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1、(10)申请公布号 CN 102127402 A (43)申请公布日 2011.07.20 CN 102127402 A *CN102127402A* (21)申请号 201010589204.5 (22)申请日 2010.12.15 C09K 8/12(2006.01) (71)申请人 中国海洋石油总公司 地址 100010 北京市东城区朝阳门北大街 25 号 申请人 中海油田服务股份有限公司 (72)发明人 苗海龙 徐博韬 何瑞兵 王健 龚莲芬 张荣 耿铁 (74)专利代理机构 北京安信方达知识产权代理 有限公司 11262 代理人 胡剑辉 王漪 (54) 发明名称 抗高温、 无粘土相低渗。
2、储层钻井液 (57) 摘要 本发明公开了一种快吸附、 强抑制、 低伤害的 抗高温、 无粘土相低渗储层钻井液， 包括如下组 分 ： 海水或淡水100份、 降滤失剂0.20.5份、 高 温降滤失剂 2.0 4.0 份、 提切剂 0.2 0.5 份、 高温稳定剂 0.5 1.5 份、 防水锁剂 0.5 1 份、 有机盐10233份。 本发明具有如下优点 ： (1)钻 井液抗温能够达到 180 ； (2) 钻井液的流变性和 失水性能易于控制 ； (3) 与储层流体的配伍性好， 储层伤害小， 尤其适于低渗油气藏使用 ； (4) 本发 明钻井液应用范围 ： 深井和中深井储层段钻完井 作业， 在低渗储层更具。
3、有优势。 (51)Int.Cl. (19)中华人民共和国国家知识产权局 (12)发明专利申请 权利要求书 1 页 说明书 5 页 附图 1 页 CN 102127407 A1/1 页 2 1. 一种抗高温、 无粘土相低渗储层钻井液， 包括如下组分 ： 海水或淡水 100 份 降滤失剂 0.2 0.5 份 高温降滤失剂 2.0 4.0 份 提切剂 0.2 0.5 份 高温稳定剂 0.5 1.5 份 防水锁剂 0.5 1 份 有机盐 10 233 份。 2. 如权利要求 1 所述的钻井液， 其特征在于， 所述降滤失剂采用 PF-PAC。 3. 如权利要求 1 所述的钻井液， 其特征在于， 所述高温。
4、降滤失剂采用 PF-FLO T 和 / 或 PF-SMP I。 4. 如权利要求 1 所述的钻井液， 其特征在于， 所述提切剂采用 PF-XC H。 5. 如权利要求 1 所述的钻井液， 其特征在于， 所述高温稳定剂采用 PF-HJW。 6. 如权利要求 1 所述的钻井液， 其特征在于， 所述防水锁剂采用 PF-UHIB。 7. 如权利要求 1 所述的钻井液， 其特征在于， 所述有机盐采用甲酸钠或甲酸钾。 权 利 要 求 书 CN 102127402 A CN 102127407 A1/5 页 3 抗高温、 无粘土相低渗储层钻井液 技术领域 0001 本发明涉及钻井工程中的一种钻完井工作液， 。
5、尤其涉及一种抗高温、 无粘土相低 渗储层钻井液。 背景技术 0002 普通的无粘土 ( 无固相 ) 钻井液不能满足中深井高温时钻井的需要， 并且没有针 对低渗储层做针对性的研究。对于中深井高温井段储层， 为了最大限度的减少对储层的伤 害， 通常使用压力控制钻井技术， 同时配合使用无粘土相钻井液体系， 要求钻井液体系需要 满足在 180的温度时保持体系的稳定性， 同时还要满足作业安全需要和低渗油气藏的储 层保护需要。 0003 无粘土相钻井液体系一般是指不含粘土、 不含不溶固体加重材料的钻井液体系， 其密度通过可溶性盐调整， 其他主要性能通过添加聚合物维护， 所以提高体系的抗温性能 的关键是优选。
6、抗温性聚合物。 常规的无粘土相钻井液体系抗温一般都在100-120之间， 超 过120以后普通聚合物都会高温降解， 从而使体系的稳定性遭到破坏。 但国内也有研究机 构成功的开发了抗高温无粘土相钻井液体系， 如胜利油田研制的无粘土相抗高温体系能够 保持 180温度时的稳定性， 并且在现场应用取得了成功， 石油大学 ( 北京 ) 和长江大学也 开发了能够抗 150的无粘土相钻井液体系， 这几个体系均是通过优选高温稳定剂， 与其他 聚合物和甲酸盐共同构建的。 0004 上世纪80年代末90年代初， 壳牌公司开发研制出甲酸盐钻井液体系， 并且将其应 用于深井高温环境下的钻井和完井作业， 并且现场应用也。
7、取得了较好的效果， 甲酸盐体系 具有很好的抑制性和抗温性能， 与聚合物配伍性良好， 并且可以在一定程度上提高聚合物 的抗温性能， 所以在抗高温无粘土相体系中选择了甲酸钠作为加重材料和抑制剂， 同时加 入了氯化钾， 利用 K+ 来进一步提高体系的抑制性。 0005 低渗油气藏具有较高的泥质胶结物含量、 含水饱和度、 毛细管压力、 水敏性， 并且 孔喉细小、 渗透性差、 非均质严重、 油气流动阻力大、 常伴有天然裂缝等特点， 在钻井和完井 过程中极易因外来流体侵入储层而产生水敏及有效应力改变造成应力敏感等污染损害， 而 且一旦受到损害， 将难以恢复。 针对低渗油气藏的特点， 通过加入有机盐来提高钻。
8、井液滤液 液相粘度， 减缓滤液对储层的侵入， 另外在体系中引入聚胺来提高钻井液抑制性， 并且降低 滤液的界面张力， 防止水锁效应。 发明内容 0006 本发明提供的一种快吸附、 强抑制、 低伤害的抗高温、 无粘土相低渗储层钻井液， 包括如下组分 ： 0007 海水或淡水 100 份 0008 降滤失剂 0.2 0.5 份 0009 高温降滤失剂 2.0 4.0 份 说 明 书 CN 102127402 A CN 102127407 A2/5 页 4 0010 提切剂 0.2 0.5 份 0011 高温稳定剂 0.5 1.5 份 0012 防水锁剂 0.5 1 份 0013 有机盐 10 233。
9、 份。 0014 优选地， 所述降滤失剂采用 PF-PAC( 聚阴离子纤维素 )。 0015 优选地， 所述高温降滤失剂采用PF-FLO T(抗高温改性淀粉)和/或PF-SMP I(磺 甲基酚醛树脂 )。 0016 优选地， 所述提切剂采用 PF-XC H( 生物聚合物 )。 0017 优选地， 所述高温稳定剂采用 PF-HJW( 抗高温稳定剂 )。 0018 优选地， 所述防水锁剂采用 PF-UHIB( 聚胺 )。 0019 优选地， 所述有机盐采用甲酸钠或甲酸钾。 0020 下面就各组分做出详细说明 ： 0021 (1) 有机盐 0022 有机盐是指甲酸钠或甲酸钾， 用于提高钻井液的协同抑。
10、制性、 提高钻井液抗温能 力和提高钻井液密度。 0023 (2) 降滤失剂 0024 优质的降滤失剂能快速在井壁上形成低渗透率、 柔韧、 薄而致密的滤饼， 将钻井液 的滤失量降至最低， 减少对储层造成的损害。用于本体系的降失水剂为 PF-PAC， PF-PAC 主 要成分为聚阴离子纤维素。 0025 (3) 抗高温降滤失剂 0026 抗高温降滤失剂包括PF-FLO T和PF-SMP I， 主要是降低钻井液体系在高温时的失 水， PF-SMP I 主要成分为磺甲基酚醛树脂， 磺甲基酚醛树脂分子的主链由亚甲基桥和苯环 组成， 又引入了大量磺酸基， 故热稳定性强， 可抗180200的高温。 磺甲基酚。
11、醛树脂在降 失水的同时， 还具有一定的抗钙能力， 并且能改善滤饼的润滑性， 对井壁也有一定的稳定作 用。PF-FLO T 主要成分为抗高温改性淀粉。 0027 (4) 提切剂 0028 提切剂 PF-XC H 为生物聚合物， 是一种由黄原杆菌作用于碳水化合物而生成的高 分子链状多糖聚合物， 又称做黄原胶。 它在淡水、 盐水泥浆中可提高粘度、 动切力和切力， 具 有优良的剪切稀释能力。加入很少的量 (0.2 0.3 ) 即可产生较高的粘度， 并兼有降 滤失作用。它的另一显著特点是具有优良的剪切稀释性能， 能够有效地改进流型 ( 即增大 动塑比， 降低 n 值 )。 0029 (5) 高温稳定剂 。
12、0030 高温稳定剂 PF-HJW( 河北华运鸿业化工有限公司制 )， 主要由是利用植物胶、 纤维 素等天然材料经特殊工艺与丙稀酸聚合而成， 外观为白色或淡黄色粉末状颗粒。能有效降 低钻井液滤失量， 抗盐抗钙镁能力强， 抗温能达到 180， 在钻井液中基本不增粘， 适用于淡 水、 复合盐水和饱和盐水钻井液体系。 0031 (6) 防水锁剂 0032 防水锁剂 PF-UHIB( 天津中海油服化学有限公司制 ) 主要成分为聚胺， 是通过基 团分析及多途径设计、 合成制备而成的， 充分考虑了聚胺有用的游离胺基团分布特征， 有效 说 明 书 CN 102127402 A CN 102127407 A3。
13、/5 页 5 保证了聚胺化合物的强抑制性， 使得聚胺在普通海水中就可以达到较高有效的抑制和方效 果。能有效地防止粘土的水化膨胀， 降低滤液表面张力， 保护油气层。 0033 本发明具有如下优点 ： 0034 (1) 钻井液抗温能够达到 180 ； 0035 (2) 钻井液的流变性和失水性能易于控制 ； 0036 (3) 与储层流体的配伍性好， 储层伤害小， 尤其适于低渗油气藏使用 ； 0037 (4) 本发明钻井液应用范围 ： 0038 深井和中深井储层段 ( 储层温度在 120 -180之间 ) 钻完井作业， 在低渗储层 更具有优势。 附图说明 0039 图 1 为井深 - 流变性能曲线。 。
14、具体实施方式 0040 实施例 1 0041 配制密度为 1.2g/cm3的快吸附、 强抑制、 低伤害的高效水基钻井液 ： 用量筒取 400 毫升海水置于浆杯中， 在 12000r/min 的转速下边搅拌边加入 40g 甲酸钾、 1.6g PF-PAC、 8.0gPF-SMP I、 8.0gPF-FLO T、 1.2g PF-XC H、 6.0gPF-HJW、 4.0g PF-UHIB， 高速搅拌 20 分 钟。 0042 1、 对钻井液常规性能评价 0043 将实例1的样品在180下热滚16小时， 然后测定热滚后常温下钻井液的流变性、 API 滤失量和 150、 3.5MPa 下 HTHP 。
15、滤失量， 结果见表 1。 0044 表 1 抗高温无粘土相钻井液体系的抗温性评价数据 0045 0046 0047 由表1可知， 该体系的粘度虽然有所下降但API失水受温度影响不大， 热滚前后均 保持较低水平。 0048 2、 对钻井液高温稳定性评价 0049 按照实例 1 配方配置 3 个样品放入热滚炉中， 在 180环境下热滚， 间隔 24 小时， 48 小时和 72 小时分别取出一个样品测量其性能， 结果见下表 2， 该体系能够在的 180条 件下， 保持一段时间的稳定状态， 但是随着时间的延长粘度会逐渐降低， 存在逐渐破胶的趋 势， 但在 72 小时内， API 失水变化不大， 总的来。
16、说， 该体系具有良好的高温稳定性， 结果见表 2。 说 明 书 CN 102127402 A CN 102127407 A4/5 页 6 0050 表 2 高温老化试验数据 0051 0052 3、 对钻井液抑制性能评价 0053 表 3 滚动回收率和线性膨胀率实验 0054 0055 实验条件 ： 180老化 16Hr 0056 按照配方配置钻井液样品， 进行了滚动回收率和线性膨胀率的试验， 同相同条件 下海水的滚动回收率和线性膨胀率进行对比， 结果见表 3， 该体系大幅提高了钻屑的滚动回 收率， 并且具有较低的线性膨胀率， 这说明体系具有良好的抑制泥岩膨胀的能力。 0057 4 体系的油层。
17、保护效果评价 0058 使用DSA10表界面张力仪， 通过悬挂液滴法测量煤油-滤液之间的界面张力， 如表 4 中所示， 室内在 30下测定了该体系的老化后滤液与煤油的界面张力 ： 0059 表 4 界面张力实验数据 0060 0061 又选取 BZ13-1-1 井 7 号岩样 (3993.03m)、 人造岩样和 BZ13-1-1 井 6 号岩样 (3992.99m)， 对实例 1 参照中国石油天然气行业标准 SY/T6540-2002 钻井液完井液损害油 层室内评价方法 来评价其储层保护性能。具体步骤为 ： 将 3 块人造岩心抽空饱和， 测定岩 心油相渗透率Ko， 然后用实例1高效水基钻井液进。
18、行反向岩心动态污染(条件 ： 温度80， 压力 3.5Mpa， 时间 2 小时 )， 最后测定污染后岩心油相渗透率 Kd， 并计算岩心渗透率恢复值 Kd/Ko， 试验结果如表 5 所示 ： 0062 表 5 渗透率恢复值实验数据 0063 说 明 书 CN 102127402 A CN 102127407 A5/5 页 7 0064 表 4 和表 5 的数据则说明， 实例 1 的滤液的界面张力处在很低的水平， 并且对储层 的伤害保持在较低水平， 具有良好的油层保护效果。 0065 实施例 2 0066 抗高温无粘土相钻井液体系在 BZ13-1 油田某井 6” 井段首次应用， 并且取得了成 功，。
19、 本井完钻深度为 4170 米。开钻前依照如下配方配置抗高温无粘土相钻井液 260 方， 现 场配方如下 ： 0067 100ml 海 水 +5g KCl+10g 甲 酸 钠 +0.2g PF-XC H+0.3gPF-PAC+2.0gPF-SMP I+0.5gPF-UHIB+0.5g PF-HJW。 0068 用海水钻水泥塞， 进入新地层前 10 米替入泥浆， 建立循环后开始钻进， 期间测量 泥浆粘度维持在 45-50 秒， 常温常压失水为 0ml， 密度在 1.14g/cm3左右， 钻进至 4120 米， 井口出现溢流， 关井后采用工程师加重法， 将钻井液密度提高到 1.24g/cm3， 一。
20、次压井成功。 压井结束后恢复钻进， 调整泥浆性能， 密度在 1.23-1.25g/cm3之间， 粘度维持在 50 秒左右， API 失水控制在 3.5-3.8ml 之间， HTHP FL(150 ) 为 12ml， 各项流变性能见图 1。 0069 正常完钻后， 进行裸眼测试， 测试结果显示油产量超过 500 方 / 日， 气产量为 22 万 方 / 日， 通过以上的数据可以看出， 高温无粘土相钻井液体系具有较好的高温稳定性， 钻进 过程中始终保持较为平稳的流变性能， 并且对储层的伤害控制在较低水平。 0070 以上仅为本发明的较佳实施例， 并非用于限定本发明的保护范围因此， 凡在本发 明的精神和原则之内所作的任何修改、 等同替换、 改进等， 均应包含在本发明的保护范围之 内。 说 明 书 CN 102127402 A CN 102127407 A1/1 页 8 图 1 说 明 书 附 图 CN 102127402 A 。