无黏土高分子聚合物钻井液体系性能评价及应用分析

2014-09-14侯砚琢中石油大庆油田有限责任公司大庆钻探工程公司钻井一公司黑龙江大庆163411

长江大学学报(自科版) 2014年16期

侯砚琢（中石油大庆油田有限责任公司大庆钻探工程公司钻井一公司，黑龙江大庆 163411）

大庆油田宋芳屯区块地层渗透率低、油层薄、油层容易被污染。为了更好地开发该区块，必须研制合适的钻井液体系进行施工。为此，选取膜屏蔽HXP作为无黏土高分子聚合物钻井液体系的主处理剂，同时选取复合铵盐作为降滤失剂，经过室内试验，确定无黏土高分子聚合物钻井液体系的配方为3%膜屏蔽剂HXP＋0.5%复合铵盐。下面，笔者对该钻井液体系性能进行评价，并对其现场应用情况进行分析。

1 无黏土高分子聚合物钻井液体系性能评价

1.1 抗温性能

按配方配制无黏土高分子聚合物钻井液体系，测定其室温及高温老化后的性能，试验结果如表1所示。从表1可以看出，当温度低于120℃时，随着温度升高，黏度及动切切力增大，滤失量降低；当温度超过120℃后，随着温度升高，黏度及动切力下降，滤失量升高。总体而言，该钻井液体系具有较好的抗温性能。

表1 抗温性能评价结果表

1.2 防塌抑制性能

选取宋芳屯区块树101－19井嫩二段岩屑进行2组平行回收率试验，试验结果如表2所示。从表2可以看出，与清水及两性复合离子钻井液体系相比，无黏土高分子聚合物钻井液体系的岩屑回收率明显要高，说明其具有很强的抑制性，十分有利于井壁稳定及油气层保护［1－2］。

表2 岩屑回收率试验数据表

1.3 抗污染性能

1）氯化钠污染试验氯化钠污染试验数据表如表3所示。从表3可以看出，随着NaCl含量增大，钻井液体系黏度、动切力及滤失量变化不大，说明该钻井液体系抵抗盐侵的能力较强。

表3 氯化钠污染试验数据表

2）膨润土污染试验膨润土污染试验数据表如表4所示。由表4可以看出，随着膨润土含量增加，钻井液体系黏度、动切力及滤失量变化很小，说明该钻井液体系具有良好的抗黏土侵性能。

表4 膨润土污染试验数据表表

2 渗透率恢复值评价及岩心侵入深度试验

2.1 渗透率恢复值评价试验

采用人造岩心，对不同渗透率的岩心进行渗透率恢复值评价试验。试验条件如下：压差3.5MPa；温度80℃；剪切速率100s－1；污染时间60min；测定污染前后的渗透率时压力恒定。渗透率恢复值评价试验结果如图1所示。由图1可以看出，人造岩心渗透率恢复值大于95%，说明该钻井液体系具有较强的保护油气层能力［3］。

2.2 岩心侵入深度试验

采用渗透率分别为2250、5560、8720mD的人造岩心进行岩心侵入深度试验，试验结果如图2所示。从图2可以看出，钻井液体系侵入岩心深度小于2mm，说明该钻井液体系具有较强的封堵岩心孔隙的能力［4］。

图1 渗透率恢复值评价试验结果图

图2 岩心侵入深度试验结果图

3 现场应用情况

选取宋芳屯芳区块505－1井区的一个6口井平台，对其中芳69－斜61井、芳72－斜64井和芳72－斜66井（试验井）进行无黏土高分子聚合物钻井液体系施工，对芳69－斜59井、芳72－62井、芳69－63井（非试验井）进行常规钻井液体系施工。试验井与非试验井井径对比图如图3所示。从图3可以看出，试验井比非试验井的井径要小（尤其在下部易井壁失稳井段），说明该钻井液体系具有较强的防塌抑制能力［4］。试验井与非试验井施工参数如表5所示。从表5可以看出，利用该钻井液体系施工后，平均机械钻速提高，钻井周期缩短，取得了良好的效果。