CN1452651A - 控制油井附近的岩层饱和度的方法和液体 - Google Patents

控制油井附近的岩层饱和度的方法和液体 Download PDF

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Abstract

本发明涉及在通过多孔渗透性岩层的井中用于钻井或操作的方法和液体，其中，水基井液流入所述井中。该方法包括除了这种液体的标准组分以外，向该液体中加入不大于3重量％的由油脂、油和醇获得的组合物，选择酸和醇部分的链长，使得所得的酯在水中具有足够的分散、与所述组分的相容性、不与油层油乳化并且在多孔岩层上充分吸附。

Description

控制油井附近的岩层饱和度的方法和液体
                      发明领域
本发明涉及钻井领域，更一般地涉及在钻井中要求液体循环的操作领域，所述液体与多孔渗透性岩石壁接触。在这些操作中，取决于可以向液体中加入的降失水性添加剂的效率高低，循环液体在更高或更低程度上穿过井壁的厚度。已知“滤出液”(渗入岩石的液体体积)可以在不同程度上导致井壁堵塞。如果井穿过烃生产区域，可能严重降低生产率。本发明提出一种液体和一种方法，用于钻井或者在排出孔中用于烃生产岩层的初始生产并促进这些烃向井中流动。
在钻井时所用的液体在与岩层压力相关的过压下沿着岩层循环。这使得流入现象受到限制并且井壁的稳定性受到控制。发生过滤现象，导致形成滤饼。取决于循环条件(泥浆是否在井中循环)，在称为“喷射”期间的期间中形成外部和内部滤饼，或者仅形成内部滤饼。这种非常低渗透性的滤饼保护岩层(特别是储油岩)不受钻井泥浆成分的侵入。但是，最近的研究(A.Audibert，J-F Argillier，H.Ladva，Way P.，Hove A.提交到SPE Formation Damage的“Role of Polymerson Formation Damage”SPE 54764，The Hague，1999)表明，在内部滤饼之外，形成一个由某些泥浆成分侵入的区域。特别是在用清水泥浆钻过的油层的情况下，观察到由泥浆中所含的一部分聚合物在内部滤饼以外的油层的侵入。不保持在滤饼中的这些亲水聚合物被吸收在岩石的孔隙中，因此降低岩石的油渗透性。该现象在油井附近更显著，并且引起油井附近含水饱和度增大。
本发明有利地应用于为跨越油层提出的含水泥浆配方，更一般地称为“钻井液”(例如在Halliday W.S.的文献“Drill-in FluidsControl Formation Damage”，World Oil，Dec.1994，43-47描述的)。
井液是复杂的液体，其主要作用特别是在钻井过程中或在钻井之后清洗油井(完井液)，施加足够的水压以保证井的安全性，稳定井壁、润滑套管柱或钻柱，或能在底部建造设备或实现生产过程(完井液)。为了实现这些功能，例如，基础液体(在本情况下为水)含有向其中加入的特定产品以调节流变性、密度、清洗能力、和滤出液控制。对与液体接触的岩石的饱和度具有直接影响的井液添加剂是未知的。
                      发明背景
文献GB-A-2,283,036公开了含有聚亚烷基二醇和酯的水基钻井液，所述酯是多元醇与脂肪酸的部分酯；其要求权利的是这些流体意欲用在粘土页岩和粘土的岩层中，以及它们组合了高润滑性和高页岩抑制能力。实施例公开了以下部分酯：
-甘油一油酸酯；
-四乙二醇一甘油酯；和
-甘油一蓖麻醇酸酯。
但是，实施例7清楚表明，加入小于3重量％的混合物(2.25重量％聚亚烷基二醇和0.75重量％甘油一油酸酯)不能提供高润滑性能。
文献US-A-5,318,956(相当于文献EP-A-0,398,113)公开了单官能或多官能醇与最多C36的饱和或不饱和脂肪酸的酯用作“水包油”O/W乳液型钻井液的油相的主要成分。
文献US-A-3,882,029公开了包含细分散固体颗粒的完井液和修井液，该固体颗粒由以下物质的均匀固溶体组成：
-蜡；
-甘油或脱水山梨糖醇与高级饱和脂肪酸(C12-C20)的部分酯，其是油溶性的并且具有表面活性剂性质；
-聚乙二醇与高级饱和脂肪酸(C12-C20)的单酯，可分散在水中并具有表面活性剂性质；
-乙烯-醋酸乙烯酯共聚物；和
-脂肪醇。
文献US-A-3,979,304公开了一种减小可渗透地下岩层的渗透性的方法，其在于向钻井液中加入包含以下物质的均匀固溶体颗粒：
-蜡；
-多羟基化合物与高级脂肪酸(C12-C20)的部分酯，其是油溶性的并且具有表面活性剂性质；
-水溶性表面活性剂，其可以是聚乙二醇与高级脂肪酸(C12-C20)的单酯；
文献WO-A-96/40,835公开包含盐水、C7-C23脂肪酸三甘油酯、醇、乳化剂和含硫化合物的“水包油”O/W型乳液。
                       发明概述
本发明的目的是提供使用含有可以减小或防止油层损坏的添加剂的水基液体的钻井或修井方法。另一个目的是提供这样的方法，其中，水基液体包含可以直接进入滤出液并充分吸收在储油岩上的添加剂。再一个目的是提供所述液体。
因此，本发明涉及一种钻井或修井方法，其中，使一种液体在烃储油岩中钻出的井中循环。它还涉及所述液体及其在本发明方法中的使用。该液体是水基的，排除在以“水包油”O/W型乳液销售中已知的液体；事实上，所述乳液具有堵塞孔隙并因此阻止添加剂通过滤饼的作用，这与本发明的目的之一相反。所述液体包括钻井和/或修井液功能所需的所有添加剂和足够量的，最多3重量％，优选小于0.1重量％的一种或多种选自多元醇与C6-C22脂肪酸的部分酯的化合物。特别地，该部分酯优选以基于部分酯的浓缩组合物形式加入，其加入方式使得部分酯在液体中的浓度约为1g/l。
意外地，在烃储油岩中钻出的井中，在钻井和/或修井液中这些添加剂的使用在钻井和/或修井阶段(直至并且包括开采阶段，称为初始的)可以减少或防止对油层的损坏。当然，这些添加剂的性质根据水基井液的特定性质决定，水基井液含有根据本发明的添加剂与之相容的其它添加剂，即不损害其它添加剂或井液成分的作用。
此外，闪点(根据ASTM D92标准方法测定)优选至少100℃，或者至少150℃更好。
至于形成本发明中所用的部分酯的多元醇，它们包括二醇、三醇、多元醇以及混合的聚烷氧化物和多元醇混合物。
可以特别提及以下物质：
-甘油：HOCH2-CHOH-CH2OH；
-二甘油：HOCH2-CHOH-CH2-O-CH2-CHOH-CH2OH；
-聚甘油：HOCH2-CHOH-CH2-(OCH2-CHOH-CH2)n-OCH2-CHOH-CH2OH，
其中，n是1-8，优选为1-4；
-三羟甲基丙烷：HOCH2CH2-CHCH2OH-CH2CH2OH；
-季戊四醇：C(CH2OH)4；
-乙二醇：HOCH2CH2OH；
-聚乙二醇：H(OCH2CH2)nOH，
其中，n为2-30，优选为2-12；
-丙二醇：CH3-CHOH-CH2OH；
-聚丙二醇：H(OCH(CH3)CH2)nOH，
其中，n是2-30，优选为2-12，和
-聚乙二醇-聚丙二醇混合物。
形成本发明中所用的部分酯的脂肪酸具有C6-C22，优选为C6-C12，更好为C8-C10的链长。这些链可以是直链或支化的、饱和或不饱和的、具有天然或合成来源的。一般使用链长基本在这些范围内的脂肪酸的混合物，优选具有天然来源。
本发明中所用的酯是部分酯：它们包含至少一个自由羟基和至少一个被脂肪酸酯化的羟基。自由羟基数与被脂肪酸酯化的羟基数的摩尔比优选至少1∶1，优选的比例为至少2∶1，更优选的比例是至少3∶1。
本发明中所用的部分酯可以通过甘油醇解、通过直接酯化或通过来自脂肪(或油)和醇的转酯化作用获得。所有的植物和动物脂肪都是合适的，只要它们具有基本在C6-C12范围内的链长，优选在C6-C12之间，甚至更好在C8-C10之间的链长。称为脂肪(或油)的物质包括甘油三酸酯、脂肪酸以及甲基酯。全部等同的蓖麻子白蛋白范围也包括在其中。
根据本发明的添加剂组合物组合了其最大效率所需的各种性质，特别是关于岩石润湿性的变化方面。
换言之，该添加剂组合物具有以下详细描述的特征：
-在井液的水中的良好分散性，即足够的水溶解度，即使不是全部溶解，
-与水基液体非常好的相容性，即不干扰由其它化合物或添加剂所提供的所述液体所需的性质，
-直接进入到滤出液中的能力，即不被阻止或封闭在可能在井壁上形成的滤饼中，
-当在含水滤出液中存在时，不要求形成所述水滤出液和油层油之间的乳液，
-并在岩石上充分吸收。
在本发明的意义上，足够分散的理解是所述部分酯必须分散或可能溶解在水中的性质；因此，在所述液体中，部分酯以溶质形式或分散体形式存在(并且在后一种情况下，部分酯按原样分散并且不是与其它化合物或添加剂的混合物形式的)。
本申请人已经观察到，本发明中所用的部分酯不干扰由其它化合物或添加剂提供的液体的性质。
本申请人还已经观察到，本发明中所用的部分酯具有直接进入滤出液中并且吸附在储油岩上的能力。不希望受理论限制，本申请人认为该吸附是由本发明的液体及其在本发明方法中的使用所提供油层损坏减小和防护的原因，如以下实施例中所示。
为了保持这种直接进入滤出液的能力，水基液体必须不是其液滴可能堵塞滤饼空隙的“O/W”乳液型液体。
由于相同的原因，当在含水滤出液中存在时，部分酯不应该要求形成在所述滤出液和油层油之间的乳液。这种性质容易利用下文所述的瓶试验测定，瓶试验优选的是用该区域典型的油层油进行。
根据本发明的添加剂可以以浓缩形式(如上所述，其然后可以按约1g/l的浓度加入)使用或者在溶剂油(上述的植物或动物油，或矿物油)中稀释。
                       附图简述
阅读通过附图说明的以下非限制性实施例的描述，将会清楚本发明的其它特征和优点：
图1表示在多孔岩石样品上的测试装置；
图2是通过该装置的横截面，其可以显示液滴的铺展。
                       发明详述
以下实施例中所用的聚甘油具有以下组成：
-甘油：约27％(在24-30％之间)；
-二甘油：约31％(在28-34％之间)；
-三甘油：约23％(在20-26％之间)；
-四甘油：约12％(在9-15％之间)；
-五甘油：约7％(在4-10％之间)；
即其具有2-3的聚合度，实际上约2.4，并且平均羟基官能数约4.4。
然后用C8-C10脂肪酸按摩尔/摩尔化学计量酯化，以达到单C8-C10聚甘油的多数分布，以下称为PG8/10，自由OH/酯化OH摩尔比约为3.4∶1。“C8-C10脂肪酸”可以理解为基本由C8或C10酸组成的工业酸，但是可能还含有少量更重或更轻的酸，其来自天然来源和来自制造过程。
多孔介质中的测试：
在多孔介质中的测试或实验目的是模拟滤出液通过储油岩并研究其对在岩石中原位饱和的相互作用。进行两种实验：
(i)复原滤出液通过岩石的模拟；
(ii)水基泥浆通过岩石全部滤出的模拟。
在这两种情况下，观察到岩石的残余水饱和度变化，如同观察与在滤出方向的相反方向上的油渗透性(逆流)。
实验装置图解表示在图1中。
把多孔介质2放在Hassler单元1中。通过压封盖3向介质施加2MPa的封闭压力。盐水、油或模拟滤出液可以在该多孔介质中循环。通过Pharmacia型活塞泵4控制所注入溶液的流量。压差传感器5放在单元的进出口之间。把该装置连接到计算机6，其中，计算机6连同其它事情一道可以计算岩石对所注入液体的渗透率。
岩芯样品2用实验(i)的Clashack砂岩或实验(ii)的Vosges砂岩制成。其具有以下尺寸：长度60毫米，截面32.7毫米，孔隙体积V0约8.5cm3，孔隙率约17％。
操作方法如下：
(i) 复原滤出液通过岩石的模拟
这些阶段是必须的：
1)建立初始条件
多孔介质必须在与油层类似的条件下。所以，岩芯样品必须用盐水，然后用油饱和；
(a)用盐水饱和岩石：把岩芯样品在真空干燥器内饱和，然后经过2MPa的封闭压力，并用10巴的孔隙压力以10cm3/h向其中通入盐水(40g/l NaCl，5g/l KCl)48小时。
(b)测定对盐水的渗透率：以不同的流量(Q：300、200、100cm3/h)使盐水通过岩芯样品，并测定在多孔介质两端之间的压力差(ΔP)。线Q＝f(ΔP)的斜率使得可以计算出岩石对盐水的渗透率Kw(用毫达西(milliDarcy)表示)。
(c)测定对油的渗透率：以10cm3/h注入SOLTROL 130油(由Phillips Chemical Co.销售的精炼油，80℃粘度为0.7mPa·s)24小时，然后逐渐从100cm3/h逐渐增大流量到500cm3/h。所收集的水的体积使得可以计算油和水的饱和率(So)和(Sw)。
然后使油以不同的流量(300、200、100cm3/h)通过岩芯样品，并测定压差ΔP。线Q＝f(ΔP)的斜率使得可以计算出岩石对油的渗透率Ko(用毫达西(milliDarcy)表示)。
2)滤出液侵入阶段：
把模拟滤出液的溶液(盐水或盐水+添加剂或盐水+聚合物或盐水+聚合物+添加剂)以10cm3/h注入。所收集的油的体积使得可以计算新的水和油饱和率。
3)井生产模拟阶段：
通过以10cm3/h逆流注入油(即与滤出液注入的相反方向)模拟生产开始。所收集的水的体积使得可以计算新的水和油饱和率Sw和So。然后使油以不同流量(300、200、100cm3/h)通过岩芯样品，并测定压差ΔP。线Q＝f(ΔP)的斜率使得可以计算出岩石对油的渗透率Ko1(用mD表示)。
(ii) 水基泥浆通过岩石的过滤
1.建立初始条件：如前进行。
2.在压力(3.5MPa)和温度下动态过滤(600s-1)：
一旦在油层条件下饱和，就把岩芯样品放在动态过滤单元中。然后过滤水基泥浆，并且在过滤过程中形成内部和外部滤饼。本实验更接近实际条件，因为实际的水基泥浆滤出液而不再是简单模拟滤出液通过岩芯样品。
3)油井生产：
然后把岩芯样品转移到Hassler单元中，通过逆流注入油如前所述测定水和油的饱和度以及对油的恢复渗透率。实施例1：饱和度变化(盐水和盐水+添加剂)
该实验是在Swi(初始水饱和度)条件(类型(i)测试)下在油和水存在下向预先饱和的多孔介质中注入其中加入或没有加入根据本发明的添加剂的盐水。
结果在下表中给出：
                              表1
    Sw(％)     Ko(mD)
盐水饱和度     100
油的注入     18.1     775   初始条件
滤出液注入之后(吸收)     55.5
Soltrol油逆流之后     15.8     850
其中：
-Sw是水饱和度(在孔隙体积中所含的水的百分比)
-Ko是用毫达西表示的岩芯样品对油的渗透率(用SI单位表示，换算因子为：1达西＝9.87×10-13m2)。
在盐水中存在0.1g/l的PG8/10添加剂的条件下，结果变成：
                         表2
    Sw(％)     Ko(mD)
盐水饱和度     100
油的注入     16     630   初始条件
滤出液注入之后(吸收)     36.7
Soltrol油逆流之后     0     763
这些滤出试验表明，0.1g/l的PG8/10添加剂的加入可以除去大部分残余水。向注入多孔介质中的盐水中加入添加剂因此可以通过置换残余水改变饱和度，因此导致更高的油饱和度。应当注意，在逆流后对油的渗透率也增大。实施例2：饱和度变化(另外含有聚合物的盐水)
在存在0.5g/l聚合物(聚丙烯酰胺PAM)以接近水基泥浆滤出液的实际组成下进行相同的实验。在PAM单独存在下，残余水饱和度没有变化。但是，由于聚合物在岩石上的吸附且由于聚合物料粒对其孔隙的阻塞，使油渗透率降低。从以下实施例中可以看出，当加入PG8/10时，置换了大多数残余水。还应当注意，岩石的油渗透率的减小比单独存在PAM时更小。
                          表3
    Sw(％)     Ko(mD)
盐水饱和度     100
油的注入     17.5     810     初始条件
滤出液注入之后(吸收)     50.4     +0.5g/l PAM
Soltrol油逆流之后     15     693
在盐水中存在0.1g/l的PG8/10的条件下，结果变成：
                           表4
    Sw(％)     Ko(mD)
盐水饱和度     100
油的注入     15     738     初始条件
滤出液注入之后(吸收)     40.6     +0.5g/l PAM
Soltrol油逆流之后     1     680
可以总结出，即使在聚合物存在下，PG8/10的加入除去了大部分残余水并限制了油渗透率的降低。
实施例3：饱和度变化(完全配方)
为了更接近实际条件，进行动态过滤，然后模拟油井生产的重新建立(类型(ii)测试)。水基泥浆配方称为FLOPRO，其由MI DrillingFluids Company(USA)销售。
其组成如下：
FLOVIS：          6g/l       (黄原胶-增粘剂)
FLOTROL：         7g/l       (淀粉-降失水剂)
HY-MOD PRIMA：    28.5g/l    (填料粘土)
NaCl：              20g/l
KCl：               20g/l
IDCARB 75：       360g/l     (碳酸盐)
pH＝8
结果如下：
                                表5
    Sw(％)     Ko(mD)
盐水饱和度     100
油的注入     36.8     1047     初始条件
泥浆注入之后(吸收)     73     FLOPRO
Soltrol油逆流之后     53     645
在盐水中存在0.1g/l的PG8/10的情况下，结果变成：
                       表6
    Sw(％)     Ko(mD)
盐水饱和度     100
油的注入     32.6     1283     初始条件
泥浆注入之后(吸收)     57     FLOPRO
Soltrol油逆流之后     28.6     845
对完全配方进行的这些实验证实，关于饱和度获得了良好结果(在1g/l的PG8/10存在下在油逆流后残余水的饱和度为29％，与没有添加剂的53％相反)。
实施例4：液滴的铺展
目的是表明添加剂对岩石润湿性的影响。为此目的，观察油滴在含有或不含根据本发明的添加剂的盐水溶液中浸渍的岩石表面(Claschach砂岩)上的铺展。
实验装置(图2)是含有水溶液11(40g/l NaCl，5g/l KCl)、岩石支撑体12、岩石薄片13和用注油器15沉积的油滴14(Soltrol)的结晶器10。
操作方法如下：把Claschach砂岩型岩石的薄片悬浮在含有或不含添加剂的盐水溶液中。在浸渍约40秒后，用针在岩石表面引入用苏丹蓝着色的Soltrol液滴。然后在溶液中含有或不含根据本发明的添加剂下观察液滴的形成。
在单独的盐水中，油滴是圆形的并且不铺展(图2)。因此岩石优先被水润湿。从盐水中浓度为0.3g/l PG8/10的情况下，观察到油滴铺展在岩石上，其甚至以2g/l的活性产物渗透到岩石中。这些试验在此未说明，证实了PG8/10提高了岩石的油润湿性。
在25℃测定表面张力(盐水/空气)和界面张力(盐水/Soltrol)。所用的盐水含有40g/l NaCl和5g/l KC1。不用添加剂时，盐水/空气表面张力为72mN/m。用100ppm添加剂时，其降低到25mN/m。没有添加剂时，盐水/Soltrol界面张力为38mN/m。用10ppm添加剂时，其降低到19mN/m，用15ppm添加剂时达到14mN/m。这些结果表明，PG8/10具有一定的界面活性，因为对于小于PG8/10的CMC(临界胶束浓度，其约为100ppm)的低浓度，它可以使水的表面张力降低到25mN/m、盐水/Soltrol界面张力降低到14mN/m。
实施例5：在长岩芯样品上的测试
通过在40cm长岩石样品上进行的油层损坏模拟试验表明本发明的效率。试验的细节可以在以下文献中发现：“PerformanceEvaluation and Formation Damage Potential of New Water BasedDrilling Formulations”，Argillier J-F，Audibert A.，LongeronD.SPE Drilling and Completion，14，No.4，266-273，1999。所用的岩石是具有以下组成的Claschach砂岩：94.7％石英、2.6％钾长石、0.5％绿泥石和0.7％伊利石(包括云母)。样品所经受的条件称为残余水饱和度(Swi)，其通过抽真空、用盐水饱和、然后注入Soltrol130油(约10孔隙体积)获得。然后测定样品的油渗透率(在Swi时的Ko)。使岩石样品在以下条件下与沿着样品前面循环的钻井液和/或修井液接触：按0.5MPa/2分钟使压力升高从0.35到2MPa，然后稳定在2MPa，此时泥浆以5升/分钟的流量循环。在过滤过程中，在样品端部产生油，相当于岩芯样品被泥浆滤出液侵入。在滤出液漏出即当第一滴滤出液在岩芯样品端部出来时，停止试验。
这里所用的泥浆是由MI Drilling Fluids(USA)销售的制剂并且其含有：6g/l Flovis(黄原胶)、7g/l Flotrol(淀粉)、20g/lNaCl、20g/l KCl和360g/l碳酸钙(试验1)，向其中加入0.1g/lPG8/10(试验2)。
在下文的表中为了对比提供这两个试验的结果：
                     表7
    试验1     试验2
孔隙率，φ(％)     16.3     16.1
气体渗透率，kg(mD)     685     546
水渗透率，Kw(mD)     533     416
Swi时的油渗透率，Koi(mD)     452     281
逆流之后的油渗透率，Koi(mD)     176     206
％恢复的渗透率RP     39     73
逆流之后的Sw(％)     27.8     29.5
我们观察到当向泥浆中加入PG8/10时恢复的渗透率(在逆流后)明显不同，特别是在最初数厘米岩芯样品中。这表明，在存在添加剂的泥浆的情况下，在逆流过程中，多孔介质再一次变得更容易用油饱和。因此，滤出液夹带的添加剂优先堵塞吸附位置，由此限制泥浆中所含聚合物的吸附/保留，因此被进入多孔介质中的滤出液夹带。这限制了聚合物对孔隙的阻塞或收缩，因此改善了油渗透性。
实施例6：添加剂通过滤饼
由于向钻井液或修井液中加入添加剂，其必须能够渗入可渗透性岩石岩层。在钻井液的情况下，分子能够通过滤饼进入滤出液是必需的。所以研究分子从滤饼中的通过。以下给出的测试在GREEN BOND(70g/l GREEN BOND，由SBF公司销售的膨润土；1g/l PAC LV，一种阴离子型低粘度纤维素聚合物；1g/l NaCl)和FLOPRO泥浆(实施例3)上进行。
首先，离心含或不含PG8/10的所述泥浆，确定PG8/10和聚合物在粘土上的吸附。还把泥浆在0.7MPa和室温下过滤30分钟。获得的所有溶液经过TOC分析，以确定用碳的ppm表示的物料平衡。为了确定在分子的ppm与碳的ppm之间的相关性，获得了PG8/10校准曲线。
对于Green Bond泥浆，结果表明，35％的GP8/10吸附在粘土上，残余65％，84％通过滤饼。
对于Flopro泥浆，物料平衡更复杂，因为存在对滤出液中所测的碳值有贡献的聚合物。即便如此，当使用PG8/10时，在滤出液中存在碳的突然增大，主要由于滤出液中存在PG8/10。
这些测试表明，部分PG8/10分子通过滤饼，因此可以用于改进在油岩层中的饱和度。
实施例7：与钻井泥浆组分的相容性
测定该产品与泥浆中各种组分的相容性。为此目的，通过流变学和滤出研究了含添加剂泥浆的性质。
对于在含或不含PG8/10的Green Bond和Flopro泥浆、在陈化前(A-V)和陈化后(P-V)的该研究结果总结在下表中：
                         表8
         A-V           P-V          A-V          P-V
不含PG8/10   含PG8/10 不含PG8/10   含PG8/10 不含PG8/10   含PG8/10 不含PG8/10   含PG8/10
            GREEN BOND泥浆                  FLOPR)泥浆
粘度研究 AVPVYVGel010     3616402426    3813422127     3314382224     3415382024     966510     7662--     16128126     151185-
过滤 30分钟的过滤体积 8ml 8ml 7ml 7ml 14ml 14ml 14ml 14ml
AV：用厘泊表示的表观粘度；
PV：用厘泊表示的塑性粘度(1厘泊＝0.001Pa·s)
YV：屈服值用1b/100ft2表示。
1g/l PG8/10的加入不会明显影响所测试泥浆的滤出或流变性，这表明，这样的添加剂，如本发明所定义的，与钻井液和/或修井液的传统组分相容。
实施例8：瓶试验
为了避免在井身处的任何额外损坏，必须评价在储层流体(盐水、油)与泥浆滤出液之间是否产生任何原位的乳液。
因此，条件之一是水基泥浆滤出液与储层流体相容。
为了作出三元相图，变化每个相的比例。通过如下文所述的所谓“瓶试验”测定乳液的形成和稳定性。
使盐水(NaCl 20g/l)、有机相即构成油层流体的储油层与含有本发明添加剂的泥浆滤出液接触。所述滤出液由水、盐和聚合物(黄原胶0.5g/l、淀粉0.5g/1)构成。制备由80毫升油层油和20毫升水相组成的混合物A和由60毫升油层油和40毫升水相组成的混合物B。
水相由盐水(油层流体)和含有1g/l本文所述添加剂的泥浆滤出液按以下体积比25/75、50/50和75/25组成。对于油层油用磁力搅拌器进行搅拌(在逐滴加入过程中低速搅拌，然后高速搅拌15分钟)，或者对于模型油用Hamilton Beach进行搅拌(在逐滴加入过程中低速搅拌，然后用相同的速度搅拌15分钟)。把乳液转移到烧瓶中并观察乳液是否破坏。
结果用以下按1g/l浓度使用的添加剂获得。
1.聚甘油一油酸酯(C18)
2.聚甘油一肉豆蔻酸酯(C14)
3.聚甘油一月桂酸酯(C12)
4.聚甘油单C8-C10
5.聚甘油一己酸酯(C6)
油层油是具有以下性质的实际油层油：
-密度(20℃)：850kg/m3
-粘度(20℃)：8.3cP
-组成(SARA方法)：
-饱和的：56％
-芳族：38％
-树脂：6％
-沥青烯：0.26％
一些测试用模型油(Soltrol 130)进行，其不含天然表面活性剂。
乳化的危险表示在下表中(除非另外说明，在16小时后进行观察)。
                               表9
体系   水相中滤出液的％     混合物A(80/20)乳液特征 混合物B(60/40)乳液特征
无添加剂   0     W/O乳液(20体积％) W/O乳液大分散液滴尺寸(40体积％)
无添加剂   25     W/O乳液(20体积％) W/O均匀乳液
无添加剂   50     均匀W/O乳液 W/O乳液大分散液滴尺寸(40体积％)
无添加剂   75     均匀W/O乳液 W/O乳液大分散液滴尺寸(40体积％)
1   25     分相(17％水) 相分离(30分钟后13％水)
1   50     分相(17％水) 相分离(30分钟后13％水)
1   75     分相(17％水) 相分离(30分钟后13％水)
2   25     分相(17％水) 相分离(30分钟后13％水)
2   50     分相(17％水) 相分离(30分钟后13％水)
2   75     分相(17％水) 相分离(30分钟后13％水)
3   25     分相(17％水) 相分离(30分钟后13％水)
3   50     分相(17％水) 相分离(30分钟后13％水)
3   75     分相(17％水) 相分离(30分钟后13％水)
4   25     6％乳液大分散液滴尺寸+水 相分离(30分钟后13％水)
4   50     8％乳液大分散液滴尺寸+水 相分离(30分钟后13％水)
4   75     10％乳液大分散液滴尺寸+水 相分离(30分钟后13％水)
                       表9(续)
  5     25   17％乳液大分散液滴尺寸+水     乳液大分散液滴尺寸(1小时后17体积％)
  5     50   17％乳液大分散液滴尺寸+水     分相(1小时后13％水)
  5     75   17％乳液大分散液滴尺寸+水     分相(1小时后13％水)
在所有的情况下，在滤出液内存在添加剂都诱发破乳(如果存在的话)。烷基链越长，破乳越快。
用模型油SOLTROL 130进行的附加试验结果总结在下表中：
                         表10
体系   水相中的滤出液的％   混合物B(60/40)
无添加剂     0   全部分离
无添加剂     50   全部分离：水相和有机相扰乱
1     50   全部分离：水相和有机相扰乱
2     50   全部分离：水相和有机相扰乱
3     50   全部分离：水相和有机相扰乱
4     50   全部分离：水相和有机相扰乱
5     50   全部分离：水相和有机相扰乱
这些结果证实以前的结果：添加剂不诱发在油和水相之间的乳液形成。
还观察到，在没有搅拌的情况下，与长酸链相应的添加剂具有形成淡白色沉淀物的趋势，这表示接近了溶解度极限。这一现象可以引起与泥浆其它成分的相互作用。

Claims (13)

1.在通过多孔渗透性岩层的井中的钻井或修井方法，其中，水基井液在所述井中循环，特征在于该水基井液不是“O/W”乳液并且除了所述井液的传统组分以外，向所述井液中加入最多3重量％的一种或多种选自多元醇与C6-C22脂肪酸的部分酯的化合物，选择酸和醇部分的链长使得所获得的酯在水中具有足够的分散性、与所述组分的相容性、不与油层油形成乳液、并且充分吸附在多孔岩层上。
2.权利要求1的方法，其中，脂肪酸的链长范围为C6-C12，优选为C8-C10。
3.权利要求1或2的任一项的方法，其中，在部分酯中，自由羟基数与被脂肪酸酯化的羟基数的摩尔比至少为1∶1，优选至少2∶1，更优选至少3∶1。
4.前述权利要求的任一项的方法，其中，所述组合物是C8-C10脂肪酸和聚甘油酯。
5.权利要求4的方法，其中，所述聚甘油具有以下组成：24-30％的甘油，优选为27％；28-34％的二甘油，优选为31％；20-26％的三甘油，优选为23％；9-15％的四甘油，优选为12％；4-10％五甘油，优选为7％。
6.前述权利要求的任一项的方法，其中，所述井液含有最多1g/l的所述组合物。
7.水基井液，其包含传统组分如降失水剂、增粘剂、加重料，特征在于该水基井液不是“O/W”乳液并且其另外含有最多3重量％的一种或多种选自多元醇与C6-C22脂肪酸的部分酯的化合物，选择酸和醇部分的链长使得所获得的酯在水中具有足够的分散性、与所述组分的相容性、不与油层油形成乳液、并且充分吸附在多孔岩层上。
8.权利要求7的井液，其中，脂肪酸的链长范围为C6-C12，优选为C8-C10。
9.权利要求7或8的任一项的井液，其中，在部分酯中，自由羟基数与被脂肪酸酯化的羟基数的摩尔比至少为1∶1，优选至少2∶1，更优选至少3∶1。
10.前述权利要求的任一项的井液，其中，所述组合物是C8-C10脂肪酸和聚甘油酯。
11.权利要求10的井液，其中，所述聚甘油具有以下组成：24-30％的甘油，优选为27％；28-34％的二甘油，优选为31％；20-26％的三甘油，优选为23％；9-15％的四甘油，优选为12％；4-10％五甘油，优选为7％。
12.前述权利要求的任一项的井液，其中，所述井液含有最多1g/l的所述组合物。
13.权利要求7-12的任一项中的水基井液在通过多孔渗透性岩层的井中用于钻井或修井以减少或防止油层损坏的用途。
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