有利于提高钻井效率的低自由水钻井液和改进PEC钻井液体系研究与应用[中海油年会].ppt

湖北汉科新技术股份有限公司2013年08月汇报内容一、低自由水钻井液技术研究与应用1、低自由水钻井液作用机理1、低自由水钻井液作用机理取钻井液20ml于API失水杯中在0.7MPa下滤失6h左右无滤液滴出记录滤液的体积即为钻井液中自由水的体积计算自由水含量。低自由水体系特殊的束缚水作用机理表现出：水侵入地层的驱动力减小；钻井液滤液侵入地层的速率和总量降低；钻井液对地层的压力传递作用降低；优良的储层保护效果（特别是低孔低渗）。泥页岩井壁稳定的纳微米封堵技术钻井液高效深部抑制技术钻井液防水锁技术1、全岩和粘土矿物分析2、分散性和膨胀性3、扫描电镜4、岩屑浸泡实验5、岩屑自吸水实验东海地区各层位均存在灰色、灰褐色、绿灰色泥岩钻井过程易出现剥落掉块、起下钻遇阻等问题扫描电镜1）泥岩孔喉较小孔喉半径分布范围4.0～160nm。90%的孔隙小于100nm。2）其中最大孔喉半径160.0nm中值孔喉半径42.5nm平均孔喉半径为33.8nm。自吸水能力强微孔缝开启加剧自吸水侵入和扩散1、泥岩粘土矿物含量高粘土矿物以伊蒙混层为主混层比在30%～45%；2、泥页岩易水化膨胀分散性弱；3、表面致密坚硬孔隙不发育2556倍扫描电镜可见微孔缝；4、泥岩孔喉半径分布在4.0～160nm90%分布在100nm以下；5、泥岩自吸水可促使微孔缝开启并逐渐变大微孔缝开启会加剧自吸水侵入和扩散。2）泥页岩失稳机理评价方法序号2）纳微固壁剂HGW1）胶束封堵剂HSM纳米微孔滤膜测试评价方法基础配方：3%海水土浆+0.15%Na2CO3+0.3%NaOH+0.4%PF-PLUS+0.3%PF-PAC-LV+1.0%HXY-3+2.0%PF-FLOCAT+1.5%PF-LSF+2%HCM+5%KCL+2%PF-LUBE+1%HPI加重至1.3g/cm3时间（h）泥页岩渗透率极低微孔隙常被地层水充填仅少量滤液侵入即可导致井壁围岩内孔隙压力显著提高；再叠加上“压力传递”作用导致围岩孔压提高降低有效应力支撑作用加剧井壁力学失稳问题；研究钻井液“液相侵入”和“压力传递”情况可反映钻井液对泥页岩井壁封堵效果和稳定性。技术参数：工作压力：≤1000psi；温度范围：室温～100°C；物模尺寸：Φ25.4×（12～50）mm；上游容器的容积：500ml*2；下游容器的容积：50ml*2；基础配方：3%海水土浆+0.15%Na2CO3+0.3%NaOH+0.4%PF-PLUS+0.3%PF-PAC-LV+1.0%HXY-3+2.0%PF-FLOCAT+1.5%PF-LSF+2%HCM+5%KCL+2%PF-LUBE+1%HPI加重至1.3g/cm31#水2#基浆3#基浆+3%固壁剂HGW+2.0%胶束封堵剂HSM样品HPI具有良好的粘土抑制能力能够有效的抑制粘土颗粒造浆和提高体系粘土容量限。HPI抑制剂具有较好的抑制效果能够明显提高岩屑的回收率回收率高达93.3%。配方油基泥浆浸泡岩块强度基本无降低体系使用HPI作为抑制剂岩石强度降低最少（3）钻井液防水锁技术代号低自由水钻井液储层保护效果主要复杂情况低自由水东海现场应用总结前期钻井过程中的技术难题：（1）馆陶组、东营组大段玄武岩井壁失稳（2）东营组下部、沙河街组大段硬脆性泥页岩井壁失稳（4）低自由水钻井液应用案例井号井号玉北地区钻井液技术难点：2012年低自由水钻井液在玉北13井成功应用。玉北13井是低自由水钻井液在玉北区块现场应用的第一口井地层复杂施工难度高在周边邻井因为玄武岩垮塌都发生了卡钻事故特别是玉北8井和玉北6-1井使用油基泥浆都发生了卡钻事故的情况下低自由水钻井液以其优良的泥浆性能确保了三开施工过程中井下未出现异常情况整个施工安全、顺利。（4）低自由水钻井液应用案例二、改进型PEC体系研究与应用渤海地区上部软泥页岩压缩粘土颗粒的扩散双电层软抑制解决起下钻遇阻提高钻井时效（2）有机正电胶作用机理1、地层粘土矿物及阳离子交换容量2、PEC体系般土含量3、体系护胶能力现象一：有机正电胶提切能力有强有弱！（4）PEC钻井液体系改进1、引入胺基硅醇HAS作为抑制剂具有润湿反转作用有效防止泥包。钻井液保持稳定的流变性。抑制剂加入后对流变性、失水影响较小。高的固相容量限容纳更多的钻屑水滴到亲水性的岩石表面3）3%海水土浆配方：3％海水浆＋0.3%NaOH+0.15%Na2CO3+0.2%PF-PAC-LV+0.2%PF-PLH+1.5%NPAN+2%磺化沥青+处理剂+0.1%XC+CaCO3(500目)加重到1.2g/cm3配方：3％海水浆＋0.3%NaOH+0.15%Na2CO3+0.2%PF-PAC-LV+0.2%PF-PLH