[发明专利]低压力系数气藏储层保护钻井液配方及制备方法

说明书

技术领域

本发明涉及一种油气田钻井作业中的钻井液配方及制备方法，是一种特别适合用于气田低压力系数气藏储层保护。

背景技术

长庆气田主要包括苏里格气田、靖边气田和长北气田三大区块，苏里格气田和靖边气田气藏储层地质特点是单砂体厚度变化较大，一般在5～15m，储层物性变化大，非均质性强，试井动态反映地层压力下降快，压力恢复缓慢，地层供给范围小，大部分区块经过前期开采后地层压力系数在钻井、完井过程中下降至0.7-0.9。长北气田主力气藏为上古生界二迭系山2气藏，属于大型整装深层低渗透孔隙型砂岩岩性干气气藏，气田面积大而储层薄：储层厚度 5-45米 (平均15米)，低渗透率 (平均 0.7mD)，低孔隙度 (5%)。

综合室内实验结果并结合原始数据分析表明，长庆气田储层最主要的伤害是水锁伤害，苏里格盒8气层水锁伤害率一般大于70％，属强水锁伤害；由于长庆气田储层气水两相渗流时相对渗透率等渗点低，平均为0.05，且气田储层地层压力低，自吸水性强，储层岩石的自吸水是一个较快的自发过程，水相流体长时间的浸泡储层极易对储层造成严重的水锁伤害。长庆气田上古低渗砂岩气藏主要伤害（水锁、水敏、盐敏、碱敏及酸敏等）均是由水直接引起。所以从打开气层开始到气井投产的整个作业过程中，做到无水（即工作液的滤液）进入气层或尽力减少水的进入，进而缓和压力敏感效应对储层的伤害影响，是保护该气层的应坚持的基本原则。

随着目前长庆气田大面积推广水平井钻井，特别是长分支水平井钻完井过程中，由于长裸眼完井，而大部分区块经过前期开采后地层压力系数在钻井、完井过程中下降至0.7-0.9。由于储层压力系数低，易造成水相反排困难，极易造成钻井液的渗漏、漏失对储层的伤害，导致产量下降严重影响整体开发效果。

现有技术中，中国专利号“CN201110261324.7”公开了一种抗盐、强抑制、保护储层钻井液，其公开日为2012年02月15日，包括下列组分，各组分按重量份配比：膨润土2份~4份、抗盐土1份~3份、纯碱0.1份~0.2份、水100份、提粘剂ST-MH0.4份~0.8份、降滤失剂KNT2份~3份、页岩抑制剂SET-H0.2份~0.6份、有机复合钾盐BPC2份~6份、桥堵剂MF-Ⅱ2份-3份、生物酶储保剂CVS2份-3份。该钻井液体系的侧重点是通过提高体系抑制性和封堵性防止井壁坍塌，控制钻进过程中的井下复杂情况，然而对钻井液在使用过程中对钻开储层的伤害方面仍存在一定的欠缺，特别是在低压力系数气藏储层开发中的长裸眼水平段，渗漏严重，造成严重的储层伤害，并且无法通过后期处理恢复，导致产气量不高，开发效果低下的结果。

发明内容

    本发明的目的在于克服现有技术中气田由于钻井液渗漏及漏失引起的储层过度伤害问题，提供一种低压力系数气藏储层保护钻井液配方及制备方法。本发明无粘土，流变性能易于调节，具有密度可调、低固相、强抑制的特点，特别是在近井壁带，快速形成一个薄而致密、无或微渗透的屏蔽带，阻止钻（完）井液中的液相和固相颗粒进一步侵入储层，从而达到储层保护目的。

为实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：

一种低压力系数气藏储层保护钻井液配方，其特征在于，所用原料包括下述质量百分比的物质：

支撑暂堵剂3～8%；

变形粒子1-3%；

提粘剂0.1～0.3%；

降滤失剂0.5～1.0%；

碱度控制剂0.1～0.3%；

防腐剂0.03～0.1%；

除氧剂0.5～0.8%；

缓蚀剂0.1～0.5%；

余量为水。

本发明还包括作为液相加重剂和抑制剂的有机盐3～20%，所述的有机盐为甲酸钾、甲酸钠或乙酸钾。

本发明还包括润滑剂1.0～2.0%，所述的润滑剂为蓖麻油硼酸酯或蓖麻油聚氧乙烯醚或大豆油。

所述支撑暂堵剂为粒径1250目、325目和100目按1：1：1比例复配而成的石灰石粉。

所述的变形粒子为羧甲基淀粉或羟丙基淀粉中的一种或按任意比例的二种。

所述的提粘剂为黄原胶或高粘聚阴离子纤维素中的一种或按任意比例的二种。

所述的降滤失剂为低粘聚阴离子纤维素、低粘羧甲基纤维素或羟乙基纤维素中一种或按任意配比的两种。

所述的碱度控制剂为氢氧化钠、氢氧化钾或氢氧化钙。

所述的防腐剂为甲醛或戊二醛。

所述的除氧剂为二乙基羟胺。