保护油气层对钻井液的要求

不同油藏使用的钻井液类型不同，但其基本要求却相似。首先钻开油气层的钻井液要达到保护油气层的技术要求，其次还要满足安全、快速、优质、高效的钻井工程施工需要。对这几方面的要求归纳如下。

6．1．1．1　控制井下压力，满足不同油气层近平衡压力钻井的要求

我国油气层压力系数主要在0．4～2．87范围内变化，所谓合理钻井液密度是保证井眼不塌、不喷、不漏的最低密度值，数值上等于地层压力系数加安全密度附加值（该附加值通常考虑两个因素：一是环空循环动压，二是起下钻压力激动值）。这就要求钻井液的密度可根据井下情况和钻井工艺要求进行凋整，以便有效地控制井下流体压力，从而减少对油气层的损害。

6．1．1．2　钻井液中的固相含量及固相粒子的级配

在钻开油层时，使用钻井液肯定对油层会造成一定程度的固相粒子堵塞，钻井液中固相含量愈高，对油层损害愈大（图6－1）。

固相对油层损害的大小决定于固相粒子的形状、大小及性质和级配。在钻井过程中，大于油层孔隙的粒子不会侵入油层造成损害，比油层孔喉直径小的粒子会进入油层造成损害。颗粒愈小，侵入深度愈大。若钻井液中含有细颗粒或超细颗粒，则侵入深度和损害程度愈大。若钻井液中各种大小直径的粒子都有，则细粒子及超细微粒的侵入深度将随之降低，但在损害带的损害程度并不减少。

固相粒子的损害对裂缝油藏更为突出。因此，搞好固控减少钻井液中的固相含量，特别是减少细及超细粒子含量，并使它们保持一个合理的级配，是减小钻井液中固相对地层渗透率的影响，从而减少对油层损害的重要内容。同理，若钻进中井壁不稳定、页岩坍塌、井径扩大、泥页岩造浆等因素造成钻井液的内固含量增加，都将会加剧固相对油层的损害。

6．1．1．3　钻井液对黏土水化作用的抑制能力

油气层中黏土的水化膨胀、分散、运移是油气层水敏损害的根本原因，钻井液对黏土水化的抑制性愈强，则地层水敏损害愈小。对于不同油气层的水敏性强弱，应采用满足要求的合适钻井液。对强水敏性油气层，一般采用油基钻井液和氯化钾钻井液、甲酸盐钻井液、两性离子聚合物钻井液、阳离子聚合物钻井液、正电胶钻井液等强抑制性钻井液；对于碱敏性油气层，可以用对油气层损害程度低的碱度控制剂，将钻井液的pH值控制在7～8；对于速敏性油气层，应尽量降低压差和严防井漏；而盐敏性油气层，应控制钻井液的矿化度处于两个临界值之间。针对油层中的黏土类型和性质，提高钻井液的抑制性是油气层保护技术的另一主要内容。

图6－1　钻井液中固相对地层渗透率的影响

6．1．1．4　钻井液液相与地层流体的配伍性

钻井液液相与地层流体，若经化学作用产生沉淀或形成乳状液，都会堵塞油层，其中水基钻井液滤液与地层水的不配伍能形成各类沉淀，是最常见的损害（结垢）；要求滤液表面张力低，以防止发生水锁现象；滤液中所含的细菌在油气层所处环境条件下，不会大量繁殖生长。这些都是确定相应钻井液配方时需要考虑的因素。

6．1．1．5　各种钻井液处理剂对油层的损害

各类钻井液处理剂随钻井液滤液进入油层都将与油会发生作用，尽管其作用类型、机理因处理剂种类和油层组成结构不同而异，但大多对油层会产生不同程度的损害（图6－2）。由于处理剂是钻井液的必要成分，因此，针对油藏特性，选择适当的处理剂是钻井过程中保护油层技术的又一重要内容。

图6－2　各类钻井液处理剂对油层产生的损害
（a）2．2%PHP对岩样的影响。岩心：1—K0＝882．288×10－3μm2，K1＝757．7×10－3μm2；2—K0＝826．698 ×10－3μm2；3—K0＝485．423×10－3μm2，K1＝329．3×10－3μm2。（b）0．2%CMC对岩样渗透性的影响。岩心：l—K0＝444．953×10－3μm2，K1＝385．4×10－3μm2；2—K0＝512．306×10－3μm2，K1＝450．6×10－3 μm2。（c）10%单宁酸钠对岩样渗透性的影响。岩心：K0＝421．705×10－3μm2。（d）2%FClS对岩样渗透率的影响。岩心：K0＝503．755×10－3μm2，K1＝397．3×10－3μm2

以上虽然讨论的是钻井作业中损害油气层的影响因素，但也基本适用于在井筒里的其他作业，如固井、射孔、修井等。在油气层保护技术中，对钻井液的要求除了以上几个主要方面外，还有很多需要考虑的因素，例如钻井液流变性应满足井下需要、造壁性和封堵能力、温度稳定性等。