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].pptx

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;第11页;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42.5 nm，平均孔喉半径为33.8 nm。;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4.0～160nm , 90%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HGW;1）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/cm3 1# 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