纳米颗粒时，页岩渗透性显著减小。有机纳米粒子在一定温度和压力下可压缩变形性，能够对井壁岩石的微小空隙进行自适应致密封堵，所以也被研究者尝试用于改性钻井液。此外，研究者还尝试同时用有机和无机纳米粒子来制备水基纳米钻井液。
但是现有的钻井过程中如何通过随钻的方法提高页岩储层的承压能力，从而避免井壁坍塌、高密度油基钻井液诱发裂缝性漏失问题。
发明内容
本发明的目的在于提供一种钻井壁强化型岩气储层油基高温高密度钻井液，以解决现有的钻井过程中如何通过随钻的方法提高页岩储层的承压能力，从而避免井壁坍塌、高密度油基钻井液诱发裂缝性漏失的问题。
为实现上述目的，本发明提供如下技术方案：一种钻井壁强化型岩气储层油基高温高密度钻井液，油基高温高密度钻井液原料组成重量份如下；
油相：80～95份；
主乳化剂：2～4份；
辅乳化剂：2～4份；
润湿剂：2～4份；
有机土：0.5～3份；
降滤失剂：2～6份；
流型调节剂：0～3份；
随钻承压封堵剂：2～8份；
粒径可变复合封堵剂：1～4份；
石灰：2～4份；
超细碳酸钙：3～5份；
25％CaCl2盐水：5～20份；
API标准重晶石：加重至2.05～2.3g/cm3；
所述随钻承压封堵剂是由可酸溶性刚醒颗粒、弹性颗粒、微细纤维和软化颗粒经双螺旋锥形混合机混拌而成的随钻提高承压能力的井壁强化剂；
可酸溶性刚醒颗粒、弹性颗粒、微细纤维和沥青软化颗粒的配比为(0.5～3)：(1～2)： (3～5)：(0.5～2)；
所述粒径可变封堵剂是由苯乙烯、丙烯酸丁酯、纳米二氧化硅、二乙烯基苯和十二烷基硫酸钠通过乳液聚合法制备的粒径中值分布在50～800nm的封堵剂；
所述的主乳化剂和辅乳化剂为脂肪酸酯类表面活性剂；
所述的API标准重晶石主要成分是硫酸钡，密度≥4.2g/cm3；
所述油相为5号白油、3号白油或者柴油。
进一步的，该钻井液体系适用于页岩气储层钻井工程中，抗温达180℃以上，密度可达到2.05～2.3g/cm3。
进一步的，其中，钻井现场施工工艺步骤如下；
S1，将主乳化剂、辅乳化剂和润湿剂加入到油相中，油相可为5号白油、3号白油或柴油，持续搅拌4-6小时后形成油基基浆；
S2，然后在搅拌过程中逐渐加入25％CaCl2盐水，形成油水比为8：2的油包水钻井液简单体系，持续搅拌6～12小时；
S3、然后在搅拌条件下分别加入有机土、降滤失剂、流型调节剂、随钻承压封堵剂、粒径可变复合封堵剂、石灰、超细碳酸钙和API标准重晶石，持续搅拌养护形成稳定的胶体悬浮体体系；
S4、然后在泥浆泵的输送下逐步建立钻井液从“泥浆罐-入井-井下-出井-泥浆罐”的循环，井筒中替出的旧浆放空或者回收，开始页岩气储层高温高压钻井作业。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
该随钻井壁强化型页岩气储层油基高温高密度钻井液体系在高温条件下热稳定性强，钻井液流变性易于调控，随钻封堵性能强，且性能维护简单。
具体实施方式
实施例1，
本发明实施例中，一种钻井壁强化型岩气储层油基高温高密度钻井液，油基高温高密度钻井液原料组成重量份如下；
油相：80～95份；
主乳化剂：2～4份；
辅乳化剂：2～4份；
润湿剂：2～4份；
有机土：0.5～3份；
降滤失剂：2～6份；
流型调节剂：0～3份；
随钻承压封堵剂：2～8份；
粒径可变复合封堵剂：1～4份；
石灰：2～4份；
超细碳酸钙：3～5份；
25％CaCl2盐水：5～20份；
API标准重晶石：加重至2.05～2.3g/cm3；
所述随钻承压封堵剂是由可酸溶性刚醒颗粒、弹性颗粒、微细纤维和软化颗粒经双螺旋锥形混合机混拌而成的随钻提高承压能力的井壁强化剂；
可酸溶性刚醒颗粒、弹性颗粒、微细纤维和沥青软化颗粒的配比为(0.5～3)：(1～2)： (3～5)：(0.5～2)；
所述粒径可变封堵剂是由苯乙烯、丙烯酸丁酯、纳米二氧化硅、二乙烯基苯和十二烷基硫酸钠通过乳液聚合法制备的粒径中值分布在50～800nm的封堵剂；
所述的主乳化剂和辅乳化剂为脂肪酸酯类表面活性剂；
所述的API标准重晶石主要成分是硫酸钡，密度≥4.2g/cm3；
润湿剂、有机土、降滤失剂、流型调节剂、石灰、25％CaCl2盐水均为现场常规产品。
所述油相为5号白油、3号白油或者柴油。
其中，主乳化剂为HIEMUL，辅乳化剂为HICOAT，润湿剂为HIWET，有机土取自现场，产品标准符合QSY 1817-2015油基钻井液用有机土技术规范。
降滤失剂为磺化树脂BZ-PFL，产品标准符合Q/12SYBHZ渤海钻探工程公司企业产品标准，流型调节剂为聚酰胺BZ-ORM，产品标准符合Q/12SYBHZ渤海钻探工程公司企业产品标准，
随钻承压封堵剂为CLG-SZ。
该钻井液体系适用于页岩气储层钻井工程中，抗温达180℃以上，密度可达到2.05～ 2.3g/cm3。
粒径可变封堵剂CLG-NM是由苯乙烯、丙烯酸丁酯、纳米二氧化硅、二乙烯基苯和十二烷基硫酸钠通过乳液聚合法制备的粒径中值分布在50～800nm的封堵剂。
石灰为氧化钙；超细碳酸钙目数为400目；CaCl2为工业品；重晶石为API标准重晶石，密度≥4.2g/cm3。
实施例2，
一种随钻井壁强化型页岩气储层油基高温高密度钻井液体系，原料组成重量份如下：
油相：80～85份；
主乳化剂：3～3.5份；
辅乳化剂：3～3.5份；
润湿剂：3～4份；
有机土：2～3份；
降滤失剂：4～5份；
流型调节剂：1～2份；
随钻承压封堵剂：5～6份；
粒径可变复合封堵剂：3～4份；
石灰：2～3份；
超细碳酸钙：3～4份；
25％CaCl2盐水：18～20份；
API标准重晶石：加重至2.05～2.3g/cm3。
一种随钻井壁强化型页岩气储层油基高温高密度钻井液体系的密度可调控范围围为 2.05～2.3g/cm3，API中压滤失量≤0.5mL，180℃、压差3.5MPa条件下的高温高压滤失量≤3mL，页岩储层岩屑滚动回收率≥98％。
该种随钻井壁强化型页岩气储层油基高温高密度钻井液体系抗温高达180℃，适用于深部裂缝性地层发育的页岩储层钻探工程中应用，该随钻井壁强化型页岩气储层油基高温高密度钻井液体系在高温条件下热稳定性强，钻井液流变性易于调控，随钻封堵性能强，且性能维护简单。
本发明的一种随钻井壁强化型页岩气储层油基高温高密度钻井液体系中，所述的各组成原料均可商购可得，各合格普通工业产品均可。
本发明的一种随钻井壁强化型页岩气储层油基高温高密度钻井液体系的制备方法，包括以下步骤：
高速搅拌(10000～12000rpm)条件下，在高搅杯中置入油相、主乳化剂、辅乳化剂、润湿剂后，高速搅拌30min以上，然后加入25％CaCl2盐水，高速搅拌30min，形成油包水的乳状液；然后，分别在高搅杯中分别加入有机土、降滤失剂、流型调节剂、随钻承压封堵剂、粒径可变复合封堵剂、石灰，其中，每加入一种处理剂后高速搅拌20min后再加另一种处理剂；最后，利用API标准重晶石，将油基钻井液加重至2.05～2.3g/cm3，高速搅拌30min后，既得随钻井壁强化型页岩气储层油基高温高密度钻井液体系。
根据本领域的特点，该发明所述的一种随钻井壁强化型页岩气储层油基高温高密度钻井液体系一般均在钻井现场现配现用。
一般在页岩裂缝性发育的储层的钻井工程中应用，适用温度≤180℃，钻井现场应用工艺方法如下，
其中，钻井现场施工工艺步骤如下；
现场应用工艺方法：
在钻进至页岩气高温裂缝性发育地层前停钻，放空或回收泥浆罐中的旧浆，向泥浆罐中注入配油相；
S1，将主乳化剂、辅乳化剂和润湿剂加入到油相中，油相可为5号白油、3号白油或柴油，持续搅拌4-6小时后形成油基基浆；
S2，然后在搅拌过程中逐渐加入25％CaCl2盐水，形成油水比为8：2的油包水钻井液简单体系，持续搅拌6～12小时；
S3、然后在搅拌条件下分别加入有机土、降滤失剂、流型调节剂、随钻承压封堵剂、粒径可变复合封堵剂、石灰、超细碳酸钙和API标准重晶石，持续搅拌养护形成稳定的胶体悬浮体体系；
S4、然后在泥浆泵的输送下逐步建立钻井液从“泥浆罐-入井-井下-出井-泥浆罐”的循环，井筒中替出的旧浆放空或者回收，开始页岩气储层高温高压钻井作业。
其中，该发明所采用的试验方法如无特殊说明，均按照GB/T 16783.2-2012《石油天然气工业钻井液现场测试第2部分：油基钻井液》执行。实施例中所用的原料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径获得。油相为5号白油，主乳化剂HIEMUL、辅乳化剂HICOAT、润湿剂HIWET、有机土、降滤失剂磺化树脂BZ-PFL、流型调节剂聚酰胺BZ-ORM、超细碳酸钙和API标准重晶石均取自中石化西南油气田分公司威荣页岩气勘探开发区块威页27-9HF钻井现场；随钻承压封堵剂CLG-SZ购买于成都德盛地质勘查技术有限公司；粒径可变复合封堵剂CLG-NM是实验室自制而来；石灰和CaCl2购买于国药集团化学试剂。
1.1高温高密度油基钻井液配方组成：
320mL 5号白油+12g主乳化剂HIEMUL+12g辅乳化剂HICOAT+12g润湿剂HIWET+80mL 25％CaCl2盐水+12g有机土+16g降滤失剂BZ-PFL+8g流型调节剂BZ-ORM+20g随钻承压封堵剂CLG-SZ+12g粒径可变复合封堵剂CLG-NM+8g石灰+12g超细碳酸钙+重晶石加重至2.2g/cm3。
1.2配制方法：在高搅杯中加入320mL 5号白油、12g主乳化剂HIEMUL、12g辅乳化剂HICOAT、12g润湿剂HIWET，高速搅拌(8000～12000rpm)30min，加入80mL 25％CaCl2盐水，高速搅拌30min，使其形成稳定的乳液体系；然后，分别在高搅杯中依次加入12g有机土、 16g降滤失剂BZ-PFL、8g流型调节剂BZ-ORM、20g随钻承压封堵剂CLG-SZ、12g粒径可变复合封堵剂CLG-NM、8g石灰和12g超细碳酸钙，其中，每加入一种处理剂后高速搅拌20min后再加另一种处理剂；最后，利用API标准重晶石，将油基钻井液加重至2.2g/cm3，高速搅拌30min后，既得随钻井壁强化型页岩气储层油基高温高密度钻井液体系。作为试验浆用于下述钻井液性能测试。
1.3钻井液基本性能测试：
将配制好的钻井液装入老化罐中，分别在150℃和180℃下热滚16小时，冷却至室温，移入高搅杯中高速搅拌20分钟。测量各试验浆的粘度、切力、中压滤失量和高温高压滤失量 (180℃/3.5MPa)，其中，流变性的测试温度为65℃，测试结果入表1所示。
表1实施例中钻井液性能测试结果
Figure BDA0003202666850000071
从表1可知，试验浆在经历高温老化后，表观粘度、塑性粘度略有增加，动切力维持在11-20.5Pa，初切和终切基本保持稳定，API滤失量均为0mL，HTHP滤失量小于3mL，破入电压随着高温老化温度的不断增加而呈现出逐渐增加的趋势，表明高温条件下本发明所述的随钻井壁强化型页岩气储层油基高温高密度钻井液体系乳液稳定了更优。
1.4抑制性能测试：
分别测试清水、试验浆及试验浆分别经150℃和180℃高温热滚动16h后，在77℃条件下的页岩滚动回收率试验。实验结果如表2所示。
表2页岩滚动回收率测试结果
Figure BDA0003202666850000081
从表2可知，选用的页岩储层岩样在清水中的回收率仅为32.6％，表明该页岩具有较强的水化分散特性，而该页岩在试验浆和分别经150℃和180℃老化后的试验浆中的回收率均高于98％，表明现本发明所述的随钻井壁强化型页岩气储层油基高温高密度钻井液体系具有优良的抑制页岩水化分散的特性。
1.5随钻承压封堵性能测试：
借助低渗砂盘(PPA砂盘)封堵性能评价仪(OFITE型)，采用滤芯编号Fann FliterDiscs 210536(渗透率3μm2，气测)、1000psi、150℃评价条件下，现场钻井液经150℃/16h老化后对渗透率为3μm2的低渗砂盘的封堵性能。实验结果如表3所示。
表3随钻承压封堵性能测试实验结果
Figure BDA0003202666850000082
从上述实验结果可知，现场取样的两口井威页28-7HF井现场井浆和威页27-9HF井现场井浆的PPA实验中测得的瞬时滤失量、静态滤失速率和PPA漏失量相较于本发明所述试验浆的数值均较大，表明本发明所述的随钻井壁强化型页岩气储层油基高温高密度钻井液体系具有较为显著的封堵承压能力。
对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。
此外，应当理解，虽然本说明书按照实施方式加以描述，但并非每个实施方式仅包含一个独立的技术方案，说明书的这种叙述方式仅仅是为清楚起见，本领域技术人员应当将说明书作为一个整体，各实施例中的技术方案也可以经适当组合，形成本领域技术人员可以理解的其他实施方式。

Claims (3)

1.一种钻井壁强化型岩气储层油基高温高密度钻井液，其特征在于，油基高温高密度钻井液原料组成重量份如下；
油相：80～95份；
主乳化剂：2～4份；
辅乳化剂：2～4份；
润湿剂：2～4份；
有机土：0.5～3份；
降滤失剂：2～6份；
流型调节剂：0～3份；
随钻承压封堵剂：2～8份；
粒径可变复合封堵剂：1～4份；
石灰：2～4份；
超细碳酸钙：3～5份；
25％CaCl2盐水：5～20份；
API标准重晶石：加重至2.05～2.3g/cm3；
所述随钻承压封堵剂是由可酸溶性刚醒颗粒、弹性颗粒、微细纤维和软化颗粒经双螺旋锥形混合机混拌而成的随钻提高承压能力的井壁强化剂；
可酸溶性刚醒颗粒、弹性颗粒、微细纤维和沥青软化颗粒的配比为(0.5～3)：(1～2)：(3～5)：(0.5～2)；
所述粒径可变封堵剂是由苯乙烯、丙烯酸丁酯、纳米二氧化硅、二乙烯基苯和十二烷基硫酸钠通过乳液聚合法制备的粒径中值分布在50～800nm的封堵剂；
所述的主乳化剂和辅乳化剂为脂肪酸酯类表面活性剂；
所述的API标准重晶石主要成分是硫酸钡，密度≥4.2g/cm3；
所述油相为5号白油、3号白油或者柴油。
2.根据权利要求1所述的一种钻井壁强化型岩气储层油基高温高密度钻井液，其特征在于，该钻井液体系适用于页岩气储层钻井工程中，抗温达180℃以上，密度可达到2.05～2.3g/cm3。
3.根据权利要求1所述的一种钻井壁强化型岩气储层油基高温高密度钻井液，其特征在于，其中，钻井现场施工工艺步骤如下；
S1，将主乳化剂、辅乳化剂和润湿剂加入到油相中，油相可为5号白油、3号白油或柴油，持续搅拌4-6小时后形成油基基浆；
S2，然后在搅拌过程中逐渐加入25％CaCl2盐水，形成油水比为8：2的油包水钻井液简单体系，持续搅拌6～12小时；
S3、然后在搅拌条件下分别加入有机土、降滤失剂、流型调节剂、随钻承压封堵剂、粒径可变复合封堵剂、石灰、超细碳酸钙和API标准重晶石，持续搅拌养护形成稳定的胶体悬浮体体系；
S4、然后在泥浆泵的输送下逐步建立钻井液从“泥浆罐-入井-井下-出井-泥浆罐”的循环，井筒中替出的旧浆放空或者回收，开始页岩气储层高温高压钻井作业。
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