文档介绍：抗高温高密度钻井液技术
抗高温高密度钻井液技术
摘要:随着油田的开发,为了提高原油采收率,SAGD(蒸汽辅助重力泄油)技术开始采用。在采用SAGD技术的区域油藏形成了温场气腔,气腔的温度达到200-245℃,气腔造成地层异常高温的同时也造成异常高压。这种温度和压力的异常给钻井施工带来的巨大困难,施工中钻遇气腔时钻井液被高温气污染,粘度切力急剧增加,严重时甚至丧失流动性,导致井下出现复杂情况,井涌、井漏、井塌、卡钻等井下安全事故风险巨大,钻井时效低,严重影响该区块的井网调整和开发。如何研制一套抗高温高密度钻井液体系迫在眉睫。
关键词:抗高温高密度流变性抗污染
一、地质及工程简况

地层自下而上为:中上元古界,新生界古近系沙河街组沙四段、沙三段、沙1+2段,新近系馆陶组、明化镇组和第四系平原组。开发油藏位于沙河街组1+2段和馆陶组,油藏底界深度750m(未穿),厚度平均150米,岩性为浅灰色砂岩、砂砾岩与灰绿色泥岩互层,由于长期的注气影响,局部形成异常高温、高压。

二开定向井为主,设计井深在700m-900m之间,最大井斜10°-15°之间,设计井斜典型井深结构如下:Φ346mm×105m/×103m+×750/×748m。
二、钻井液技术难点

SAGD技术的应用改变了该区域原本始的地层温度,所钻遇的局部地层温度会达到200℃以上,地层温度高,要求钻井液的抗温能力为180-200℃。国内目前抗高温水基钻井液的抗温能力普遍认为在180℃以下,同时传统的抗高温水基钻井液处理剂难以满足200 ℃以上钻井液的需求[1]。

SAGD技术的应用导致该地区地层压力系数的升高,为平衡局部高压,该地区要使用高密度钻井液,,高密度钻井液在高温高压下流变性难以控制[2-3]。这是因为高密度钻井液中固相含量高,自由水含量少[4],体系的流动性差;在高温作用下由于体系中粘土分散加剧、处理剂效果降低,钻井液的粘度和切力更是难以控制。

该地区本身地层压力系数低(),但是随着注水注气影响,使地层压力出现了很大的不确定性,,并且不同的地层压力处于同一裸眼井段,二开全井段处于高压差状态下钻进,加大了压差卡钻、井漏等井下复杂事故发生的几率。

该地区存在污水回注层,在钻遇污水回注层时由于地层或外来流体侵入钻井液中,使钻井液处理剂作用减弱,甚至彻底失去本来应有的作用,导致钻井液增稠,滤失量显著增大,润滑性变差等问题,因此,如何增强钻井液的抗污染能力,解决好污水污染问题也是施工的难点之一。
三、室内研究

通过上述分析,高密度下钻井液流变性控制和高温条件下的稳定性是钻井液体系的关键。室内配制主要使用的无毒分散、有机硅分散、有机硅氟和MFC分散钻井液体系,。
,流动性能良好,优于其他3种钻井液体系。因此,优选MFC钻井液体系。