一种窄密度窗口强护壁钻井液的制作方法
【技术领域】
[0001] 本发明涉及油气田钻井作业中的钻井液研究领域，具体涉及一种适合致密气层易 坍塌井段的窄密度窗口强护壁钻井液。
【背景技术】
[0002] 陇东地区气田储层埋藏深度达4200m以上，属于鄂尔多斯盆地开发最深的区域， 目前，陇东地区逐步扩大开发气田规模，在气井施工过程暴露出一些瓶颈问题，制约该地区 的气井钻井施工速度。钻井方面遇到的主要问题有：
[0003] (1)储层埋藏深达4200-5000m，属于鄂尔多斯盆地开发最深的区域，井底压力大， 井底温度高，最高达到130°C ;
[0004] (2)中统直罗组夹杂砂砾岩，均质性差，易坍塌，安全钻进风险高；
[0005] (3)钻至延长组，密度在I. 2g/cm3之后，容易发生漏失，塌漏同存，问题突出；
[0006] (4)现场钻井液体系抑制性、抗温性、储层保护等性能差。
【发明内容】
[0007] 本发明的目的是克服陇东地区气井施工过程中塌漏同存，储层保护性能差的问 题。
[0008] 为此，本发明提供了一种窄密度窗口强护壁钻井液，包括下述组分：按质量百分比 计，护壁剂1. 5-2. 0%，有机抑制剂1. 0-1. 5%，降滤失剂1. 5-2%，屏蔽暂堵剂1. 5-3. 0%， 提粘剂〇. 1 - 〇. 3%，碱度控制剂0. 1-0. 3%，润滑剂1. 0-2. 0%，重盐6. 0-25. 0%，余量为 水。
[0009] 上述的护壁剂为改性石蜡。
[0010] 上述的有机抑制剂为有机胺共聚物或者聚醚类伯胺。
[0011] 上述的提粘剂为黄原胶或1 %水溶液粘度多2000mPa · s的高粘聚阴离子纤维素。
[0012] 上述降滤失剂为1 %水溶液粘度多IOOmPa · s的低粘聚阴离子纤维素，1 %水溶液 粘度多IOOmPa · s的低粘羧钠基纤维素，羟乙基纤维素，淀粉中的一种或两种。
[0013] 上述的屏蔽暂堵剂为可溶性纤维素或1250目碳酸钙或325目碳酸钙。
[0014] 上述的碱度控制剂为氧化镁，氢氧化钠，氢氧化钾，氧化钙中的一种；
[0015] 上述的润滑剂为水基润滑剂。
[0016] 上述钻井液的制备方法包括如下步骤：
[0017] 1)准备以下各组分：按质量百分比计，护壁剂1. 5-2. 0%，有机抑制剂1. 0-1. 5%， 降滤失剂1. 5-2 %，屏蔽暂堵剂1. 5-3. 0 %，提粘剂0. 1 - 0. 3 %，碱度控制剂0. 1-0. 3 %，润 滑剂1. 0-2. 0 %，重盐6. 0-25. 0 %，余量为水；
[0018] 2)在现场配浆罐内装入上述配比的水，加入1. 5-2%降滤失剂，0. 1 - 0. 3%提粘 剂，充分搅拌混合均匀；
[0019] 3)再加入1. 0-1. 5%有机抑制剂，搅拌使其充分溶解；
[0020] 4)再加入I. 5-3. 0%屏蔽暂堵剂，搅拌充分混合均匀；
[0021] 5)再加入1. 5-2. 0 %护壁剂，搅拌使其充分溶解；
[0022] 6)用碱度控制剂调节剂将体系pH值调至9~10,在实际使用中，根据实际需要加 入1. 0-2. 0%润滑剂，即完成该钻井液的配制。
[0023] 本发明的有益效果：
[0024] (1)本发明的这种窄密度窗口强护壁钻井液制备工艺简单，环境友好，通过添加护 壁剂，在泥页岩表面形成一层保护膜，降低空隙压力传递，防止井壁失稳，降低了漏失的风 险，解决了陇东气田区块塌漏同存、储层保护性能差等特点，非常适合长庆油田致密油气储 层水平井施工的要求。
[0025] (2)本发明的这种窄密度窗口强护壁钻井液通过护壁剂与屏蔽暂堵剂共同作用， 提高了钻井液封堵能力和优良造壁性，利于保护储层。
[0026] (3)本发明的这种窄密度窗口强护壁钻井液各组分无毒、环境可接受性好，能够满 足现场钻井液流变性能的要求，可应用于低渗透和超低渗透油气田开发的钻井液施工中， 特别适合致密油气储层和环境要求较高的施工地区。
[0027] (4)本发明的这种窄密度窗口强护壁钻井液按照API推荐钻井液测试标准检验， 连续测量6天，体系性能稳定，流变性能好，室内抑制性能评价结果护壁性强，体系抗温 150 °C，有较好的抗温性和降失水性。
【附图说明】
[0028] 图1是本发明的岩肩回收率测试结果；
[0029] 图2是本发明的体系抗温性和降失水性能评价。
【具体实施方式】
[0030] 为了克服陇东地区气井施工过程中塌漏同存，储层保护性能差的问题，本发明提 供了一种窄密度窗口强护壁钻井液，包括下述组分：按质量百分比计，护壁剂1.5-2. 0%， 有机抑制剂1. 0-1. 5%，降滤失剂1. 5-2%，屏蔽暂堵剂1. 5-3. 0%，提粘剂0. 1 - 0. 3%，碱 度控制剂〇. 1-0. 3%，润滑剂1. 0-2. 0%，重盐6. 0-25. 0%，余量为水。
[0031] 本发明的这种窄密度窗口强护壁钻井液的制备方法如下：
[0032] 1)准备以下各组分：按质量百分比计，护壁剂1. 5-2. 0%，有机抑制剂1. 0-1. 5%， 降滤失剂1. 5-2 %，屏蔽暂堵剂1. 5-3. 0 %，提粘剂0. 1 - 0. 3 %，碱度控制剂0. 1-0. 3 %，润 滑剂1. 0-2. 0 %，重盐6. 0-25. 0 %，余量为水；
[0033] 2)在现场配浆罐内装入上述配比的水，加入1. 5-2%降滤失剂，0. 1 - 0. 3%提粘 剂，充分搅拌混合均匀；
[0034] 3)再加入1. 0-1. 5%有机抑制剂，搅拌使其充分溶解；
[0035] 4)再加入1. 5-3. 0%屏蔽暂堵剂，搅拌充分混合均勾；
[0036] 5)再加入1. 5-2. 0 %护壁剂，搅拌使其充分溶解；
[0037] 6)用碱度控制剂调节剂将体系pH值调至9~10,在实际使用中，根据实际需要加 入1. 0-2. 0%润滑剂，即完成该钻井液的配制。
[0038] 本发明的这种窄密度窗口强护壁钻井液通过添加护壁剂，在泥页岩表面形成一层 保护膜，降低空隙压力传递，防止井壁失稳，降低了漏失的风险，解决了塌漏同存的矛盾；通 过护壁剂与屏蔽暂堵剂共同作用，提高钻井液封堵能力和优良造壁性，利于保护储层；所用 各组分无毒、环境可接受性好，能满足现场钻井液流变性能的要求，可应用于低渗透和超低 渗透油气田开发的钻井液施工中，特别适合致密油气储层和环境要求较高的施工地区。
[0039] 实施例1 :
[0040] 本实施例提供了一种窄密度窗口强护壁钻井液，将1. 5%降滤失剂，0. 1%提粘剂 依次加入清水中，充分搅拌混合；再加入1. 0%有机胺抑制剂，搅拌充分溶解，再加入1. 5% 屏蔽暂堵剂，充分搅拌混合；再加入1. 5 %护壁剂，搅拌，用碱度控制剂调节体系pH值至 9~10,再加入6%重盐调节密度，最后加入1. 0%润滑剂，搅拌均匀，充分预水化，配制成钻 井液。
[0041] 实施例2:
[0042] 本实施例提供了一种窄密度窗口强护壁钻井液，将2. 0%降滤失剂，0. 3%提粘剂 依次加入清水中，充分搅拌混合；再加入1. 5%有机胺抑制剂，搅拌充分溶解，再加入3. 0% 屏蔽暂堵剂，充分搅拌混合；再加入2. 0 %护壁剂，搅拌，用碱度控制剂调节体系pH值至 9~10,再加入25%重盐调节密度，最后加入2. 0%润滑剂，搅拌均匀，充分预水化，配制成 钻井液。
[0043] 实施例3 :
[0044] 本实施例提供了一种窄密度窗口强护壁钻井液，将1. 8%降滤失剂，0. 2%提粘剂 依次加入清水中，充分搅拌混合；再加入1. 3%有机胺抑制剂，搅拌充分溶解，再加入2. 2% 细目碳酸钙，充分搅拌混合；再加入1. 8 %护壁剂，搅拌，用碱度控制剂调节体系pH值至 9~10,再加入16%重盐调节密度，最后加入1. 5%润滑剂，搅拌均匀，充分预水化，配制成 钻井液。
[0045] 实施例4 :
[0046] 本实施例提供了一种窄密度窗口强护壁钻井液，将1. 5%降滤失剂，0. 1%提粘剂 依次加入清水中，充分搅拌混合；再加入1. 〇%有机胺抑制剂，搅拌充分溶解，再加入1. 5% 屏蔽暂堵剂，充分搅拌混合；再加入1. 5 %护壁剂，搅拌，用碱度控制剂调节体系pH值至 9~10,再加入6%重盐调节密度，最后加入1. 0%润滑剂，搅拌均匀，充分预水化，配制成钻 井液。
[0047] 优选的，所述降滤失剂为低粘聚阴离子纤维素（1%水溶液粘度多IOOmPa *s)和淀 粉的混合物，且低粘聚阴离子纤维素（1%水溶液粘度多IOOmPa · S)和淀粉质量比为1:4， 所述提粘剂为高粘聚阴离子纤维素（1%水溶液粘度多2000mPa · s)，所述有机胺抑制剂为 有机胺共聚物，所述屏蔽暂堵剂为1250目的碳酸钙和325目的碳酸钙的任意质量比的混合 物，所述护壁剂为改性石蜡，所述碱度控制剂为氢氧化钠，所述润滑剂为水基润滑剂。其中， 上述原料试剂均可直接从市场购得。
[0048] 本实施例的这种钻井液的性能评价：
[0049] (1)测试性能实验
[0050] 按照API推荐钻井液测试标准检验，本实施例钻井液的基本性能如表1所示：
[0051] 表1钻井液基本性能
[0052]
[0054] (2)室内抑制性能评价
[0055] 将露头岩心粉碎，取过6目筛网不过10目筛网的岩肩，称取50g放入陈化罐，加入 400ml清水或钻井液，在高温滚子炉90°C陈化16小时，取出后过40目筛网，清洗筛余岩肩， 烘干称量，与初始质量之比为岩肩回收率。结果如图1所示，从图1可以看出，加入该钻井 液，岩肩的一次回收率和二次回收率大大提高，表明该钻井液的抑制性能强。
[0056] (3)体系抗温性和降失水性能评价
[0057] 将配置好的钻井液体系分别放入不同的温度下的高温滚子炉里热滚16h，之后测 泥浆性能，体系抗温150°C。结果如图2所示，从图2可以看出，该钻井液在温度小于150°C 时，体系年度损失率较小，API滤失量稳定，当温度大于150°C时，体系年度损失率急剧增 大，API滤失量也逐渐上升，体系抗温150°C，抗温性和降失水性能均较好。
[0058] (4)体系稳定性评价
[0059] 将配置好的泥浆室温下放置，每天测其性能，连续测量6天后，评价体系的稳定 性。