㈠ 鑽井液中水的活度和岩石的活度
有機鹽鑽井液技術
關鍵詞 有機鹽鑽井液；加重材料；鑽井液性能；流變性；抑制性；室內試驗；機械鑽速；保護油氣層；腐蝕；環境；現場應用；新疆准噶爾盆地南緣。
摘 要 介紹了一種新型鑽井液——有機鹽鑽井液的組成，部分處理劑的結構、作用機理，室內試驗及在新疆准噶爾盆地南緣的現場應用情況。結果表明：該鑽井液流變性好、抑制性強、造壁性好，可提高機械鑽速、保護油氣層、對鑽具無腐蝕、對環境無污染，在現場應用，有其是在新疆准噶爾盆地南緣應用更具有廣闊的前景。
一、基本概念
有機鹽即有機酸鹽，也就是有機酸根陰離子與金屬陽離子、其它類型的陽離子所形成的鹽。
本文所說有機鹽，是帶雜原子取代基的有機酸根陰離子與一價金屬離子（鉀離子、鈉離子、銨離子、叔銨離子、季銨離子等）所形成的鹽。該類有機鹽可用一通式XmRn（COO）lMq表示，其中X為雜原子及雜原子基團，R為C0-C10的飽和烴基，COO為羧基，M為一價陽離子。其結構式可表示如下：
有機鹽鑽井液由有機鹽水溶性加重劑Weigh2、Weigh3，降濾失劑Re 1、Re2、提切劑Visco1、Visco2、無螢光白瀝青NFA-25 、包被劑IND10配製而成。其中，IND10是專門用於含低濃度有機鹽 (<15%)鑽井液的處理劑。
提切劑Visco1是硅酸鹽礦物的改性產品，可用通式M1aM2bM3c（OH）dOe表示，M1、M2、為2、3價金屬元素、M3為4價非金屬元素。
提切劑Visco2是含磺酸基的聚合物經微交聯合成的高分子化合物。
降濾失劑Re 1是含磺酸基的乙烯基單體、乙烯基單體與纖維素等接枝共聚而成的中小分子量聚合物。
降濾失劑Re 2是含磺酸基的乙烯基單體、乙烯基單體共聚而成的中小分子量聚合物。
包被劑IND10是乙烯基單體、含磺酸基的乙烯基單體共聚而成的較高分子量的聚合物。
二、有機鹽鑽井液的特點
有機鹽鑽井液比之普通鑽井液，有以下特點：（1）固相含量低，流變性好；（2）抑制性強；（3）濾失造壁好；（4）抗溫能力強；（5）保護油氣層效果好；（6）對金屬無腐蝕；（7）對環境無污染。
三、有機鹽鑽井液的作用機理
（一）有機鹽鑽井液的流變性
有機鹽水溶性加重劑的有機酸根陰離子與單價陽離子親水性強，在水中電離傾向大，具有超高溶解度，Weigh2在水中溶解度可達95克/100克水，Weigh3在水中溶解度可達150克/100克水。其水溶液密度較高，最高可達1.55g/cm3,用這類加重劑可配成密度高達1.55g/cm3的無固相鑽井液及密度為2.50 g/cm3以上的低固相超高密度鑽井液。
有機鹽鑽井液各組分能充分溶解於水，是由溶解規律理論決定的。電解質溶液理論指出：電解質溶液中存在幾個組分時，其組分的化學勢（又稱化學位）隨組分的活度（活度與濃度或溶解度成正比）的變化而變化，即：μi= μi°+ RT ln ai，其中μi為i組分的化學勢，μi°為i組分在標准態下的化學勢（為定值）（簡稱標准化學勢），R為常數，T為絕對溫度；ai為i組分的活度，ai與i組分的濃度、溫度、壓力有關。
化學勢越高，組分的活度越高，與相關物質作用的能力越強。在有機鹽鑽井液中，存在著水、有機鹽加重劑、其它添加劑。
1、水與各組分的相互影響：
由於各組分在水中的濃度較高，活度也較高，使得水濃度大大降低，活度也大大降低，即a水大大降低，使μ水= μ水°+ RT ln a水大大降低。
2、各組分之間的相互影響：
再提高。Max（ai）比單溶質的ai要大，這就是各組分相互增溶，並能充分溶解，充分發揮作用的原因。這種原理決定了各組分溶解過程是協同過程，而不是反協同過程。結果是：各組分最大限度地溶解成溶液，形成無固相高密度溶液。由μi= μi°+ RT ln ai還可知溫度升高，有利於μi的提高， ai的提高有更大的餘地，在溫度高時，其濃度與溶解度可提高。
有機鹽加重劑溶於水後形成的較高密度溶液，為無固相、低固相、高密度且具有優良流變性鑽井液的配製打下了良好的基礎，這種溶液中配入各種流變性調節劑可配成流變性優良的鑽井液。
通過往有機鹽加重劑溶液中加入提切劑Visco1、Visco2來調整流變性。
Visco1在水中溶解後可形成空間網狀結構，提高鑽井液的懸浮攜砂能力。Visco1溶於水後所成膠體顆粒不帶電，因此其在高濃度有機鹽溶液中仍能保持較高切力。
Visco2為抗鹽聚合物的微交聯產品，在有機鹽溶液中可形成空間網狀結構，改善有機鹽溶液的懸浮能力。
（二）有機鹽鑽井液的抑制性
1、井壁、鑽屑、粘土顆粒在有機鹽鑽井液中浸泡時的水化應力為：
τ水化= 4.61T ln（a水/a岩）
T為絕對溫度，a水為鑽井液中水的活度，a岩為岩石（鑽屑、井壁、粘土顆粒）的活度。
由上式可見a水越小，τ水化越小。試驗測定不同種類鹽（或處理劑）的飽和溶液中的a水值如下：
溶液 純水 飽和Nacl溶液 飽和Kcl溶液 飽和Cacl2溶液 20%甘油溶液 1%FA367溶液
a水值 1.00 0.80 0.70 0.35 0.90 0.85
溶液 飽和甲酸鈉溶液 飽和甲酸鉀溶液 飽和Weigh2溶液 飽和Weigh3溶液
a水值 0.30 0.20 0.15 0.09
由上表可知Weigh2、Weigh3飽和溶液的a水值極小。因此在有機鹽鑽井液中，井壁、鑽屑、粘土顆粒的水化應力τ水化比在其它鑽井液中小得多，其結果是在有機鹽鑽井液中，井壁穩定、鑽屑、粘土不分散、不膨脹。另外由於鑽井液中水的活度遠比岩石中水的活度小得多，岩石中的水將滲流入鑽井液，鑽井液中的水不會滲流入岩石，這有利於井壁穩定及鑽屑、粘土的不分散。
2、有機鹽溶液中電離出的大量的陽離子K+、NH4+、[NHxR4-x] +（x=1~ 4）可通過靜電引力吸附進入粘土晶格（尤其是蒙脫石晶格中），抑制黏土表面水化及滲透水化膨脹；
3、有機酸根陰離子XmRn（COO）lq-可吸附在帶負電的粘土邊面上，抑制其水化分散；
4、有機鹽陰、陽離子對粘土顆粒的吸附擴散雙電層具有較強的壓縮作用，從而較強地抑制粘土分散。
5、由於有機鹽鑽井液中含有較高濃度的電解質，使得侵入其中的鹽、鈣物質難於溶解，其抗鹽鈣污染能力很強。
（三）有機鹽鑽井液的抗溫性能
鑽井液的抗溫性能是由其處理劑的抗溫能力決定的。常規水基鑽井液處理劑中，生物聚合物Xc類最高使用溫度，只能達到110℃，纖維素類、澱粉類最高使用溫度多數為120℃（少數達140℃），聚合物類也大多數只能在150℃以下使用；磺化類處理劑（磺化瀝青、SMP、SPNH等）最高使用溫度為180℃。所以現有水基鑽井液難於在200℃使用，必須選擇新的體系解決此問題。
有機鹽鑽井液在抗溫方面有其獨特的優點。鑽井液處理劑的高溫失效主要是由於處理劑在高溫下降解所致。該降解反應主要是有機處理劑分子鏈在高溫下氧化斷鏈所致。在常規水基鑽井液中，水中溶解氧在高溫下活性異常高，氧化能力較強，可使有機處理劑氧化降解。這就是大多數處理劑難以抗180℃以上高溫的原因。有機鹽鑽井液中，情況就迥然不同。兩種水溶性加重劑皆含有大量的有機酸根XmRn(COO)lq-陰離子，該陰離子含有較多的還原性基團，可除掉鑽井液中的溶解氧，使其它常規水中可降解的處理劑不發生降解反應，有效地保護了各種處理劑，使其可在超高溫度（200℃）下穩定發揮作用。
有機鹽鑽井液抗高溫機理分析如下：
在普通水基聚磺鑽井液中，在高溫下其中的溶解氧變得氧化性更強，使有機高分子鏈斷鏈、降解、失去效能。反應如下：
反應（1）
但在有機鹽鑽井液中，情況就大不相同。有機鹽鑽井液中含有高濃度的XmRn(COO)lq-基團，XmRn(COO) lq-具有較強的還原性，可除掉鑽井液中的溶解氧。這是由下述反應的電位決定的：
反應（2）
反應（3） 4_q
E2、E3為氧化還原電位 。E越高，氧化性越強，E越低，還原性越強。由於E3< E2,所以有機鹽陰離子可很快除掉鑽井液中的溶解氧，使得反應（1）不能進行，使得高分子處理劑不斷鏈、不降解。有效地保護了這些處理劑，使其效能即使在高溫下（200℃的情況）也能長時間充分發揮。
有機鹽鑽井液處理劑中，有機酸根陰離子只有少量用於除去溶解氧外，其它在高溫下分子結構不發生任何變化，就是用於除去溶解氧的這極小量的有機酸根，也變成分子量稍小的有機酸根，對鑽井液性能無影響。
有機鹽鑽井液中，其它處理劑的抗溫情況如下：提切劑Visco 1為硅酸鹽礦物的改性產品（可用通式M1aM2bM3c(OH)dOe表示，M1、M2、M3為2、3、4價元素），在水中抗溫可達200℃以上；
提切劑Visco2為抗鹽聚合物的微交聯產品，在水中溶解後可形成空間網狀結構，在水中可抗溫至140℃，在有機鹽溶液中可抗溫至200℃。
降濾失劑Re1、Re2為線性中小分子量抗鹽聚合物，Re1分子主鏈中以C-C鍵為主，但也有少量C-O鍵，Re1可抗溫至130℃，但在有機鹽溶液中可抗溫至200℃。Re2分子主鏈上全為C-C鍵，其在水中抗溫可達180℃，在有機鹽溶液中可抗溫至200℃以上。Re1、Re2的主要區別為Re1用量少，Re2用量多。
無螢光白瀝青NFA-25為採用無螢光具有軟化點的油溶性物質水溶化工藝生產的防塌劑，也可作油層保護劑。其主要由碳碳鍵組成，也有少量C-N、C-O鍵。其在水中可抗溫至150℃，在有機鹽溶液中可抗溫至200℃以上。
包被劑IND10為抗鹽單體聚合而成的高分子量聚合物，其主鏈由C-C鍵組成，在水中可抗溫至150℃，在有機鹽溶液中可抗溫至200℃以上。
（四）有機鹽鑽井液的濾失造壁性
有機鹽鑽井液體系中的降濾失劑Re1、無螢光白瀝青NFA-25可有效降低濾失量、改善泥餅質量，可形成薄而韌的泥餅，NFA-25中油溶組分可在壓力溫梯下發生塑性形變，進入地層微裂縫，起到封堵、防塌的作用。
四、有機鹽鑽井液性能室內試驗
（一）有機鹽鑽井液的基本性能
漿1：水 + 0.3%Na2CO3 + 2%Re1 + 3%NFA-25 + 25%Weigh2 + 4%Visco1
漿2：水 + 0.3%Na2CO3 +0.1%Xc + 1%Re1 + 1.0%NPAN + 50%Weigh2 + 75%Weigh3 + 2%NFA-25 + 4%Visco1
漿3：水 + 0.3%Na2CO3 +0.1%Xc + 1%Re1 + 1.5%NPAN + 150%Weigh3 + 2%NFA-25 + 4%Visco1
漿4：水 + 0.3%Na2CO3 + 1.2%Re1 + 0.1%Xc + 1.5%NPAN + 150%Weigh3 + 2%NFA-25 + 4%Visco1 + 鐵礦粉
漿5：水 + 0.3%Na2CO3 + 1.0%Re1 + 0.5%NPAN + 0.05%Xc + 150%Weigh3 + 2%NFA-25 + 1%Visco1 + 鐵礦粉
漿6：水 + 0.3%Na2CO3 + 10%高嶺土 + 0.6% Visco2 + 5%Re2 + 100%Weigh3
以下各漿的基本性能見表一
表一
序號 γ(g/cm3) PH AV
(mPa·S) PV
(mPa·S) YP
(Pa) G10"
( Pa) G10'
( Pa) FL
(ml) HTHPFL(ml)
(150℃,3.5MPa)
漿1 1.18 9.0 45.5 31.0 13.5 2.5 3.0 3.2 15.4
漿2 1.45 9.0 32.5 25.0 7.5 1.0 3.0 1.5 14.0
漿3 1.55 9.0 40.0 31.0 9.0 1.0 1.5 0.8 12.0
漿4 2.46 9.0 118.0 109.0 9.0 2.0 6.0 1.0 18.0
漿5 2.60 9.0 124.0 109.0 15.0 2.0 5.0 1.0 16.0
漿6 1.46 9.0 50.5 36.0 14.0 1.0 2.5 0.5 13.0
可見有機鹽鑽井液基本性能良好，可較好地滿足鑽井工程的需要。
（二）有機鹽鑽井液的抗溫性能
漿1—漿5在150℃熱滾16小時後性能見表二
表二
序號 γ(g/cm3) PH AV
(mPa·S) PV
(mPa·S) YP
(Pa) G10"
( Pa) G10'
( Pa) FL
(ml) HTHPFL(ml)
(150℃,3.5MPa)
漿1 1.18 9.0 49.0 26.0 23.0 2.0 2.5 4.0 18.0
漿2 1.45 9.0 35.0 26.0 9.0 1.0 2.5 2.0 16.0
漿3 1.55 9.0 32.5 25.0 7.5 1.0 1.5 1.2 13.0
漿4 2.46 9.0 121.0 114.0 7.0 1.5 2.0 0.8 17.0
漿5 2.60 9.0 96.5 63.0 13.5 1.0 4.5 1.0 18.5
漿6在200℃熱滾16小時後性能見表三
表三
序號 γ(g/cm3) PH AV
(mPa·S) PV
(mPa·S) YP
(Pa) G10"
( Pa) G10'
( Pa) FL
(ml) HTHPFL(ml)
(200℃,3.5MPa)
漿6 1.46 9.0 40.5 21.0 8.0 1.0 1.5 1.0 18.5
這些數據驗證了有機鹽鑽井液優良的抗溫性能（可抗200℃高溫）。
（三）有機鹽鑽井液的抗搬土污染性能
表一中漿2、漿4、漿5加入5%夏子街土，150℃熱滾16小時後性能見表四
表四
序號 γ(g/cm3) PH AV
(mPa·S) PV
(mPa·S) YP
(Pa) G10"
( Pa) G10'
( Pa) FL
(ml) HTHPFL(ml)
(150℃,3.5MPa)
漿2 1.46 9.0 34.0 26.0 8.0 1.0 3.0 1.0 15.0
漿4 2.46 9.0 122.0 110.0 12.0 2.0 6.0 0.6 17.0
漿5 2.60 9.0 130.0 116.0 14.0 1.5 2.5 0.5 15.0
由上表可見有機鹽鑽井液抗搬土污染能力較強。
（四）有機鹽鑽井液的抗鹽污染性能
表一中漿2、漿4、漿5各加入4%NaCL後150℃熱滾16小時後性能見表五
表五
序號 γ(g/cm3) PH AV
(mPa·S) PV
(mPa·S) YP
(Pa) G10"
( Pa) G10'
( Pa) FL
(ml) HTHPFL(ml)
(150℃,3.5MPa)
漿2 1.46 9.0 32.0 25.0 7.0 1.0 2.0 1.5 16.0
漿4 2.46 9.0 120.0 111.0 9.0 2.0 5.0 1.0 16.5
漿5 2.60 9.0 128.0 112.0 16.0 1.0 2.0 0.5 15.0
由上表可見，有機鹽鑽井液抗鹽污染能力較強。
（五）有機鹽鑽井液的抗石膏污染性能
表一中漿2、漿4、漿5各加入1%CaSO4後150℃熱滾16小時後性能見表六
表六
序號 γ(g/cm3) PH AV
(mPa·S) PV
(mPa·S) YP
(Pa) G10"
( Pa) G10'
( Pa) FL
(ml) HTHPFL(ml)
(150℃,3.5MPa)
漿2 1.45 9.0 31.0 25.0 6.0 1.0 2.5 1.0 14.0
漿4 2.46 9.0 120.0 109.0 11.0 2.0 3.0 1.0 17.0
漿5 2.60 9.0 121.0 111.0 10.0 2.0 4.0 0.6 14.5
由上表可見在較高濃度石膏污染後，有機鹽鑽井液流變性及濾失造壁性仍保持良好且穩定。
（六）有機鹽鑽井液的鑽屑回收率試驗結果
表一中漿2、漿4、漿5各加入准噶爾盆地南緣西四井安集海河組鑽屑（此鑽屑蒙脫石含量在40%以上，極易水化分散）。
鑽屑回收率數據如下：
序號 鑽屑回收率
漿2 93.6%
漿4 96.0%
漿5 95.3%
由此可見，有機鹽鑽井液抑制鑽屑分散性能很強。
（七）有機鹽鑽井液的儲層保護數見有機鹽鑽井液油層保護實驗數據總結
有機鹽鑽井液油層保護實驗數據總結
配方號 層位 井深 岩芯號 岩芯
長度 岩芯
直徑 污染前壓力 污染後壓力 污染前滲透率 污染後滲透率 滲透率恢復值
有機鹽泥漿 三疊系 4796.25 LN2-4-J2-72 2.958 2.500 0.096 0.113 18.84 16.01 84.98
侏羅系 4514.80 LN2-4-J2-29 2.864 2.488 0.055 0.056 32.15 31.58 98.23
桑塔系 JF134-7 3.678 2.516 0.11 0.118 20.19 18.82 93.21
聚磺泥漿 三疊系 4796.06 LN2-4-J2-70 3.000 2.508 0.08 0.094 22.78 19.39 85.12
侏羅系 4513.76 LN2-4-J2-12 2.938 2.484 0.9 1.10 2.03 1.66 81.79
配方1# C DH4-17 3.214 2.502 0.49 0.55 4.00 3.57 89.09
配方2# C DH4-6 3.148 2.488 0.21 0.26 9.25 7.47 80.77
聚磺泥漿濾液 三疊系 4748.49 LN2-4-J2-37 3.038 2.488 0.043 0.096 43.62 19.54 44.80
有機鹽泥漿濾液 三疊系 4795.44 LN2-4-J2-64 3.154 2.500 0.53 0.85 1.819 1.134 62.34
C DH4-3 3.168 2.472 0.029 0.039 68.32 50.80 74.36
有機鹽泥漿：3%土漿 + 0.15%NaOH + 1%Visco1 + 1.5%Re1 + 2%NFA-25 + 3%JHG + 30%Weigh2
配方1：3%搬土漿 + 0.15%NaOH + 1%Visco1 + 0.3%IND10 + 1.5%Re1 + 2%NFA-25 + 30%Weigh2
配方2：3%搬土漿 + 0.15%NaOH + 1%Visco1 + 0.3%IND10 + 1.5%Re1 + 3%NFA-25 + 30%Weigh2
可見有機鹽鑽井液可對油氣儲層實現較好的保護。
（八）有機鹽鑽井液對金屬的腐蝕性
經中國石油天然氣集團公司管材研究所檢測密度為 1.55g/cm3
的Weigh3溶液對P110油管材料及NK140套管材料的腐蝕率均≈0.01mm/a（毫米/年），基本無腐蝕。
（九）有機鹽鑽井液對環境的影響
2001年5月—7月在塔里木東河油田DH1-8-6井使用有機鹽鑽井液的井漿經中油集團環境檢測總站檢測為無毒。
五、有機鹽鑽井液在現場的應用
自2000年初以來，有機鹽鑽井液已在新疆准噶爾盆地、塔里木盆地、吐哈油田十幾口井上應用，總體來說，取得了鑽井液流變性好，抑制性強，井壁穩定，井徑規則，機械鑽速快的良好效果。
現舉例如下：
例一：有機鹽鑽井液在新疆准噶爾盆地57031井的應用：
井眼尺寸：Φ444.5mm x 105m + Φ241.3mm x 1265m + 215.9mm x 2365m
井身結構：Φ339.7mm x 104.12m + Φ140mm x 2364.92m
鑽井液技術難點：該地區除目的層井底100—200米為短段砂泥岩外，其餘為強水敏易縮徑泥岩、煤層、易垮塌長段泥岩（含伊矇混層50%以上）。
該井使用有機鹽鑽井液主控配方為：
水 + 0.3%Na2CO3 + 0.1%KOH + 0.7~ 1.0%Re1 + 0.1~ 0.2%IND10 + 10~ 15%Weigh2 + 2%KT-100
該井二開轉化為有機鹽鑽井液後，鑽井液性能穩定，流變性好，粘切低，濾失造壁性好（FV：35～55S，ρ：1.10～1.31 g/cm3，G10" /G10』=0.5～1.0/1.0～6.0，APIFL：4～9ml，AV：14～31mPa·S；PV：10～26mPa·S；YP：2-8Pa）。機械鑽速快（比同井隊同期平均機械鑽速提高了48%），井壁穩定，井徑規則（井徑平均擴大在1%以下），完井電測一次成功。
例二：有機鹽鑽井液在新疆准噶爾盆地南緣西五井的應用：
西五井是位於新疆准噶爾盆地南緣西湖背斜山前構造上的一口重點預探井，鑽探難度極大，以前在此地區鑽的數口井皆因安集海河組、紫泥泉子組地層地質情況復雜而報廢，安集海河組、紫泥泉子組特殊地質情況為：受山前構造影響存在較大水平地應力，地層壓力系數較高（高達2.0以上），屬超高壓力系統。地層為伊矇混層（蒙脫石含量高達40%以上）（厚度大於600米），屬極易水化分散地層。該井三開採用81/2"鑽頭在3925米進入安集海河組地層，鑽穿紫泥泉子組地層最後鑽達目的層東溝組地層（5200米，未穿）。該井三開採用高密度有機鹽鑽井液。該鑽井液基本配方為：
水 + 0.3%Na2CO3 + 3%夏子街土 + 0.1%KOH + 2%Vico1 + 0.1%XC +1.5%Re1 + 1%NPAN + 2%NFA-25 +3%JLX +2%SMPⅡ + 2%SPC + 50%Weigh2 + 70%Weigh3 + 活化鐵礦粉
三開轉化為有機鹽鑽井液後，鑽井液性能穩定（ρ：1.80～2.15g/cm3，FV：50～180S，PV：55～123mPa·S ；YP：4～33Pa ；G：1-9/2-26；API·FL：1.0～1.4；HTHP·FL：6.0～7.2），鑽速較快（比設計工期提前一個多月），井壁穩定（未出現掉塊、垮塌），井徑規則（三開段平均井徑擴大率為2.21%）。測井數次均一次成功，並獲得了良好的油氣顯示。這主要是由於有機鹽鑽井液的低固相（無固相基液密度為1.42-1.45 g/cm3，比常鑽井液低13-14%固相含量（體積比））、強抑制性，改善了流變性，徹底抑制住了安集海河組、紫泥泉子組地層的造漿，解決了這一歷史老大難問題。西五井鑽井工程的成功，為山前構造高密度乃至超高密度鑽井液提供了技術儲備。
例三：有機鹽鑽井液在塔里木盆地東河油田DH1-8-6井的應用：該井實鑽井深5950m，二開採用有機鹽鑽井液用216mm鑽頭從1500m鑽至5950m。該井鑽井液主要技術難題為：二開裸眼段長（1500-5950m）井底溫度高（130-140℃），要求鑽井液流變性、濾失造壁性、抗溫性好；該區塊上下第三系至白堊系地層埋藏深（5116m），且以強水敏性泥岩為主，易分散造漿，易發生縮徑卡鑽；侏羅系地層（5110-5500m）易發生垮塌、掉塊。
該井有機鹽鑽井液主要配方為：水+0.3% NaOH+0.3% Na2CO3+15-20% Weigh2+0.7-1.5% Re1+0.2% IND10+1-2% NFA-25+0.5% DH-1。
二開轉化為有機鹽鑽井液後，鑽井液性能穩定（ρ：1.08～1.20g/cm3，FV：40～80S，AV：14～70 mPa·S ；PV：12～60mPa·S ；YP：2～17Pa ；G：0.5/～0.5/7；API·FL：2～8ml；HTHP·FL：8～11），井壁穩定。提下鑽暢通無阻，電測數次均一次成功。井徑規則
（平均井徑擴大率為5.4%），共用58天12小時打完進尺（比同期同區塊井提前一個星期多）下套管順利，固井質量為優級。
從1892米換PDC鑽頭（FS2565）鑽至井深5120米，進尺3228米，鑽頭提出完好無損，說明該鑽井液有保護鑽頭功效。
該井鑽井液經中國石油天然氣集團公司環境監測總站檢測其EC50值大於10000mg/l為無毒。
六、結論
1、有機鹽鑽井液有獨特優越的流變性，動、靜切力低，流變性好；
2、有機鹽鑽井液有極強抑制性，可有效抑制泥岩、鑽屑、粘土水化
分散、膨脹；
3、有機鹽鑽井液濾失造壁性好；
4、有機鹽鑽井液對鑽具無腐蝕；
5、有機鹽鑽井液對環境無污染；
6、有機鹽鑽井液保護油氣層效果好。
㈡ 現在鑽井液用降濾失劑主要分哪幾類，請主要說出分類理由，其中澱粉類要詳細說明並參照一二文獻具體點。
降濾失劑為鑽井液處理劑中數量與種類最大的一類。主要包括澱粉類（羧甲基澱粉，代號CMS；羥丙基澱粉，代號HPS，改性抗溫澱粉，代號DFD）；纖維素類（CMC，PAC，國外的Drispac），腐殖酸類（褐煤，硝基腐植酸鈉，鉻腐殖酸，磺化褐煤，腐殖酸鉀，等等，該類處理劑除降濾失外還具有一定程度的降粘作用）；樹脂類（磺化褐煤樹脂（SPNH），磺化木質素磺甲基酚醛樹脂縮合物（SLSP），磺化酚醛樹脂（SMP）國外的Resinex；丙烯酸類聚合物：水解聚丙烯腈及其鈉鹽，鉀鹽，銨鹽等，HPAN， NaHPAN， KHPAN， NH4HPAN等； PAC-142，PAC-143等，丙烯酸鹽如SK-2，SK-3等，）參考文獻可見石油大學鄢捷年鑽井液工藝學以及王平全老師鑽井液處理劑及其作用原理一書。 http://www.docin.com/p-47951351.html等，
㈢ 鑽井液降濾失劑有哪幾類鑽井液降濾失劑的作用機理是什麼
國內使用的降濾失劑主要有如下兩大類：
一、天然物的衍生物；
二、以腈綸廢絲為原料的改性產品。
前者原料來源廣泛，但產品在鑽井液中作用單一、加入量較大，質量受原料影響，波動也較大。後者原料來源受到一定限制，產品的抗鹽、抗鈣等能力較差。JST501是以丙烯醯胺、丙烯磺酸鈉、丙烯酸鉀、丙烯酸鈣為單體，在一定條件下共聚製得的產物。聚合物類是用量最大的降濾失劑之一，其發展速度較快。這類聚合物以丙烯酸、丙烯醯胺共聚物為主。腈綸廢料的水解產物是一種中等分子量且價格低廉的丙烯酸多元共聚物，其成本僅相當於純粹合成聚合物的1/3。
因此其用量在鑽井液中一直佔主導地位。這類產品有水解聚丙烯腈鈣(CPAN)、水解聚丙烯腈鈉、銨、鉀鹽等。磺化澱粉、褐煤、羧甲基纖維素等是最早使用的鑽井液降濾失劑。
降濾失劑在鑽井液工作中的四大作用：
一.護膠作用
為了形成滲透率低的泥餅，要求鑽井液中粘土顆粒粒徑有合適的大小分布，同時要求有較多的細顆粒。降濾失劑的護膠作用在於：
1.吸附在粘土表面形成吸附層，以阻止粘土顆粒絮凝變大。
2.能把泥漿循環系統攪拌下所拆散的細顆粒通過吸附穩定下來，不在粘結成大顆粒。這樣增加了細顆粒的比例，有利於形成細致泥餅。
二.提高濾液粘度可以降低濾失量
濾失量與鑽井液濾液粘度的0.5次方成反比。有機降濾失劑加入鑽井液後提高了濾液粘度，使濾失量降低。
三.增加鑽井液中搬土顆粒的水化程度
這樣可以降低濾失量。降濾失劑吸附在鑽液中的搬土顆粒上，使其水化程度增加顆粒的水化膜增厚，形成的濾餅在高壓下易變形，濾餅的滲透率降低。
四.降濾失濾劑分子本身的堵孔作用
有機高分子降濾失劑的分子尺寸在膠體顆粒范圍內，加入這些外處理劑後，它們一方面使分子的長鏈楔入濾餅的間隙中，另一方面長鏈子捲曲成球狀，堵塞濾餅微孔隙，使濾餅薄而細致，從而降低濾失量。
㈣ 水平井鑽井液的應用有哪些 有沒有人知道
無固相鑽井液在水平井中的應用
摘 要：本文介紹了無固相鑽井液體系在勝利油田水平井中的應用，室內試驗和現場應用表明無固相鑽井液體系由於無固相鑽井液固相含量低，濾液抑制性強、鑽井液性能優良，能夠滿足水平井鑽井施工及其它相關工作的要求，油層保護保護效果好，具有良好的社會和經濟效益。
關鍵詞：無固相、鑽井液、儲層保護
0 前言
目前為止勝利油區共完成各類水平井近千口，研究應用和推廣了聚合物水包油、MMH、BPS正電膠、可循環泡沫、聚合醇等多種鑽井液體系，上述體系基本上能較好地滿足鑽井工程的要求。但從產量來看，有些水平井包括分支井、大位移井效益並不理想。究其原因，除了地質因素外，不少井是由於儲層受到損害。研究發現，由於水平井鑽井時間長，鑽井液浸泡時間長；壓差控制（△P）有一定困難，特別是長井段水平井壓差控制困難更大；並且大多數水平井完井是以裸眼、封隔器、篩管或襯管方法完井，損壞面積大，泥餅堵塞造成損害更大。因此水平井的油層保護問題更加重要。研究和實踐表明無固相鑽井液由於其固相含量低、濾液抑制性強、鑽井液性能優良，能夠滿足水平井鑽井施工及其它相關工作的要求，油層保護保護效果好，具有良好的社會和經濟效益。
1 鑽井液對水平井油氣層的損害機理
鑽井液對水平井油氣層的損害同直井一樣，損害機理主要有以下幾點：（1）鑽井液中固相顆粒堵塞；（2）濾液和儲層流體不配伍；（3）聚合物堵塞；（4）潤濕反轉；（5）微粒運移和粘土膨脹；（6）水鎖；（7）地層壓力改變。
但也有它的獨特性：
（1）底部損害最大，且自起始端至水平段末端變化幅度較大。這是因為起始端鑽具對泥餅磨損時間長且與泥漿接觸時間長，故對產層損害呈大幅度梯度分布，而水平段的頂部、側面則沒有該現象。
（2）大部分水平井採用的鑽井液均為水基聚合物鑽井液體系，聚合物勢必會隨濾液侵入地層。並且含有聚合物的泥餅不夠緻密以及不易降解，因而勢必會對儲層造成一定損害。
（3）鑽水平井所用時間比直井要長。
（4）非常低的壓降不能為清除儲層損害提供足夠的動力。
針對水平井的油層保護問題，研究開發了多種鑽井液體系。常用的鑽井液體系組成見表1。
表1 常用的水平井鑽井液體系組成
序號 增粘劑 降濾失劑 橋堵劑 粘土
1 PAC 澱粉 粘土
2 PAM 澱粉 油溶樹脂（18kg/m3） 粘土
3 XC 、PAM 澱粉 纖維素（1kg/m3） 粘土
4 PNM PAC CaCO3
5 XC PAC / 粘土
6 PAM 銨鹽 CaCO3
7 MMH 銨鹽 / 粘土
8 XC、PAC 澱粉 CaCO3 粘土
實驗表明，用粘土和纖維素作橋堵劑時，對岩心滲透率的損害明顯大於用CaCO3粉末作橋堵劑時的損害。通常使用的增粘劑PAM、XC、PAC都會對儲層造成損害，並且這種損害的機理是非常復雜的，它可能還受到各種添加劑之間作用的影響。因此減少鑽井液對水平井油氣層的損害的最有效方法是：
（1）選擇合適的鑽井液體系，使固相顆粒和濾液盡可能地不侵入地層，合適的鑽井液配方的關鍵在於減少鑽井過程中復雜事故的發生和降低對儲層的損害。而優選鑽井液配方的原則主要依據其流變性、濾失量、靜切力以及儲層損害程度、反排解堵的難易程度等。
（2）選擇適合的解除損害的方法並實施增產措施，其中包括泥餅的去除（使用反排壓力或化學方法）或化學增產措施。
大量的研究和實踐表明無固相鑽井液具有低密度和低流動阻力的優點,有利於井下馬達的正常工作和鑽頭功率的充分發揮由於該鑽井液粘度小,十分有利於攜帶岩屑,從而改善了井眼凈化條件。是水平井鑽井的最佳鑽井液體系。
2 無固相鑽井液的室內研究
無固相鑽井液體系包括各種類型的水溶液(如鹽水、海水、淡水及氯化鉀水等)和各種高聚物溶液,還包括用酸溶性材料組成的各類鑽井液。
2.1 流變性能評價
無固相鑽井液體系的流變性能見表2。
表2 與常規鑽井液性能對比
鑽井液類型 Fl/ml PH AV/mPa.s PV/mPa.s YP/Pa 切力/Pa/10′/10〃
無固相鑽井液 5.6 7.5 30.5 17 13.5 5.0/8.0
普通鑽井液 6.4 8.0 41 22 19 5.0/9.0
鈉土漿 25 9.0 9.0 5.0 4.0 4.0/7.0
從上表可以看出，無固相鑽井液與常規鑽井液性能對比，流變性好，能夠滿足攜岩要求。
2.2 抗溫性能評價
無固相鑽井液體系的抗溫性能見表3。
表3 抗溫性能評價
序號 條件 Fl/ml AV/mPa.s PV/mPa.s YP/Pa 切力/10′/10」
1 室溫 5.6 30.5 17 13.5 5.0/8.0
2 100℃/16h 5.7 26 14 12 4.5/7.0
3 120℃/16h 6.0 23 14 9 4.0/6.5
從上表可以看出，無固相鑽井液體系在120℃老化16h後，仍能保持良好的流變性和懸浮攜帶性能。
2.3 抑制性實驗研究
（1）無固相鑽井液抗土污染實驗
無固相鑽井液體系的抗土污染試驗見表4。
表4 抗土污染實驗
配方 實驗
溫度 FL/ml PH值 AV PV YP 初切/ 終切
優選配方 室溫 5.2 8 30 17 13 4.5/7.5
優選配方+1%膨潤土 室溫 4.6 8.5 35 20 15 5.0/8.0
老化 4.8 8.5 30.5 17 13.5 5.0/7.5
優選配方+2%膨潤土 室溫 4.0 8.5 33 18 15 5.0/8.5
老化 4.5 7.5 32.5 17 15.5 5.0/8.5
優選配方+3%膨潤土 室溫 4.2 8.5 40 23 17 6.0/9.0
老化 4.6 7.5 35 22 13 6.0/8.0
優選配方+5%膨潤土 室溫 4.0 8.5 42 24 18 6.5/9.0
老化 4.2 7 43 23 20 5.5/8.5
註：老化條件為120℃恆溫16h。
由以上數據可以看出，優選配方在室溫和高溫下都具有良好的抑制能力，能很好的抑制土相在鑽井液中的分散，使體系粘度切力都保持基本不變。
（2）浸泡實驗和回收率實驗
無固相鑽井液體系的浸泡實驗和回收率實驗見表5。
表5 浸泡實驗和回收率實驗
鑽井液類型 岩屑回收率，% 鑽屑浸泡效果描述（浸泡7天）
清水 24 鑽屑浸泡後四分五裂，呈糊狀。
KCl聚合物 82 鑽屑出現較大裂縫，手捏成泥。
兩性離子聚合物 87 鑽屑出現裂紋，用手掰開，裡面潮濕。
無固相鑽井液 97 鑽屑保持原狀，外麵包裹一層聚合物膜
油基鑽井液 99 鑽屑保持原狀。
從上表實驗結果可以看出，無固相鑽井液比常用的鑽井液對鑽屑的抑製作用強，僅次於油基鑽井液體系。
（3）頁岩膨脹實驗
選用該鑽井液體系對勝利油田岩屑進行頁岩膨脹實驗，結果表明，無固相鑽井液具有較強的抑制水化膨脹的作用，明顯優於其它常用鑽井液體系，結果見表6：
表6 頁岩膨脹實驗研究
鑽井液體系 聚磺 兩性離子聚合物 KCl聚合物 無固相鑽井液
膨脹量（mm/8h） 3.21 2.87 2.34 1.82
2.4 保護油氣層的評價及機理研究
採用岩心流動裝置，進行靜態污染評價實驗，結果見表7。
表7 靜態污染評價實驗
岩樣號 鑽井液體系 Ka/（10-3μm2） Ko/（10-3μm2） Kd/（10-3μm2） 滲透率恢復值（%）
1 KCl聚合物 71.6 46.1 35.96 78
2 兩性離子聚合物 84 58.34 52.62 90.2
3 無固相鑽井液 45.9 28.16 25.15 89.3
4 油基鑽井液 110.8 90.7 83.44 92
2.5 鑽井液濾餅清除實驗研究
無固相鑽井液泥餅用0.1%的纖維素酶變成一層泡沫0.1%的纖維素酶浸泡16h後，用水一沖就從濾紙上脫落，而用清水、鹽水、檸檬酸緩沖液+水浸泡後泥餅無變化，實驗結果見表8。
表8 泥餅清除實驗結果
鑽井液 400ml 6% 基漿+6g Na-CMC
破聚劑 1%纖維素酶 清水 2%KCl溶液 檸檬酸緩沖液+水 0.1%纖維素酶
處理 前 後 前 後 前 後 前 後 前 後
濾失時間/min 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
濾失量/ml 2.00 － 2.30 2.33 2.36 2.33 2.35 2.38 2.25 －
3 無固相鑽井液在水平井中的應用
勝利油田自1983年首次在樁古16井採用無固相聚合物鑽井液鑽開灰岩油氣層，至今已開發出了NaCl、CaCl2、鹵水、HCOONa、HCOOK等多套無固相鑽井液類型，最大限度地減少鑽井液固相對油氣層所造成的損害。
2000－2003年在車古204區塊大面積推廣欠平衡壓力鑽井技術和無固相鑽井液完成了多口井的鑽井施工，解決了該區塊使用普通聚合物鑽井液易形成厚泥餅阻卡的問題，提高了鑽井速度，保護了油氣層。僅車古204－5井，在3552m～4400m的灰岩鑽探過程中，發現有熒光和油斑的井段累計達230多m，完井、下油管後將井眼內鑽井液替出誘噴，蹩壓很高，油氣顯示非常好。
在埕北307、渤深6-3、埕北39等井上應用了無固相鑽井液，埕北307井獲日產油142t，天然氣4217m3的高產；渤深6-3井獲日產原油83t的高產；埕北39井獲日產油160t、天然氣52566m3的高產，由該井新增探明石油地質儲量達1020萬t。
2006-2007年，先後在勝利油田車古208X1，墾古22-平1、樁129－支平1井進行了應用，同時，還為鄭408-試1修井作業提供了密度達2.0g/cm3的無固相壓井液。樁129-支平1井是一口魚骨狀多分支水平生產井，實際完鑽井深2195.00m，完鑽後，成功應用無固相完井液替入輔眼、主井眼裸眼段，保證篩管順利下到位。
墾古22-平1井完鑽井深2902.77m，水平段長200m，三開所鑽遇的井段為奧陶系，也是該井的目的層，地層壓力系數低，水平段設計長200m，採用無固相鑽井液體系，順利鑽達目的層。試油獲得92t/d的高產油流，是鄰井的6-7倍。
美國EDC公司在勝利油田承包區塊應用無固相水平井鑽井液技術2006年施工的CDX-26H，開發館陶上部油藏，產油量基本為40t/d。
目前在勝利油田應用無固相鑽井完井液僅限於開發地層比較穩定的碳酸鹽儲層，基本上沒有應用於砂岩和砂泥岩儲層。
4 開發無固相水平井鑽井完井液體系的前景展望
從使用無固相鑽井液開發水平井取得效果和室內研究成果看，應用無固相鑽井液大面積開發水平井條件已經成熟。無固相聚合物鑽井液體系作為一種成本低、無毒無污染、可生物降解強抑制性的鑽井液完井液體系，如果在勝利油田開發明化鎮、館陶組、砂一段油藏將會取得良好效果。但必須具備以下幾個條件
(1) 鑽進時固控設備必須好，有利於及時清除有害固相。
（2）技術套管必須下到A點，有利於轉化和使用無固相鑽井液。
另外，國外常採用篩管充砂完井，生物降解及酸化後增產明顯。
目前，公司承擔了中石化重點科研項目《生物酶可解堵鑽井液體系的研究》項目。研製的生物酶可解堵鑽井液體系利用的是生物酶能夠對鑽進過程中侵入地層和粘附在井壁上的暫堵材料進行生物降解的特殊性能，使可生物降解的鑽井液材料由長鏈大分子變成了短鏈小分子，流體粘度逐漸下降，先前形成的泥餅自動破除，產層孔隙中的阻塞物消除，從而使地下流體通道暢通，油層的滲透率提高，油氣井的產能增加。該項技術應用於水平井完井後，可有效消除濾餅存在對油層造成的污染，大大提高水平井的採收率，提高油田勘探開發綜合效益。
㈤ lp泥漿處理劑叫什麼,有什麼性能
(1)、 產品簡介：有機硅腐植酸鉀外觀為黑褐色固體粉末或顆粒，易溶於水，抗溫能力很強，是腐植酸的有機硅衍生物，是一種多功能深井鑽井液處理劑。
(2)、性能用途：有機硅腐植酸鉀在水中能電離帶負電荷的水化能力很強的水化基因，具有抑制粘土水化膨脹和防止岩心出現裂紋、裂縫等優點，是一種良好的頁岩抑制劑,同時兼有降低鑽井液粘度和降濾失作用。特別是對水敏性頁岩有很好的抑制，保持頁岩穩定，防止井徑擴大，可以直接加入各種水基鑽井液體系中，多於褐煤樹脂、銨鹽等處理劑配合使用，鑽井液成本低，可取得較好的經濟效益，建議加量1-3%。 理 化 性 能項 目 指 標外觀 黑色固體粉末或顆粒 PH值 7-9 水分，% ≦15 鉀含量，% ≧8 腐植酸含量，% ≧35 濾失量，ml ≦10 降粘率，% ≧75 10、羧甲基纖維素鈉鹽（CMC）
(1)、 產品簡介：羧甲基纖維素鈉鹽(CMC)是一種陰離子型聚電解質，由氯乙酸鈉與鹼纖維素反應製得，分高粘（HV-CMC）、中粘（MV-CMC）、低粘（LV-CMC）及鹼性中粘，外觀均為白色或灰白色粉末，無毒，溶於冷水或熱水，水溶液為粘稠狀膠體。
(2)、性能用途：羧甲基纖維素鈉鹽在鑽井液中主要作增粘降濾失劑,羧甲基纖維素鈉鹽長分子鏈能與多個粘土顆粒吸附，能增大泥餅的膠結性，能抑制頁岩水化膨脹和鞏固井壁的作用。羧甲基纖維素鈉鹽的水溶液具有很多優良的性質和化學穩定性，不易腐蝕變質，對生理安全無害，具有懸浮作用和穩定的乳化作用，良好的粘結性和抗鹽能力，對油和有機溶劑穩定性好，因此，被廣泛用石油、食品、紡織、醫葯、造紙和日用化學工業等領域。理化指標項 目 指 標 LV-CMC MV-CMC HV-CMC 外觀 自由流動的白色或淡黃色粉末，不結塊 1%水溶液表觀粘度MPa.s ≧25 PH值 ≦10 成份 % ≧80.0 ≧85 ≧95 水不溶物 % ≦1.0 ≦1.0 ≦1.0 細度（篩孔0.90mm篩余）% 7.0-9.0 7.0-9.0 6.5-8.0 鑽井液性能類 別 項 目 指 標 蒸餾水 45鹽水 飽和鹽水基漿 濾失量，ml 60±10 90±10 100±10 表觀粘度，MPa.s ≦6 ≦6 ≦6 PH值 8.0±1.0 8.0±1.0 7.5±1.0 HV-CMC 造漿率，m³/t ≧200 ≧200 ≧200 MV-CMC 加量，g/l 6.0 14.0 3.5 表觀粘度，MPa.s ≧15 ≧15 ≧15 濾失量，ml ≦9 ≦9 ≦8 LV-CMC 濾失量為10ml 加量，g/l ≦7.0 ≦10.0 表觀粘度，MPa.s ≦4.0 ≦6.0 11、鐵鉻木質素磺酸鹽（FCLS）
(1)、 產品簡介： FCLS是由造紙廢液經發酵濃縮後，加入硫酸亞鐵和重鉻酸鈉氧化絡聚合，再經噴霧乾燥而成。它是鑽井液常用的降粘稀釋劑。
（2）、技 術 指 標：表 1 理化性能指標項 目 指 標水分，% ≤8.5 水不溶物，% ≤2.5 硫酸鈣，% ≤3.0 全鐵，% 2.5～3.8 全鉻，% 3.0～3.8 鉻絡合度，% ≥75.0 細度（0.66篩余），% ≤3.0 表 2 鑽井液性能指標項目 淡水鑽井液 鹽水鑽井液常溫實驗 表觀粘度，mPa •s ≤20 ≤25 降粘率，% ≥85 ≥70 熱穩定性實驗 表觀粘度，mPa •s ≤30 ≤45 降粘率，% ≥65 ≥55
（3）、產品功能 ： ⑴具有良好的稀釋效果，抗溫、抗鈣鎂，可抗鹽至飽和。 ⑵由於含重金屬鉻，對環境有一定的污染。四、現場使用：本產品可以直接應用於各種水基鑽井液體系中。可與多種處理劑可配合使用 ，推薦加量為0.3-1.0％。 12、羧甲基澱粉（CMS）
（1）、 產品簡介： CMS是澱粉經鹼化、醚化引入水化羧甲基反應而成。在泥漿中作為降濾失劑使用，由於原料來源廣泛，價格特別低廉，特別適合低成本鑽井。該產品使用時配合殺菌劑效果較好。
（2）、產品功能 ⑴有良好的降濾失效果 , 可抗鹽至飽和。 ⑵價格低廉 , 特別適合低成本鑽井。 ⑶抗溫性不好，適合鹽水鑽井液淺井使用。項 目 指 標 一級品 二級品含水量，% ≤12.0 ≤15.0 氯化鈉，% ≤7.0 ≤12.0 取代度（D•S） ≥0.20 ≥0.15 pH 8.0±0.5 9.0±1.0 細度（篩余） φ0.25篩，% ≤20 — φ0.42篩，% — ≤20 純度，% — — 技 術 指 標（3）、現場使用：本產品可以直接應用於各種水基鑽井液體系中。可與多種處理劑可配合使用推薦加量為1-3％。 13、磺化瀝青粉(FT-1)
（1）、 產品簡介：磺化瀝青是瀝青經發煙硫酸或三氧化硫進行磺化後，再水解製得的產品。（2）、性能用途：由於磺化瀝青含有磺酸基，水化作用很強，當吸附在頁岩界面上時，可阻止頁岩顆粒的水化分散起到防塌作用。同時，不溶於水的部分又能填充孔喉和裂縫起到封堵作用，並可覆蓋在頁岩界面，改善泥餅質量；磺化瀝青在鑽井液中還起潤滑和降低高溫高壓濾失量的作用，是一種堵漏、防塌、潤滑、減阻、抑制等多功能的有機鑽井液處理劑。推薦
加量1-4%。 磺 化 瀝 青 理 化 指 標項 目 指 標外觀 黑褐色自由流動粉末 PH值 8-9 水分， % ≦10 磺酸鈉基含量， % ≧10 水溶物， % ≧70 油溶物， % ≧25 高溫高壓濾失量ml，30min ≦25 塑性粘度降低率，％ ≥30.0 動切力降低率，％ ≥40.0
14、磺化酚醛樹脂（SMP-I、II）
（1）、產品簡介：磺化酚醛樹脂為陰離子水溶性聚電解質，是一種耐溫抗鹽的鑽井液降濾失劑，與磺化褐煤、磺化單寧和磺化瀝青等共同使用，可以配置「三磺」泥漿體系，是理想的高溫深井泥漿體系之一。
（2）、性能用途： SMP磺化酚醛樹脂是在苯環單元引入磺酸基，苯環間又以碳原子相連。能夠抗高溫。又因為苯羥基在鄰對位上引進了磺酸鈉基-SO3Na，水化作用強、締合水的鍵能高，因而又解決了它的水溶性，決定了它抗鹽、抗鈣、降低高溫高壓降失水量的作用。磺化酚醛樹脂作為深井泥漿處理劑,具有高溫高壓降失水好、抗鹽、抗鈣好，降低泥餅磨擦系數等良好性能，對於鞏固井壁，防塌、防卡具有重要作用。建議加量1-3%。理 化 指 標項 目 指 標 SMP-I干劑 SMP-II干劑外觀 自由活動的粉末 10%的水溶液顏色為棕色 自由活動的粉末 10%的水溶液顏色為棕紅色干基含量， % ≧90．0 ≧90.0 水不溶物， % ≦10.0 ≦8.0 動力粘度，MPa.s - - 濁點鹽度（以CL-計）），g/l ≧100 ≧160 表觀粘度，MPa.s ≦25 ≦50.0 高溫高壓濾失量 ≦25 ≦35。
15、水解聚丙烯腈一銨鹽：
（1）、產品名稱 代號：NH4-HPAN。 執行標准：Q/CNPC89-2003 （2）、產品性能
本品為淡黃色粉末，可溶於水，水溶液呈中性，用 作鑽井液處理劑具有良好的抑制性和降濾失性能，同時還有一定的降粘能力，能有效的防止井壁坍塌，減少井下復雜情況，可用於陰離子型和兩性離子型水基鑽井液體系。 （3）、使用方法
本品可根據現場需要直接加入鑽井液中也可配成 1%一3%的膠液加入。常規加量為0．5%-1．5%。 16、兩性離子聚合物強包被劑FA367
（1）、 產品簡介：兩性離子聚合物強包被劑FA367是在分子中引入陽離子、陰離子、和非離子基團的線性大聚合物，其外觀為灰黃色粉末，溶於水，水溶液為粘稠狀液體。 （2）、性能用途：由於該產品將陰、陽、非離子基團引在同一個分子鏈上，與陰離子型多元共聚物相比，由於分子中含有陽離子基團，具有良好的防塌和抑制粘土水化分散能力，在抗溫方面，其性能也有所提高。適用於陰離子和陽離子型鑽井液體系，與其他陰陽離子型處理劑均有良好的配伍性。該產品用於鑽井液主要起抑制岩屑分散和增加鑽井液粘度的作用，其包被抑制能力相當強，因而具有較強的抗岩粉污染的容載能力，受岩粉污染後凈化處理容易，可以減少體系中的亞微米顆粒含量，有利於提高機械鑽速和保護產層。本產品使用時先配成0.5%-2%的膠液，然後再加入鑽井液中。與XY-27型降粘劑配和使用，可大幅度降低鑽井泥漿成本，提高綜合經濟效益。理化性能項 目 指 標水分 ≦9.0 細度（篩孔￠0.900mm篩余物），% ≦15.0 表觀粘度（1%水溶液），MPa.s ≧30 PH值 7.5-9.0 鑽井液性能指標項 目 表觀粘度 MPa.s 塑性粘度 MPa.s 濾失量 Ml 4%膨潤土泥漿 淡水基漿 8-10 3-5 22-26 淡水基漿中加2.0%g/L樣品 ≧25 ≧8 ≦15 15%膨潤土復合泥漿 基漿 4-6 2-4 52-58 基漿中加7.0%g/L樣品 ≧15 ≧10 ≦10 抑制膨潤土分散指標項 目 160℃熱滾後表觀粘度上升率% 基漿+20個膨潤土 450-700 基漿+試樣+20g膨潤土 ≦250
17、隨鑽801堵漏劑
（1）、特徵：本品為灰白色粉末，水溶解後成膠連狀。
（2）、質量指標項目：水份% PH值 細度（過20目標准篩%） 外觀 標准 ≤15 9±0.5 100 灰色自由流動的顆粒粉末不結塊 堵漏性能性能 塑性粘度mPa.s 動切力Pa 粘附力mPa 標准 ≥12 ≥3 ≥0.16 用途適用於多種復雜的漏失岩層：大、小裂隙和溶洞的嚴重漏失，可與其它架橋堵漏劑及惰性材料聯合使用。 使用方法及加量將801堵漏劑直接摻入到鑽井液中攪拌均勻形成網狀結構，然後開泵送入鑽孔中進行循環堵漏，一般30分鍾見效，加量為1-3%。
18、兩性離子聚合物稀釋劑XY-27 （1）、產品性能及用途
有多種陰離子、非離子官司能團與有機陽離子單體共聚而成的復合離子型低他子水溶性聚合
物。具有較高的降粘切作用及抑制頁岩膨脹能力。能有效降低水眼粘度，對穩定井壁、防止地層污染、提高鑽井速度有明顯效果。既適應於分散型泥漿體系，又適應於聚合物泥漿，是抑制低固相不分散泥漿理想的降粘劑。推薦加量為0.3%—0.7%。
㈥ 塔北主要油區油氣層保護技術
靳書波
（西北石油局規劃設計研究院 烏魯木齊市北京北路2號 830011）
摘要在鑽井、完井、修井等作業過程中，都會對油氣層造成不同程度的傷害。本文分析了塔北地區的油氣層保護現狀和存在問題，提出了我局在鑽井、完井、修井作業中的保護油氣層的技術措施及配套工藝。著重介紹了屏蔽暫堵技術、低傷害修井液技術。
關鍵詞儲層傷害堵塞比油氣層保護屏蔽暫堵技術低傷害修井液
油氣層保護是一項系統工程，它涉及到所有井下作業環節。油氣層保護技術涉及多學科、多專業、多部門，貫穿整個油氣勘探、開發過程，科學研究和生產實踐證明，鑽井、完井、試油、儲層改造、修井等各項作業都可能不同程度地造成儲層傷害。要減少各項作業對油氣層的傷害，就必須加強油氣層保護及配套工藝技術的研究，以便提高油氣採收率，達到增產目的。
1塔北地區儲層傷害現狀
1.1鑽井過程中對儲層的傷害
我局在塔北地區已完鑽的近200口井，從一部分井的測試資料中看出，大多數井的儲層在不同程度受到污染，並且部分井的傷害程度還比較嚴重，主要表現在以下幾個方面。
首先是在鑽井完井過程中，儲層在正壓差作用下，鑽井完井液的濾液和固相顆粒侵入地層，造成了固相堵塞、粘土水化、無機鹽和處理劑的沉澱、水鎖反應等問題。一部分井不同程度地發生漏失，如巴參1井、沙46井、沙47井、沙48井、A4井都是漏失比較嚴重的井，漏失量均超過300m3以上，除沙48井外，其它表皮系數、堵塞比附加壓降都比較大，說明漏失對儲層傷害是很嚴重的。
其次是浸泡時間的長短，對儲層傷害程度不同，時間越長傷害越大，如DK2井和DK4井在同一構造、同一儲層，使用同一體系鑽井完井液，但浸泡時間不同，DK2井從揭開油氣層到封固油氣層用了7天，而DK4井因在下尾管作業中三起三下，用了18天。完井測試中的傷害程度卻截然不同，DK2井的表皮系數為－3.02，而DK4井的表皮系數則為5.24。從中可以看出完井作業不及時，同樣會給儲層造成比較嚴重的傷害。
1.2完井作業對儲層的傷害
完井過程中的固井往往對油氣層造成了傷害。我局在塔北地區的固井作業對油氣層傷害主要存在以下幾個問題：一是固井質量不穩定。二是大部分井的水泥漿濾失量偏大，均在150ml左右，加上水泥漿濾失量含有各種離子和高鹼性的濾液（pH值一般為11.5～12）進入地層後，加速了粘土礦物的解理、分散、運移，並形成毛細管阻力，降低了油氣層的滲透率，從而傷害地層。三是儲層壓力衰減比較快，水泥漿在高壓差作用下，產生滲透性漏失，造成儲層永久性傷害，地層滲漏主要表現在回接處無水泥，造成回接筒出水等現象。
完井射孔作業中射孔液一般採用泥漿，它使給儲集層產生第二次傷害。
1.3修井作業對儲層的傷害
修井作業對油氣層的保護工作起步比較晚。修井作業對儲層的傷害是十分嚴重的。從近幾年修井資料看，修井液對油氣層產生的傷害主要為以下幾種情況：
（1）目前西達里亞油田、阿克庫勒油田的油層壓力系數都較低，大部分井在1.0左右，最小的只有0.94(DK9井），而其修井液密度過大，一般都在1.03～1.15g/cm3不等。所以在修井過程中漏失現象相當嚴重（表1列舉部分井漏失量），有些井洗井時建立不了循環（沙28井用1.20g/cm3CaCl2水溶液洗井不見液面），沙35井1997年8月在施工中只要井口不見液面，採用漏多少補多少，多次重復進行，這將會給儲層造成嚴重傷害。
表1修井過程修井液漏失情況Table1The instance of lost circulation in workover process
(2）一些井修井施工周期太長，一般井均在一個月左右，個別井如：DK1井、DK9井、沙28井、沙29等井，將近一年或超過一年。儲層在低劣的修井液中浸泡近一年時間，給儲層造成的傷害是無法估量的。以DK9井為例，DK9井1994年完井地層測試的結果，其表皮系數為－4.36，滲透率為16.86，堵塞比為0.857，附加壓降為－2.70MPa，而在修井後1997年測得滲透率為11.4，表皮系數為6.68。
（3）修井液所採用的地層水、油田水、地表水、CaCl2中含有大量雜質，加上循環罐、油管等都攜帶著雜物，不經過濾循環洗井，後帶入地層造成堵塞，這些水的礦化度高低不同。將給儲層造成水敏、鹼敏、鹽敏等傷害。
修井作業中存在不同程度的傷害，故造成修井後出現以下幾個問題：首先是一些自噴井修井後油氣產能下降；其次是一些自噴井或具自噴能力的井修井後反而停噴，例如沙28井、沙29井；再就是一些井修井後原油含水量增加，例如DK9井修井前平均含水32.6％，修井後含水率大於90％。這些問題都說明在修井過程中的儲層的保護，是一項迫在眉睫的工作。
2油氣層保護技術措施及效果
2.1鑽井過程中油氣層保護技術措施及效果
鑽井過程中，首先是採用隨鑽檢測地層壓力，開展平衡鑽井。通過「八五」科技攻關，針對鑽井工作中壓差、鑽井液類型及性能、鑽速和浸泡時間。諸因素對儲層的傷害，進行了暫堵技術的研究與應用，1998年又實施負壓鑽井技術。
2.1.1工程設計
保護油氣層工作首先應從工程設計做起，有一個合理的鑽井工程設計，才能有效地降低儲層傷害。
（1）建立合理的地層壓力剖面。
（2）選擇合理的井身結構。
（3）針對油氣層類型及特徵，優選鑽井液體系及配方等。
（4）設計合理的鑽井速度，縮短油氣層浸泡時間。
（5）制定施工作業標准和保護油氣層措施。
2.1.2鑽井施工
實現近平衡鑽井，降低井底壓差。這樣不僅可以降低壓差而減少濾液和固相侵入地層，而且可以因井底壓持效應小而提高機械鑽速。再者，還可以減少井漏、粘附卡鑽等井下復雜事故的發生，間接減少油氣層的浸泡時間。目前在鑽井過程中主要採用一種「壓而不死、活而不噴」的原則。一些低壓地層和極易漏地層採用欠平衡（負壓）鑽井。
鑽井施工中採用了以下幾項合理的配套工藝技術。
（1）隨鑽檢測地層壓力、隨時控制鑽井液密度。
（2）鑽井液工藝技術是油氣儲集層保護的重中之重，主要採用屏蔽暫堵技術。
（3）固相控制技術是將循環液中的固相顆粒降至最低，必須配備齊全的固控設備，保證四級固控，將含砂量控制在0.15％以下。
（4）提高時效，降低浸泡時間。
2.1.3屏蔽暫堵技術
該項技術的要點是利用鑽井液中已有固相粒子對油氣儲層的堵塞規律，人為地在鑽井液中加入一些與油氣儲層孔喉相匹配的架橋粒子。填充粒子和可變形的封堵粒子，使這些粒子能快速地在井壁周圍10cm以內形成有效的，滲透率幾乎為零的屏蔽環，阻止鑽井液中的固相和液相進一步侵入油氣層。
屏蔽暫堵技術有以下特點：①這項技術成本低，工藝簡單，對鑽井液和鑽井工藝無任何特殊要求，主要適用於塔北的三疊系、石炭系砂岩油氣層。②該技術是把鑽井時造成油氣層傷害的正壓差轉化為油氣層保護的有利因素。為了保證能在較短時間內在近井壁形成滲透率極低的屏蔽環，就需要一個較大的正壓差。隨著正壓差的增大而屏蔽環的滲透率就會下降，就會降低繼續侵入儲層的機會。③反排時油氣層滲透率的恢復值很高，可達80％以上。④可消除固井水泥漿對儲層的傷害，提高固井質量，同時降低射孔液對地層的傷害。該項技術的關鍵在於必須搞清儲層的物性，這樣才能合理選擇加入鑽井液中的橋堵粒子及其粒徑。
「八五」期間，我局與德州鑽井研究所一同對塔北儲層物性進行研究，通過岩心傷害試驗、電鏡觀察和室內試驗，對各處理劑進行篩選，選擇了符合塔北儲層粒徑分布特點的橋堵劑——JHY油溶性樹脂，研製出YK－Ⅰ型鑽井完井液，在此基礎上，加大對泥頁岩的抑制能力，研製出YK－Ⅱ型鑽井完井液。YK型鑽井完井液從1992年首先在DK2井進行現場試驗，後又相繼在DK4井、DK5井進一步試驗，效果明顯。試驗井與一般井的效果見表2。
我局在塔北地區使用的鑽井液多數為鉀基聚合物體系，坂土含量相對較高，粘土顆粒易進入油氣層，堵塞流通孔道，使油氣流動阻力增加，造成儲層微粒運移，同時該體系抑制水化膨脹、分散的能力不夠強，故選擇YK-I型鑽井液作為打開油氣層的工作液。該鑽井完井液是在原三開所用鑽井液配方的基礎上進行改造而成，改造工藝簡單：先將原用的鉀基聚合物鑽井液性能進行調整，將其坂土含降至40kg/m3以下，將0.75％～1.0%JHY油溶樹脂與0.02%OP-21均勻分散在鑽井液中，調節各項性能，達到鑽井要求後，在打開油氣層前5m均勻混入井內循環，打開油氣層後即可在井壁形成屏蔽層。1993年又針對YK-I型鑽井完井液抑制性不夠強的問題，在原有基礎上改造成YK－Ⅱ型鑽井完井液，主要增加了NW-1小陽離子和改用KOH調節pH值，增強整個體系的抑制能力。
YK改型鑽井完井液的運用有效地保護了油氣層，取得了較好的效果。測試資料表明，測試見油快，採油生產時間長，表皮系數小，堵塞比小。後來又在該體系中引入單項壓力封閉劑，以解決滲漏問題。同時該體系各處理劑配伍性好，橋堵劑對鑽井完井液性能基本無影響，性能穩定，起到了保護油氣層的目的。
表2塔北地區部分鑽井完井液類型及使用效果Table2The types of well completion fluid and its effect in Tabei area
2.1.4負壓鑽井技術
負壓鑽井技術具有以下特點：①使用低密度鑽井液，其液柱壓力小於地層壓力，可以阻止濾液和固相進入油氣層。②能有效地開發低壓、低滲透及縫洞性儲層。③能安全地鑽過漏失層和嚴重水敏性地層。我局於1998年在A2井（T401井）四開井段採用了負壓鑽井技術。鄰近4口井測試資料表明，A2井實施負壓鑽井技術對減少油氣儲層傷害起到了良好的效果（表3）。採用常規鑽井技術的井都不同程度地發生了漏失，污染都嚴重。所以採用負壓鑽井技術對塔河油田碳酸岩鹽儲層保護將會起到有利的作用，值得推廣與應用。
表3 A2井與鄰井地層測試對比 表中數據均來源於DSr測試報告。
上述各技術措施的實施，基本上解決了鑽井過程中的儲層傷害問題，達到了保護儲層的目的。
2.2固井作業中油氣層保護技術措施
固井作業中儲層保護，主要從提高固井質量，調節合理的固井壓差，降低固井濾失量，提高頂替效率等方面著手。首先要選擇優質的原材料，要求水泥純度高，與外加劑相溶性好。施工中保證水泥漿的各性能穩定，密度均勻、量足，施工過程中連慣性好，加強各環節的配合，確保固井施工順利進行。
實行合理壓差固井，避免壓差過大造成地層壓漏，使水泥漿進入油氣層造成永久性堵塞；壓差過小則會造成候凝期間竄槽或井噴，水泥漿失重而引起油、氣、水串通。針對塔北的高滲性儲層，在「八五」期間我局研究並實施了低密度固井技術，但在施工中還存在一些問題，沒有得到更好解決，有待今後進一步的研究，加以完善。
要嚴格控制水泥漿濾失量。在固井作業中應使用高效降濾失劑，應把濾失量控制在65ml/30min以下。
2.3修井作業油氣層保護技術措施及效果
在修井過程中，隨著修井液進入井內，必然會造成一定的儲層傷害。有時因為修井作業引起的儲層傷害導致修井失敗，甚至使油氣井生產狀況更加惡化。我局就存在此類情況，因此必須重視修井給儲層造成傷害的問題，採取適當的防範措施。
首先應從修井液密度入手，在修井前應對地層進行測試，求取准確的地層壓力，設計合理的修井液密度和修井液類型。目前主要使用水基修井液。主要選擇鹽水聚合物修井液和聚合物低固相修井液，低固相主要是一些橋堵劑——油溶樹脂、酸溶樹脂。用不同的鹽提高修井液的密度，選擇聚合物提高修井液的粘、切，確保井眼清潔。隨著修井液技術的發展，1998年初開始引用低傷害修井液技術。該項技術適合塔北油氣田的滲透性好，壓力低，漏失嚴重的地層。該項技術原理是：在修井液體系中加入有粒度與儲層孔喉相匹配油溶性暫堵劑，在一定壓差作用下，暫堵劑於地層孔隙入口處和射孔炮眼表面形成一層薄而低滲透性的屏蔽環帶，從而有效地阻止修井液進一步侵入儲層。當作業完成，油氣井投入正常生產後，油溶性暫堵劑在反向壓力的作用下，一部分被沖出孔隙，另一部分被地層產出油溶解而使儲層滲透性得以恢復，從而達到保護油氣層的目的。
該項技術的要點是選擇合理的暫堵劑。暫堵劑在室溫下可溶於原油中，其溶解度可達90％以上，粒徑在2.5～101μm的廣闊分布，有一個平穩變化的分布曲線，其粒級選配有利於實現橋堵。選用YR-01作暫堵劑。要求分散劑有效添加量少，與各種鹽水和地層水相配伍；在地層溫度下不產生沉澱，且溶點高於地層溫度；選用HR水溶性的非離子表面活性劑作分散劑。選用HEC作增粘劑，它具有優良的抗鹽性，在濃度較高的鹽溶液中仍具有良好的增稠能力。此外，HEC不用藉助任何溶劑即可在水中迅速分散增粘。該項技術於1998年在DK6、AN1井修井施工中運用，在施工過程中安全、高效，採油過程中無水期長，與在同一構造的S56井採用一般的修井液相比，採油過程中原油含水低，其效果顯著。
修井工藝不當不但會造成修井失敗，而且會引起儲集層的傷害，因此要選擇合理的修井工藝。首先應搞清楚修井的目的，優化修井設計，選擇合理施工措施，修井參數，使修井後解放油氣層，達到增產目的。
1998年初，我局對無傷害修井技術進行調研立項，現已到現場實施階段。該項技術主要針對修井作業對儲層傷害問題，提出一套無傷害的修井技術——不壓井修井技術。該項技術效益高，符合油氣層保護系統工程所要求的鑽井、完井及開采全過程實施保護的原則。
3認識及建議
目前我局在降低油氣層傷害方面採取了一系列措施，已開展的項目有平衡和欠平衡鑽井技術、屏蔽暫堵技術、負壓射孔工藝技術、無固相修井液技術等，通過這些技術的實驗與應用取得了以下的認識。
（1）針對塔北地區三疊系、石炭系砂岩儲層孔滲性好，今後鑽井採用屏蔽暫堵技術；奧陶系碳酸鹽岩地層孔、洞、縫發育帶，易發生漏失，鑽井應採用負壓鑽井技術。
（2）油層套管固井水泥漿濾失量控制在50～65ml/30min。水泥漿密度要均勻，上下幅度應保持在0.03g/cm3以內，同時提高頂替效率，提高固井質量。
（3）射孔作業要採用陽離子有機聚合物射孔液，在堵塞嚴重的井採用低濃度酸液射孔液，同時選擇負壓射孔技術和引進新型超正壓射孔技術。
（4）修井作業中採用鹽水聚合物修井液和聚合物低固相暫堵型修井液。
（5）通過污染程度的研究，採取相應的解堵技術措施，將一些「死井」挽救出來，重新發揮作用。
通過以上的技術措施的實施，基本上可以達到保護油氣層的目的。但目前對油氣層保護監測方面的工作做的還很不夠，特別是修井液對儲層傷害程度無任何測試資料，對今後保護油氣層的研究工作很不利，建議從以下幾個方面加強工作。
（1）首先要建立一套完整的油氣層保護基礎資料庫，建立油氣層保護實驗室。
（2）在我局各工區選擇典型井，在修井施工前後，進行試井測試，取得修井液對產層傷害的第一手資料，根據這些資料，進行保護油氣層的技術研究。
（3）針對塔河油田碳酸鹽岩地層固井易漏，應加強低密度泡沫水泥漿固井工藝技術的研究。
（4）修井施工中應防止修井液的漏失，選擇合理的修井方案，引進國內其它油田先進修井技術，採用低傷害的修井液進行修井作業。
（5）應加強採油過程中的油氣層保護技術研究，尋求適合該油田採油作業保護油氣層技術。
（6）應對採油工程中入井液的標准規范研究，加強地層傷害診斷軟體系統的研究與開發。
（7）應進行油氣層傷害的系統評價的研究，及時組織有關技術人員根據測井和測試資料的油氣層損害程度，研究分析油氣層損害的原因，及各項作業措施的科學性、針對性、合理性和可操作性，提出以後施工中的保護油氣層的技術措施。
參考文獻
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Protecting techniques for oil and gas layers in Tarim
Jin Shubo
(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology，Ürümqi 830011)
Abstract:This paper analyzes oil-gas layer protecting actuality and problems in Northerm Tarim basin,putsforward the techniques and related in drilling, completion and workover.
Key words:oil and gas layer protection
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硝基樹脂，丙烯酸樹脂，氨基樹脂
㈧ 如何提高鑽井液的抑制性
氣制油合成基鑽井液研究與應用摘要新型氣制油合成基鑽井液是一種以水滴為分散相,氣制油為連續相並添加高效乳化劑、潤濕劑、親油膠體等配製而成的乳化鑽井液。該鑽井液基液黏度低,無多環芳烴,生物降解能力強,能滿足環境保護要求。所配成的鑽井液塑性黏度小、抑制性好、潤滑性強,高溫高壓濾失量低,形成的泥餅質量好且完井時易被清除,岩心的滲透率恢復值高,儲層保護效果好。該鑽井液在渤海及印尼油田的應用效果好,在渤海油田的平均機械鑽速較常規油基鑽井液提高了30%,而在印尼油田的機械鑽速則更高。關鍵詞氣制油合成基鑽井液;抑制性;潤滑性;乳化劑;環境保護;濾餅清除;防止地層損害傳統的油基鑽井液基液黏度偏高,塑性黏度高,不利於提高機械鑽速;而原來的油包水鑽井液乳化劑用量大(8%～10%),既增加了現場工作量,又使鑽井綜合成本升高,難於進入國際市場。為了提高合成基鑽井液的使用效率,研究了一套抑制性、潤滑性好,有利於提高機械鑽速,適用於鑽大斜度井、水平井及深水井,有良好的儲層保護效果,又符合環境保護要求的氣制油合成基鑽井液。[1214]1合成基鑽井液的研製1.1基液的優選通過對酯基、醚基、聚α2烯烴、線性石蠟、礦物油及氣制油等基液的理化性能分析(見表1),選擇氣制油為該鑽井液的基液。氣制油是脂肪烴,它是由C12～C26的直鏈或支鏈烷烴組成的混合物。由表1可以看出,氣制油不含芳烴,運動黏度低,B OD5相對較高,COD相對較低,滿足環境保護要求。氣制油的黏度隨溫度的變化情況見圖1。由圖1可以看出,氣制油的黏度較低,且其黏度受溫度的影響較小,適合於作該鑽井液的基液。1.2乳化劑的優選與評價選用乳化劑遵循的原則為:①HLB值為3～6;②非極性基團的截面直徑必須大於極性基團的截面直徑;③鹽類或皂類,應選用高價金屬鹽;④與油的親合力要強;⑤能較大幅度地降低界面張力;⑥抗溫能力好,在高溫下不降解,解吸不明顯;⑦選用的乳化劑要無毒或低毒。圖1氣制油的黏度隨溫度的變化情況室內對RN1、RN2、……、RN12等12種非離子表面活性劑進行了復合選擇評價,其中RN1、RN6、RN7、RN11、RN12的性能較差,而RN2、RN3、RN4、RN5、RN8、RN9、RN10的性能較好,對其進行兩兩復配,在150℃條件下熱滾16 h,測試結果見表2及圖2。從表2可以看出,效果較好的主乳化劑是RN2,輔乳化劑是RN4,其最佳復配比例是RN2∶RN4=60∶40。從圖2可以看出,RN2和RN4乳化劑總加量為3.5%時,效果最好。表2和圖2中鑽井液配方如下。1#280 mL氣制油+4%乳化劑+0.5%潤濕劑+1.5%CaO+2%有機土+120 mL(30%CaCl2)+重晶石(加重至鑽井液密度為1.2 g/cm3)1.3潤濕劑與其他處理劑優選與評價使用不同的表面活性劑作為潤濕劑,測定1#配方鑽井液性能,結果見表3。由表3可以看出,PF2WE T潤濕劑的效果最好。潤濕劑PF2W E T加量對破乳電壓的影響見圖3。由圖3可以看出,PF2W E T最佳加量為0.7%。通過實驗發現,磺化瀝青、氧化瀝青、腐植醯胺及聚合物等降濾失劑以聚合物的降濾失效果最好,其加量為1.5%～2.0%;有機土加量為2%～3%;CaO加量為2.0%,由此即可得到性能較好的鑽井液配方如下。氣制油+(3%～4%)乳化劑+0.5%潤濕劑+(1.5%～2%)CaO+2%有機土+30%CaCl2水溶液+重晶石對該配方在不同的油水比及密度下的性能進行了測定,結果見表3。從表3可以看出,該鑽井液在不同的油水比及密度為1.3～2.0 g/cm3的廣泛范圍內都具有較好的穩定性,適合於高密度鑽井作業。2合成基鑽井液性能評價2.1抗污染性鑽井液的抗污染性能見表4。由表4可知,海水侵污量達到15%時,鑽井液的破乳電壓仍然高達526 V;鑽井液受石膏侵污後,其流變性能和電穩定性變化很小,石膏侵污量為3%時,鑽井液的高溫高壓濾失量也只有3.8 mL;隨著鑽屑含量的增加,鑽井液的黏度有所增加,但增加幅度不大,說明該合成基鑽井液的抗海水、石膏、鑽屑侵污能力較強。2.2儲層保護效果在70℃、3.5 MPa、污染時間為2 h的條件下,使用密度為1.2 g/cm3的合成基鑽井液對渤海A油田儲層岩心進行污染,結果見表5。從表5可以看出,岩心的直接返排滲透率恢復值較高,均在88%以上,說明氣制油鑽井液對儲層的污染程度較小,對儲層的保護效果好。2.3生物毒性室內採用發光細菌法對合成基鑽井液的生物毒性進行了評價,結果見表6。從表6可以看出,採用的各種處理劑無毒;合成基基液自身的開口閃點高、凝固點低、類芳香烴含量低,所以該鑽井液具有較好的生物降解性,對環境的污染較小,可以在海洋及環境敏感地區使用。2.4合成基鑽井液的完井工藝研究為了防止鑽井液內濾餅損害儲層及外濾餅堵塞篩管縫隙,在完井過程中必須最大程度地清除濾餅。構成合成基鑽井液濾餅的固相成分是加重材料重晶石、有機土、鑽屑和瀝青類降濾失劑,因此濾餅的清除方法為:①用強滲透劑使整個濾餅松動;②用溶劑型有機物來溶解瀝青類降濾失劑;③用高效清洗滲透劑處理濾餅,同時加入黏土穩定劑,防止濾餅解除液進人儲層引起黏土水化膨脹傷害產層;④室內對合成基鑽井液濾餅清除液HiClear作了一系列的評價。2.4.1濾餅靜態浸泡評價在30℃、3.5 MPa和30 min的條件下,用高溫高壓鑽井液濾失裝置做出3張濾餅,然後分別用100 mL海水、油和HiClear濾餅解除液在60℃水浴中浸泡1 h。結果表明,在海水中浸泡的濾餅無明顯變化;在油中浸泡的濾餅油溶性物質被溶解、油變色;在HiClear中浸泡的濾餅鬆散並且脫落,油溶性物質被溶解,油與HiClear對比浸泡後的現象見圖4。將HiClear浸泡後的濾餅在30℃、1.0 MPa的實驗條件下,用300 mL海水做濾失速度評價,測出濾失速度為321 mL/min,在相同條件下用潔凈濾紙測得的濾失速度為900 mL/min,而用原始濾餅直接測得的濾失速度為18 mL/min;用油和海水測出的濾失速度與浸泡前的相比變化很小,都在20mL/min左右,可以看出,在靜態情況下,HiClear對濾餅的消除效果就已經較好。而在實際的應用中,對於濾餅的沖蝕是在一定的循環速度下進行,於是室內在動態情況下也作了相應的評價。2.4.2濾餅動態浸泡評價將與前面相同條件下獲得的濾餅放在60℃水浴中加熱30 min,觀察發現濾餅鬆散、開始脫落,模擬實際使用情況,以較低速度輕輕振盪燒杯30 s,濾餅大量脫落;繼續在水浴中浸泡30 min,輕輕振盪30 s後,濾餅脫落較靜態浸泡明顯,在相同情況下測出海水的濾失速率為540 mL/min,其脫落情況見圖5。2.4.3不同濃度的HiClear動態浸泡評價將在相同條件下形成的濾餅3張,分別用濃度為10%、20%和50%的HiClear水溶液進行動態浸泡。實驗結果表明:20%的HiClear水溶液就可以達到很好的濾餅清除效果,當其濃度為50%時,濾餅清除率接近100%,如圖6所示。3現場應用2005年、2008年7月使用氣制油合成基鑽井液分別在渤海及印尼成功鑽完了3口井的<215.9mm井段及一口開窗側鑽井,鑽井液性能見表7。由表7可以看出,A井的<215.9 mm井段平均機械鑽速為22.8 m/h,比A平台其它井提高了30%;印尼AC13井的<215.9 mm井段平均機械鑽速為46.9 m/h,AC203井的開窗側鑽井平均機械鑽速為48.8 m/h,都很高,井眼清潔,鑽頭水馬力高,表明氣制油合成基鑽井液具有好的流變性。油基鑽井液與合成基鑽井液的ECD對比見圖7。從圖7可以看出,用1.54 g/cm3油基鑽井液的ECD為1.638～1.667 g/cm3,而用同密度的氣制油合成基鑽井液的ECD為1.630～1.637 g/cm3,說明氣制油合成基鑽井液的循環當量密度比油基鑽井液的小。圖7氣制油合成基與油基鑽井液ECD的對比4結論11由於氣制油不含芳烴,易生物降解,生物聚積潛能低,環境友好,用其配製的合成基鑽井液能滿足環境保護要求。21氣制油合成基鑽井液的塑性黏度較低,平均機械鑽速高,縮短了純鑽時間,有利於節省總鑽井費用。31氣制油合成基鑽井液的循環當量密度比常規油基鑽井液的小,減小了鑽井施工作業時的井漏風險。41氣制油合成基鑽井液對儲層岩心污染小,其形成的泥餅容易清除,岩心滲透率恢復值大於85%,對儲層保護效果較好,投產後均獲得高產穩產,說明氣制油合成基鑽井液在渤海及印尼的應用是成功的。參考文獻[1]許明標,邢耀輝,肖興金,等.酯基鑽井液性能研究[J].油田化學,2001,18(2):1082110[2]許明標,張娜,王昌軍,等.聚α2烯烴合成基深水鑽井液體系性能研究[J].江漢石油學院學報,2004,26(4):112[3]達利H C H,格雷G R.鑽井液和完井液的組分與性能[M].石油工業出版社[4]徐同台,陳樂亮,羅平亞.深井鑽井液[M].石油工業出版社[5]黃漢仁,楊坤鵬,羅平亞.鑽井液工藝原理[M].1981年第一版[6]岳前升,舒福昌,向興金,等.合成基鑽井液的研製及其應用[J].鑽井液與完井液,2004,21(5):123[7]肖穩發,向興金,羅春芝,等.合成基鑽井液體系的室內研究[J].鑽采工藝,2000,23(3):78281[8]Kim B,Joannah E,Jo hn H,et al.New low visco sity es2ter is suitable for drilling fluids in deepwater applica2tions[R].S P E 66553,2001[9]Messler D,Kippie D,Webb T.Imp roved techniques ofdeepwater SBM displacement s:A case histo ry[R].S P E 73711,2002[10]The Top 10 Mud2Related Co ncerns In DeepwaterDrill2ing Operations[R].S P E 59019[11]Rheology of Vario us Drilling Fluid Systems U nderDeepwater Drilling Co nditions and The Importance OfAccurate Predictions of Downhole Fluid Hydraulics[R].S P E 56632[12]New Low Visco sity Ester Is Suitable for Drilling Flu2ids In Deepwater Applications[R].S P E 66553[13]Fluids for Drilling and Cementing Shallow WaterFlows[R].S P E 62957[14]Imp roved Techniques of Deepwater SBM Displace2ment s:A Case Histo ry[R].S P E 73711