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可循环微泡沫钻井液（吉林油田）目录一、地质概况二、钻井液技术难点三、技术对策四、微泡沫钻井液体系室内研究※五、现场应用情况※六、结语一、地质概况吉林油田乾安地区位于松辽盆地南部中央坳陷，该地区上部嫩江组大段泥页岩发育，下部姚家组、青山口组、泉头组地层裂缝发育，裂缝发育为高角度缝、垂直裂缝，裂缝宽度较小，大约0.3mm左右，多表现为闭合缝。该地区主力开发层位油层含油性主要受储层岩性、物性控制，形成岩性油藏和断层-岩性油藏，属于低孔、低渗储层。一、地质概况乾安地区生产井采用二开制井身结构，一开套管下深约260m，二开裸眼段长约2000m。二开井段上部嫩江组由大段易水化泥页岩组成，长约600m，易水化坍塌；下部青山口组和泉头组裂缝发育，钻井过程中频繁发生漏失，延长钻井周期，增大钻井成本，给施工带来极大困难，储层发生漏失还会造成严重的储层污染。区块主力层位孔隙度渗透率10-3μm2深度(m)裂缝发育情况大情字高台子（青1）11.8%3.52200-2380乾安地区地层裂缝倾角较大，为高角度缝、垂直裂缝。裂缝宽度小，裂缝多表现为闭合缝。主要分布在大情字井地区和海坨子地区。乾北高台子（青3）11.2%2.451700-2050海坨子扶余（泉4）9.6%0.462050-2175表1.1乾安地区储层物性及裂缝发育情况描述二、钻井液技术难点（1）乾安地区地层裂缝网状发育，钻井过程中井漏事故频繁发生。其中，海坨子地区每年井漏发生率均在50%以上，漏失量大，例如海51井漏失910方。井漏的发生，延长钻井周期，增大钻井成本，如果漏失发生在储层，还会造成严重的储层伤害。区块总井数漏失井数所占比例储层漏失井数所占比例大情字135139.63%1（0.74%）乾北651015.38%7（10.77%）海坨子562850%7（12.5%）区块总井数漏失井数所占比例储层漏失井数所占比例大情字2315（65.22%）4（17.39%）乾北243（12.5%）2（8.33%）海坨子8555（64.71%）17（20%）表2.12009年乾安地区钻井漏失情况统计表2.22010年乾安地区钻井漏失情况统计二、钻井液技术难点（2）乾安地区上部嫩江组易出现水化坍塌，下部青山口组易掉块垮塌。在应用现有钻井液施工过程中，如果井壁浸泡时间过长，钻井液密度偏低，就会引起井壁失稳、坍塌。项目地层膨胀率，%回收率，%分散性，s水化性,s坍塌性1/(y-b)*10-3嫩江组岩屑样品数585511范围16.93~36.141.0~30.14241~2133223~11301.503~6.930平均值26.47.78215574.192类型高低中中水化坍塌序号所属地层回收率膨胀率分散性，s水化性,s坍塌性1/(y-b)*10-31青山口72.10.6914853129.412青山口83.20.053656898.163青山口90.30.031948169.164青山口79.70.533898245.87平均值81.3250.32527471513.15所属类型高低弱中跨塌坍塌表2.3嫩江组地层稳定性分析表2.4青山口组岩屑稳定性分析二、钻井液技术难点（3）二开制井身结构生产井二开裸眼段长，易塌易漏层位于同一裸眼段内，进一步增加了施工难度。图2.1乾安地区普通定向井井身结构示意图三、技术对策微泡沫钻井液技术可有效降低钻井液密度，且微泡沫自身具有独特的封堵能力，可有效预防井漏。针对吉林油田乾安地区钻井难点，开展可循环微泡沫钻井液技术研究与应用，对于乾安地区钻井有效防漏、节约成本、保护储层、提高油井产能具有重要的现实意义。若采用乾安地区开发井现场井浆作为发泡基浆，存在以下不足：（1）现场井浆自身的抑制能力不能满足低密度微泡沫钻井液稳定井壁需要；（2）现场井浆发泡和稳泡能力有待进一步提高。因此针对现场基本情况，需从以下方面开展研究：（1）首先对基浆进行优化，增强其防塌抑制能力、发泡能力和稳泡能力；（2）优选发泡剂，开展微泡沫钻井液体系研究。四、微泡沫钻井液体系室内研究※（一）基浆的选择大量实验证明，发泡剂在具有高分子聚合物的钻井液体系中发泡效果最好，因此选择聚合物钻井液体系作为发泡基浆。室内对乾安地区应用的聚合物钻井液体系配方进行了优化完善。1）考虑乾安地区地层水矿化度高，储层水敏性强，故采用盐水聚合物钻井液体系。2）考虑密度降低后增加地层不稳定性，进一步增强了体系的封堵抑制能力。优化后的钻井液流变性更好，具有良好的封堵抑制能力，为泡沫钻井液体系防止地层水化坍塌奠定了基础4.1微泡沫钻井液体系配方研究针对乾安地区钻井难点以及微泡沫钻井液体系特点，室内开展了可循环微泡沫钻井液体系配方研究及性能评价。四、微泡沫钻井液体系室内研究※优化前配方为：膨润土+Na2CO3+FA-367+NH4-PAN+XY-27，优化后配方为：膨润土+Na2CO3+NH4-PAN+KPA+KCL+KFH+HQ-1+YK-H。配方10目（%）20目（%）40目（%）清水013.320优化前钻井液配方4859.873.2优化后钻井液配方6579.690.3体系试验条件AV(mPa.s)PV(mPa.s)YP(Pa)Gel(Pa/Pa)pHFL(ml)优化前常温常压211561/395.5优化后261882/693.6通过表4.2可以看出，优化后钻井液配方抑制能力明显增强，40目岩屑回收率达到90.3%。通过表4.3可见，优化后钻井液体系流变性更好，而且失水量明显降低，泥饼质量明显提高，体现了钻井液体系良好的造壁能力。表4.2泥页岩滚动回收实验数据表4.3优化前后钻井液基本性能对比针对以下五种发泡剂，分别取基浆250ml，在1200rpm搅拌测量发泡体积与出液半衰期。发泡剂加量发泡体积ml出液半衰期hVF－10.3%54028VF－20.3%60028BZ-MBS-Ⅱ0.3%64032DF－10.3%42017FP120.3%44024四、微泡沫钻井液体系室内研究※（二）发泡剂优选序号实验基浆发泡剂加量实验条件ρg/cm3PVmPa.sYPPaGelPa/PaFL(ml)PH1优化后钻井液0室温充分搅拌1.2151882/63.6920.1%1.1752092/63.5930.2%1.142092/63.3940.3%1.07239.52/6.52.8950.4%0.9721112.5/72.5960.5%0.7852915.52.5/7.52.39综合考虑发泡效果和泡沫稳定性，测试上述5种发泡剂的发泡体积和出液半衰期，优选BZ-MBS-Ⅱ做发泡剂。表4.4发泡剂优选实验表4.5发泡剂BZ-MBS-Ⅱ发泡效果评价通过实验结果可见，少量的发泡剂就能起到明显的发泡效果，密度降低显著，随着发泡剂加量的增加，钻井液粘度、切力略有提升，失水逐渐降低，体现了微泡沫钻井液良好的造壁能力和防塌能力。四、微泡沫钻井液体系室内研究※4.2微泡沫钻井液防塌抑制性能吉林油田乾安地区地层坍塌机理分析：（1）乾安地区上部嫩江组粘土矿物含量高，属于膨胀型泥岩为主地层，易出现水化坍塌；（2）乾安地区下部地层层理裂隙发育，钻井液滤液在压差作用下首先沿层理裂隙进入地层内部，为泥页岩水化提供了水分和空间，由水化膜厚，水化斥力大引起掉块。微泡沫钻井液防塌机理如下：（1）基浆自身良好的封堵抑制能力。（2）泡沫表面属于混合膜结构，具有高分子粘弹特性，使得微泡沫钻井液具有较高的结构粘度，增加了自由水的流动阻力，从而降低失水。（3）泡沫具有疏水特性，吸附性强，可在井壁建立疏水性屏蔽——泡沫吸附壁，阻止了自由水的侵入；此外，其疏水(亲油)特性，对泥页岩的水化膨胀起到较强的抑制作用。(4)阻缓压力传递机理。微泡沫与防塌处理剂产生协同效应，在井壁上形成保护膜，有效防止泥页岩的孔隙压力穿透，控制泥页岩含水量的上升。（5）贾敏效应。微泡沫在向地层渗透的过程中，在孔隙喉道处被捕集，由于贾敏效应的叠加作用而大大增加了微泡沫钻井液向地层流动的阻力试验流体分散前岩屑重量/g分散用浆/ml分散后岩屑重量/g岩屑回收率/%优化后井浆5035045.1590.30井浆+0.2%发泡剂5035045.6491.28井浆+0.4%发泡剂5035046.7793.54四、微泡沫钻井液体系室内研究※发泡剂加量,%00.10.20.30.40.50.6失水量,ml3.63.53.32.82.52.32.0从试验结果可见，钻井液发泡后的岩屑回收率要略高于原钻井液的回收率，说明微泡沫并未对体系的抑制能力造成不良影响。发泡后失水量降低，并且发泡剂加量越大，失水量降低幅度越大。体现了微泡沫钻井液的低失水特性，可有效阻止钻井液滤液与泥页岩的接触，起到稳定井壁的作用。表4.6微泡沫钻井液抑制能力评价表4.7微泡沫钻井液对失水量影响试验四、微泡沫钻井液体系室内研究※（1）较低的静液柱压力和当量循环密度。低密度的微泡沫钻井液可减小井底静压力,这是其防漏堵漏基本原理之一。（2）微气泡附加阻力作用。当气泡在压差作用下向多孔介质细小裂缝内流动时，其弯曲界面收缩压产生附加阻力，附加阻力具有迭加性，迭加起的总阻力相当于漏层承压能力的提高值，体现出堵漏的能力。4.3微泡沫钻井液防漏堵漏性能微泡沫钻井液防漏堵漏原理（3）微气泡内部压力作用。钻遇低压裂缝时，被压缩的微泡膨胀，随着微泡挤入地层裂缝，引起微泡的聚集和低剪切速率下黏度增加，由这种微环境形成一种无固相的桥。（4）漏失层的架桥机理。大多数地层都是亲水性的，毛细管压力抵抗疏水微泡侵入地层。滤液要进入地层，必须有足够的压差来克服这一毛细管压力。四、微泡沫钻井液体系室内研究※（5）高粘度特性的影响。微泡沫钻井液的低剪黏度特性性加剧了泡沫在裂缝中的吸附聚集，使堵漏效果增强。（6）高粘弹特性的影响。微泡沫具有很强的变形能力，可随井内压力变化产生压缩或膨胀，从而大大减轻激动压力，防止激动压力过大而压漏地层或者已堵塞的漏失通道在抽吸作用下再次畅通。试验条件砂床类型10-40目砂床40-80目砂床80-120目砂床井浆(500ml)井浆+0.3%发泡剂(500ml)井浆(500ml)井浆+0.3%发泡剂(500ml)井浆(500ml)井浆+0.3%发泡剂(500ml)0.7MPa全漏30ml70ml018ml01.5MPa全漏50ml120ml030ml0表4.8微泡沫钻井液封堵砂床试验从测试结果可见,微泡沫钻井液有显著减少漏失和消除漏失的作用。体现了微泡沫自身良好的防漏堵漏能力。四、微泡沫钻井液体系室内研究※微泡沫钻井液井底当量密度1.11.121.141.161.181.205001000150020002500井深(m)密度(g/cm3)图4.1微泡沫钻井液当量密度随井深变化情况（初始密度1.20g/cm3，发泡后1.10g/cm3）图4.2微泡沫钻井液密度随温度、压力变化图（发泡前1.20g/cm3，发泡后1.00g/cm3）通过上述室内试验分析及公式计算结果可见，可循环微泡沫钻井液体系可有效降低井底当量密度，从而起到防漏的作用。室内试验得出，同一温度条件下，密度随着压力增加而增加，说明压力增大，微泡沫被压缩，体积变小，导致密度上升；温度升高使得微泡沫圈闭的气体受热膨胀，微泡沫体积变大，密度下降。4.4微泡沫钻井液抗温能力评价四、微泡沫钻井液体系室内研究※序号实验基浆发泡剂BZ-MBS-Ⅱ加量实验条件Ρ(g/cm3)PV(mPa.s)YP(Pa)GelPa/PaFL(ml)PH1优化后钻井液0.2%室温充分搅拌1.132092/63.392100℃/12h充分搅拌1.1225132.5/103.4930.3%室温充分搅拌1.07239.52/6.52.894100℃/12h充分搅拌1.052714.53/12.52.79表4.9微泡沫钻井液抗温试验通过实验结果可见，100℃/12h条件下热滚之后，微泡沫钻井液密度基本保持不变，粘度、切力略有提升，总体性能稳定。（1）微泡沫钻井液具有较低的静液柱压力和当量循环密度，井底压差小，可有效预防井漏，达到保护储层的目的。（2）在较低的