大31

胜利油田钻井工程技术公司泥浆公司2009.3大王北油田大31区块沙二段低渗透油藏钻井液施工方案项目来源地层特点体系选择依据和性能评价技术要求钻井液设计材料消耗大王庄油田大31区块位于山东省东营市河口区新户乡，向南构造逐渐抬升，其基底背景为义和庄凸起向大王北洼陷沿伸的斜坡带，含油层系沙二段，属中孔-中低渗储层。为进一步搞好油气层保护，以该区块工程地质的基本数据为依据，泥浆公司参考了该区块钻井液设计，根据甲方的要求，结合该区块不同井段的实际情况，通过大量室内实验，开发了适应于该区块的高性能油保钻井液体系及其工艺技术。一、项目来源二、地层特点(一)地层特征自下而上钻遇的地层有下第三系沙河街组和东营组，上第三系的馆陶组和明化镇组，以及第四系的平原组，含油层系为下第三系沙二段。(二)构造特征该块位于大王庄鼻状构造带南部，向南紧靠义和庄凸起。构造比较简单，为一北断南超的断控超覆圈闭，北、西南受断层控制，南部为断剥线。圈闭规模2km2，幅度140m，构造高点位于该块的西南部，高点埋深在1650m。地层为东北倾的单斜形态，倾角5-11度。北界正断层走向北东东向，北掉，延伸3km，最大断距40m；西南界正断层，主控断层，走向近北西向，东掉，延伸5km，最大断距20m；南界正断层为该块主控断层，也是地层超覆线，走向近东西，北掉延伸10km以上，断距20m。断层描述1.岩石学特征(三)储层特征沙二段储集层为粉砂岩和灰质细砂岩，属于滨浅湖相的滩坝砂沉积。砂岩为灰色、棕黄色、灰褐色，泥岩为灰绿色、灰色、灰褐色。大31-1块无取芯资料，岩石学特征借用邻块大101。粒度中值0.05-0.25mm，平均0.1mm，分选系数1.49，磨圆度为次棱角状，胶结类型为孔隙式，孔隙-接触式胶结，粒间孔发育。(三)储层特征其中：碳酸盐占全岩矿物含量的10.9%；粘土矿物占全岩矿物含量的9.69%。其中:伊利石/蒙脱石混层占粘土矿物含量的19.1%；伊利石占粘土矿物含量的51.5%；高岭石占粘土矿物含量的25.6%；绿泥石占粘土矿物含量的4.4%。泥质含量8.6%；平均含油饱和度34.4%，束缚水饱和度25.1%。电测解释：渗透率14.3～142.7×10-3um2，平均81.0×10-3um2；孔隙度19.1～26.3%，平均23.5%，属于中孔-中低渗储层。2.物性特征(三)储层特征根据大31-1及大31-9井油性分析，地面原油密度0.9403-0.9421g/cm3，地面脱气原油粘度763-803mPa.s，凝固点35℃。(四)流体性质(五)温度压力系统邻区井大古11井测试资料：沙二段1734.6-1945.6m，原始地层压力16.7MPa，压力系数0.9。大31-1块目前地层压力为16.3MPa，油层温度80℃，地温梯度3.2，属常温常压系统。根据已完钻测井及试采情况，结合区块的构造和储层分析，认为该块油藏的形成与分布受构造和岩性的双重因素控制，为典型的岩性-构造油藏。一砂组为构造油藏，二砂组为岩性-构造油藏。(六)油水系统和油藏类型根据大31区块储层物性、储层微观特征和油藏压力、温度系统，大王北油田大31块沙二段低渗透油藏井网加密调整方案，选择高性能油保钻井液体系。三、体系选择依据和性能评价高性能油保钻井液体系配方组成为：膨润土+正电纳米材料+BPS有机正电胶+成膜封堵剂+纤维素降滤失剂+聚合物+润滑剂+流型调节剂+加重剂体系特征新型的纳米材料——有机－无机复合正电纳米材料，在无机正电纳米材料粒子表面覆盖一层合适的非离子疏水有机物（表面活性剂）作保护剂，该处理剂的应用，可使钻井液体系的具有良好的亲油性。体系中引入：采用成膜屏蔽暂堵技术达到封堵井壁的目的，很短的时间内在井壁和油层表面形成致密的屏蔽暂堵层，提高储层的承压能力，避免滤液和固相颗粒在较高压差作用下进入储层孔道，达到稳定井壁和保护油气层的目的。高性能油保钻井液体系具有流变性能良好；抗温性好；抑制能力强；渗透率恢复值高等特点。纳米钻井液处理剂及形成的钻井液作用机理①在低剪切速度下的近井壁形成“静止膜”。由于正电纳米材料钻井液具有固/液相间的流变学特性，近井壁处泥浆处于相对静止状态，类似形成一层保护井壁的“固体膜”，减少了钻井液对井壁的冲蚀，从而有效保护井壁。②“稳定地层活度”。正电纳米材料与钻屑或井壁岩石形成复合体时,能把岩石表面的阳离子排挤出去,使岩石表面离子活度降低,削弱粘土的水化作用。③减缓离子交换。正电纳米材料粒在岩石表面吸附形成一个正电势垒,阻止阳离子在液相和岩石相间的交换，即使钻井液中离子活度不断改变,也难以改变岩石表面的离子活度,从而稳定了地层活度,减少了阳离子交换所引起的渗透水化膨胀。④减缓水分子的渗透。胶粒吸附膜相当于在岩石表面形成一层固态水膜,再加上有疏束水的有机物，可减缓水分子的渗透。从而达到抑制防塌、保护油气层的目的。黑色正电胶BPS是正电胶MMH的升级换代产品，是一种全新的钻井液用处理剂和油层保护剂。①优良的防塌剂和井壁稳定剂。黑色正电胶BPS胶体中有50%的成分为有机物，对粘土矿物有极强的抑制作用；大量正电荷与井壁上的粘土矿物粒子有效吸附，具有良好的稳定井壁作用。由于这两大作用，BPS黑色正电胶对页岩的抑制力是MMH正电胶的两倍，是目前钻井液中抑制力最强的处理剂。②优良的流型调节剂。黑色正电胶BPS处理的钻井液能平缓地提高钻井液的粘度和切力，有利于提高钻井液的悬浮和清洗井眼的能力，可以用于平板型层流携带岩屑，利于井壁稳定和井眼规则。黑色正电胶BPS钻井液作用机理③优良的润滑剂。黑色正电胶BPS有效物是有机物，本身为油类产品，是天然的润滑剂，所以使用黑色正电胶BPS的钻井液不需添加其它的润滑剂。④优良的油层保护剂a.BPS黑色正电胶有效成分为有机物，本身是油类产品，对油层不产生损害。b.良好的抑制页岩膨胀能力，避免了油层中粘土矿物的分散、运移造成的粘土离子对油流通道的堵塞而产生的油层伤害，起到良好的油气层保护作用。黑色正电胶BPS钻井液作用机理（1）用人造岩心作膨胀率对比实验人造岩心在不同体系中的膨胀高度（mm)对比实验三、体系选择依据和性能评价钻井液体系1h2h3h4h5h6h7h8h清水0.981.862.362.883.283.644.124.46普通聚磺钻井液0.281.231.301.331.391.421.461.49MMH聚合物钻井液0.540.770.820.961.031.091.131.17现用钻井液0.260.320.390.440.460.490.540.58高性能油保钻井液0.160.210.260.280.310.310.320.34结果表明：高性能油保钻井液体系稳定地层粘土的能力优于普通聚合物钻井液和现用常规钻井液。（2）页岩滚动分散回收率实验页岩在不同体系中的回收率序号配方加量时间温度回收率回收后的岩心描述1#清水16h77℃36%很多碎块2#普通聚磺钻井液16h77℃56％出现较多碎块3#MMH聚合物钻井液16h77℃67％出现较多碎块4#现用钻井液16h77℃87%棱角分明，有少量碎块5#高性能油保钻井液16h77℃93%棱角分明，未出现碎块高性能油保钻井液的页岩滚动回收率较改进前的体系有明显提高，也优于普通聚合物钻井液及MMH正电胶钻井液。润滑性能测定表（3）润滑性评价试验配方润滑系数（60℃）泥饼摩擦系数Kf普通聚磺钻井液0.12-0.160.0699MMH聚合物钻井液0.10-0.150.0524现用钻井液0.05-0.100.0349高性能油保钻井液≤0.030.0262高性能油保钻井液体系的润滑性能良好，有利于水平井施工。（4）体系的岩心污染评价试验采用人造岩心，用岩心流动试验仪测定有机-无机正电纳米材料（SLNR）和聚合醇、阳离子乳化沥青、黑色正电胶（BPS）的渗透率恢复值，对比评价保护油气层效果。试验步骤：①测定岩石水相原始渗透率Kwi；②测定岩石油相原始渗透率Koi；③反向通钻井液进行污染；④正向测岩石钻井液伤害后油相渗透率Kod；⑤数据处理：伤害率计算按下式：%100ododoiKKKD不同配方体系的渗透率测试结果（4）体系的岩心污染评价试验体系配方渗透率恢复值/%基础配方47.6基础配方+2%聚合醇69.8基础配方+2%阳离子乳化沥青56.7基础配方+2%BPS79.8基础配方+2%SLNR82.5基础配方+2%BPS+2%SLNR85.9基础配方+2%BPS+2%SLNR＋成膜抑制剂89.6岩心试验结论：岩心试验结果表明，有机-无机正电纳米材料（代号SLNR）和黑色正电胶（BPS）的渗透率恢复值较高，油气层保护效果明显优于聚合醇和阳离子乳化沥青。说明改进后的体系引入有机-无机正电纳米材料和黑色正电胶BPS，有利于提高体系的保护油气层效果。从渗透率恢复值的测定结果可看出，SLNR、BPS与成膜抑制剂配合使用，通过多元复合作用可起到非常理想的油气层保护效果。从以上数据可以看出，该高性能油保钻井液体系具有更强的页岩抑制性、井壁稳定性和保护油气层效果。另外，该钻井液体系还具有以下特性：流变性能良好；抗温性好；抑制能力强；渗透率恢复值高等特点，适合在胜利油田的推广应用。三、体系选择依据和性能评价四、技术要求1.钻井液类型：采用淡水钻井液2.钻井液性能：依据《钻井地质设计》地层孔隙压力，结合实钻情况适当调整钻井液性能，实行近平衡钻进。3.进入油层井段前200m，转化为高性能油保钻井液体系4.完井采用屏蔽成膜暂堵剂解堵完井液技术达到解除泥饼保护好油气层的目的。五、大31区块钻井液设计1.钻井液体系选择开钻序号井眼尺寸（mm）井段（m）钻井液体系一开444.50～200膨润土浆二开215.9200～1000聚合物膨润土浆1000～2000高性能油保钻井液2.分段钻井液性能项目单位一开二开（m）200-10001000-2000pＨ值g/cm31.05-1.158-97-9塑性粘度mPa.s40-608-1510-20屈服值Pa2-85-15静切力Pa/Pa0.5-3/3-82-5/5-12固相含量%≤6≤8般土含量G/l40-5035-40五、大31区块钻井液设计2.分段钻井液性能项目单位一开二开（m）200-10001000-2000密度g/cm31.05-1.151.05-1.151.15-1.20漏斗粘度s40-6028-4540-60ＡＰＩ失水ml25-8≤4泥饼mm1.0-0.50.5HTHPml≤20≤15含砂量%≤0.5≤0.3大31区块邻井已经开始注水，钻进过程根据现场实钻情况，及时调整钻井液密度，确保井下安全。五、大31区块钻井液设计3.钻井液维护处理注意事项①提高钻井液滤液的抑制性，防止泥页岩吸水膨胀；②使用纳米乳液、有机正电胶和聚合醇等防塌剂形成化学固壁作用；③使用封堵材料，提高地层的承压能力；④尽量降低钻井液的滤失量，形成良好的泥饼，减少引起泥页岩水化的机会；⑤根据实际情况，选择适当的钻井液密度，以提供正压差，防止井壁的物理坍塌；⑥尽可能减少起下钻次数及开泵压力激动，减小对井壁的伤害。强化防塌五、大31区块钻井液设计4.钻井液维护处理措施本井段配制膨润土浆开钻。钻进过程中若有钻屑沉积显示，分两次间隙泵入10-15m3的稠泥浆清扫井眼。钻完井深充分洗井，由稠般土浆至少清扫井底一周，下套管前用稠浆封井，巩固井壁。（1）一开(0～200m)A钻井液配方处理剂配方膨润土60---70kg/m3Na2CO32---5kg/m3HV-CMC1---2kg/m3B钻井液配制1.在地面循环罐准备80m3淡水2.按照60–70kg/m3比例加入配浆土，加入Na2CO32-5Kg/m3,配制般土浆80m3，水化24h备用。五、大31区块钻井液设计井眼容积50m3地面80m3C钻井液配制量D钻井液工程措施本井段井眼直径大，地层疏松，井壁易于垮塌，钻井液上返速度应当控制在适当的范围内，防止井壁被冲垮。钻井液粘度控制在30-50s之间，为了有效清洗井眼，达到设计井深时使用粘度50s以上的钻井液清洗一次。4