复杂地层钻井技术

复杂地层钻井技术（精选8篇）

复杂地层钻井技术 篇1

钻井液助剂、钻井技术参数在破碎、松散、易坍塌地层的应用

破碎、松散、易坍塌煤系地层的钻探施工,正确选用钻井液助剂,钻进技术参数是生产顺利进行的`重要保障.

作 者：皮跃进  作者单位：福建省第二地质勘探大队,福建,永安,366000 刊 名：西部探矿工程 英文刊名：WEST-CHINA EXPLORATION ENGINEERING 年，卷(期)：2009 21(9) 分类号：P634.5 关键词：破碎、松散、易坍塌地层   技术参数   钻井液助剂  

复杂地层钻井技术 篇2

1 地层情况

元坝地区二叠系-白垩系地层总厚度7000.00-8000.00m, 其中上三叠统-白垩系陆相沉积, 沉积岩性以砂、泥质岩性为主, 陆相地层总厚度4900.00 m左右, 陆相地层漏失压力较低的沙溪庙及异常高压的自流井、须家河组往往不可避免的处于同一开次, 地层压力系数相差较大, 给钻井施工带来诸多困难及风险。

2 施工难点

2.1 多压力层系共存, 地层漏失频发

元坝地区陆相地层的漏失压力较低的沙溪庙及异常高压自流井、须家河组往往不可避免的处于同一开次, 地层压力系数相差较大, 部分构造主要目的层既为储层同时又为漏层, 钻井液密度安全窗口极窄, 常存在喷漏同存, 需进行承压堵漏, 提高地层承压能力, 方可压稳气层和保证固井质量, 由于裸眼段长及存在低压层及储层孔隙性、裂缝性漏失, 导致堵漏难度大且时间长。

2.2 陆相地层稳定性差, 易发生卡钻事故

一是川东地区上部侏罗系、沙溪庙组地层多为砂泥岩剖面, 砂泥岩中夹薄层页岩, 钻进中容易发生水化膨胀, 井眼容易发生力学不稳定, 易大段垮塌;二是沙溪庙下部存在破碎带;三是须家河组存在碳质泥岩带, 其上覆砂泥岩易塌落掉块。因为须家河组掉块严重, 极易发生卡钻事故, 元坝3、元坝5等井就因在该层位发生掉块卡钻, 难于处理, 被迫填井侧钻。

2.3 陆相地层坚硬, 可钻性低

本地区陆相地层岩性变化频繁, 岩性主要是泥岩、砂岩, 详细划分为:粉砂质泥岩、钙质泥岩、粉砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩、岩屑长石细砂岩、页岩、细粒岩屑砂岩、粗粒岩屑砂岩、长石岩屑石英砂岩、含砾岩屑砂岩、含砾砂岩等, 岩性交替变化频繁;岩石坚硬, 可钻性级别Ⅴ~Ⅷ级, 其中岩石可钻性级别Ⅴ级以上的地层占地层总体的近93%, Ⅴ级以上、Ⅷ级以下的硬地层占地层总体的82%以上, 属硬到极硬地层;砂泥岩地层研磨性普遍较强, 千佛崖组至须家河组地层砾岩成分、粒径明显增多、增大, 砾岩成分最高者达89%, 机械钻速极低。

2.4 井控风险大

元坝陆相地层自流井组和须家河组地层压力系数可高达2.19, 而且与低承压地层 (沙溪庙组) 处于同一裸眼段内, 高密度钻井液极发生漏失而诱发井涌甚至井喷;地面山峦叠复、交通条件差;井眼尺寸大、需要钻井液量大, 更增加了井控风险。

2.5 井身结构调控难度大

元坝地区陆相和海相地层之间以及陆相和海相各层位之间构造迥异、压力系数差别大, 复杂层位多, 含有高压层、低漏失层、坍塌层、盐膏层、高压盐水层、气水同层、裂缝、孔隙漏失层等, 有限的套管层次难以都封固复杂层位, 井身结构调控难度大, 临时变更几率大, 同时也增加了钻井施工难度。

3 应对措施

3.1 工程方面

一是在设计上尽量使高承压能力地层和高压力地层处于同一裸眼段内, 便于安全施工, 降低钻井、井控风险;二是应用气体钻井钻至上沙溪庙底部破碎带的上部, 转换钻井液钻过破碎带, 下入套管封固;三是在高研磨性地层使用孕镶PDC+涡轮钻具, 提高钻井速度;四是采用适当的钻井液密度, 既能压稳气层, 又不致压漏上部地层而诱发溢流, 加重时要控制好加重的速度, 密度差要小于0.02g/cm3, 确保钻井液密度均匀;五是在易漏层钻井, 注意调理钻井液的流变性能, 同时要低转速开泵, 下钻或接单根时要控制下放的速度, 防止压力波动无过大压漏地层;六是进入目的层, 要加强地层对比和循环观察, 尽量少揭开气层, 遇到蹩跳钻、快钻时等现象要先进行溢流检测, 确定无溢流、井筒压力平衡的情况下再循环观察;七是严格执行三岗联坐制度, 认真观察分析液面变化情况, 尽早发现溢流或井漏;八是认真做好低泵冲试验, 至少有三个不同排量下的压力数据, 并提前填写好压井施工单上的基础数据;九是要做好实战演练, 钻开主力气层前, 从思想意识、心里素质、井控理论和操作技能等方面对全员进行系统的学习和训练, 全面提升井控处理能力、提高关井操作能力, 着重加强夜间和雨天的防喷演习, 做到在外界条件不好的情况下, 能快速的控制井口;十是严格落实24小时干部值班带班制度, 对发现的问题及时汇报、整改, 以便快速处理应急事件。

3.2 钻井液方面

针对陆相多压力层系共存, 地层漏失频发和地层稳定性差的特点, 建议使用强抑制性防塌钻井液体系, 如聚胺-阳离子钻井液、聚磺防塌钻井液, 选用合理的钻井液密度, 加入适量的堵漏材料, 调整好流变性, 采用堵漏浆钻开裂缝性气藏。使用沥青类封堵材料, 有效封堵不同渗透性地层和微裂缝泥页岩地层, 增加地层的抗压强度, 有效防塌、堵漏。

3.3 设备物资方面

一是对钻井设备定期检查、保养, 特别是提升系统、动力系统;二是加强井控设备的现场管理, 特别是控制系统、闸阀、内防喷工具等;三是加强钻具管理, 定期对钻具进行探伤, 进行目的层后尽量简化钻具;四是按设计做好物资储备, 特别是加重剂、重泥浆, 柴油 (雨季) 等, 五是加重系统要确保两套能够同时工作, 同时要加强储备重浆的日常维护。

摘要：本文针对元坝地区陆相地层的特点, 对钻井施工过程中可能发生的复杂情况进行了探讨, 这些措施对于保证今后的安全生产具有重要的意义。

复杂地层钻井技术 篇3

摘要：随着钻井工作的不断开展，钻井过程中的复杂情况对钻井液技术提出了更高的要求，如何确保钻井液的性能来提升井下复杂情况的处理能力，文章将结合常见的井漏、井喷及卡钻等现象进行探讨，并提出相应的措施和建议。

关键词：钻井；钻井液；井漏；井喷；卡钻

中图分类号：TE254 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）05-0109-03

随着油气层钻探工作的不断开展，特别是在深井或复杂地质条件下进行钻探时，为了确保钻井施工的正常运行，对钻井液的应用日益广泛。为了提高钻井过程中，对井下复杂情况的处理和施工，对钻井中的井漏、井喷以及卡钻等问题的有效预防是当前钻井工作中的重点。本文将结合钻井液的应用情况探讨其应对措施。

1 井漏的特点及预防措施

在钻井、固井等各种井下作业过程中，由于压差的作用等导致各种工作液漏失的现象比较普遍，如钻井液的流失、水泥浆的流失以及其他完井液等流体的流失现象等，为此，加强对钻井作业中的各种井下复杂情况的处置与预防是首要问题。从井漏的发生机制可知，通常在浅层或中级深层钻探中或者在不同的地质条件下，如第四系到占生界之间的岩层中很容易出现井漏现象。井漏现象的发生不仅给钻井液带来了漏失，也严重影响了钻井进度，甚至造成卡钻、井塌等复杂的钻井事故，会给整个钻探工作带来严重的经济损失，为此，加强对井漏问题的分析和研究，对井漏工作实施有效预防是避免井漏的有效措施和途径。加强对钻井液的技术改良，主要有以下几点：

1.1 有效调整钻井液的动压力

在钻井和完井工作过程中，对钻井液的动压力的测定和调整是预防井漏的有效途径之一，由于钻井液的密度和选型以及在工作状态下的环空压耗等，都会产生较大的动压力，为此，有效选择不同类型钻井液的浓密度等性能指标，在下钻或下套管的过程中要讲究方法，缓解即时性的压力等。

1.2 对钻井液的物理化学性能进行调整

对于钻井液的物理化学性能的调整也是有效改善钻井液渗失性的措施，如针对孔隙型漏失，通过增加膨润土或者增加粘稠剂，来提高钻井液的动切力和静切力，从而增强防渗透能力，提高了地层的承压性能。

1.3 对钻井液增加一定的堵漏材料

对于在钻井过程中出现的孔隙或裂缝型漏失层时，通常需要在进入该层段时，通过增加适当的堵漏材料来预防孔洞漏失。比如在对某油井的地层压力进行分析时，当发现有井漏现象时，通过添加狄塞尔堵漏剂，使得井漏现象得到有效控制，而在继续钻探时，又发生了新的漏失，此时可确定漏失现象的原因是砂层地质所致，为此，通过添加单向压力封堵剂、持续灌注、循环堵漏，最终实现了有效地防漏，提高了地层的承压能力，也使得最后完井时也没有再发生漏失现象。因此，在堵漏材料的准备上，不仅要有多种性能的堵漏材料，还要有足够多的数量，否则将严重影响钻井的堵漏效能。同时需要注意的是，当发现钻井液漏失时，如果地面的钻井液储备不足或者钻井液不能及时供应，要及时起钻，以预防卡钻等其他钻井事故的发生。比如针对大裂缝或溶洞引起的井漏，常采用由聚合物、交联剂与桥塞材料组成的堵漏剂CACP，它具有相当好的凝固性，通过掺入不同的缓凝剂或促凝剂，来实现对凝聚时间的有效控制。

2 井喷的特点及预防措施

在钻井过程中，当遇到地层内的流体喷到地面或者窜至其他地层时，我们称之为井喷现象。钻井井喷事故的发生不仅严重影响了钻井任务和工期，还会造成对油气层的破坏，甚至会使油气井报废，为此，在钻井勘探过程中，加强对井喷事故的预防，从工程施工和钻井液的技术改良上来加强防范就显得尤为重要。

2.1 常用的工程防范措施

对于钻井井喷事故的防范方法，从工程施工上主要体现在以下几点：一是对钻井机械钻速的控制，防止因钻速过快而导致油气进入井筒造成井喷；二是通过对地层结构的全面分析，设计有效地井身结构，以防止上喷下漏或上漏下喷造成的压力性井喷；三是对井控设备的选用和设置，特别是对于气侵后引起的钻井液密度的变化分析，及时使用井控装置来加以预防。

2.2 对钻井液密度的合理调整

从钻井作业中，结合钻井地层的压力剖面分析，及时调整钻井液的密度，使其能够高于地层孔隙压力或高于裸眼井段的最高压力，比如在对油层进行钻探时，对钻井液的密度要附加0.05～0.10g/cm3，对于气层时，钻井液的密度要附加0.07～0.15g/cm3，并对整个钻井过程中的各地层压力进行及时的监测，随时调整钻井液的密度，以确保钻井液的液柱压力始终高于裸眼井段的最高孔隙压力。

2.3 钻机进入油气层或水层前及时调整钻井液的性能

当钻机进入油气层或水层之前，除了对钻井液的密度进行调整之外，还要对钻井液的性能进行调整，比如在保证钻井液的正常情况下，应该选用较低的钻井液粘度和切力，以防止终切力过大造成的对下钻过程中的激动压力或抽吸压力。

2.4 对钻井液进行有效地加重处理

在钻井作用过程中，如需要加重钻井液时，必须首先调整好基浆的性能，对膨润土的增加量要根据加重钻井液的密度来逐渐减少，同时，在循环加重压井时，为保持钻井液的性能稳定，需要添加适当的重晶石，并按照循环周期的要求，使得每一个循环周期的钻井液密度提高值控制在0.05～0.10g/cm3之间。

2.5 钻速对井漏的影响与防范

不同的钻速对井漏的影响也是不同的，在钻井液性能一定的情况下，在钻井作业中对钻速进行有效控制，可以防止因加速过快而造成的压漏地层，比如在开泵时产生的压力控制。同时，在钻井作业中面对不同的压力系统地层时，比如对于进入高压层之前，要及时进行堵漏预防，提高上部地层的承压力，可以有效地防范高压油气层对上层地层造成的井漏或井喷事故的发生。

2.6 对钻井液的体积进行及时的监测

在钻井过程中，通过肉眼来观察钻井液的体积变化，比如起钻时要加注满钻井液，并在钻井过程中实时监测钻井液的数量变化，在下钻时，也要观察泥浆池和从井筒中返回的钻井液的数量。

2.7 对加重钻井液的有效储备

钻井作用过程中随时都有可能发生高压油气层，为此，对于加重钻井液要给予适当的储备，以应对在钻井过程中遇到的突发性需要，从数量上要高于钻井井筒中的钻井液数量。同时，在钻井过程中，要做到对钻井液的分段循环，以避免因气体膨胀而产生的井涌现象。

3 对卡钻的分析与预防

钻机在钻井过程中出现被卡死的现象，称为卡钻。在钻井中常见的卡钻有压力差形成的卡钻、井塌造成的卡钻、缩径造成的卡钻以及砂桥卡钻、泥包卡钻等，通常大多数卡钻现象都与钻井液有关系。如在易发生卡钻的低压层或多压层中，通过引入微泡钻井液，利用其流变性和稳定的泡沫，能够确保在低剪切速率下保持较好的黏度和低触变性。比如在遇到高活性软泥岩层时，通过引入氯化钙钻井液，其优异的包被和抑制性，对于黏土井段的施工具有更好的钻井液流动性和清洁性。当面临沉砂卡钻时，需要提高钻井液的黏度和切力，现建立小排量的开泵循环，缓慢解卡，在确保有效携砂的过程中，逐步开大排量的泵循环，以实现边循环边活钻的目标。对于坍塌引起的卡钻，通过开泵建立循环来逐步加大排量，在提放过程中要轻，要慢，不可猛提猛放，同时，通过提高泥浆的粘度，来有效处理坍塌物，还可以在泥浆中增加磺化沥青，来增强坍塌层的胶结力等。为此，必须从技术上控制好钻井液的粘度和密度，同时，对环空返速进行设计时，要防止钻屑对钻机的影响，一旦发生卡钻，通过钻头水眼的开通，来清除沉砂，并且提高钻井液粘度和切力，在循环中活动钻具，以实现对卡钻的有效解决。

总之，在钻井过程中，钻井液的正确选择和科学应用对于面对井下的复杂情况来说至关重要，为了提高钻井效率和效益，加大对钻井液的性能指标研究和探索意义重大。

参考文献

[1] 王贵.提高地层承压能力的钻井液封堵理论与技术研究[D].西南石油大学，2012.

[2] 于培志，牛新明，苏长明，吴文辉.西部新区复杂地层钻井液技术[J].钻井液与完井液，2005，（2）.

作者简介：黄元建，陕西延安石油天然气有限公司助理工程师，研究方向：石油工程；贾保奎，陕西延安石油天然气有限公司工程师，研究方向：石油工程。

复杂地层中大口径钻孔的施工方法 篇4

本文主要探讨了大口径钻孔施工方法及其特点,并结合各类地层的`特点,指出因地层条件的不同应选用相适应的施工方法.文中还阐述了几种地层成孔过程中应注意的问题.

作 者：崔玉国 李国松 李国政 CUI Yu-guo LI Guo-song LI Guo-zheng 作者单位：吉林省地质工程勘察院,吉林,长春,130021刊 名：吉林地质英文刊名：JILIN GEOLOGY年，卷(期)：28(1)分类号：P634.2关键词：大口径钻孔 复杂地层 施工方法

复杂地层钻井技术 篇5

一、工程概况

1. 工程位置及范围。

2#联络通道位于坪洲站至西乡站盾构区间中部, 在新湖路下方, 设计里程为CK30+821.91 m, 通道宽3.7 m、高3.9 m、长6.3 m、埋深11.2 m, 不含泵房。

2. 工程水文地质条件。

该通道处上覆第四系全新统人工堆积层、海积层、海冲积层和残积层, 下伏加里东期混合花岗岩及燕山期花岗岩;从上至下依次为:7 m范围内为填土层、填石层, 7~11 m为淤泥质黏土, 11~23 m为中粗沙层、砾沙层, 23 m以下为黏土层。坪—西区间联络通道埋深11.2 m, 地层以沙层为主, 经抽芯检查, 发现该通道处地层互层明显, 情况复杂。

地质勘察发现, 该通道区域的地下水位埋深2.1~4.5 m, 水位高程0.36~2.37 m, 水位变幅0.5~2.0 m。填土层、黏土层以及淤泥质地层的渗透系数为0.001~0.500 m/d, 属弱透水性;海积中粗沙层、砾沙层和圆砾层为强透水性, 渗透系数为20~100 m/d。该地段地下水的总径流方向为由东北向西南。在该工程施工中, 虽然已按招标图中要求的加固方案进行处理, 但还是出现了加固效果不佳的现象, 导致这种现象的主要原因是当地复杂的水文地质条件。

二、原加固方案及变更后的处理方案

在招标图中, 2#联络通道的加固处理设计为单管旋喷, 考虑到地层的复杂性和工艺本身的特点, 施工中增加了袖阀管注浆, 但这种处理在中粗沙和砾沙层中的加固效果极差 (开挖范围内) 。专家分析, 造成这种现象的主要原因在于当地特殊的水文和工程地质条件。综合考虑安全、工期等因素, 且考虑到修改后的施工方案为原招标方案的延续, 因而后期提出变更施工方案。

1. 原加固设计方案和加固情况。

虽然已经对2#联络通道的原加固招标设计进行了完善, 但施工中还是出现了加固效果不佳的现象

(1) 2#联络通道招标设计和施工图设计情况。在招标设计中, 通道中心设计里程为CK30+821.91 m, 加固形式为密排单管旋喷 (Φ600 mm@450 mm) ;在施工图设计阶段, 通道位置维持原招标设计不变, 考虑到当地的地层特性, 因而对招标设计进行加强, 将其改为密排单管旋喷 (Φ450 mm@450 mm) +袖阀管注浆, 加固范围如图1所示。

(2) 2#联络通道原加固施工情况回顾。按施工图设计方案加固, 加固方式为单管旋喷+袖阀管注浆, 单管旋喷注浆量为250 kg/m, 压密注浆量为400 kg/m。加固完成后检查发现:7~12 m加固效果好, 岩芯呈柱状, 连续性好;12~15 m加固效果较差, 岩芯呈块状, 局部无加固体;15 m以下为原状地层, 无加固体。尔后, 又采用双管和三管旋喷进行试桩, 但效果均达不到设计要求。

2. 原变更施工方案的必要性。

不管是从安全风险方面考虑, 还是从法律法规和合同约定方面考虑, 都必须对原设计方案进行变更和完善。

(1) 安全风险方面。结合该线路中宝体公园站基坑开挖、宝—坪区间暗挖隧道、18标暗挖隧道施工中出现的涌水、涌沙和塌方情况来看, 2#联络通道在原加固状态下, 即使采用洞内全断面注浆, 也无法保证达到安全开挖要求, 无法完全避免涌水、涌沙的情况。

另外, 该通道位于交通繁忙的新湖路下方, 道路两侧为麻布村的楼房和商铺。楼房高4~5层, 距隧道边线15~21 m。且隧道上方管线较多, 有路灯线、雨水管、污水管、自来水管、煤气管和电信光缆等。另外, 西乡街道管理所距左线隧道仅15 m, 且大门正对2#联络通道。经调查:西乡街道管理所的建筑为人工挖孔桩基础, 深26 m, 为摩擦桩;隧道南侧为麻布村居民楼, 高4层, 也为摩擦桩, 距隧道21 m。在这两栋房屋后方和两侧, 还有多栋居民楼, 地面环境复杂。

在采用原施工设计方案加固之后, 取芯结果证明未达到加固目标, 并且在右线挖孔桩取钻杆过程中多次出现涌水、涌沙事故, 最后不得不安放护筒才完成施工。这也进一步证实了原设计方案的欠缺和当地地下水的丰富。可如果仅靠洞内全断面注浆, 也难以控制风险。在地表环境如此复杂的地段, 如果出现不可控的涌水、涌沙, 轻则地表塌陷、管线受损、建筑物开裂, 重则将会破坏成型隧道, 造成无法估量的损失。由此, 也得出了只有先进行降水施工才能满足后续施工需要的结论。但在降水施工中, 如果采用开放式降水, 则不仅会因该通道地层的渗透系数较大而无法保证降水效果, 而且可能导致附近建筑物出现不均匀沉降, 最终造成严重的负面影响。因此, 综合考虑各方因素, 最终确定采用连续墙帷幕式降水法。

(2) 法律法规和合同方面。鉴于该联络通道特殊的地质条件和采用原设计方案的实际加固效果, 在目前的条件下, 将无法保证施工安全, 严重时可能危及施工人员的人身安全。《中华人民共和国劳动合同法》第三十二条规定, “劳动者拒绝用人单位管理人员违章指挥、强令冒险作业的, 不视为违反劳动合同……劳动者对危害生命安全和身体健康的劳动条件, 有权对用人单位提出批评、检举和控告。”鉴于此, 必须对原加固设计方案进行修改和完善。

三、最终确定的加固方案

经多方咨询, 并结合该工程的水文地质条件, 最终确定选用“地下连续墙止水帷幕+深井降水”的加固施工方案。

通道围护结构为厚600 mm的地下连续墙, 采用冲桩机配合槽壁机成槽, 深入黏土层2 m。待2台盾构全部通过后, 在通道轮廓两侧施工800 mm降水井, 井底在通道底以下3 m。

四、场地分期与平面布置

受场地限制, 该连续墙的施工分两期进行, 一期主要施工原围挡范围内可施工的连续墙, 二期为一期施工剩余部分, 场地分期围挡。根据该工程的施工条件, 将连续墙的施工分为三个阶段。

1.第一阶段。

一期围挡内施工, 包括导墙、泥浆池和连续墙的施工及路面恢复。

2. 第二阶段。

在一期路面恢复并达到通车条件后, 开始二期连续墙施工。在第一与第二阶段施工过程中, 当浇筑好的混凝土强度达到70%时, 在连续墙施工接缝内侧钻3个压密注浆孔, 然后通过压密注浆进行封堵, 以加强止水效果。

3. 第三阶段。

待2台盾构机全部通过通道后, 先在洞内对连续墙与管片缝隙注浆封堵, 然后在新湖路中间占道并施工2口降水井, 待达到降水条件后, 再在洞内进行通道开挖工作。

五、结论

复杂地层钻井技术 篇6

随着城市土地资源稀缺,新建高层建筑物多为在旧新区进行改造,施工过程中地下障碍物、旧房屋基础、人防、木桩较多,施工过程中又受地下障碍物、旧房屋基础、人防、木桩影响较大。因此,如何经济、快速清除地下障碍物就成为保证施工进度、安全、质量的重点和关键。

1 工程概况和特点

本工程基地面积约6万m2,桩基采用钻孔灌注桩。本工程地上覆土层基本为原厂房基础、人防设施以及回填的块状建筑垃圾,成分复杂。经现场挖探,发现上部土层覆盖面积广,深度大,深度0.5 m～4.5 m,回填物复杂多样,块状物粒径0.2 m～1.50 m,多为块状混凝土、岩石块、砖块以及未探明的桩基础(见图1)。局部原木桩较多,约550根,木桩埋深约自然地坪下2.5 m,木桩截面尺寸0.15 m×0.30 m,木桩长12 m。不进行全面彻底的处理,无法满足桩基施工要求。

2 各种障碍物处理技术措施

2.1 清除表层覆盖原厂房基础、人防设施施工方法

1)因上部回填土层较厚、回填物复杂、埋深不同,在试桩施工过程中采用常规施工方法,根据试桩桩位人工开挖深护筒清除地下障碍物,因地下障碍物埋深较深、复杂多样,人工开挖深护筒较难清除,一般清除需2 d～3 d才能完成一个,对工期影响较大。另因表层土土质较差,存在较多安全、质量隐患。若在此基础上进行场地硬化,在施工工程桩时必然造成大面积桩基无法正常实施,从而导致工程工期、质量、安全等多方面的影响。若全部清除,则场地土层地耐力较小,容易造成硬地坪下陷破碎的现象。

2)经综合考虑,拟调整施工工序,采用先开挖表层1 m范围内土方,探明地层情况,采取不同的方案进行处理,从而一次性解决上层杂填土与地下障碍物的问题。各地层情况处理方案如下:a.基坑范围以外非施工区域的地层:平整场地,浇筑地坪,搭设临时设施等建筑。b.地块东南层较大面积上覆杂填土厚度小于1 m的地层:保留原土层,清除局部障碍物,后平整场地并浇筑硬地坪,在原地面标高上进行桩基施工。c.基坑范围内上覆杂填土厚度大于1 m～2 m的地层:开挖表层1 m范围内杂填土,后平整场地并压实,再硬化地坪进行桩基施工。d.基坑范围内上覆杂填土厚度2 m以上的地层:开挖上层全部杂填土后回填好土至原地面以下1.5 m,再回填0.5 m建筑垃圾等硬质物,然后平整压实浇筑硬地坪进行桩基施工。e.基坑范围内地下人防、基础等建筑结构:放坡开挖结构物周边土层至结构底面,破碎结构并彻底清除混凝土块等,再运好土分层压实回填至地面下1.5 m,然后回填0.5 m建筑垃圾等硬质物,最后平整压实浇筑硬地坪进行桩基施工。f.放坡。基坑开挖周边采用1∶1放坡处理,坡面采用钢丝网片细石混凝土护坡。坡面稳定性验算如下:表层1 m土开挖围护结构计算:基坑开挖深度为1 m,分一级放坡,采用瑞典条分法、总应力法模式计算。计算时考虑地面超载20 k Pa,护坡施工跟踪土方开挖进行,保证土方开挖后2个工作日内完成护坡工程的施工。g.坑底标高控制。当开挖到坑底面标高时,在坑内钉入0.4 m长的二级10钢筋,将标高抄测到距设计标高0.3 m处,每3 m设一点,每两根钢筋之间拉小线,以此严格控制挖土标高。进行坑底标高控制时,由测量工配合作业(见图2)。

2.2清除木桩施工方法

因本工程木桩较多,深度约在清除1 m表层土后自然地坪1.5 m以下,经计算,木桩抗拔摩阻力为234.45 k N(见表1),如需直接拔出需35 t以上的吊车拔出,因木桩埋深普遍较深,所在面积较大,暂不具备现场集中开挖地后采用吊车施工工作面,经研究分析,拟采用下列两种方案进行处理:

1)拔出木桩施工方案。

在1 m表层土开挖完成后,利用挖机开挖至木桩表面,精确定位测量出木桩位置,采用随挖随填的方式回填1.5 m,回填至清除1 m表层土后的自然地坪标高。

方案一:施工放样出木桩准确位置后,开挖φ500 mm护筒,利用GPS-10型钻机单腰三翼合金钻头直接在木桩上进行钻进,钻碎2 m左右木桩后,通过钻机自身提拔力拔出木桩(见图3)。

方案二:施工放样出木桩准确位置后,开挖φ600 mm护筒,利用GPS-10型钻机钻头钻尖在木桩四边打孔,破坏木桩摩阻力后,通过钻机自身提拔力完整的取出木桩(见图4)。

2)实施效果。

方案一:钻头直接在木桩上施工,钻碎上部木桩时间过长,约3 h,钻机钻头损坏过快,拔出的木桩已损坏,利用价值不高。方案二:采用方案二拔出,引孔成孔时间短,四个孔约2 h内完成,木桩能完整拔出,可回收利用,每台桩机每天可完成清除回收木桩约10根,两台桩机一个月全部完成清除木桩工作,满足进度要求。

经两种施工方法进行比较,方案二具有经济、快速的处理拔出木桩。故选用方案二进行施工。

3结语

本工程在开挖表层土后,场地内障碍物均已清除完成,为后期桩基及围护工程施工提供较好场地,为工程质量和工程进度提供保证。另减少工程桩1 m的成孔费用,同时为业主取得了较好的经济效益。需要注意的是,此种方法适用于障碍物、杂填土存在较为普遍且具有一定厚度时使用,但开挖深度不宜超过1 m,否则边坡安全、地下水渗漏难以保证。拔出木桩采用方案二进行施工,大大节约施工时间,降低施工成本,同时回收较多较好的木桩,取得了良好的经济效益,确保工程进度、工程安全及质量要求。

参考文献

[1] 刘建航,侯学渊.基坑工程手册[M].北京:中国建筑工业出版社,1997.

[2] JGJ 120-99,建筑基坑支护技术规程[S].

[3] YB 9258-97,建筑基坑工程技术规范[S].

[4] DBJ/T 15-20-97,建筑基坑支护工程技术规程[S].

复杂地层钻井技术 篇7

1 碎卵石地层

碎卵石土由于颗粒大小不均、形状不规则, 具有空隙压缩性低、抗剪强度大等特点, 在施工过程中易发生卡钻、塌孔等事故。

1.1 卡钻

卡钻是指在旋挖钻进过程中钻具被孔壁卡住, 使提钻或旋转无法正常进行。在碎石土层钻进发生卡钻的原因有以下几种:

1) 当钻斗转速过快带动泥浆冲刷孔壁或一次钻进超深, 钻头内的碎石从排水口挤出甩至孔壁间隙造成卡钻;2) 孔壁探头石导致径向卡钻;3) 钻齿磨损导致卡钻;4) 孔斜导致卡钻;5) 塌孔埋钻;6) 缩径导致卡钻。

预防措施:1) 一次钻进速度进行严格控制不应太深, 一般不超过钻斗高度的1/3, 这样可以避免石块从钻斗上方空口掉落和避免钻屑挤在钻斗筒壁和孔壁之间形成较大的摩阻力。2) 在碎石土层的钻进过程中转速不宜过快, 旋转速度快则会带动孔内泥浆高速冲刷孔壁, 导致孔壁掉块卡住钻头。3) 提钻过程中提速不宜太快同时要低速转动防止孔壁有探出的异物卡住钻具。4) 预防孔壁上凸出的探头石块, 在提钻过程中要尽量慢提同时反转钻头。遇到探头石径向卡钻, 则要先用螺旋钻头扫孔把探头石松动后再钻进, 如果遇到较大的探头石必须用岩石筒钻反复的旋转来切断孔壁的探头石。

1.2 塌孔

在碎卵石中钻进造成塌方的原因有两种:碰撞塌孔和漏浆塌孔, 碰撞塌孔发生在提放钻具的过程中, 钻头乱碰孔壁破坏泥皮导致孔壁塌方。另外一个就是下放钢筋笼过程中没有保持好与钻孔同轴度或钢筋笼发生变形, 使钢筋笼与孔壁发生刮碰导致塌孔。由于碎卵石地层胶结性差泥浆漏失严重, 施工时易发生掉块塌孔, 因此施工时需用粘度较高、密度适中的泥浆保持孔内有足够的水头高度。

塌孔的预防措施:1) 预防地下水位以上的塌孔必须在地下水位以上形成稳固的孔壁阻止泥浆渗漏, 可以采用提高泥浆的粘稠度再加入适量的防渗剂防止泥浆向碎石缝隙中渗漏。2) 地下水位以下的塌孔一般要提高泥浆比重和粘稠度, 如果发现大量漏浆可向孔内注浆以平衡孔壁侧向压力防止塌孔, 同时及时向孔内投放片石、袋装粘土、袋装水泥等填料, 通过钻头的旋转使这些填料不断落入孔壁, 等待一定时间孔壁稳定后再继续钻进。

2 砂层

1) 砂土胶结力弱遇水软化渗透系数大, 地下水丰富时易发生流砂现象, 砂土密实度不同时易发生流砂现象。砂土密实度不同时力学性质差异大, 密实度高时, 砂土强度大, 结构稳定, 压缩性小。其性质与形成的地质年代、颗粒组成、矿物质成分有很大关系, 施工前要熟知地质报告。在砂层施工时易发生埋钻事故。砂层施工时要保证两慢, 即钻进速度慢, 提钻速度慢, 因为快速的钻进和提钻会造成孔内泥浆对孔壁稳定产生不利影响。快速提钻会在钻头下部产生负压抽吸区和孔壁冲刷区, 砂层本身颗粒间胶结力弱, 又常含有丰富的地下水, 因此容易引起孔壁坍塌。

2) 配制泥浆。泥浆具有平衡水头压力, 形成稳定泥皮防止塌孔的特点, 泥浆密度小形不成稳定泥皮容易塌孔漏浆, 泥浆密度大对成桩后承载力产生不利影响, 一般在砂层泥浆比重控制在1.1～1.3, 通过砂层时严密检测孔内泥浆比重和液面高度, 当出现液面快速变化或大量气泡产生时往往会出现塌孔事故, 要立即提钻防止事故扩大。

3 泥岩层

泥岩的单轴抗压强度在2 MPa～9 MPa之间, 具有膨胀性、崩解性, 由于泥岩介于泥和砂之间, 在泥岩钻进时易发生打滑、糊钻等施工事故。

3.1 打滑

打滑是指钻齿在原生岩土表面滑动而不吃入原生岩土层, 此时钻进回转阻力小, 泥浆侵入钻齿与原生岩土层的接触面和钻孔过程中研磨作用产生的泥浆大大降低齿与原生岩面摩擦力, 造成消除打滑现象变得困难。处理方法为建立一个初始压力使钻齿一开始就能吃入原生土层, 在不能吃入土层时通过转速和加压力的频繁变化使钻齿吃入原生土层并维持吃入状态, 吃入原生土层后要保持钻压和动力头低转速, 一旦动力头转速加快, 立即加压使动力头转速接近5 rpm～8 rpm。即采用“变加压力、低转速”的操作方法进行泥岩钻进。

3.2 糊钻

泥岩吸水性强, 钻屑吸水后变成粘性很大类似硬塑、可塑或软塑状粘土物质, 这些钻屑糊在钻齿和钻底, 使钻齿不能作用在原生岩土上或钻渣不能向筒内运动使钻进困难, 解决办法是:

1) 及时清理钻底上糊住的渣屑, 清理钻头不一定要到孔外进行, 如果钻渣中硬块或砂砾较多可以选择孔底清渣。避免硬塑状渣屑糊死钻底的办法是尽量提高钻齿钻进过程的吃土深度和避免长时间打滑。

2) 加大切入角, 旋挖钻机在泥岩钻进一般采用切削式钻齿, 当发生糊钻现象时可以将钻齿前切削面角度增加为60°。

3) 泥岩钻进时采用“变加压力、低钻速”的操作方式可以有效阻止钻屑粘糊包裹钻头侧壁, 堵塞泥浆通道造成糊钻。

4硬质岩层

对于嵌岩端承桩要求入岩大于1.5倍桩径, 旋挖钻机必须具备在硬质岩层钻进的能力, 由于硬质岩层硬度较大, 钻进缓慢对钻头磨损较大, 对钻杆和主机磨损较大, 施工时选择合适的钻具和施工方法会取得事半功倍的效果。

1) 钻具优先选用牙轮或截齿筒钻取芯, 然后用锥形螺旋钻头破碎, 再用双底捞砂斗清渣, 当孔内清洁时牙轮或截齿硬质合金刀具始终作用在新鲜岩面上很少进行二次破碎钻进效率较高。2) 要实现高效入岩还要注意以下几点:筒钻及螺旋钻头锥角参量和布置合理化, 钻进时为钻具提供不同的轴向加压力, 合理的分配破碎功比, 使岩石达到脆性破坏。3) 加压方式选择, 在进行硬质岩层钻进时采用动静载耦合方式加压, 将低频脉冲动载叠加于静载之上, 形成对岩石的冲击作用, 同时转速随着负载变化使截齿产生了对凸起点的凿削作用。当钻机提供的压力大于岩石的抗压强度极限时会呈现岩石最高效率的破碎形式跃进破碎。

5结语

本文是根据旋挖钻机在以上几种地层施工经验基础上总结而成, 但实际施工中还可能出现其他各种无法预知的状况和困难, 不同的地质状况造就了工程的唯一性和不可重复性, 对不同地层首先要详尽的掌握其地质资料, 充分做好施工准备, 施工中没有一成不变的工法, 只有靠科学的技术指导和灵活多变的处理方式, 才能保证施工顺利进行。

摘要：针对砂层、卵石层、泥岩层、硬质岩层等复杂地层, 结合旋挖钻机的施工特点和秦皇岛地区的地质情况, 总结了旋挖钻在复杂地层的施工技术, 以指导实践。

关键词：旋挖钻机,砂层,泥岩层,施工技术

参考文献

[1]杜文举, 樊正林.旋挖钻机在中细砂层和粉细砂层的钻孔施工[J].四川建筑, 2007 (9) :55-56.

[2]徐志超.旋挖钻机钻进泥层及硬塑黄土地层打滑原因分析及处理[J].探矿工程, 2008 (12) :12-13.

复杂地层钻井技术 篇8

在钻井、完井和生产过程中造成的地层伤害会使井眼的产量降低。在第5届框架计划ENERGIE部分的2002年欧洲井眼产能计划中, 其中一个目标就是要确定乳化钻井液的主要地层伤害机理以及伤害机理发生的条件。这些钻井液体系一般以油相为连续相, 以盐水液滴和黏土颗粒为分散相。这些体系也称为油基钻井液 (OBM) 。OBM体系表现出突出的钻井性能, 如润滑性强, 能稳定活性黏土, 保持井眼稳定, 抗污染能力强, 钻屑颗粒坚硬且干燥等特点。广泛的现场应用表明, 该体系造成的油层伤害要比水基钻井液 (WBM) 低得多。但是, OBM体系的地层伤害机理要比WBM的地层伤害机理复杂, 而且OBM体系的组成也比WBM的组成复杂。OBM含有两相不相混溶的流体, 且含有能间隔两相的表面活性剂, 这些组分的性质主要受温度的影响。OBM中的油相能够与储层中的油 (含有一些不同浓度的组分) 相混溶。因此, 很难对油相组分和水相组分之间的相互作用进行研究, 因为它们之间的作用还受到原油组分、OBW组分和现场条件 (温度和压力) 的影响。为了深入认识地层伤害, 需要对OBM各组分之间的化学作用进行深入研究, 同时还需要对乳液/悬浮液体系的性能有深刻的认识。本文主要研究了粗乳液对地层伤害的影响, 认为钻井液滤液 (MF) 和储层流体在钻井过程中被混合在一起。

总之, 乳液是一种液体以一定尺寸液滴形式分散在另一相不相混溶的液体中组成的分散体系。该分散体系的稳定时间依据用途而定, 从几分钟到数年不等。本文可以制备出两类乳液 (粗乳液和微乳液) :微乳液的粒径在0.01～0.20 μm之间, 呈透明状或者半透明到泛微白色不等, 是热力学稳定体系。粗乳液一般称之为乳液, 粒径范围在0.1～100 μm之间, 呈非透明状, 在显微镜下很容易观测, 是热力学不稳定、而动力学稳定的体系。油基钻井液一般形成的都是粗乳液。下面所遇到的粗乳液都简称为乳液。

乳液是热力学不稳定体系, 随着温度升高, 稳定性降低, 迅速破乳, 乳液稳定性根据现场需要有不同的定义。在很多应用中, 定义为分散液滴抵抗相互聚结的能力。但是, 在其他一些应用中, 则定义为由于油水两相密度差引起的乳液滴的分层、上浮或沉降。在此过程中, 虽然会产生充填密度梯度, 但液滴数量不变。聚结和沉降都会改变OBM的性质。本文开展了系列标准实验和特别设计的实验来检测乳液性质。

2 实验部分

2.1 流体

室内实验和岩心流动试验所用的模拟地层水是人工配制的地层盐水 (FW) , 其组分如表1所示。

使用了两类油相, 分别是低沥青质含量 (STOL) 和高沥青质含量 (STOH) 的储罐原油 (STO) 。STO中的沥青含量 (根据ASTM D650-00标准测得的正庚烷含量) 如表2所示。

使用了两类商用OBM体系, 一类以矿物油 (MB) 为主, 一类是以合成基油[SB, 线性α-烯烃 (LAO) ]为主。MB的芳香基团含量低于0.01 (质量分数) , SB则为0。所报道的OBM的主要组分如表3所示。制备不同组成的钻井液样品, 改变主乳化剂和辅乳化剂的加量。体系分为加与不加固体颗粒以及加与不加天然沥青 (Gilsonite, 常用作滤失控制剂) 。在制备的体系中水油比分为两类:25/75和5/95。按照典型加料和浓度配置的钻井液体系称为基浆。

MF是钻井液样品从120 μm到5.0 μm再到0.45 μm孔径的逐次过滤而得到的。从MB和SB钻井液体系得到的钻井液滤液分别称为MFMB和MFSB。

2.2 钻井液体系中乳液的性质

在不同条件下储存钻井液样品以研究所选择钻井液体系的性质。钻井液样品在设定温度 (分别是90 ℃、120 ℃和150 ℃) 下在密封罐中热滚16 h或者在垂直活塞罐中密封14天。之后, 冷却样品容器, 缓慢打开储罐以防放出气体过程中高剪切速率下形成乳液。沉降乳液速率可以通过自由油相体积随时间的变化来确定。在不同相中水滴的大小可以通过显微镜观测。

可以通过Fann 35流变仪和Fann电稳定测量仪分别测量钻井液体系的流变性和乳液电稳定性。HTHP (高温高压) 滤失量在所选温度 (90 ℃、120 ℃和150 ℃) 和压差为500 psi (1 psi=6.89 kPa) 的条件下测定。钻井液样品中乳液的类型通过稀释的方法检测。

2.3 储层中乳液的形成

2.3.1 室内实验

本文根据ASTM D3707 (1999年颁布) 测试标准测定储层中形成的乳液的稳定性, 即根据乳液样品中自由水相体积和所制备乳液中的盐水体积之比随时间的变化来确定。首次采用筛分的方法来获得粒径均一的乳液, 并合理确定乳液分相时间, 以便与标准进行比较。通过改变混合比例和混合时间可以确定最优混合条件 (搅拌速度和时间) 。在室温和高剪切 (使用Sliverson搅拌器) 条件下改变体积比制备出不同的MF/FW乳液和MF/原油/FW乳液。以原油/FW乳液的稳定性作为参考, 在90 ℃下储存两周后考察乳液滴的聚结稳定性。用显微镜测定老化前后乳液滴的粒径。在瓶装测试过程中, 在常压、温度超过90 ℃的条件下不能对乳液稳定性进行研究, 因为这时水已经开始沸腾。

2.3.2 钻井液滤液在岩心中的注入

选择Blaxter砂岩露头作为低渗～中渗人工砂岩的参考标准。盐水的绝对渗透率在100～300 mD (1 mD=10-3 μm2) 之间。在90 ℃下在岩心中注入含有低芳香基团的白油Clarisol 370, 测得的初始含水饱和度 (Swi) 在0.20～0.25之间。通过从120 μm向5 μm孔径滤板逐次过滤的方法得到矿物油基钻井液体系的MF, 测定了两种体系:加和不加天然沥青的体系。在室温下把MF注入岩心。

2.3.3 乳液在岩心中的注入

在90 ℃条件下, 在Blaxter岩心 (长8 cm, 直径3.8 cm) 中注入地面脱气原油, 测定其Swi。通过从120 μm向0.45 μm孔径滤板逐次过滤的方法从钻井液体系中制备MF。采用室内实验方法制备MF/原油/FW乳液, 用活塞注射器把乳液注入岩心。把STOL/MFMMB/FW乳液 (体积比为1∶1∶2) 注入岩心, 把STOH/MFMSB/FW乳液 (体积比为1∶1∶2) 注入另外一块岩心。在乳液注入过程中岩心的最大压差为30 psi。乳液注入后, 岩心在90 ℃下老化6个星期, 然后用缓慢注入原油 (STOL或STOH) 的方法把乳液反排出来。在120 ℃下再次老化14天, 在90 ℃下再次测定其反向渗透率。最后在150 ℃下再次老化14天, 在90 ℃下测定其反向渗透率。

3 结果

3.1 钻井液体系中乳液的性质测定

3.1.1 标准测试

通过稀释方法检测乳液类型发现, 所有乳液都是油包水 (W/O) 乳液。随着乳化剂浓度变化, 没有检测到乳液电稳定性有任何变化, 其电稳定性主要受固体和水相含量的影响, 此结果与其他关于OBM的报道相吻合。因此, 电稳定性不能用以比较含不同颗粒和水分的钻井液体系的稳定性。在大多数情况下, 乳液的电稳定性随着老化时间的增长而增强。除了一个没有加主乳化剂的体系外, 所有体系在90 ℃和120 ℃下测定的高温高压滤失量都很小 (<1.5 mL) , 泥饼很薄 (<1.3 mm) 。在150 ℃下考察加与不加黏土颗粒的矿物油基钻井液的性能, 形成的泥饼较厚 (超过13 mm) , 这可能是由于在150 ℃下固体颗粒的高沉降速率所致。

3.1.2 聚结

不含有固体颗粒 (重晶石和有机黏土) 的样品发生快速聚结, 这表明乳液为固体颗粒所稳定。在大多数情况下, 在滚子炉中90 ℃下老化16 h的过程中, 水滴粒径基本不会发生变化。只有在不加入主乳化剂的样品中, 老化后发现有较大粒径 (>2 μm) 的水滴生成。在垂直活塞密封罐中在90 ℃下对矿物油基钻井液样品老化14天后发现, 在自由油相中仅存有少量较大粒径的水滴 (3～5 μm) , 结果如表4所示。在乳液中没有发现较大水滴。矿物油基钻井液基浆在120 ℃和150 ℃下老化14天, 在乳液相附近的自由油相中发现有少量水滴存在。此外, 还出现了体积分数0.04～0.61的自由水存在。还在一些乳液 (在120 ℃下粒径为3～30 μm的乳液和在150 ℃下粒径为3～50 μm的乳液) 中也发现了较大水滴的存在。在120 ℃和150 ℃老化的含有钻屑的矿物油基钻井液基浆 (MMBDS) 中, 在自由油相中也出现了一些较大水滴。乳液中也含有较大水滴 (3～15 μm) , 但这些水滴要比不加入钻屑的矿物油基钻井液基浆的水滴 (3～50 μm) 小得多。结果表明, 钻井液样品中的乳液是由钻屑所稳定, 这可能是由于钻屑和水滴或有机黏土共同作用所致。

3.1.3 沉降

在90 ℃下, 乳液的沉降速率不会受到基油 (矿物基油和合成基油) 的影响。固体颗粒的存在可以减小水滴的沉降速率, 这可能由于水滴和黏土颗粒作用所致。当水油比 (WOR) 从25/75降低到5/95时, 沉降速率仅略微升高。只有当主乳化剂浓度非常低时, 沉降速率才会随着辅乳化剂的减少而增加。而沉降速率随着温度升高而增加, 结果如表4所示。钻屑的存在可以降低乳液的高温沉降速率。

3.1.4 显微观测

用与基浆矿物油基钻井液相同组分 (除了不加入固体颗粒的基浆) 制备不含固体颗粒的乳液样品。当然也制备含有有机黏土的乳液, 其中的黏土不包括重晶石在内。通过显微镜观测乳液形貌和粒径。对于没有加入固体颗粒的样品, 水滴都以絮凝状存在, 大部分区域被油连续相占据。有机黏土的加入使得乳液样品更加均匀, 只有少部分区域被油连续相所占据。采用干扰对比光谱研究了含有有机黏土的体系, 发现乳液滴粒径要小于2 μm。

当钻井液中加入的处理剂浓度相同时, 在大多数情况下, 乳液稳定性随着WOR的增加而降低。对于WOR为25/75和5/95的两类乳液体系, 乳液滴粒径处于相同的范围。因此, WOR越高, 液滴数量也就越多, 同时WOR越高, 油水界面面积也就越大。基于这个原因, 乳液稳定剂 (如乳化剂和有机黏土) 和油水界面面积之比随着WOR的增加而降低。如果乳化剂是水溶性的, 则随着WOR的增加, 油水界面上的乳化剂浓度可能会降低。

在高剪切速率钻井过程中, 钻井液体系中的乳液将会重新形成。在静态环境下, 钻井液体系的温度会升高, 而乳液的聚结速率和沉降速率也会随之增加。因此周边环境的变化也会影响钻井液体系的性质, 从而会影响到乳液的潜在地层伤害。如果乳液在泥饼中发生破乳现象则会改变泥饼的性质。此外, 乳液的破乳对地层伤害的恢复是很重要的。

3.2 储层中乳液的形成

3.2.1 室内实验

在室内实验中, 研究了MF/FW乳液和MF/ 原油/FW乳液在90 ℃下的稳定性。在制备乳液过程中, 如果剪切速率太高或者剪切时间过长, 所形成的乳液就很稳定, 就不可能观测到不同类型乳液稳定性之间的差别, 因为此时体系不会发生沉降和聚结。因此, 有必要对搅拌条件进行优化。

恒定WOR为1∶1 (W=盐水相, O=MF和原油的总体积) , 发现乳液稳定性随着原油浓度增加而降低。随着原油浓度的增加, MF和乳液稳定剂 (如乳化剂和有机黏土) 的浓度减小, 这意味着在油水界面上的乳液稳定剂的浓度减小。如果乳化剂在原油中的溶解度比在水相中的溶解度高, 随着原油浓度增加, 乳化剂在油水界面上的浓度也可能减小。大多数情况下, 所形成的乳液要比高MF浓度乳液体系更容易絮凝, 黏度更低 (目测) 。

当WOR为1∶1和1∶3时, STOL的加入能降低含有MFMMB和MFMSB的乳液的稳定性。STOL/FW乳液的稳定性也很低。对于STOH制备的乳液, 很难对混合条件进行优化, 如难以获得均匀乳液的条件, 难以确定STOH/FW和STOH/MF/FW乳液分相的合理时间。在此研究中, STOH/FW和MFMSB/FW乳液体系都没有发生分相;而STOH会降低乳液的稳定性 (观测到了STOH/MFMMB/FW和STOH/MFMSB/FW两体系都发生了分相) 。对于WOR为1∶3含有高STOH浓度的乳液 (如STOH/FW=3∶1和STOH/MF/FW=3∶3∶2) , 没有观察到有任何乳液分离的发生, 这表明STOH中的乳化剂浓度足以稳定乳液。

3.2.2 MF在岩心中的注入

在Swi情况下, 把加与不加天然沥青的MFMMBs注入到水湿Blaxter岩心中。对于测试的这两组钻井液滤液 (MFMMBFG和MFMMBG) , 岩心两端的压差都有所增加。压差的增加可能是由于少量固体颗粒 (<5 μm) 的进入或者岩心中有乳液形成。在这两块岩心中都观测到有乳液形成, 这表明, 钻井液体系中至少有一种乳化剂形成。剪切速率很高足以在岩心中形成乳液。根据Chauveteau模型计算的岩心中的有效剪切速率是100 s-1, 也有其他研究人员用在系统范围的剪切速率值模拟过钻井液侵入岩心的条件。从表5可以看出, 在岩心驱替过程中会产生少量水, 即水饱和度降低。在MF注入过程中, 驱出液体和FW之间的界面张力 (IFT) (<5 mN/m) 要低于注入Clarisol油相时Swi饱和过程产生的界面张力 (50 mN/m) 。IFT的降低主要是由于MF注入过程中毛细管终端效应所致, 这也可能是Sw降低的原因。

3.2.3 乳液在岩心中的注入

老化后岩心的油相渗透率与注入速率无关。在剪切速率低于10 s-1的条件下测定乳液的反排渗透率。当向Blaxter岩心分别注入5～6 PV 的STOL/MFMMB/FW乳液体系 (体积比为1∶1∶2) 和STOH/MFMSB/FW乳液体系 (1∶1∶2) 时, 岩心两端的压差有所增加。在此过程中没有自由水产出。岩心在90 ℃老化6个星期后, 注入原油反排乳液, 这两块岩心的反排渗透率都相当低。STOL/MFMMB/FW乳液体系饱和的岩心的渗透率为15%, 而STOH/MFMSB/FW乳液体系饱和的岩心的渗透率为7%。在120 ℃下继续老化14天, 上述两种乳液饱和的岩心渗透率分别回升到32%和54%。在室内研究中, 在90 ℃下尽管STOH/MFMSB/FW乳液体系要比STOL/MFMMB/FW乳液体系稳定;但在经过120 ℃老化后, 岩心的渗透率仍然以STOH/MFMSB/FW乳液饱和的岩心的渗透率高。在120 ℃老化后对体系进行反排, STOL/MFMMB/FW乳液体系和STOH/MFMSB/FW乳液体系饱和的岩心分别产出3.3 mL和4.2 mL的水。这表明, 在120 ℃老化期间, 岩心内部至少有一部分乳液破乳。岩心在150 ℃下继续老化14天, STOL/MFMMB/FW乳液体系饱和的岩心的反排渗透率增加到47%, 在此过程中没有发现有水产出。在STOL/MFMMB/FW乳液体系饱和的岩心中注入STOH, 注入系统出现问题, 本文没有得到此时的反排渗透率数据。

在上面的室内研究中, STOL/MFMMB/FW乳液体系在90 ℃就开始破乳。但在岩心驱替实验中, 乳液体系在90 ℃仍然保持稳定, 这可能是因为在岩心中乳液滴与岩石发生相互作用从而使乳液稳定。在经过120 ℃和150 ℃下老化后, 岩心的反排渗透率增加。上述实验表明, 岩心中乳液的破乳温度要比室内实验中的高。

在室内实验中, STOL/MFMSB/FW乳液体系在90 ℃下部分破乳。该体系饱和的岩心在经过90 ℃老化后, 反排渗透率很低。经过90 ℃老化后, STOL/MFMMB/FW乳液体系饱和的岩心要比STOL/MFMSB/FW乳液体系饱和的岩心的反排渗透率低, 这与该温度下相应的室内实验结果一致。在室内实验中, STOL/MFMMB/FW乳液体系的稳定性要比STOL/MFMSB/FW乳液体系的稳定性差。在经过120 ℃老化后, STOL/MFMMB/FW乳液体系饱和的岩心要比STOL/MFMSB/FW乳液体系饱和的岩心的反排渗透率低。这与90 ℃时相应的室内实验相矛盾。岩心驱替实验给出了乳液体系饱和的岩心的渗透率在老化和回注原油过程中的变化情况, 其影响因素要比室内实验复杂, 因此这两类实验考察的乳液稳定性当然存在着差异。

4 讨论

在瞬时滤失阶段, 乳液侵入地层的可能性很高, 特别是当钻井液体系中的乳液不稳定时更甚。如果钻井液中的乳液体系稳定, 在相当短的瞬时滤失阶段形成渗透率很低的泥饼, 则乳液入侵的可能性就会大大降低。随着过滤压差的增加, 乳液侵入的风险大大增加。已经有文献报道, 在较低的过滤压差下, 外部泥饼能够阻挡乳液的侵入, 但随着压差增大, 乳液会发生变形, 挤入岩石中并形成内泥饼。在反排过程中, 这些泥饼不能有效清除, 它们就会封堵孔喉, 降低油气产量。在较低的剪切速率下, 所研究的钻井液体系的水滴会形成聚集体。在钻井液体系中, 有机黏土和钻屑能够稳定乳液。在这些水滴聚集体中不仅含有水滴, 还含有固体颗粒, 聚集体的尺寸要比单个水滴的粒径大得多。如果所施加的压力不足以破坏乳液滴以及乳液滴/有机黏土之间的结合力, 则这些聚集体就会侵入到岩心内部。在另外一组静态饱和实验中, 可以观察到有极少量乳液侵入。过滤压力越高, 乳液侵入量越大, 此时聚集体之间的结合力被破坏, 液滴发生变形。在储层内, 如果固体颗粒稳定的乳液被破坏, 则地层伤害就可以描述为固相侵入。如果在钻井液滤液侵入和/或钻井液滤液反排阶段剪切速率很高, 那么在储层内形成乳液的可能性就很高, 这些乳液会通过封堵孔喉降低地层渗透率。在瞬时滤失阶段, 剪切速率很高。在剪切速率约为100 s-1条件下在岩心中注入钻井液滤液, 在岩心中就会产生乳液。这表明, 剪切速率高到足以在岩心内部形成乳液。在另一个静态饱和实验中发现, 在饱和实验初始阶段, 施加的剪切速率要高于100 s-1。随着MF中乳液稳定剂 (乳化剂和固体颗粒) 浓度的增加, 在储层中形成乳液的可能性就会增加。和预期的一致, 乳化剂浓度降低, 乳液聚结速率加快。此外, 乳液形成的可能性随着储层油相的表面活性剂浓度增加而增加。在STOH中的乳化剂浓度高到一定程度就能够稳定乳液。在产油阶段, 如果剪切速率过高, 在MF反排过程中就会形成乳液。如果在此过程中形成乳液的可能性很高, 那么以低速采油开始生产将是一个好的决策。但由于其他原因, 很有必要进行高速采油, 这就需要清除剩余泥饼。

在储层内, 乳液的破乳能够增加单井产量。侵入的乳液和储层内部形成的乳液与其他乳液一样是热力学不稳定体系。这表明, 它们是动力学稳定的, 迟早会破乳。温度越高, 乳液造成的地层伤害程度越低, 这可以从本文的研究中得出。在室内实验和岩心实验中, 乳液稳定性是有所差别的。因温度增加而导致的物理化学性质的改变也可以导致乳液的破乳。一般而言, 液滴的聚结速率主要受界面膜、液滴表面上的空间壁垒的存在、连续相黏度、乳液滴粒径分布、相体积分数和温度等因素的影响。任何对油水界面有所干扰的因素都会对乳液稳定性造成影响, 如分子通过油水界面。颗粒的润湿性是颗粒稳定乳液的关键因素。表面活性组分在油水界面的吸附随着温度的改变而改变, 从而影响乳液稳定性。随着温度升高, 由于油相黏度降低, 乳液聚结速率增加。钻井液体系和储层油相的组分同样对乳液稳定性起着至关重要的影响。乳液稳定性对温度的敏感性主要受到OBM组分的影响, 如合成基钻井液中的乳液要比传统OBM中的乳液稳定性高。

产出流体对乳液稳定剂的稀释会逐渐破坏乳液, 从而使乳液容易清除。如原油的加入能够降低FW/MF液的稳定性。如果乳液为沉降物 (无机或有机) 所稳定, 则这些乳液很容易为产出流体所清除, 如沥青质沉降可以被原油溶解。对于颗粒稳定的乳液而言, 最常用的破乳方法是改变颗粒的润湿性, 这在储层条件下是不可行的, 因为这些颗粒已经和储层流体接触, 但是这种破乳机理对于侵入乳液和剩余泥饼中的乳液是可行的。在研究的钻井液体系中, 原油可以降低乳液稳定性。如果伤害区域被储层流体扫过, 则采用储层来破乳也是可能的。相对低渗透低压降储层而言, 在高渗透和高压降储层中储层流体流过乳液区域的可能性要高得多。但是, 在反排钻井液滤液时, 高压降会引起高的剪切速率, 这可能又会产生乳液。如果压降很低, 地层流体就不可能扫过乳液区域。相对于垂直井而言, 水平井中所需要的产油启动压降就低得多, 但这又会降低清除近井壁区域伤害 (如清除乳液) 的黏滞力。

由于乳液造成的地层伤害及其清除受到所用油相组分 (用于模拟储层流体) 的影响, 不可能用白油 (合成油) 形成的乳液造成的地层伤害来正确评估乳液对储层的伤害程度。有时, 评估钻井液体系造成的地层伤害时间过短的室内测试也不能真实反映乳液与地层流体接触的情况。因此, 本文不可能完全模拟现场中所发生的破乳情况。所测得的反排渗透率比现场的要高。

5 结论

本文研究了致密低渗到中渗的露头砂岩 (100～300 μm) 中乳液造成的地层伤害。

乳化钻井液用到的乳液类型, 一类是以矿物基油作外相, 一类是以合成基油作外相。本研究用到了两类含有不同浓度沥青的原油。

在用乳化钻井液钻井时, 粗乳液会对地层造成伤害。

与乳液相关的永久性地层伤害主要受储层油相和乳化钻井液组分的影响。

所研究钻井液体系中的乳液主要由乳化剂和固体颗粒 (有机黏土和钻屑) 来稳定。

在瞬时滤失阶段乳液的入侵风险是最高的, 特别是当钻井液体系中的乳液不稳定时尤甚。这种风险随着过滤压差的增加而增加。在低压下, 水滴大聚集体和颗粒共存。

在高剪切速率下, 储层中乳液形成的可能性最高, 如在瞬时滤失阶段和产油初期。当钻井液体系中和/或储层油相的乳化剂浓度很高时, 乳液形成的可能性就特别高。

由于乳液是热力学不稳定体系, 乳液造成的地层伤害不是永久伤害。温度越高, 乳液造成的永久伤害的可能性越低。与储层油相接触也会造成这种乳液失稳。在室内实验中, 所形成的乳液稳定性主要受乳化钻井液和原油组分的影响。在温度为90 ℃时的岩心驱替实验表明, 乳液会造成严重的地层伤害。在经过高温老化 (120 ℃和150 ℃) 后, 这些伤害会部分恢复。岩心驱替实验中的乳液稳定性与室内实验中的乳液稳定性有所差别。

在室内实验中使用合成油相替代原油会对乳液造成的储层伤害的评估出现偏差, 因为储层油相组分对乳液的形成和清除至关重要。