煤系“三气”共采条件下的井壁稳定钻井液技术

煤系“三气”共采要求钻井液能同时解决煤层、致密砂岩和页岩地层的井壁稳定难题。在分析煤岩和页岩矿物组成的基础上,研究了正电性处理剂对煤岩表面Zeta电位的影响规律,优选出了能有效增加与页岩（煤岩）的接触角、降低钻井液表面张力的表面活性剂复配配方,并从流变性、滤失性、电性、润湿性、抑制性、储层保护和抗污染性能等方面对水基钻井液体系进行了综合评价。结果表明:有机正电胶和阳离子型表面活性剂均能降低毕节龙潭组煤岩的负电性;季铵盐类表面活性剂和有机硅表面活性剂均能将秀山龙马溪组页岩和毕节龙潭组煤岩由表面水润湿转变为油润湿;表面活性剂优化组合和无机正电胶（MMH-1）溶液能够有效阻缓页岩和煤岩的孔隙压力传递。所提出的MMH-1钻井液体系黏度适中,API滤失量仅为7 mL,对煤岩和页岩水化的抑制性强;储层伤害程度低,对煤储层的渗透率伤害率仅为10%,能将基浆煤岩气测渗透率降低率降低3.6%;抗污染能力强,能抗3% NaCl、1% CaCl₂和5%凹凸棒土（模拟钻屑）;生物毒性低,对环境友好,满足煤系“三气”共采条件下的井壁稳定要求。      

吉林大情字井地区油气层损害机理

按标准实验程序和方法,系统研究了吉林油田大情字井地区钻井液损害油气层的机理及影响因素.结果表明,对渗透率在1×10-3 μm2左右的岩心,水锁损害为14.05%～23.01%;水敏、钻井液滤液与储层不配伍和大分子吸附造成的损害为13.73%～18.84%;固相损害为2.36%～4.80%.对渗透率在20×10-3～30×10-3 μm2之间的岩心,水锁损害为7.48%～12.20%;水敏、钻井液滤液与储层不配伍和大分子吸附造成的损害为6.47%～9.17%;固相损害为0.57%～4.55%,因此该地区主要的损害方式为液相损害.钻井液滤失量,特别是高温高压滤失量,对储层渗透率影响很大,随着钻井液压差的增大,岩心的渗透率恢复值下降了4%～7%,因此在钻井过程中特别应控制进入油气层的钻井液滤液量和性质,并且应尽可能降低钻井液密度.     

聚磺混油钻井液对深层裂缝性致密储层的保护能力评价

为了评价和优化塔里木盆地北部深层裂缝性致密砂岩油藏开发中使用的聚磺混油钻井液对储层的保护效果,进行了钻井液动/静态伤害、滤饼承压、流体敏感性、水相圈闭伤害和流体配伍性实验。分析了钻井液伤害的主要机理,探讨了钻井液保护效果评价方法,提出了聚磺混油钻井液优化策略。实验表明:储层钻井液动态伤害中—强,滤液静态伤害中—强,100μm及以下缝宽裂缝承压达10 MPa,流体敏感性伤害较弱,水相圈闭伤害强,滤液与地层流体配伍性差;水相圈闭、流体不配伍和固相侵入是钻井液伤害储层的主要方式;聚磺混油钻井液对储层大缝宽裂缝封堵较差、对小缝宽裂缝控滤失较差是造成储层伤害的主要原因。钻井液储层保护效果评价需综合分析钻井液伤害的主要因素,充分挖潜钻井液动态伤害实验数据,评价钻井液的固相磨蚀粒度降级率。提高钻井液屏蔽暂堵性能、改善钻井液与储层流体配伍性、加入表面活性剂将提升聚磺混油钻井液对深层裂缝性致密砂岩油藏的保护能力。     

煤层气绒囊钻井流体的防塌机理

尽管绒囊钻井流体已成功应用于煤层气钻井,但研究其防塌机理,事关其煤层封堵效果、封堵强度、封堵成本以及储 层伤害程度。为此,实验室对比测定了山西沁水盆地3 号煤岩柱塞单轴抗压强度、驱替Ø38 mm 煤岩柱塞的入口压力。对比注入 2% 氯化钾溶液、低固相聚合物钻井流体和绒囊钻井流体后煤岩柱塞强度的实验结果发现,仅绒囊钻井流体（3 组）的煤岩强度提 高38.46%;驱替压力对比结果显示,绒囊钻井流体在驱替压力为20.73 MPa、21.46 MPa 时不漏失,绒囊封堵后2% 氯化钾溶液在 驱替压力分别为24.79 MPa、25.64 MPa 时仍不漏失,绒囊钻井流体增大了流体进入地层的阻力。室内显微镜观察绒囊钻井流体封堵 60 ～ 80 目、80 ～ 100 目、100 ～ 120 目三种粒径煤岩岩屑的填砂管,结果发现：囊泡以堆积、拉抻、堵塞等方式封堵不同尺寸的 漏失通道并平铺渗流通道的入口端,形成“珠状毯”;囊泡的弹性、韧性吸收了钻具对井壁的冲击力,从而减轻了钻具造成的井壁 失稳。结论认为：煤层气绒囊钻井流体的主要防塌机理是提高煤岩强度、增大流体进入煤岩地层的阻力、缓冲钻具冲击力等。     

油田作业液储层损害机理试验研究

为了研究油田作业液对储层的损害机理,以涠12-1油田天然岩心和人造岩心为研究对象,开展了多种作业液污染储层的试验研究。结果表明,油基钻井液滤液、原油和油基钻井液滤液分别污染岩心后用注入水驱替时,岩心渗透率显著降低,而用煤油驱替时,渗透率变化不大。油基钻井液固相、原油、完井液分别污染岩心后用注入水驱替时,岩心渗透率严重降低。各作业液间及其与地层水之间不配伍是使岩心渗透率降低,造成储层损害的重要原因。     

解除低渗砂岩气层钻井液伤害的洗井液研究与应用

钻井液对低渗砂岩气藏的伤害主要来自钻井液滤液,滤液产生的伤害主要为水锁,同时也有水敏膨胀及高分子聚合物在孔隙内壁的吸附滞留作用以及少量的固相微粒进入形成堵塞,导致产量降低。针对这一问题,主要从改变储层表面性质着手,研制出了洗井液NDF-1。该洗井液使低渗砂岩气藏由强亲水变为弱亲水,消除储层毛细管压力,溶解进入的部分固相,拆散堵塞,从而提高气驱水效率。室内实验表明,洗井液NDF-1可以使现场DIF伤害后岩心渗透率恢复率得到明显提高,平均恢复率提高率达到133.45%。在CB3-3井进行了现场试验,通过试气结果表明,单井产量提高率达到35.71%。     

顺煤层钻进用可降解聚合物钻井液

沁水盆地南部寺河矿区15号煤含气量高,埋深较浅,具有良好的煤层气开发潜力。针对15号煤煤体结构复杂和顶底板为富含水层的灰岩,在顺煤层钻进时主要存在的携屑困难、井壁失稳、容易漏失和储层污染难题,研发了微固相可降解聚合物钻井液体系。通过煤粉悬浮、煤岩取心模拟护壁、黏度衰减和渗透率恢复实验评价了该体系的基本性能。实验结果表明,该体系携带岩屑效果好,抑制作用强,能够减小井眼扩径,同时配合生物酶的降解作用,储层渗透率伤害率可以从50%降低到25%。该钻井液在中国首个煤层气工厂化钻井平台X-2井进行现场试用,钻井液密度为1.01~1.03g/cm3,漏斗黏度为35~40s,API滤失量小于15mL,pH值为8~10,加入生物酶后黏度降低40%,顺煤层段成功钻进900m。      

含绒囊结构的新型低密度钻井液

含绒囊结构的水基钻井液由定位剂、成层剂及成膜剂等处理剂配制而成。显微镜下观察发现,绒囊结构由内向外为气核、表面张力降低膜、高黏水层、高黏水层固定膜、水溶性改善膜、聚合物高分子和表面活性剂的浓度过渡层。室内配制了密度为0.85g/cm³ 的含绒囊结构钻井液。静态填砂堵漏实验和动静态岩心封堵实验表明,绒囊可根据地层渗流通道自行改变形态或改变性能,占据地层渗流通道或形成外黏膜层,封堵漏失通道。现场应用表明,含绒囊结构钻井液是一种新型的封堵低压漏失地层的钻井液体系。     

郑X井重复压裂非产水煤层绒囊流体暂堵转向试验

郑庄煤层气田郑X井欲实施绒囊暂堵流体重复压裂转向,既形成新裂缝又不影响原缝生产,增加供气体积以达到满意产量。室内先用绒囊流体暂堵直径38 mm煤岩柱塞的中间人工剖缝,后用活性水测试绒囊流体暂堵剖缝承压能力达20 MPa,超过地层18 MPa的破裂压力,满足转向要求;绒囊暂堵流体伤害郑庄煤岩柱塞渗透率恢复值85%,满足原缝继续生产要求;现场利用混砂车和水罐建立循环,通过剪切漏斗配制密度为0.94～0.98 g/cm3、表观黏度为30～34 mPa·s的绒囊暂堵流体。先用活性水顶替检测原缝是否存在后,用排量为3.0～3.5 m3/h注入绒囊暂堵流体60 m3,停泵30 min油压稳定在12 MPa,表明绒囊封堵原缝成功。用活性水压裂液压裂,油管压力上升至18 MPa时出现破裂。微地震监测新缝方位为N13°W,相对于原缝N42°E转向55°。压后间抽2 h产气200 m3,是压裂前产量的2倍以上。采用微地震监测和对比压裂前后产量证明,绒囊可迫使压裂液转向压开新缝,且不伤害原裂缝,适用于煤层气老井重复压裂恢复生产。      

冀东油田绒囊修井液控制储层伤害应用研究

针对冀东油田在修井过程中出现漏失、含水恢复时间长、储层伤害严重等问题,在分析了绒囊暂堵机理的基础上,现场采用绒囊修井液体系,利用绒囊自匹配漏失通道实现全面封堵并可自动 返排的特性解决了这一难题。室内评价表明,绒囊修井液体系稳定时间15 d以上,封堵地层后可提高地层承压能力达到7 MPa,修井液侵入地层在8 cm以内,岩心渗透率恢复值达90%以上。在L12-6井和 NP23-X2409井进行了现场应用,L12-6井采用绒囊修井液暂堵检泵,含水恢复至正常水平仅需3 d,且日产油增加3 t多,含水率下降了30%;NP23-X2409井采用绒囊修井液暂堵后挤水泥,承压能力提高了 6~7.5 MPa,日产油增加了10 t多,含水率下降了5%。室内和现场应用表明,绒囊修井液封堵效果好,对储层伤害较小。     

钻井完井液对煤层气解吸—扩散—渗流过程的影响——以宁武盆地9号煤层为例

煤层气以吸附气为主,解吸-扩散-渗流过程共同控制着煤层气的产量,仅采用基于达西定律的渗透率的方法来评价煤层气储层损害有待完善。为此,基于煤岩储层微观结构特征和煤层气运移产出机理,以宁武盆地9号煤层和现场用钻井完井液为研究对象,开展了煤层气解吸、毛细管自吸和钻井完井液动—静态损害评价等实验,并采用微观手段分析了钻井完井液影响煤层气解吸—扩散—渗流过程的机理。结果表明:钻井完井液作用后煤样与平衡水煤样、饱和水煤样相比,煤层气解吸量和扩散系数降低;与地层水相比,煤岩对钻井完井液的自吸能力强且吸附滞留严重,导致气相返排率偏低;钻井完井液滤液损害是造成煤层渗透率下降的主要原因。结合红外光谱、润湿角测定和扫描电镜分析结果,得出认识:钻井完井液滤液通过改变煤的结构、润湿性和孔隙连通性,进而影响到了煤储层气体的运移行为。     

煤层气弱凝胶和微固相双效钻井液体系

为更好满足煤层气钻井液成膜护壁和尽可能地降低对煤层气储层的伤害,实现安全、高效钻进和保护储层的目的,提出了弱凝胶和微固相双效钻井液体系。室内对其性能进行了评价,结果表明:弱凝胶和微固相双效钻井液具有良好的基础性能;具有很好抑制性、抗温性（50℃）、抗盐（NaCl、CaCl₂、MgCl₂）侵性和抗煤屑侵性;在500 mL双效钻井液中加入纤维素酶、中性α-淀粉酶、复合酶（0.1 g:0.1 g:0.1 g）,最终弱凝胶和微固相钻井液降解率分别可达90.9%和83.0%;具有很好的润滑性,润滑系数分别为0.17和0.12;渗透率恢复率可达到91.3%和82.3%;显微观测可知,增大了钻井液接触角,可很好防止水锁伤害;复合生物酶不仅能降低钻井液表观黏度,在后期通过降解泥皮来降低对煤储层裂隙的伤害,可大大减小对煤层气产出影响。      

钻井液损害煤层评价方法探讨

针对国内尚缺少统一有效的钻井液损害煤层评价方法的现状,基于煤层气产出及损害机理,提出了解吸量比值法和渗透率恢复率法联合评价钻井液对煤层损害效果的评价方法和指标,并对煤样解吸量比和渗透率恢复率的概念进行了定义。在此基础上,重点阐述实验评价方法以及煤层气自降解钻井液（CBMD）和常规无固相聚合物钻井液（WGJH）对煤层的保护和损害能力。实验结果表明：①CBMD降解后,渗透率恢复率较高,可达100%,对煤储层基本不伤害,而WGJH钻井液渗透率恢复率最高不超过30%;②CBMD污染过的煤样解吸量比达95.89%与清水接近,WGJH钻井液污染过的煤样解吸量比为20.11%。实验结果同时也解释了现场应用WGJH后煤层产气量低甚至不产气的原因,即煤层渗流通道恢复能力变差、煤层气解吸能力降低。结论认为,该方法实用、有效,可作为钻井液损害及保护煤层效果的评价方法。     

3Cr钢在CO2环境中的腐蚀研究

由于非常规储层的特殊性(即低孔、低渗、易膨胀和易破碎等),该类储层在开发过程中极易受到不可逆的伤害。为了认识钻井过程中非常规储层伤害机理,以页岩储层为例,系统地调研了页岩钻井储层伤害的国内外研究现状,分析了目前研究中存在的问题,并对下一步储层保护工作开展提出了建议。研究发现,目前页岩钻井储层伤害研究主要体现在钻井技术和钻井液两方面,但针对非常规储层中井壁稳定性问题的研究相对较少,且对钻井液引起的储层伤害机理认识不够深入。结合页岩钻井储层伤害研究现状,应全面开展非常规储层井壁稳定性、钻井对储层伤害机理和非常规储层钻井液优选的研究。     

页岩钻井储层伤害研究进展

由于非常规储层的特殊性(即低孔、低渗、易膨胀和易破碎等),该类储层在开发过程中极易受到不可逆的伤害。为了认识钻井过程中非常规储层伤害机理,以页岩储层为例,系统地调研了页岩钻井储层伤害的国内外研究现状,分析了目前研究中存在的问题,并对下一步储层保护工作开展提出了建议。研究发现,目前页岩钻井储层伤害研究主要体现在钻井技术和钻井液两方面,但针对非常规储层中井壁稳定性问题的研究相对较少,且对钻井液引起的储层伤害机理认识不够深入。结合页岩钻井储层伤害研究现状,应全面开展非常规储层井壁稳定性、钻井对储层伤害机理和非常规储层钻井液优选的研究。     

致密煤岩气藏压裂液损害实验评价

致密煤岩气藏必须采取增产改造措施才能获得经济产量。部分煤层气井在压裂施工后,未达到理想产量,主要原因之一是压裂液对储层的损害。国内外开展压裂液对煤岩储层损害评价时,多采用煤粉压制的人造岩心,不能真实反映煤岩储层天然结构特性。文中以宁武盆地致密煤岩为研究对象,钻取柱状煤岩样品,开展了盐敏和压裂液损害评价实验。盐敏实验确定实验用KCl溶液的质量分数为1%。压裂液损害实验表明,活性水压裂液、清洁压裂液A、离子平衡压裂液的平均损害程度分别为46.61%,39.12%,85.42%,煤样与这3种压裂液作用后接触角减小、亲水性增强、压裂液返排困难;而弱酸性清洁压裂液B使煤样渗透率平均提高了46.57%,亲水性减弱。综合分析认为,损害煤岩储层的主要机理是亲水性压裂液吸附导致的煤岩基质膨胀。该研究方法及获得的认识对致密煤岩气藏压裂液设计具有借鉴意义。     

沁南区域煤层气水平井瓜尔胶钻井液技术

针对沁南区域15号煤层水平井钻井采用清洁盐水和常规聚合物钻井液施工时的井壁坍塌和储层伤害等问题,在分析储层特征及钻井技术难点的基础上,研发了瓜尔胶钻井液和生物酶破胶液。通过优化瓜尔胶加量和评价瓜尔胶的耐盐性能,并复配其他处理剂,形成了瓜尔胶钻井液;通过优选生物酶种类、优化生物酶和助排剂的加量,形成了生物酶破胶液。室内试验表明,瓜尔胶钻井液具有良好的流变性和耐盐性能,可大幅提高煤岩抗压强度,在低温下易破胶,破胶后残渣小于300 mg/L,煤岩的渗透率恢复率达85%以上。沁南区域煤层气水平井应用瓜尔胶钻井液后,井壁稳定性良好;配合生物酶破胶液可以实现低温破胶,且单井日产能提高15%以上,具有较好的储层保护效果。研究结果表明,瓜尔胶钻井液可实现煤层长水平段钻井的顺利施工,完钻后可低温破胶,为易塌煤层气水平井钻井施工提供了一种新的储层保护方法。      

高矿化度盐水钻井完井液损害气层防治方法

盐水钻井液完井液对防止地层中盐层溶解、粘土水化膨胀分散而导致井壁不稳定和储层产生水敏损害具有很好的作用。室内试验结果表明，高矿化度盐水钻井完井液对气层的渗透率产生严重损害，损害率在90％以上；无固相的高矿化度盐水压井液对气层渗透率的损害率达80％左右。通过研究其损害机理，损害的主要原因是高矿化度盐水钻井液完井液中的盐组分在干气返排过程中的结晶堵塞问题。提出了防治高矿化度盐水钻井完井液和射孔压井液损害气层的技术对策，即，调整井身结构，用套管将盐膏层封隔，将钻井液矿化度降低到气层的临界矿化度再钻开储层，能有效地防止钻井液的盐结晶损害；现场施工中，可以在射孔压井液前打入一段盐结晶溶解液作为前置液，投产返排时，天然气驱替前置液，前置液驱替进入储层的射孔液，这样在射孔液还没有析出盐结晶前，就被驱出了气层，从而消除了高密度盐水射孔液盐结晶损害气层问题，达到保护气层的目的。     

国外保护油气层技术新进展--关于暂堵机理和方法的研究

针对近年来国外在钻井液、完井液中通过加入暂堵剂对储层进行有效保护的研究进展进行了综述，重点介绍了实施暂堵的原理和一些新的方法，即（1）碱溶性微米级纤维素暂堵技术，这种暂堵剂能够对井壁进行快速封堵，减少钻井液中的固相和滤液侵入储层；（2）固相颗粒多组分滤失模型，利用该模型，可分别预测储层岩心受钻井液污染和反排后的损害深度及对渗透率的损害程度，又可用于对钻井液中固相的粒度分布状况进行优化设计，减轻固相对储层的损害；（3）反排时泥饼的清除机理，用初始流动压力的数学模型计算，初始流动压力随渗透率下降而增大，并随损害深度增加而增大，同时初始流动压力与反排速度呈线形增长的关系；（4）孔喉网络模型，可用于模拟微粒运移、沉积及发生堵塞的过程，并可优选暂堵剂尺寸，虽天然的多孔介质并不具有规则的结构，但可通过一个网络结构代替；（5）高渗储层暂堵技术，高渗储层的主要损害因素是固相侵入，因此需使用暂堵剂来形成低渗透泥饼，以防止固相和滤液进一步侵入。总之，油气层保护技术还需要进一步向前发展。