㈠ 钻井液中水的活度和岩石的活度
有机盐钻井液技术
关键词 有机盐钻井液；加重材料；钻井液性能；流变性；抑制性；室内试验；机械钻速；保护油气层；腐蚀；环境；现场应用；新疆准噶尔盆地南缘。
摘 要 介绍了一种新型钻井液——有机盐钻井液的组成，部分处理剂的结构、作用机理，室内试验及在新疆准噶尔盆地南缘的现场应用情况。结果表明：该钻井液流变性好、抑制性强、造壁性好，可提高机械钻速、保护油气层、对钻具无腐蚀、对环境无污染，在现场应用，有其是在新疆准噶尔盆地南缘应用更具有广阔的前景。
一、基本概念
有机盐即有机酸盐，也就是有机酸根阴离子与金属阳离子、其它类型的阳离子所形成的盐。
本文所说有机盐，是带杂原子取代基的有机酸根阴离子与一价金属离子（钾离子、钠离子、铵离子、叔铵离子、季铵离子等）所形成的盐。该类有机盐可用一通式XmRn（COO）lMq表示，其中X为杂原子及杂原子基团，R为C0-C10的饱和烃基，COO为羧基，M为一价阳离子。其结构式可表示如下：
有机盐钻井液由有机盐水溶性加重剂Weigh2、Weigh3，降滤失剂Re 1、Re2、提切剂Visco1、Visco2、无萤光白沥青NFA-25 、包被剂IND10配制而成。其中，IND10是专门用于含低浓度有机盐 (<15%)钻井液的处理剂。
提切剂Visco1是硅酸盐矿物的改性产品，可用通式M1aM2bM3c（OH）dOe表示，M1、M2、为2、3价金属元素、M3为4价非金属元素。
提切剂Visco2是含磺酸基的聚合物经微交联合成的高分子化合物。
降滤失剂Re 1是含磺酸基的乙烯基单体、乙烯基单体与纤维素等接枝共聚而成的中小分子量聚合物。
降滤失剂Re 2是含磺酸基的乙烯基单体、乙烯基单体共聚而成的中小分子量聚合物。
包被剂IND10是乙烯基单体、含磺酸基的乙烯基单体共聚而成的较高分子量的聚合物。
二、有机盐钻井液的特点
有机盐钻井液比之普通钻井液，有以下特点：（1）固相含量低，流变性好；（2）抑制性强；（3）滤失造壁好；（4）抗温能力强；（5）保护油气层效果好；（6）对金属无腐蚀；（7）对环境无污染。
三、有机盐钻井液的作用机理
（一）有机盐钻井液的流变性
有机盐水溶性加重剂的有机酸根阴离子与单价阳离子亲水性强，在水中电离倾向大，具有超高溶解度，Weigh2在水中溶解度可达95克/100克水，Weigh3在水中溶解度可达150克/100克水。其水溶液密度较高，最高可达1.55g/cm3,用这类加重剂可配成密度高达1.55g/cm3的无固相钻井液及密度为2.50 g/cm3以上的低固相超高密度钻井液。
有机盐钻井液各组分能充分溶解于水，是由溶解规律理论决定的。电解质溶液理论指出：电解质溶液中存在几个组分时，其组分的化学势（又称化学位）随组分的活度（活度与浓度或溶解度成正比）的变化而变化，即：μi= μi°+ RT ln ai，其中μi为i组分的化学势，μi°为i组分在标准态下的化学势（为定值）（简称标准化学势），R为常数，T为绝对温度；ai为i组分的活度，ai与i组分的浓度、温度、压力有关。
化学势越高，组分的活度越高，与相关物质作用的能力越强。在有机盐钻井液中，存在着水、有机盐加重剂、其它添加剂。
1、水与各组分的相互影响：
由于各组分在水中的浓度较高，活度也较高，使得水浓度大大降低，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、各组分之间的相互影响：
再提高。Max（ai）比单溶质的ai要大，这就是各组分相互增溶，并能充分溶解，充分发挥作用的原因。这种原理决定了各组分溶解过程是协同过程，而不是反协同过程。结果是：各组分最大限度地溶解成溶液，形成无固相高密度溶液。由μi= μi°+ RT ln ai还可知温度升高，有利于μi的提高， ai的提高有更大的余地，在温度高时，其浓度与溶解度可提高。
有机盐加重剂溶于水后形成的较高密度溶液，为无固相、低固相、高密度且具有优良流变性钻井液的配制打下了良好的基础，这种溶液中配入各种流变性调节剂可配成流变性优良的钻井液。
通过往有机盐加重剂溶液中加入提切剂Visco1、Visco2来调整流变性。
Visco1在水中溶解后可形成空间网状结构，提高钻井液的悬浮携砂能力。Visco1溶于水后所成胶体颗粒不带电，因此其在高浓度有机盐溶液中仍能保持较高切力。
Visco2为抗盐聚合物的微交联产品，在有机盐溶液中可形成空间网状结构，改善有机盐溶液的悬浮能力。
（二）有机盐钻井液的抑制性
1、井壁、钻屑、粘土颗粒在有机盐钻井液中浸泡时的水化应力为：
τ水化= 4.61T ln（a水/a岩）
T为绝对温度，a水为钻井液中水的活度，a岩为岩石（钻屑、井壁、粘土颗粒）的活度。
由上式可见a水越小，τ水化越小。试验测定不同种类盐（或处理剂）的饱和溶液中的a水值如下：
溶液 纯水 饱和Nacl溶液 饱和Kcl溶液 饱和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 饱和甲酸钠溶液 饱和甲酸钾溶液 饱和Weigh2溶液 饱和Weigh3溶液
a水值 0.30 0.20 0.15 0.09
由上表可知Weigh2、Weigh3饱和溶液的a水值极小。因此在有机盐钻井液中，井壁、钻屑、粘土颗粒的水化应力τ水化比在其它钻井液中小得多，其结果是在有机盐钻井液中，井壁稳定、钻屑、粘土不分散、不膨胀。另外由于钻井液中水的活度远比岩石中水的活度小得多，岩石中的水将渗流入钻井液，钻井液中的水不会渗流入岩石，这有利于井壁稳定及钻屑、粘土的不分散。
2、有机盐溶液中电离出的大量的阳离子K+、NH4+、[NHxR4-x] +（x=1~ 4）可通过静电引力吸附进入粘土晶格（尤其是蒙脱石晶格中），抑制黏土表面水化及渗透水化膨胀；
3、有机酸根阴离子XmRn（COO）lq-可吸附在带负电的粘土边面上，抑制其水化分散；
4、有机盐阴、阳离子对粘土颗粒的吸附扩散双电层具有较强的压缩作用，从而较强地抑制粘土分散。
5、由于有机盐钻井液中含有较高浓度的电解质，使得侵入其中的盐、钙物质难于溶解，其抗盐钙污染能力很强。
（三）有机盐钻井液的抗温性能
钻井液的抗温性能是由其处理剂的抗温能力决定的。常规水基钻井液处理剂中，生物聚合物Xc类最高使用温度，只能达到110℃，纤维素类、淀粉类最高使用温度多数为120℃（少数达140℃），聚合物类也大多数只能在150℃以下使用；磺化类处理剂（磺化沥青、SMP、SPNH等）最高使用温度为180℃。所以现有水基钻井液难于在200℃使用，必须选择新的体系解决此问题。
有机盐钻井液在抗温方面有其独特的优点。钻井液处理剂的高温失效主要是由于处理剂在高温下降解所致。该降解反应主要是有机处理剂分子链在高温下氧化断链所致。在常规水基钻井液中，水中溶解氧在高温下活性异常高，氧化能力较强，可使有机处理剂氧化降解。这就是大多数处理剂难以抗180℃以上高温的原因。有机盐钻井液中，情况就迥然不同。两种水溶性加重剂皆含有大量的有机酸根XmRn(COO)lq-阴离子，该阴离子含有较多的还原性基团，可除掉钻井液中的溶解氧，使其它常规水中可降解的处理剂不发生降解反应，有效地保护了各种处理剂，使其可在超高温度（200℃）下稳定发挥作用。
有机盐钻井液抗高温机理分析如下：
在普通水基聚磺钻井液中，在高温下其中的溶解氧变得氧化性更强，使有机高分子链断链、降解、失去效能。反应如下：
反应（1）
但在有机盐钻井液中，情况就大不相同。有机盐钻井液中含有高浓度的XmRn(COO)lq-基团，XmRn(COO) lq-具有较强的还原性，可除掉钻井液中的溶解氧。这是由下述反应的电位决定的：
反应（2）
反应（3） 4_q
E2、E3为氧化还原电位 。E越高，氧化性越强，E越低，还原性越强。由于E3< E2,所以有机盐阴离子可很快除掉钻井液中的溶解氧，使得反应（1）不能进行，使得高分子处理剂不断链、不降解。有效地保护了这些处理剂，使其效能即使在高温下（200℃的情况）也能长时间充分发挥。
有机盐钻井液处理剂中，有机酸根阴离子只有少量用于除去溶解氧外，其它在高温下分子结构不发生任何变化，就是用于除去溶解氧的这极小量的有机酸根，也变成分子量稍小的有机酸根，对钻井液性能无影响。
有机盐钻井液中，其它处理剂的抗温情况如下：提切剂Visco 1为硅酸盐矿物的改性产品（可用通式M1aM2bM3c(OH)dOe表示，M1、M2、M3为2、3、4价元素），在水中抗温可达200℃以上；
提切剂Visco2为抗盐聚合物的微交联产品，在水中溶解后可形成空间网状结构，在水中可抗温至140℃，在有机盐溶液中可抗温至200℃。
降滤失剂Re1、Re2为线性中小分子量抗盐聚合物，Re1分子主链中以C-C键为主，但也有少量C-O键，Re1可抗温至130℃，但在有机盐溶液中可抗温至200℃。Re2分子主链上全为C-C键，其在水中抗温可达180℃，在有机盐溶液中可抗温至200℃以上。Re1、Re2的主要区别为Re1用量少，Re2用量多。
无萤光白沥青NFA-25为采用无萤光具有软化点的油溶性物质水溶化工艺生产的防塌剂，也可作油层保护剂。其主要由碳碳键组成，也有少量C-N、C-O键。其在水中可抗温至150℃，在有机盐溶液中可抗温至200℃以上。
包被剂IND10为抗盐单体聚合而成的高分子量聚合物，其主链由C-C键组成，在水中可抗温至150℃，在有机盐溶液中可抗温至200℃以上。
（四）有机盐钻井液的滤失造壁性
有机盐钻井液体系中的降滤失剂Re1、无萤光白沥青NFA-25可有效降低滤失量、改善泥饼质量，可形成薄而韧的泥饼，NFA-25中油溶组分可在压力温梯下发生塑性形变，进入地层微裂缝，起到封堵、防塌的作用。
四、有机盐钻井液性能室内试验
（一）有机盐钻井液的基本性能
浆1：水 + 0.3%Na2CO3 + 2%Re1 + 3%NFA-25 + 25%Weigh2 + 4%Visco1
浆2：水 + 0.3%Na2CO3 +0.1%Xc + 1%Re1 + 1.0%NPAN + 50%Weigh2 + 75%Weigh3 + 2%NFA-25 + 4%Visco1
浆3：水 + 0.3%Na2CO3 +0.1%Xc + 1%Re1 + 1.5%NPAN + 150%Weigh3 + 2%NFA-25 + 4%Visco1
浆4：水 + 0.3%Na2CO3 + 1.2%Re1 + 0.1%Xc + 1.5%NPAN + 150%Weigh3 + 2%NFA-25 + 4%Visco1 + 铁矿粉
浆5：水 + 0.3%Na2CO3 + 1.0%Re1 + 0.5%NPAN + 0.05%Xc + 150%Weigh3 + 2%NFA-25 + 1%Visco1 + 铁矿粉
浆6：水 + 0.3%Na2CO3 + 10%高岭土 + 0.6% Visco2 + 5%Re2 + 100%Weigh3
以下各浆的基本性能见表一
表一
序号 γ(g/cm3) PH AV
(mPa·S) PV
(mPa·S) YP
(Pa) G10"
( Pa) G10'
( Pa) FL
(ml) HTHPFL(ml)
(150℃,3.5MPa)
浆1 1.18 9.0 45.5 31.0 13.5 2.5 3.0 3.2 15.4
浆2 1.45 9.0 32.5 25.0 7.5 1.0 3.0 1.5 14.0
浆3 1.55 9.0 40.0 31.0 9.0 1.0 1.5 0.8 12.0
浆4 2.46 9.0 118.0 109.0 9.0 2.0 6.0 1.0 18.0
浆5 2.60 9.0 124.0 109.0 15.0 2.0 5.0 1.0 16.0
浆6 1.46 9.0 50.5 36.0 14.0 1.0 2.5 0.5 13.0
可见有机盐钻井液基本性能良好，可较好地满足钻井工程的需要。
（二）有机盐钻井液的抗温性能
浆1—浆5在150℃热滚16小时后性能见表二
表二
序号 γ(g/cm3) PH AV
(mPa·S) PV
(mPa·S) YP
(Pa) G10"
( Pa) G10'
( Pa) FL
(ml) HTHPFL(ml)
(150℃,3.5MPa)
浆1 1.18 9.0 49.0 26.0 23.0 2.0 2.5 4.0 18.0
浆2 1.45 9.0 35.0 26.0 9.0 1.0 2.5 2.0 16.0
浆3 1.55 9.0 32.5 25.0 7.5 1.0 1.5 1.2 13.0
浆4 2.46 9.0 121.0 114.0 7.0 1.5 2.0 0.8 17.0
浆5 2.60 9.0 96.5 63.0 13.5 1.0 4.5 1.0 18.5
浆6在200℃热滚16小时后性能见表三
表三
序号 γ(g/cm3) PH AV
(mPa·S) PV
(mPa·S) YP
(Pa) G10"
( Pa) G10'
( Pa) FL
(ml) HTHPFL(ml)
(200℃,3.5MPa)
浆6 1.46 9.0 40.5 21.0 8.0 1.0 1.5 1.0 18.5
这些数据验证了有机盐钻井液优良的抗温性能（可抗200℃高温）。
（三）有机盐钻井液的抗搬土污染性能
表一中浆2、浆4、浆5加入5%夏子街土，150℃热滚16小时后性能见表四
表四
序号 γ(g/cm3) PH AV
(mPa·S) PV
(mPa·S) YP
(Pa) G10"
( Pa) G10'
( Pa) FL
(ml) HTHPFL(ml)
(150℃,3.5MPa)
浆2 1.46 9.0 34.0 26.0 8.0 1.0 3.0 1.0 15.0
浆4 2.46 9.0 122.0 110.0 12.0 2.0 6.0 0.6 17.0
浆5 2.60 9.0 130.0 116.0 14.0 1.5 2.5 0.5 15.0
由上表可见有机盐钻井液抗搬土污染能力较强。
（四）有机盐钻井液的抗盐污染性能
表一中浆2、浆4、浆5各加入4%NaCL后150℃热滚16小时后性能见表五
表五
序号 γ(g/cm3) PH AV
(mPa·S) PV
(mPa·S) YP
(Pa) G10"
( Pa) G10'
( Pa) FL
(ml) HTHPFL(ml)
(150℃,3.5MPa)
浆2 1.46 9.0 32.0 25.0 7.0 1.0 2.0 1.5 16.0
浆4 2.46 9.0 120.0 111.0 9.0 2.0 5.0 1.0 16.5
浆5 2.60 9.0 128.0 112.0 16.0 1.0 2.0 0.5 15.0
由上表可见，有机盐钻井液抗盐污染能力较强。
（五）有机盐钻井液的抗石膏污染性能
表一中浆2、浆4、浆5各加入1%CaSO4后150℃热滚16小时后性能见表六
表六
序号 γ(g/cm3) PH AV
(mPa·S) PV
(mPa·S) YP
(Pa) G10"
( Pa) G10'
( Pa) FL
(ml) HTHPFL(ml)
(150℃,3.5MPa)
浆2 1.45 9.0 31.0 25.0 6.0 1.0 2.5 1.0 14.0
浆4 2.46 9.0 120.0 109.0 11.0 2.0 3.0 1.0 17.0
浆5 2.60 9.0 121.0 111.0 10.0 2.0 4.0 0.6 14.5
由上表可见在较高浓度石膏污染后，有机盐钻井液流变性及滤失造壁性仍保持良好且稳定。
（六）有机盐钻井液的钻屑回收率试验结果
表一中浆2、浆4、浆5各加入准噶尔盆地南缘西四井安集海河组钻屑（此钻屑蒙脱石含量在40%以上，极易水化分散）。
钻屑回收率数据如下：
序号 钻屑回收率
浆2 93.6%
浆4 96.0%
浆5 95.3%
由此可见，有机盐钻井液抑制钻屑分散性能很强。
（七）有机盐钻井液的储层保护数见有机盐钻井液油层保护实验数据总结
有机盐钻井液油层保护实验数据总结
配方号 层位 井深 岩芯号 岩芯
长度 岩芯
直径 污染前压力 污染后压力 污染前渗透率 污染后渗透率 渗透率恢复值
有机盐泥浆 三叠系 4796.25 LN2-4-J2-72 2.958 2.500 0.096 0.113 18.84 16.01 84.98
侏罗系 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
聚磺泥浆 三叠系 4796.06 LN2-4-J2-70 3.000 2.508 0.08 0.094 22.78 19.39 85.12
侏罗系 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
聚磺泥浆滤液 三叠系 4748.49 LN2-4-J2-37 3.038 2.488 0.043 0.096 43.62 19.54 44.80
有机盐泥浆滤液 三叠系 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
有机盐泥浆：3%土浆 + 0.15%NaOH + 1%Visco1 + 1.5%Re1 + 2%NFA-25 + 3%JHG + 30%Weigh2
配方1：3%搬土浆 + 0.15%NaOH + 1%Visco1 + 0.3%IND10 + 1.5%Re1 + 2%NFA-25 + 30%Weigh2
配方2：3%搬土浆 + 0.15%NaOH + 1%Visco1 + 0.3%IND10 + 1.5%Re1 + 3%NFA-25 + 30%Weigh2
可见有机盐钻井液可对油气储层实现较好的保护。
（八）有机盐钻井液对金属的腐蚀性
经中国石油天然气集团公司管材研究所检测密度为 1.55g/cm3
的Weigh3溶液对P110油管材料及NK140套管材料的腐蚀率均≈0.01mm/a（毫米/年），基本无腐蚀。
（九）有机盐钻井液对环境的影响
2001年5月—7月在塔里木东河油田DH1-8-6井使用有机盐钻井液的井浆经中油集团环境检测总站检测为无毒。
五、有机盐钻井液在现场的应用
自2000年初以来，有机盐钻井液已在新疆准噶尔盆地、塔里木盆地、吐哈油田十几口井上应用，总体来说，取得了钻井液流变性好，抑制性强，井壁稳定，井径规则，机械钻速快的良好效果。
现举例如下：
例一：有机盐钻井液在新疆准噶尔盆地57031井的应用：
井眼尺寸：Φ444.5mm x 105m + Φ241.3mm x 1265m + 215.9mm x 2365m
井身结构：Φ339.7mm x 104.12m + Φ140mm x 2364.92m
钻井液技术难点：该地区除目的层井底100—200米为短段砂泥岩外，其余为强水敏易缩径泥岩、煤层、易垮塌长段泥岩（含伊蒙混层50%以上）。
该井使用有机盐钻井液主控配方为：
水 + 0.3%Na2CO3 + 0.1%KOH + 0.7~ 1.0%Re1 + 0.1~ 0.2%IND10 + 10~ 15%Weigh2 + 2%KT-100
该井二开转化为有机盐钻井液后，钻井液性能稳定，流变性好，粘切低，滤失造壁性好（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）。机械钻速快（比同井队同期平均机械钻速提高了48%），井壁稳定，井径规则（井径平均扩大在1%以下），完井电测一次成功。
例二：有机盐钻井液在新疆准噶尔盆地南缘西五井的应用：
西五井是位于新疆准噶尔盆地南缘西湖背斜山前构造上的一口重点预探井，钻探难度极大，以前在此地区钻的数口井皆因安集海河组、紫泥泉子组地层地质情况复杂而报废，安集海河组、紫泥泉子组特殊地质情况为：受山前构造影响存在较大水平地应力，地层压力系数较高（高达2.0以上），属超高压力系统。地层为伊蒙混层（蒙脱石含量高达40%以上）（厚度大于600米），属极易水化分散地层。该井三开采用81/2"钻头在3925米进入安集海河组地层，钻穿紫泥泉子组地层最后钻达目的层东沟组地层（5200米，未穿）。该井三开采用高密度有机盐钻井液。该钻井液基本配方为：
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 + 活化铁矿粉
三开转化为有机盐钻井液后，钻井液性能稳定（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），钻速较快（比设计工期提前一个多月），井壁稳定（未出现掉块、垮塌），井径规则（三开段平均井径扩大率为2.21%）。测井数次均一次成功，并获得了良好的油气显示。这主要是由于有机盐钻井液的低固相（无固相基液密度为1.42-1.45 g/cm3，比常钻井液低13-14%固相含量（体积比））、强抑制性，改善了流变性，彻底抑制住了安集海河组、紫泥泉子组地层的造浆，解决了这一历史老大难问题。西五井钻井工程的成功，为山前构造高密度乃至超高密度钻井液提供了技术储备。
例三：有机盐钻井液在塔里木盆地东河油田DH1-8-6井的应用：该井实钻井深5950m，二开采用有机盐钻井液用216mm钻头从1500m钻至5950m。该井钻井液主要技术难题为：二开裸眼段长（1500-5950m）井底温度高（130-140℃），要求钻井液流变性、滤失造壁性、抗温性好；该区块上下第三系至白垩系地层埋藏深（5116m），且以强水敏性泥岩为主，易分散造浆，易发生缩径卡钻；侏罗系地层（5110-5500m）易发生垮塌、掉块。
该井有机盐钻井液主要配方为：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。
二开转化为有机盐钻井液后，钻井液性能稳定（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），井壁稳定。提下钻畅通无阻，电测数次均一次成功。井径规则
（平均井径扩大率为5.4%），共用58天12小时打完进尺（比同期同区块井提前一个星期多）下套管顺利，固井质量为优级。
从1892米换PDC钻头（FS2565）钻至井深5120米，进尺3228米，钻头提出完好无损，说明该钻井液有保护钻头功效。
该井钻井液经中国石油天然气集团公司环境监测总站检测其EC50值大于10000mg/l为无毒。
六、结论
1、有机盐钻井液有独特优越的流变性，动、静切力低，流变性好；
2、有机盐钻井液有极强抑制性，可有效抑制泥岩、钻屑、粘土水化
分散、膨胀；
3、有机盐钻井液滤失造壁性好；
4、有机盐钻井液对钻具无腐蚀；
5、有机盐钻井液对环境无污染；
6、有机盐钻井液保护油气层效果好。
㈡ 现在钻井液用降滤失剂主要分哪几类，请主要说出分类理由，其中淀粉类要详细说明并参照一二文献具体点。
降滤失剂为钻井液处理剂中数量与种类最大的一类。主要包括淀粉类（羧甲基淀粉，代号CMS；羟丙基淀粉，代号HPS，改性抗温淀粉，代号DFD）；纤维素类（CMC，PAC，国外的Drispac），腐殖酸类（褐煤，硝基腐植酸钠，铬腐殖酸，磺化褐煤，腐殖酸钾，等等，该类处理剂除降滤失外还具有一定程度的降粘作用）；树脂类（磺化褐煤树脂（SPNH），磺化木质素磺甲基酚醛树脂缩合物（SLSP），磺化酚醛树脂（SMP）国外的Resinex；丙烯酸类聚合物：水解聚丙烯腈及其钠盐，钾盐，铵盐等，HPAN， NaHPAN， KHPAN， NH4HPAN等； PAC-142，PAC-143等，丙烯酸盐如SK-2，SK-3等，）参考文献可见石油大学鄢捷年钻井液工艺学以及王平全老师钻井液处理剂及其作用原理一书。 http://www.docin.com/p-47951351.html等，
㈢ 钻井液降滤失剂有哪几类钻井液降滤失剂的作用机理是什么
国内使用的降滤失剂主要有如下两大类：
一、天然物的衍生物；
二、以腈纶废丝为原料的改性产品。
前者原料来源广泛，但产品在钻井液中作用单一、加入量较大，质量受原料影响，波动也较大。后者原料来源受到一定限制，产品的抗盐、抗钙等能力较差。JST501是以丙烯酰胺、丙烯磺酸钠、丙烯酸钾、丙烯酸钙为单体，在一定条件下共聚制得的产物。聚合物类是用量最大的降滤失剂之一，其发展速度较快。这类聚合物以丙烯酸、丙烯酰胺共聚物为主。腈纶废料的水解产物是一种中等分子量且价格低廉的丙烯酸多元共聚物，其成本仅相当于纯粹合成聚合物的1/3。
因此其用量在钻井液中一直占主导地位。这类产品有水解聚丙烯腈钙(CPAN)、水解聚丙烯腈钠、铵、钾盐等。磺化淀粉、褐煤、羧甲基纤维素等是最早使用的钻井液降滤失剂。
降滤失剂在钻井液工作中的四大作用：
一.护胶作用
为了形成渗透率低的泥饼，要求钻井液中粘土颗粒粒径有合适的大小分布，同时要求有较多的细颗粒。降滤失剂的护胶作用在于：
1.吸附在粘土表面形成吸附层，以阻止粘土颗粒絮凝变大。
2.能把泥浆循环系统搅拌下所拆散的细颗粒通过吸附稳定下来，不在粘结成大颗粒。这样增加了细颗粒的比例，有利于形成细致泥饼。
二.提高滤液粘度可以降低滤失量
滤失量与钻井液滤液粘度的0.5次方成反比。有机降滤失剂加入钻井液后提高了滤液粘度，使滤失量降低。
三.增加钻井液中搬土颗粒的水化程度
这样可以降低滤失量。降滤失剂吸附在钻液中的搬土颗粒上，使其水化程度增加颗粒的水化膜增厚，形成的滤饼在高压下易变形，滤饼的渗透率降低。
四.降滤失滤剂分子本身的堵孔作用
有机高分子降滤失剂的分子尺寸在胶体颗粒范围内，加入这些外处理剂后，它们一方面使分子的长链楔入滤饼的间隙中，另一方面长链子卷曲成球状，堵塞滤饼微孔隙，使滤饼薄而细致，从而降低滤失量。
㈣ 水平井钻井液的应用有哪些 有没有人知道
无固相钻井液在水平井中的应用
摘 要：本文介绍了无固相钻井液体系在胜利油田水平井中的应用，室内试验和现场应用表明无固相钻井液体系由于无固相钻井液固相含量低，滤液抑制性强、钻井液性能优良，能够满足水平井钻井施工及其它相关工作的要求，油层保护保护效果好，具有良好的社会和经济效益。
关键词：无固相、钻井液、储层保护
0 前言
目前为止胜利油区共完成各类水平井近千口，研究应用和推广了聚合物水包油、MMH、BPS正电胶、可循环泡沫、聚合醇等多种钻井液体系，上述体系基本上能较好地满足钻井工程的要求。但从产量来看，有些水平井包括分支井、大位移井效益并不理想。究其原因，除了地质因素外，不少井是由于储层受到损害。研究发现，由于水平井钻井时间长，钻井液浸泡时间长；压差控制（△P）有一定困难，特别是长井段水平井压差控制困难更大；并且大多数水平井完井是以裸眼、封隔器、筛管或衬管方法完井，损坏面积大，泥饼堵塞造成损害更大。因此水平井的油层保护问题更加重要。研究和实践表明无固相钻井液由于其固相含量低、滤液抑制性强、钻井液性能优良，能够满足水平井钻井施工及其它相关工作的要求，油层保护保护效果好，具有良好的社会和经济效益。
1 钻井液对水平井油气层的损害机理
钻井液对水平井油气层的损害同直井一样，损害机理主要有以下几点：（1）钻井液中固相颗粒堵塞；（2）滤液和储层流体不配伍；（3）聚合物堵塞；（4）润湿反转；（5）微粒运移和粘土膨胀；（6）水锁；（7）地层压力改变。
但也有它的独特性：
（1）底部损害最大，且自起始端至水平段末端变化幅度较大。这是因为起始端钻具对泥饼磨损时间长且与泥浆接触时间长，故对产层损害呈大幅度梯度分布，而水平段的顶部、侧面则没有该现象。
（2）大部分水平井采用的钻井液均为水基聚合物钻井液体系，聚合物势必会随滤液侵入地层。并且含有聚合物的泥饼不够致密以及不易降解，因而势必会对储层造成一定损害。
（3）钻水平井所用时间比直井要长。
（4）非常低的压降不能为清除储层损害提供足够的动力。
针对水平井的油层保护问题，研究开发了多种钻井液体系。常用的钻井液体系组成见表1。
表1 常用的水平井钻井液体系组成
序号 增粘剂 降滤失剂 桥堵剂 粘土
1 PAC 淀粉 粘土
2 PAM 淀粉 油溶树脂（18kg/m3） 粘土
3 XC 、PAM 淀粉 纤维素（1kg/m3） 粘土
4 PNM PAC CaCO3
5 XC PAC / 粘土
6 PAM 铵盐 CaCO3
7 MMH 铵盐 / 粘土
8 XC、PAC 淀粉 CaCO3 粘土
实验表明，用粘土和纤维素作桥堵剂时，对岩心渗透率的损害明显大于用CaCO3粉末作桥堵剂时的损害。通常使用的增粘剂PAM、XC、PAC都会对储层造成损害，并且这种损害的机理是非常复杂的，它可能还受到各种添加剂之间作用的影响。因此减少钻井液对水平井油气层的损害的最有效方法是：
（1）选择合适的钻井液体系，使固相颗粒和滤液尽可能地不侵入地层，合适的钻井液配方的关键在于减少钻井过程中复杂事故的发生和降低对储层的损害。而优选钻井液配方的原则主要依据其流变性、滤失量、静切力以及储层损害程度、反排解堵的难易程度等。
（2）选择适合的解除损害的方法并实施增产措施，其中包括泥饼的去除（使用反排压力或化学方法）或化学增产措施。
大量的研究和实践表明无固相钻井液具有低密度和低流动阻力的优点,有利于井下马达的正常工作和钻头功率的充分发挥由于该钻井液粘度小,十分有利于携带岩屑,从而改善了井眼净化条件。是水平井钻井的最佳钻井液体系。
2 无固相钻井液的室内研究
无固相钻井液体系包括各种类型的水溶液(如盐水、海水、淡水及氯化钾水等)和各种高聚物溶液,还包括用酸溶性材料组成的各类钻井液。
2.1 流变性能评价
无固相钻井液体系的流变性能见表2。
表2 与常规钻井液性能对比
钻井液类型 Fl/ml PH AV/mPa.s PV/mPa.s YP/Pa 切力/Pa/10′/10〃
无固相钻井液 5.6 7.5 30.5 17 13.5 5.0/8.0
普通钻井液 6.4 8.0 41 22 19 5.0/9.0
钠土浆 25 9.0 9.0 5.0 4.0 4.0/7.0
从上表可以看出，无固相钻井液与常规钻井液性能对比，流变性好，能够满足携岩要求。
2.2 抗温性能评价
无固相钻井液体系的抗温性能见表3。
表3 抗温性能评价
序号 条件 Fl/ml AV/mPa.s PV/mPa.s YP/Pa 切力/10′/10”
1 室温 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
从上表可以看出，无固相钻井液体系在120℃老化16h后，仍能保持良好的流变性和悬浮携带性能。
2.3 抑制性实验研究
（1）无固相钻井液抗土污染实验
无固相钻井液体系的抗土污染试验见表4。
表4 抗土污染实验
配方 实验
温度 FL/ml PH值 AV PV YP 初切/ 终切
优选配方 室温 5.2 8 30 17 13 4.5/7.5
优选配方+1%膨润土 室温 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
优选配方+2%膨润土 室温 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
优选配方+3%膨润土 室温 4.2 8.5 40 23 17 6.0/9.0
老化 4.6 7.5 35 22 13 6.0/8.0
优选配方+5%膨润土 室温 4.0 8.5 42 24 18 6.5/9.0
老化 4.2 7 43 23 20 5.5/8.5
注：老化条件为120℃恒温16h。
由以上数据可以看出，优选配方在室温和高温下都具有良好的抑制能力，能很好的抑制土相在钻井液中的分散，使体系粘度切力都保持基本不变。
（2）浸泡实验和回收率实验
无固相钻井液体系的浸泡实验和回收率实验见表5。
表5 浸泡实验和回收率实验
钻井液类型 岩屑回收率，% 钻屑浸泡效果描述（浸泡7天）
清水 24 钻屑浸泡后四分五裂，呈糊状。
KCl聚合物 82 钻屑出现较大裂缝，手捏成泥。
两性离子聚合物 87 钻屑出现裂纹，用手掰开，里面潮湿。
无固相钻井液 97 钻屑保持原状，外面包裹一层聚合物膜
油基钻井液 99 钻屑保持原状。
从上表实验结果可以看出，无固相钻井液比常用的钻井液对钻屑的抑制作用强，仅次于油基钻井液体系。
（3）页岩膨胀实验
选用该钻井液体系对胜利油田岩屑进行页岩膨胀实验，结果表明，无固相钻井液具有较强的抑制水化膨胀的作用，明显优于其它常用钻井液体系，结果见表6：
表6 页岩膨胀实验研究
钻井液体系 聚磺 两性离子聚合物 KCl聚合物 无固相钻井液
膨胀量（mm/8h） 3.21 2.87 2.34 1.82
2.4 保护油气层的评价及机理研究
采用岩心流动装置，进行静态污染评价实验，结果见表7。
表7 静态污染评价实验
岩样号 钻井液体系 Ka/（10-3μm2） Ko/（10-3μm2） Kd/（10-3μm2） 渗透率恢复值（%）
1 KCl聚合物 71.6 46.1 35.96 78
2 两性离子聚合物 84 58.34 52.62 90.2
3 无固相钻井液 45.9 28.16 25.15 89.3
4 油基钻井液 110.8 90.7 83.44 92
2.5 钻井液滤饼清除实验研究
无固相钻井液泥饼用0.1%的纤维素酶变成一层泡沫0.1%的纤维素酶浸泡16h后，用水一冲就从滤纸上脱落，而用清水、盐水、柠檬酸缓冲液+水浸泡后泥饼无变化，实验结果见表8。
表8 泥饼清除实验结果
钻井液 400ml 6% 基浆+6g Na-CMC
破聚剂 1%纤维素酶 清水 2%KCl溶液 柠檬酸缓冲液+水 0.1%纤维素酶
处理 前 后 前 后 前 后 前 后 前 后
滤失时间/min 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10
滤失量/ml 2.00 － 2.30 2.33 2.36 2.33 2.35 2.38 2.25 －
3 无固相钻井液在水平井中的应用
胜利油田自1983年首次在桩古16井采用无固相聚合物钻井液钻开灰岩油气层，至今已开发出了NaCl、CaCl2、卤水、HCOONa、HCOOK等多套无固相钻井液类型，最大限度地减少钻井液固相对油气层所造成的损害。
2000－2003年在车古204区块大面积推广欠平衡压力钻井技术和无固相钻井液完成了多口井的钻井施工，解决了该区块使用普通聚合物钻井液易形成厚泥饼阻卡的问题，提高了钻井速度，保护了油气层。仅车古204－5井，在3552m～4400m的灰岩钻探过程中，发现有荧光和油斑的井段累计达230多m，完井、下油管后将井眼内钻井液替出诱喷，蹩压很高，油气显示非常好。
在埕北307、渤深6-3、埕北39等井上应用了无固相钻井液，埕北307井获日产油142t，天然气4217m3的高产；渤深6-3井获日产原油83t的高产；埕北39井获日产油160t、天然气52566m3的高产，由该井新增探明石油地质储量达1020万t。
2006-2007年，先后在胜利油田车古208X1，垦古22-平1、桩129－支平1井进行了应用，同时，还为郑408-试1修井作业提供了密度达2.0g/cm3的无固相压井液。桩129-支平1井是一口鱼骨状多分支水平生产井，实际完钻井深2195.00m，完钻后，成功应用无固相完井液替入辅眼、主井眼裸眼段，保证筛管顺利下到位。
垦古22-平1井完钻井深2902.77m，水平段长200m，三开所钻遇的井段为奥陶系，也是该井的目的层，地层压力系数低，水平段设计长200m，采用无固相钻井液体系，顺利钻达目的层。试油获得92t/d的高产油流，是邻井的6-7倍。
美国EDC公司在胜利油田承包区块应用无固相水平井钻井液技术2006年施工的CDX-26H，开发馆陶上部油藏，产油量基本为40t/d。
目前在胜利油田应用无固相钻井完井液仅限于开发地层比较稳定的碳酸盐储层，基本上没有应用于砂岩和砂泥岩储层。
4 开发无固相水平井钻井完井液体系的前景展望
从使用无固相钻井液开发水平井取得效果和室内研究成果看，应用无固相钻井液大面积开发水平井条件已经成熟。无固相聚合物钻井液体系作为一种成本低、无毒无污染、可生物降解强抑制性的钻井液完井液体系，如果在胜利油田开发明化镇、馆陶组、砂一段油藏将会取得良好效果。但必须具备以下几个条件
(1) 钻进时固控设备必须好，有利于及时清除有害固相。
（2）技术套管必须下到A点，有利于转化和使用无固相钻井液。
另外，国外常采用筛管充砂完井，生物降解及酸化后增产明显。
目前，公司承担了中石化重点科研项目《生物酶可解堵钻井液体系的研究》项目。研制的生物酶可解堵钻井液体系利用的是生物酶能够对钻进过程中侵入地层和粘附在井壁上的暂堵材料进行生物降解的特殊性能，使可生物降解的钻井液材料由长链大分子变成了短链小分子，流体粘度逐渐下降，先前形成的泥饼自动破除，产层孔隙中的阻塞物消除，从而使地下流体通道畅通，油层的渗透率提高，油气井的产能增加。该项技术应用于水平井完井后，可有效消除滤饼存在对油层造成的污染，大大提高水平井的采收率，提高油田勘探开发综合效益。
㈤ lp泥浆处理剂叫什么,有什么性能
(1)、 产品简介：有机硅腐植酸钾外观为黑褐色固体粉末或颗粒，易溶于水，抗温能力很强，是腐植酸的有机硅衍生物，是一种多功能深井钻井液处理剂。
(2)、性能用途：有机硅腐植酸钾在水中能电离带负电荷的水化能力很强的水化基因，具有抑制粘土水化膨胀和防止岩心出现裂纹、裂缝等优点，是一种良好的页岩抑制剂,同时兼有降低钻井液粘度和降滤失作用。特别是对水敏性页岩有很好的抑制，保持页岩稳定，防止井径扩大，可以直接加入各种水基钻井液体系中，多于褐煤树脂、铵盐等处理剂配合使用，钻井液成本低，可取得较好的经济效益，建议加量1-3%。 理 化 性 能项 目 指 标外观 黑色固体粉末或颗粒 PH值 7-9 水分，% ≦15 钾含量，% ≧8 腐植酸含量，% ≧35 滤失量，ml ≦10 降粘率，% ≧75 10、羧甲基纤维素钠盐（CMC）
(1)、 产品简介：羧甲基纤维素钠盐(CMC)是一种阴离子型聚电解质，由氯乙酸钠与碱纤维素反应制得，分高粘（HV-CMC）、中粘（MV-CMC）、低粘（LV-CMC）及碱性中粘，外观均为白色或灰白色粉末，无毒，溶于冷水或热水，水溶液为粘稠状胶体。
(2)、性能用途：羧甲基纤维素钠盐在钻井液中主要作增粘降滤失剂,羧甲基纤维素钠盐长分子链能与多个粘土颗粒吸附，能增大泥饼的胶结性，能抑制页岩水化膨胀和巩固井壁的作用。羧甲基纤维素钠盐的水溶液具有很多优良的性质和化学稳定性，不易腐蚀变质，对生理安全无害，具有悬浮作用和稳定的乳化作用，良好的粘结性和抗盐能力，对油和有机溶剂稳定性好，因此，被广泛用石油、食品、纺织、医药、造纸和日用化学工业等领域。理化指标项 目 指 标 LV-CMC MV-CMC HV-CMC 外观 自由流动的白色或淡黄色粉末，不结块 1%水溶液表观粘度MPa.s ≧25 PH值 ≦10 成份 % ≧80.0 ≧85 ≧95 水不溶物 % ≦1.0 ≦1.0 ≦1.0 细度（筛孔0.90mm筛余）% 7.0-9.0 7.0-9.0 6.5-8.0 钻井液性能类 别 项 目 指 标 蒸馏水 45盐水 饱和盐水基浆 滤失量，ml 60±10 90±10 100±10 表观粘度，MPa.s ≦6 ≦6 ≦6 PH值 8.0±1.0 8.0±1.0 7.5±1.0 HV-CMC 造浆率，m³/t ≧200 ≧200 ≧200 MV-CMC 加量，g/l 6.0 14.0 3.5 表观粘度，MPa.s ≧15 ≧15 ≧15 滤失量，ml ≦9 ≦9 ≦8 LV-CMC 滤失量为10ml 加量，g/l ≦7.0 ≦10.0 表观粘度，MPa.s ≦4.0 ≦6.0 11、铁铬木质素磺酸盐（FCLS）
(1)、 产品简介： FCLS是由造纸废液经发酵浓缩后，加入硫酸亚铁和重铬酸钠氧化络聚合，再经喷雾干燥而成。它是钻井液常用的降粘稀释剂。
（2）、技 术 指 标：表 1 理化性能指标项 目 指 标水分，% ≤8.5 水不溶物，% ≤2.5 硫酸钙，% ≤3.0 全铁，% 2.5～3.8 全铬，% 3.0～3.8 铬络合度，% ≥75.0 细度（0.66筛余），% ≤3.0 表 2 钻井液性能指标项目 淡水钻井液 盐水钻井液常温实验 表观粘度，mPa •s ≤20 ≤25 降粘率，% ≥85 ≥70 热稳定性实验 表观粘度，mPa •s ≤30 ≤45 降粘率，% ≥65 ≥55
（3）、产品功能 ： ⑴具有良好的稀释效果，抗温、抗钙镁，可抗盐至饱和。 ⑵由于含重金属铬，对环境有一定的污染。四、现场使用：本产品可以直接应用于各种水基钻井液体系中。可与多种处理剂可配合使用 ，推荐加量为0.3-1.0％。 12、羧甲基淀粉（CMS）
（1）、 产品简介： CMS是淀粉经碱化、醚化引入水化羧甲基反应而成。在泥浆中作为降滤失剂使用，由于原料来源广泛，价格特别低廉，特别适合低成本钻井。该产品使用时配合杀菌剂效果较好。
（2）、产品功能 ⑴有良好的降滤失效果 , 可抗盐至饱和。 ⑵价格低廉 , 特别适合低成本钻井。 ⑶抗温性不好，适合盐水钻井液浅井使用。项 目 指 标 一级品 二级品含水量，% ≤12.0 ≤15.0 氯化钠，% ≤7.0 ≤12.0 取代度（D•S） ≥0.20 ≥0.15 pH 8.0±0.5 9.0±1.0 细度（筛余） φ0.25筛，% ≤20 — φ0.42筛，% — ≤20 纯度，% — — 技 术 指 标（3）、现场使用：本产品可以直接应用于各种水基钻井液体系中。可与多种处理剂可配合使用推荐加量为1-3％。 13、磺化沥青粉(FT-1)
（1）、 产品简介：磺化沥青是沥青经发烟硫酸或三氧化硫进行磺化后，再水解制得的产品。（2）、性能用途：由于磺化沥青含有磺酸基，水化作用很强，当吸附在页岩界面上时，可阻止页岩颗粒的水化分散起到防塌作用。同时，不溶于水的部分又能填充孔喉和裂缝起到封堵作用，并可覆盖在页岩界面，改善泥饼质量；磺化沥青在钻井液中还起润滑和降低高温高压滤失量的作用，是一种堵漏、防塌、润滑、减阻、抑制等多功能的有机钻井液处理剂。推荐
加量1-4%。 磺 化 沥 青 理 化 指 标项 目 指 标外观 黑褐色自由流动粉末 PH值 8-9 水分， % ≦10 磺酸钠基含量， % ≧10 水溶物， % ≧70 油溶物， % ≧25 高温高压滤失量ml，30min ≦25 塑性粘度降低率，％ ≥30.0 动切力降低率，％ ≥40.0
14、磺化酚醛树脂（SMP-I、II）
（1）、产品简介：磺化酚醛树脂为阴离子水溶性聚电解质，是一种耐温抗盐的钻井液降滤失剂，与磺化褐煤、磺化单宁和磺化沥青等共同使用，可以配置“三磺”泥浆体系，是理想的高温深井泥浆体系之一。
（2）、性能用途： SMP磺化酚醛树脂是在苯环单元引入磺酸基，苯环间又以碳原子相连。能够抗高温。又因为苯羟基在邻对位上引进了磺酸钠基-SO3Na，水化作用强、缔合水的键能高，因而又解决了它的水溶性，决定了它抗盐、抗钙、降低高温高压降失水量的作用。磺化酚醛树脂作为深井泥浆处理剂,具有高温高压降失水好、抗盐、抗钙好，降低泥饼磨擦系数等良好性能，对于巩固井壁，防塌、防卡具有重要作用。建议加量1-3%。理 化 指 标项 目 指 标 SMP-I干剂 SMP-II干剂外观 自由活动的粉末 10%的水溶液颜色为棕色 自由活动的粉末 10%的水溶液颜色为棕红色干基含量， % ≧90．0 ≧90.0 水不溶物， % ≦10.0 ≦8.0 动力粘度，MPa.s - - 浊点盐度（以CL-计）），g/l ≧100 ≧160 表观粘度，MPa.s ≦25 ≦50.0 高温高压滤失量 ≦25 ≦35。
15、水解聚丙烯腈一铵盐：
（1）、产品名称 代号：NH4-HPAN。 执行标准：Q/CNPC89-2003 （2）、产品性能
本品为淡黄色粉末，可溶于水，水溶液呈中性，用 作钻井液处理剂具有良好的抑制性和降滤失性能，同时还有一定的降粘能力，能有效的防止井壁坍塌，减少井下复杂情况，可用于阴离子型和两性离子型水基钻井液体系。 （3）、使用方法
本品可根据现场需要直接加入钻井液中也可配成 1%一3%的胶液加入。常规加量为0．5%-1．5%。 16、两性离子聚合物强包被剂FA367
（1）、 产品简介：两性离子聚合物强包被剂FA367是在分子中引入阳离子、阴离子、和非离子基团的线性大聚合物，其外观为灰黄色粉末，溶于水，水溶液为粘稠状液体。 （2）、性能用途：由于该产品将阴、阳、非离子基团引在同一个分子链上，与阴离子型多元共聚物相比，由于分子中含有阳离子基团，具有良好的防塌和抑制粘土水化分散能力，在抗温方面，其性能也有所提高。适用于阴离子和阳离子型钻井液体系，与其他阴阳离子型处理剂均有良好的配伍性。该产品用于钻井液主要起抑制岩屑分散和增加钻井液粘度的作用，其包被抑制能力相当强，因而具有较强的抗岩粉污染的容载能力，受岩粉污染后净化处理容易，可以减少体系中的亚微米颗粒含量，有利于提高机械钻速和保护产层。本产品使用时先配成0.5%-2%的胶液，然后再加入钻井液中。与XY-27型降粘剂配和使用，可大幅度降低钻井泥浆成本，提高综合经济效益。理化性能项 目 指 标水分 ≦9.0 细度（筛孔￠0.900mm筛余物），% ≦15.0 表观粘度（1%水溶液），MPa.s ≧30 PH值 7.5-9.0 钻井液性能指标项 目 表观粘度 MPa.s 塑性粘度 MPa.s 滤失量 Ml 4%膨润土泥浆 淡水基浆 8-10 3-5 22-26 淡水基浆中加2.0%g/L样品 ≧25 ≧8 ≦15 15%膨润土复合泥浆 基浆 4-6 2-4 52-58 基浆中加7.0%g/L样品 ≧15 ≧10 ≦10 抑制膨润土分散指标项 目 160℃热滚后表观粘度上升率% 基浆+20个膨润土 450-700 基浆+试样+20g膨润土 ≦250
17、随钻801堵漏剂
（1）、特征：本品为灰白色粉末，水溶解后成胶连状。
（2）、质量指标项目：水份% PH值 细度（过20目标准筛%） 外观 标准 ≤15 9±0.5 100 灰色自由流动的颗粒粉末不结块 堵漏性能性能 塑性粘度mPa.s 动切力Pa 粘附力mPa 标准 ≥12 ≥3 ≥0.16 用途适用于多种复杂的漏失岩层：大、小裂隙和溶洞的严重漏失，可与其它架桥堵漏剂及惰性材料联合使用。 使用方法及加量将801堵漏剂直接掺入到钻井液中搅拌均匀形成网状结构，然后开泵送入钻孔中进行循环堵漏，一般30分钟见效，加量为1-3%。
18、两性离子聚合物稀释剂XY-27 （1）、产品性能及用途
有多种阴离子、非离子官司能团与有机阳离子单体共聚而成的复合离子型低他子水溶性聚合
物。具有较高的降粘切作用及抑制页岩膨胀能力。能有效降低水眼粘度，对稳定井壁、防止地层污染、提高钻井速度有明显效果。既适应于分散型泥浆体系，又适应于聚合物泥浆，是抑制低固相不分散泥浆理想的降粘剂。推荐加量为0.3%—0.7%。
㈥ 塔北主要油区油气层保护技术
靳书波
（西北石油局规划设计研究院 乌鲁木齐市北京北路2号 830011）
摘要在钻井、完井、修井等作业过程中，都会对油气层造成不同程度的伤害。本文分析了塔北地区的油气层保护现状和存在问题，提出了我局在钻井、完井、修井作业中的保护油气层的技术措施及配套工艺。着重介绍了屏蔽暂堵技术、低伤害修井液技术。
关键词储层伤害堵塞比油气层保护屏蔽暂堵技术低伤害修井液
油气层保护是一项系统工程，它涉及到所有井下作业环节。油气层保护技术涉及多学科、多专业、多部门，贯穿整个油气勘探、开发过程，科学研究和生产实践证明，钻井、完井、试油、储层改造、修井等各项作业都可能不同程度地造成储层伤害。要减少各项作业对油气层的伤害，就必须加强油气层保护及配套工艺技术的研究，以便提高油气采收率，达到增产目的。
1塔北地区储层伤害现状
1.1钻井过程中对储层的伤害
我局在塔北地区已完钻的近200口井，从一部分井的测试资料中看出，大多数井的储层在不同程度受到污染，并且部分井的伤害程度还比较严重，主要表现在以下几个方面。
首先是在钻井完井过程中，储层在正压差作用下，钻井完井液的滤液和固相颗粒侵入地层，造成了固相堵塞、粘土水化、无机盐和处理剂的沉淀、水锁反应等问题。一部分井不同程度地发生漏失，如巴参1井、沙46井、沙47井、沙48井、A4井都是漏失比较严重的井，漏失量均超过300m3以上，除沙48井外，其它表皮系数、堵塞比附加压降都比较大，说明漏失对储层伤害是很严重的。
其次是浸泡时间的长短，对储层伤害程度不同，时间越长伤害越大，如DK2井和DK4井在同一构造、同一储层，使用同一体系钻井完井液，但浸泡时间不同，DK2井从揭开油气层到封固油气层用了7天，而DK4井因在下尾管作业中三起三下，用了18天。完井测试中的伤害程度却截然不同，DK2井的表皮系数为－3.02，而DK4井的表皮系数则为5.24。从中可以看出完井作业不及时，同样会给储层造成比较严重的伤害。
1.2完井作业对储层的伤害
完井过程中的固井往往对油气层造成了伤害。我局在塔北地区的固井作业对油气层伤害主要存在以下几个问题：一是固井质量不稳定。二是大部分井的水泥浆滤失量偏大，均在150ml左右，加上水泥浆滤失量含有各种离子和高碱性的滤液（pH值一般为11.5～12）进入地层后，加速了粘土矿物的解理、分散、运移，并形成毛细管阻力，降低了油气层的渗透率，从而伤害地层。三是储层压力衰减比较快，水泥浆在高压差作用下，产生渗透性漏失，造成储层永久性伤害，地层渗漏主要表现在回接处无水泥，造成回接筒出水等现象。
完井射孔作业中射孔液一般采用泥浆，它使给储集层产生第二次伤害。
1.3修井作业对储层的伤害
修井作业对油气层的保护工作起步比较晚。修井作业对储层的伤害是十分严重的。从近几年修井资料看，修井液对油气层产生的伤害主要为以下几种情况：
（1）目前西达里亚油田、阿克库勒油田的油层压力系数都较低，大部分井在1.0左右，最小的只有0.94(DK9井），而其修井液密度过大，一般都在1.03～1.15g/cm3不等。所以在修井过程中漏失现象相当严重（表1列举部分井漏失量），有些井洗井时建立不了循环（沙28井用1.20g/cm3CaCl2水溶液洗井不见液面），沙35井1997年8月在施工中只要井口不见液面，采用漏多少补多少，多次重复进行，这将会给储层造成严重伤害。
表1修井过程修井液漏失情况Table1The instance of lost circulation in workover process
(2）一些井修井施工周期太长，一般井均在一个月左右，个别井如：DK1井、DK9井、沙28井、沙29等井，将近一年或超过一年。储层在低劣的修井液中浸泡近一年时间，给储层造成的伤害是无法估量的。以DK9井为例，DK9井1994年完井地层测试的结果，其表皮系数为－4.36，渗透率为16.86，堵塞比为0.857，附加压降为－2.70MPa，而在修井后1997年测得渗透率为11.4，表皮系数为6.68。
（3）修井液所采用的地层水、油田水、地表水、CaCl2中含有大量杂质，加上循环罐、油管等都携带着杂物，不经过滤循环洗井，后带入地层造成堵塞，这些水的矿化度高低不同。将给储层造成水敏、碱敏、盐敏等伤害。
修井作业中存在不同程度的伤害，故造成修井后出现以下几个问题：首先是一些自喷井修井后油气产能下降；其次是一些自喷井或具自喷能力的井修井后反而停喷，例如沙28井、沙29井；再就是一些井修井后原油含水量增加，例如DK9井修井前平均含水32.6％，修井后含水率大于90％。这些问题都说明在修井过程中的储层的保护，是一项迫在眉睫的工作。
2油气层保护技术措施及效果
2.1钻井过程中油气层保护技术措施及效果
钻井过程中，首先是采用随钻检测地层压力，开展平衡钻井。通过“八五”科技攻关，针对钻井工作中压差、钻井液类型及性能、钻速和浸泡时间。诸因素对储层的伤害，进行了暂堵技术的研究与应用，1998年又实施负压钻井技术。
2.1.1工程设计
保护油气层工作首先应从工程设计做起，有一个合理的钻井工程设计，才能有效地降低储层伤害。
（1）建立合理的地层压力剖面。
（2）选择合理的井身结构。
（3）针对油气层类型及特征，优选钻井液体系及配方等。
（4）设计合理的钻井速度，缩短油气层浸泡时间。
（5）制定施工作业标准和保护油气层措施。
2.1.2钻井施工
实现近平衡钻井，降低井底压差。这样不仅可以降低压差而减少滤液和固相侵入地层，而且可以因井底压持效应小而提高机械钻速。再者，还可以减少井漏、粘附卡钻等井下复杂事故的发生，间接减少油气层的浸泡时间。目前在钻井过程中主要采用一种“压而不死、活而不喷”的原则。一些低压地层和极易漏地层采用欠平衡（负压）钻井。
钻井施工中采用了以下几项合理的配套工艺技术。
（1）随钻检测地层压力、随时控制钻井液密度。
（2）钻井液工艺技术是油气储集层保护的重中之重，主要采用屏蔽暂堵技术。
（3）固相控制技术是将循环液中的固相颗粒降至最低，必须配备齐全的固控设备，保证四级固控，将含砂量控制在0.15％以下。
（4）提高时效，降低浸泡时间。
2.1.3屏蔽暂堵技术
该项技术的要点是利用钻井液中已有固相粒子对油气储层的堵塞规律，人为地在钻井液中加入一些与油气储层孔喉相匹配的架桥粒子。填充粒子和可变形的封堵粒子，使这些粒子能快速地在井壁周围10cm以内形成有效的，渗透率几乎为零的屏蔽环，阻止钻井液中的固相和液相进一步侵入油气层。
屏蔽暂堵技术有以下特点：①这项技术成本低，工艺简单，对钻井液和钻井工艺无任何特殊要求，主要适用于塔北的三叠系、石炭系砂岩油气层。②该技术是把钻井时造成油气层伤害的正压差转化为油气层保护的有利因素。为了保证能在较短时间内在近井壁形成渗透率极低的屏蔽环，就需要一个较大的正压差。随着正压差的增大而屏蔽环的渗透率就会下降，就会降低继续侵入储层的机会。③反排时油气层渗透率的恢复值很高，可达80％以上。④可消除固井水泥浆对储层的伤害，提高固井质量，同时降低射孔液对地层的伤害。该项技术的关键在于必须搞清储层的物性，这样才能合理选择加入钻井液中的桥堵粒子及其粒径。
“八五”期间，我局与德州钻井研究所一同对塔北储层物性进行研究，通过岩心伤害试验、电镜观察和室内试验，对各处理剂进行筛选，选择了符合塔北储层粒径分布特点的桥堵剂——JHY油溶性树脂，研制出YK－Ⅰ型钻井完井液，在此基础上，加大对泥页岩的抑制能力，研制出YK－Ⅱ型钻井完井液。YK型钻井完井液从1992年首先在DK2井进行现场试验，后又相继在DK4井、DK5井进一步试验，效果明显。试验井与一般井的效果见表2。
我局在塔北地区使用的钻井液多数为钾基聚合物体系，坂土含量相对较高，粘土颗粒易进入油气层，堵塞流通孔道，使油气流动阻力增加，造成储层微粒运移，同时该体系抑制水化膨胀、分散的能力不够强，故选择YK-I型钻井液作为打开油气层的工作液。该钻井完井液是在原三开所用钻井液配方的基础上进行改造而成，改造工艺简单：先将原用的钾基聚合物钻井液性能进行调整，将其坂土含降至40kg/m3以下，将0.75％～1.0%JHY油溶树脂与0.02%OP-21均匀分散在钻井液中，调节各项性能，达到钻井要求后，在打开油气层前5m均匀混入井内循环，打开油气层后即可在井壁形成屏蔽层。1993年又针对YK-I型钻井完井液抑制性不够强的问题，在原有基础上改造成YK－Ⅱ型钻井完井液，主要增加了NW-1小阳离子和改用KOH调节pH值，增强整个体系的抑制能力。
YK改型钻井完井液的运用有效地保护了油气层，取得了较好的效果。测试资料表明，测试见油快，采油生产时间长，表皮系数小，堵塞比小。后来又在该体系中引入单项压力封闭剂，以解决渗漏问题。同时该体系各处理剂配伍性好，桥堵剂对钻井完井液性能基本无影响，性能稳定，起到了保护油气层的目的。
表2塔北地区部分钻井完井液类型及使用效果Table2The types of well completion fluid and its effect in Tabei area
2.1.4负压钻井技术
负压钻井技术具有以下特点：①使用低密度钻井液，其液柱压力小于地层压力，可以阻止滤液和固相进入油气层。②能有效地开发低压、低渗透及缝洞性储层。③能安全地钻过漏失层和严重水敏性地层。我局于1998年在A2井（T401井）四开井段采用了负压钻井技术。邻近4口井测试资料表明，A2井实施负压钻井技术对减少油气储层伤害起到了良好的效果（表3）。采用常规钻井技术的井都不同程度地发生了漏失，污染都严重。所以采用负压钻井技术对塔河油田碳酸岩盐储层保护将会起到有利的作用，值得推广与应用。
表3 A2井与邻井地层测试对比 表中数据均来源于DSr测试报告。
上述各技术措施的实施，基本上解决了钻井过程中的储层伤害问题，达到了保护储层的目的。
2.2固井作业中油气层保护技术措施
固井作业中储层保护，主要从提高固井质量，调节合理的固井压差，降低固井滤失量，提高顶替效率等方面着手。首先要选择优质的原材料，要求水泥纯度高，与外加剂相溶性好。施工中保证水泥浆的各性能稳定，密度均匀、量足，施工过程中连惯性好，加强各环节的配合，确保固井施工顺利进行。
实行合理压差固井，避免压差过大造成地层压漏，使水泥浆进入油气层造成永久性堵塞；压差过小则会造成候凝期间窜槽或井喷，水泥浆失重而引起油、气、水串通。针对塔北的高渗性储层，在“八五”期间我局研究并实施了低密度固井技术，但在施工中还存在一些问题，没有得到更好解决，有待今后进一步的研究，加以完善。
要严格控制水泥浆滤失量。在固井作业中应使用高效降滤失剂，应把滤失量控制在65ml/30min以下。
2.3修井作业油气层保护技术措施及效果
在修井过程中，随着修井液进入井内，必然会造成一定的储层伤害。有时因为修井作业引起的储层伤害导致修井失败，甚至使油气井生产状况更加恶化。我局就存在此类情况，因此必须重视修井给储层造成伤害的问题，采取适当的防范措施。
首先应从修井液密度入手，在修井前应对地层进行测试，求取准确的地层压力，设计合理的修井液密度和修井液类型。目前主要使用水基修井液。主要选择盐水聚合物修井液和聚合物低固相修井液，低固相主要是一些桥堵剂——油溶树脂、酸溶树脂。用不同的盐提高修井液的密度，选择聚合物提高修井液的粘、切，确保井眼清洁。随着修井液技术的发展，1998年初开始引用低伤害修井液技术。该项技术适合塔北油气田的渗透性好，压力低，漏失严重的地层。该项技术原理是：在修井液体系中加入有粒度与储层孔喉相匹配油溶性暂堵剂，在一定压差作用下，暂堵剂于地层孔隙入口处和射孔炮眼表面形成一层薄而低渗透性的屏蔽环带，从而有效地阻止修井液进一步侵入储层。当作业完成，油气井投入正常生产后，油溶性暂堵剂在反向压力的作用下，一部分被冲出孔隙，另一部分被地层产出油溶解而使储层渗透性得以恢复，从而达到保护油气层的目的。
该项技术的要点是选择合理的暂堵剂。暂堵剂在室温下可溶于原油中，其溶解度可达90％以上，粒径在2.5～101μm的广阔分布，有一个平稳变化的分布曲线，其粒级选配有利于实现桥堵。选用YR-01作暂堵剂。要求分散剂有效添加量少，与各种盐水和地层水相配伍；在地层温度下不产生沉淀，且溶点高于地层温度；选用HR水溶性的非离子表面活性剂作分散剂。选用HEC作增粘剂，它具有优良的抗盐性，在浓度较高的盐溶液中仍具有良好的增稠能力。此外，HEC不用借助任何溶剂即可在水中迅速分散增粘。该项技术于1998年在DK6、AN1井修井施工中运用，在施工过程中安全、高效，采油过程中无水期长，与在同一构造的S56井采用一般的修井液相比，采油过程中原油含水低，其效果显著。
修井工艺不当不但会造成修井失败，而且会引起储集层的伤害，因此要选择合理的修井工艺。首先应搞清楚修井的目的，优化修井设计，选择合理施工措施，修井参数，使修井后解放油气层，达到增产目的。
1998年初，我局对无伤害修井技术进行调研立项，现已到现场实施阶段。该项技术主要针对修井作业对储层伤害问题，提出一套无伤害的修井技术——不压井修井技术。该项技术效益高，符合油气层保护系统工程所要求的钻井、完井及开采全过程实施保护的原则。
3认识及建议
目前我局在降低油气层伤害方面采取了一系列措施，已开展的项目有平衡和欠平衡钻井技术、屏蔽暂堵技术、负压射孔工艺技术、无固相修井液技术等，通过这些技术的实验与应用取得了以下的认识。
（1）针对塔北地区三叠系、石炭系砂岩储层孔渗性好，今后钻井采用屏蔽暂堵技术；奥陶系碳酸盐岩地层孔、洞、缝发育带，易发生漏失，钻井应采用负压钻井技术。
（2）油层套管固井水泥浆滤失量控制在50～65ml/30min。水泥浆密度要均匀，上下幅度应保持在0.03g/cm3以内，同时提高顶替效率，提高固井质量。
（3）射孔作业要采用阳离子有机聚合物射孔液，在堵塞严重的井采用低浓度酸液射孔液，同时选择负压射孔技术和引进新型超正压射孔技术。
（4）修井作业中采用盐水聚合物修井液和聚合物低固相暂堵型修井液。
（5）通过污染程度的研究，采取相应的解堵技术措施，将一些“死井”挽救出来，重新发挥作用。
通过以上的技术措施的实施，基本上可以达到保护油气层的目的。但目前对油气层保护监测方面的工作做的还很不够，特别是修井液对储层伤害程度无任何测试资料，对今后保护油气层的研究工作很不利，建议从以下几个方面加强工作。
（1）首先要建立一套完整的油气层保护基础数据库，建立油气层保护实验室。
（2）在我局各工区选择典型井，在修井施工前后，进行试井测试，取得修井液对产层伤害的第一手资料，根据这些资料，进行保护油气层的技术研究。
（3）针对塔河油田碳酸盐岩地层固井易漏，应加强低密度泡沫水泥浆固井工艺技术的研究。
（4）修井施工中应防止修井液的漏失，选择合理的修井方案，引进国内其它油田先进修井技术，采用低伤害的修井液进行修井作业。
（5）应加强采油过程中的油气层保护技术研究，寻求适合该油田采油作业保护油气层技术。
（6）应对采油工程中入井液的标准规范研究，加强地层伤害诊断软件系统的研究与开发。
（7）应进行油气层伤害的系统评价的研究，及时组织有关技术人员根据测井和测试资料的油气层损害程度，研究分析油气层损害的原因，及各项作业措施的科学性、针对性、合理性和可操作性，提出以后施工中的保护油气层的技术措施。
参考文献
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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
㈦ 什么样的树脂油溶性好啊
硝基树脂，丙烯酸树脂，氨基树脂
㈧ 如何提高钻井液的抑制性
气制油合成基钻井液研究与应用摘要新型气制油合成基钻井液是一种以水滴为分散相,气制油为连续相并添加高效乳化剂、润湿剂、亲油胶体等配制而成的乳化钻井液。该钻井液基液黏度低,无多环芳烃,生物降解能力强,能满足环境保护要求。所配成的钻井液塑性黏度小、抑制性好、润滑性强,高温高压滤失量低,形成的泥饼质量好且完井时易被清除,岩心的渗透率恢复值高,储层保护效果好。该钻井液在渤海及印尼油田的应用效果好,在渤海油田的平均机械钻速较常规油基钻井液提高了30%,而在印尼油田的机械钻速则更高。关键词气制油合成基钻井液;抑制性;润滑性;乳化剂;环境保护;滤饼清除;防止地层损害传统的油基钻井液基液黏度偏高,塑性黏度高,不利于提高机械钻速;而原来的油包水钻井液乳化剂用量大(8%～10%),既增加了现场工作量,又使钻井综合成本升高,难于进入国际市场。为了提高合成基钻井液的使用效率,研究了一套抑制性、润滑性好,有利于提高机械钻速,适用于钻大斜度井、水平井及深水井,有良好的储层保护效果,又符合环境保护要求的气制油合成基钻井液。[1214]1合成基钻井液的研制1.1基液的优选通过对酯基、醚基、聚α2烯烃、线性石蜡、矿物油及气制油等基液的理化性能分析(见表1),选择气制油为该钻井液的基液。气制油是脂肪烃,它是由C12～C26的直链或支链烷烃组成的混合物。由表1可以看出,气制油不含芳烃,运动黏度低,B OD5相对较高,COD相对较低,满足环境保护要求。气制油的黏度随温度的变化情况见图1。由图1可以看出,气制油的黏度较低,且其黏度受温度的影响较小,适合于作该钻井液的基液。1.2乳化剂的优选与评价选用乳化剂遵循的原则为:①HLB值为3～6;②非极性基团的截面直径必须大于极性基团的截面直径;③盐类或皂类,应选用高价金属盐;④与油的亲合力要强;⑤能较大幅度地降低界面张力;⑥抗温能力好,在高温下不降解,解吸不明显;⑦选用的乳化剂要无毒或低毒。图1气制油的黏度随温度的变化情况室内对RN1、RN2、……、RN12等12种非离子表面活性剂进行了复合选择评价,其中RN1、RN6、RN7、RN11、RN12的性能较差,而RN2、RN3、RN4、RN5、RN8、RN9、RN10的性能较好,对其进行两两复配,在150℃条件下热滚16 h,测试结果见表2及图2。从表2可以看出,效果较好的主乳化剂是RN2,辅乳化剂是RN4,其最佳复配比例是RN2∶RN4=60∶40。从图2可以看出,RN2和RN4乳化剂总加量为3.5%时,效果最好。表2和图2中钻井液配方如下。1#280 mL气制油+4%乳化剂+0.5%润湿剂+1.5%CaO+2%有机土+120 mL(30%CaCl2)+重晶石(加重至钻井液密度为1.2 g/cm3)1.3润湿剂与其他处理剂优选与评价使用不同的表面活性剂作为润湿剂,测定1#配方钻井液性能,结果见表3。由表3可以看出,PF2WE T润湿剂的效果最好。润湿剂PF2W E T加量对破乳电压的影响见图3。由图3可以看出,PF2W E T最佳加量为0.7%。通过实验发现,磺化沥青、氧化沥青、腐植酰胺及聚合物等降滤失剂以聚合物的降滤失效果最好,其加量为1.5%～2.0%;有机土加量为2%～3%;CaO加量为2.0%,由此即可得到性能较好的钻井液配方如下。气制油+(3%～4%)乳化剂+0.5%润湿剂+(1.5%～2%)CaO+2%有机土+30%CaCl2水溶液+重晶石对该配方在不同的油水比及密度下的性能进行了测定,结果见表3。从表3可以看出,该钻井液在不同的油水比及密度为1.3～2.0 g/cm3的广泛范围内都具有较好的稳定性,适合于高密度钻井作业。2合成基钻井液性能评价2.1抗污染性钻井液的抗污染性能见表4。由表4可知,海水侵污量达到15%时,钻井液的破乳电压仍然高达526 V;钻井液受石膏侵污后,其流变性能和电稳定性变化很小,石膏侵污量为3%时,钻井液的高温高压滤失量也只有3.8 mL;随着钻屑含量的增加,钻井液的黏度有所增加,但增加幅度不大,说明该合成基钻井液的抗海水、石膏、钻屑侵污能力较强。2.2储层保护效果在70℃、3.5 MPa、污染时间为2 h的条件下,使用密度为1.2 g/cm3的合成基钻井液对渤海A油田储层岩心进行污染,结果见表5。从表5可以看出,岩心的直接返排渗透率恢复值较高,均在88%以上,说明气制油钻井液对储层的污染程度较小,对储层的保护效果好。2.3生物毒性室内采用发光细菌法对合成基钻井液的生物毒性进行了评价,结果见表6。从表6可以看出,采用的各种处理剂无毒;合成基基液自身的开口闪点高、凝固点低、类芳香烃含量低,所以该钻井液具有较好的生物降解性,对环境的污染较小,可以在海洋及环境敏感地区使用。2.4合成基钻井液的完井工艺研究为了防止钻井液内滤饼损害储层及外滤饼堵塞筛管缝隙,在完井过程中必须最大程度地清除滤饼。构成合成基钻井液滤饼的固相成分是加重材料重晶石、有机土、钻屑和沥青类降滤失剂,因此滤饼的清除方法为:①用强渗透剂使整个滤饼松动;②用溶剂型有机物来溶解沥青类降滤失剂;③用高效清洗渗透剂处理滤饼,同时加入黏土稳定剂,防止滤饼解除液进人储层引起黏土水化膨胀伤害产层;④室内对合成基钻井液滤饼清除液HiClear作了一系列的评价。2.4.1滤饼静态浸泡评价在30℃、3.5 MPa和30 min的条件下,用高温高压钻井液滤失装置做出3张滤饼,然后分别用100 mL海水、油和HiClear滤饼解除液在60℃水浴中浸泡1 h。结果表明,在海水中浸泡的滤饼无明显变化;在油中浸泡的滤饼油溶性物质被溶解、油变色;在HiClear中浸泡的滤饼松散并且脱落,油溶性物质被溶解,油与HiClear对比浸泡后的现象见图4。将HiClear浸泡后的滤饼在30℃、1.0 MPa的实验条件下,用300 mL海水做滤失速度评价,测出滤失速度为321 mL/min,在相同条件下用洁净滤纸测得的滤失速度为900 mL/min,而用原始滤饼直接测得的滤失速度为18 mL/min;用油和海水测出的滤失速度与浸泡前的相比变化很小,都在20mL/min左右,可以看出,在静态情况下,HiClear对滤饼的消除效果就已经较好。而在实际的应用中,对于滤饼的冲蚀是在一定的循环速度下进行,于是室内在动态情况下也作了相应的评价。2.4.2滤饼动态浸泡评价将与前面相同条件下获得的滤饼放在60℃水浴中加热30 min,观察发现滤饼松散、开始脱落,模拟实际使用情况,以较低速度轻轻振荡烧杯30 s,滤饼大量脱落;继续在水浴中浸泡30 min,轻轻振荡30 s后,滤饼脱落较静态浸泡明显,在相同情况下测出海水的滤失速率为540 mL/min,其脱落情况见图5。2.4.3不同浓度的HiClear动态浸泡评价将在相同条件下形成的滤饼3张,分别用浓度为10%、20%和50%的HiClear水溶液进行动态浸泡。实验结果表明:20%的HiClear水溶液就可以达到很好的滤饼清除效果,当其浓度为50%时,滤饼清除率接近100%,如图6所示。3现场应用2005年、2008年7月使用气制油合成基钻井液分别在渤海及印尼成功钻完了3口井的<215.9mm井段及一口开窗侧钻井,钻井液性能见表7。由表7可以看出,A井的<215.9 mm井段平均机械钻速为22.8 m/h,比A平台其它井提高了30%;印尼AC13井的<215.9 mm井段平均机械钻速为46.9 m/h,AC203井的开窗侧钻井平均机械钻速为48.8 m/h,都很高,井眼清洁,钻头水马力高,表明气制油合成基钻井液具有好的流变性。油基钻井液与合成基钻井液的ECD对比见图7。从图7可以看出,用1.54 g/cm3油基钻井液的ECD为1.638～1.667 g/cm3,而用同密度的气制油合成基钻井液的ECD为1.630～1.637 g/cm3,说明气制油合成基钻井液的循环当量密度比油基钻井液的小。图7气制油合成基与油基钻井液ECD的对比4结论11由于气制油不含芳烃,易生物降解,生物聚积潜能低,环境友好,用其配制的合成基钻井液能满足环境保护要求。21气制油合成基钻井液的塑性黏度较低,平均机械钻速高,缩短了纯钻时间,有利于节省总钻井费用。31气制油合成基钻井液的循环当量密度比常规油基钻井液的小,减小了钻井施工作业时的井漏风险。41气制油合成基钻井液对储层岩心污染小,其形成的泥饼容易清除,岩心渗透率恢复值大于85%,对储层保护效果较好,投产后均获得高产稳产,说明气制油合成基钻井液在渤海及印尼的应用是成功的。参考文献[1]许明标,邢耀辉,肖兴金,等.酯基钻井液性能研究[J].油田化学,2001,18(2):1082110[2]许明标,张娜,王昌军,等.聚α2烯烃合成基深水钻井液体系性能研究[J].江汉石油学院学报,2004,26(4):112[3]达利H C H,格雷G R.钻井液和完井液的组分与性能[M].石油工业出版社[4]徐同台,陈乐亮,罗平亚.深井钻井液[M].石油工业出版社[5]黄汉仁,杨坤鹏,罗平亚.钻井液工艺原理[M].1981年第一版[6]岳前升,舒福昌,向兴金,等.合成基钻井液的研制及其应用[J].钻井液与完井液,2004,21(5):123[7]肖稳发,向兴金,罗春芝,等.合成基钻井液体系的室内研究[J].钻采工艺,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