水基钻井液膜效率

成膜降滤失剂——CMJ-1电镜照片
CMJ-1在淡水浆中 经HTHP后的滤饼 经过液氮冷冻，临 界点干燥后，制成 扫描电镜（SEM） 分析样品，对滤饼 的表面形态、内部 结构进行的扫描放 大分析研究。
扩大倍数为2510, CMJ-1
成膜水基钻井液基本配方与性能
基本配方：
① 3%土浆+2.5%BTM-1 + 1~2%降滤失剂CFJ-1 ② 3%土浆+2.5%BTM-1 + 1~2%降滤失剂CFJ-1 + 1~3%CMJ-1 ③ 3%土浆+3.0%BTM-1 + 1~2%降滤失剂CFJ-1 + 1~3%CMJ-1 ④ 3%土浆+3.0%BTM-1 + 1~2%降滤失剂CFJ-1 + 1~3%CMJ-1 + 重 晶石 ⑤ 3%土浆+3.0%BTM-1 + 1~2%降滤失剂CFJ-1 + 1~3%CMJ-1 + 重 晶石
成膜水基钻井液基本配方与性能
体系 1 2 3 4 5 25 25 30 28 32
PV cp
YP Lb/100ft2
G10’’/G10’ Lb/100ft2
FL ml
HTHP 28 24 18 16 14
ρ 1.05 1.05 1.05 1.13 1.60
20 20 23 21 26
2/11 2/11 2/9 7/8 3/9
（膨胀压特征与粘土矿物类型密切相关。抑制剂降低不同类型 粘土矿物膨胀压的能力显著不同：K+对蒙脱石有较强的抑制作用， 对纯伊利石几乎没有作用，而对高岭石会增加其膨胀压。）
化学渗透平衡的稳定井壁原理与措施
• 条件：
存在理想或非理想半透膜特性
• 措施：
控制钻井液水活度awm小于泥页岩地层水活
度aws ，化学渗透压抵消水力压差，阻缓水力 压差流动，甚至水流出地层； 应设法提高半透膜效率，改善半透膜特性， 为长期实施化学渗透平衡稳定井壁作用提供保
半透膜抑制剂的抑制效果评价
回收率(%) 70 60 50 40 30 20 10 0 1 2 3 4 5 6 7 8
1——清水 4 ——清水+0.5%CHM(大阳离子) 7 ——清水+5%甲酸钾
2 ——清水 +0.5%KPAM 3 ——清水+0.5%FA367 5 ——清水+2.8%FS-III 6 ——清水+3%FS-III 8——清水+2.5%BTM-1（半透膜抑制剂） •半透膜抑制剂为一种有机硅酸盐化合物。
泥页岩分散性
• 粘土颗粒在水溶液当中从大颗粒变成小颗粒的程 度。 • 非膨胀型土以分散为主。 • 与测试指标有关的参数为：
1）泥页岩回收率 2）CST分散性 泥页岩分散性和膨胀性不是同一概念，有的泥页岩分 散性很强，膨胀性并不强。一般深部地层和硬脆泥页岩 （具有微裂缝）易具有分散性。
泥页岩坍塌性
坍塌性分为两类：
1）膨胀型的泥页岩主要取决于水化膨胀性 能，表现为缩径坍塌（一般在浅层）。 2）非膨胀型的泥页岩表现为剥蚀掉块，一般 属于硬脆泥页岩（多见于深层）。
坍塌性是一种力学行为，是应力状态超过 了该材料的强度许可的极限值的结果。但本质 上还是主要取决于地层中粘土矿物类型及含量。
无机离子对页岩水化的抑制作用
半透膜抑制剂的抑制效果评价
岩屑 体系种类 一次回收率， % BTM-1 硅酸钠钻井液 聚合物钻井液 铁铬盐钻井液 96 92 70 71 二次回收率， % 80 79 62 57 三次回收率， % 2.8 3.6 4.0 4.4 吸水率，% 3.2 8.6 8.3 12.0 浸后状态 完整硬 完整硬 碎裂 分散 岩心
抑制水化：主要指无机盐类等对水化膨胀压的抑 制作用。 抑制水化作用的防塌效果有局限性的。 一价离子抑制膨胀压能力的强弱次序为：Cs+＞ K+ ＞ Na+ ＞ Li+。
K+对页岩水化的抑制作用
按抑制强弱，可将钾盐分为以下几类：
– K2SiO3抑制作用最强,页岩回收率可大于80%； – KCl、KNO3和KAc具有强抑制分散能力，页岩回收 率可大于70%； – K2SO4、K2CO3、K3PO4、K2CrO7和K4P2O7的页岩 回收率均大于60%，具有较强的抑制水化分散能力。
6、多元醇（聚乙二醇、聚丙三醇、MEG）与盐相互作用具有膜效应； 7、硅酸盐钻井液本身能形成半透膜，硅酸盐可与地层多价离子反应，可以封堵小裂缝， 抑制性强。
防塌措施
• 封堵固结 • 抑制水化 • 化学渗透平衡 • 有效应力支撑
―封堵固结”稳定井壁原理与措施
所谓封堵固结：包括机械封堵和化学胶结加固两
21%KCOOH
0.823
0.025
用Na2SiO3处理
从表中数据可以看出：活度相似,用Na2SiO3处理后膜效 率是未经Na2SiO3处理的三倍。渗透压也是未经Na2SiO3处 理的三倍。
近期研究进展
由CSIRO和Baroid公司联合开发研制的具有高膜效 率的新型水基钻井液,有助于满足今后石油工业的 技术需求； 介绍了专门测定膜效率的实验装置，模拟钻井 液和页岩间的相互作用； 研制出了具有成膜效能的三类新型化合物，结果 表明，它们的膜效率在55%~85%之间。新一代的水 基钻井液在页岩地层稳定方面发挥着类似于油基 钻井液的作用
常用钻井液体系及评价
• • • • •
基本无抑制性分散型的水基钻井液体系：有铁络盐钻井液体系，石膏钻井液 体系，石灰钻井液体系等。 一般抑制性钻井液体系有：KCl/PHPA钻井液体系，高KCl钻井液体系，阳离 子钻井液体系等。 具有渗透膜的水基钻井液体系：CaCl2/MgCl2钻井液体系，KCOOH钻井液体 系，甲基葡萄糖甙钻井液体系等。 具有低/无侵蚀的WBM/OBM钻井液体系：多元醇钻井液体系，活度平衡的硅 酸盐钻井液体系，油基/合成基钻井液体系等。 具有低/无侵蚀的具有渗透膜的WBM/OBM钻井液体系有：低活度的硅酸盐钻 井液体系，低活度的反乳化钻井液体系，多元醇——盐混合具有渗透膜的钻 井液体系等。
配方简单、易于现场操作。
具有比现有钻井液更强的抑制性。 半透膜与隔离膜能有效封堵裂缝、阻止钻井液进入地层，具有优良稳定井 壁保护储层效果。 几种处理剂无荧光、无毒性，满足国际环保标准。 该套体系是钻井液研究新的突破，可望导致钻井液技术的重大变革。
小 结
―半透膜” 理论在水基钻井液中的应用已较为成熟。
膜 效 率 测 试 装 置
非理想半透膜效率及其形成原因
• 形成原因：非理想半透膜特性（水可渗透且溶质（离子）选择性渗 透）；机理：尺寸阻碍作用；电排斥作用。 • 膜的理想程度：粘土组成、含量、结构致密度及溶质（离子）尺寸。 RT V

实际化学渗透压为：
P
RT Vw
a ws ln a wm

λ 为膜效率，1≥λ ≥0
当λ ＝1时，即为理想半透膜情况。
当λ ＝0时，即不存在选择性膜，溶剂（水）和溶质（离子）同步 流动传递。 (当0＜λ ＜1时，非理想半透膜特性，λ 越小，表明溶质越易通过 膜)
3、J.P.Simpson等人通过井底模拟装置（DSC）对比研究了油基泥浆、水基泥浆及MEG 泥浆，发现MEG在泥页岩表面具有类似油基泥浆的半透膜；
4、E.Van Ort等人通过压力传递（PT）实验研究了MEG泥浆，证实MEG基本能形成类似 油基泥浆的半透膜；
5、聚合醇钻井液在井壁上形成一层憎水膜；
通过对这几种钻井液的研究发现，它们的抑制性顺序为：1＜2＜3＜4＜5 。 该结果表明：能有效控制孔隙压力传递的体系，其抑制性也会更高。
抑制膨胀压三种方法
• 抑制剂能降低水化膨胀压，但最好的抑制剂也不 能将膨胀压降为零； • 化学固壁剂增加颗粒连结力，抵消膨胀压，并 有助于提高泥岩强度； • 优选低分子量的表面活性剂，降低泥页岩表面张 力，削弱表面水化。
具有“半透膜”机理的4种钻井液体系（MEG、甲酸盐、
证。
井眼内钻井液 PM ← Δ P = P m- P S ← Δ X μ
m
孔隙流体池 → PS
→
S
(a w m )←
Δ μ = μ m -μ
→ μ S (a w s )
泥页岩／钻井液流动作用简化模型
编号 1 2 3 4 5 6 7
各种饱和盐溶液的水的活度
使用的盐 ZnCl2 CaCl2 Ca(NO3) 2 NaCl (NH4) 2SO4 KH2PO4 K2Cr 2O7
井壁稳定性及水基钻井液成膜 理论与应用
石油大学（北京）
国内外现状及发展趋势
关于水基钻井液半透膜：
1、70年代初，M.E.Chenevort提出了油包水乳化钻井液平衡活度理论。油基钻井液形成 半透膜，具有选择性， 通过适当增加水相无机盐，保持相等活度，可制止水向地层运 移； 2、1993年，F.K.Mody和A.H.Hale等人提出页岩本身有一非完善的半透膜，存在一定的 膜效率，加入特种处理剂可以提高膜效率；
活度 0.100 0.295 0.505 0.755 0.800 0.960 0.980
半透膜模型
膜效率
• 当钻井液向泥页岩流动为正，则得单位面积流 动公式： J K ( P ) / X
V

Δ π 为理想化学渗透压：

RT Vw
a ln ws a wm
v
0 为理想化学渗透压；

a ws ln a wm
△P 为实测化学渗透压。
•膜效率大小确定：PT实验技术，在国内未见研究报道。
• Shale/WBM间非理想化学渗透的控制：控制水活度之差以及膜效率 大小。
膜效率实验数据
化学试剂 21%KCl 活度 0.886 膜效率 0.0086 备注 未经Na2SiO3处理