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

1）泥页岩特性分析
理化性能
HY2-3-1 12-1/4’井段塌块 掉块分组
一组合片状灰色泥岩 一组合块状灰色泥岩
一组合褐色泥岩 二组合片状灰色泥岩 二组合块状灰色泥岩
二组合褐色泥岩
30min 15.78 17.24 21.80 16.15 19.20 16.69
膨胀率，%
2h 18.22 18.65 22.23 17.55 20.46 18.71
井号 KL10-1-1 BZ35-2-3井
深度 m
3000
2638.6
R40（%） 89.4 88.8
14
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
1）泥页岩特性分析
扫描电镜
井深，m
岩性
综合描述
NB13-4-2井
照相内容
放大倍数
2209.7
泥岩
岩石致密
全貌，孔隙不发育 岩石致密，少见微孔缝
180 1600
19
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
建立泥页岩封堵的评价方法优选了纳微米封堵材料
封堵材料
优选纳米-亚微米级封堵材料
评价方法
1、纳米微孔滤膜测试技术 2、泥页岩压力传递测试技术
20
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
常规封堵材料的粒径
序号 1 2 4 5 6 7
暂堵剂 QCX-1（轻钙） WC-1（重钙） TEX（磺化沥青） DYFT（低荧光磺化沥青） LSF（沥青树脂） LPF（成膜剂）
4）微纳米封堵 技术研究
1）胶束封堵剂HSM
纳米激光粒度仪 （1-5000nm)
2）微纳固壁剂HGW
23
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
纳米微孔滤膜测试评价方法
滤纸
快速：孔径为80～120微米 中速：孔径为30～50微米 慢速：孔径为1～3微米
模拟砂岩孔隙
纳米微孔滤膜
孔径：10-150nm
模拟泥页岩表面微孔隙
有利于提高钻井效率的 低自由水钻井液和改进 型PEC体系研究与应用
湖北汉科新技术股份有限公司 2013年08月
汇报内容
低自由水钻井液技术研究及应用
低自由水钻井液作用机理 低自由水钻井液配套技术 低自由水钻井液现场应用
改进型PEC钻井液技术研究及应用
PEC钻井液作用机理及有机正电胶作用的影响因素 PEC钻井液体系改进 改进型PEC现场应用
2
汇报பைடு நூலகம்容
一、低自由水钻井液技术研究与应用
3
1、低自由水钻井液作用机理
水基钻井液
井壁稳定
本
储层伤害
质
水通过各种方式（压差、渗透作用、毛管作用）进入地层，增加 孔隙压力；
水和固相进入地层后产生的堵塞、敏感性损害和水锁伤害。
常规手段
各种封堵技术
（刚性、柔性、可变形 颗粒、无渗透等）
降低水侵入量
（形成低渗透的泥饼以及封堵层）
18
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
2）泥页岩失稳机理
泥岩微孔隙、孔缝
正压差驱动+毛管自吸+渗透压
纳-微米级孔缝 4.0～160nm
微孔缝开启并逐渐变大
内部粘土矿物膨胀压
形成微裂缝、裂缝 +天然微裂缝
关键--封堵纳微孔缝
微米级-毫米 级孔缝
液相侵入加剧，孔隙压力增加 泥岩剥落掉块，井壁失稳
纳米级微孔缝+ 微米级微裂缝
6.2
9.4
17.6
7.8
11.2
20.8
8.8
13.4
21.8
9.2
14.6
22.2
9.5
注：滤纸HTHP: 120℃ ×3.5MPa
滤膜HTHP：80℃ ×3.5MPa
1、滤纸6h滤失降低36.9%；
2、滤膜6h滤失降低34.9%；
3、在滤纸和滤膜都具有很好的封闭性。
滤膜（泥 岩孔隙）
26
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
滤纸（砂岩孔 隙）
时间（h）
0.01 0.25 0.5
1 2 3 4 5 6
滤纸 0.5 3 6 9.8 15 20.2 25.4 30.2 35.2
空白
FLHTHP滤失量 3%固壁剂HGW+
2%胶束封堵剂HSM
滤膜
滤纸
滤膜
0.5
0.5
0.8
3.2
2.6
2.5
4.4
4.5
3.6
5.8
8.2
5
7.6
13
粒度范围（μm） 0.1-159.6 0.1-110.9 0.1-142.0 0.1-229.7 0.1-209.7 0.1-301.8
粒度中值（μm） 4.47 16.85 7.538 12.05 8.161 36.27
平均粒径（μm） 12.20 22.67 10.38 16.97 18.82 57.38
1、中压纳-微滤失实验 2、高温高压纳-微滤失实验
突破传统滤纸实验； 封堵滤失介质统一； 提高实验重复性。
24
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
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%PFFLOCAT+1.5%PF-LSF+2%HCM+5%KCL+2%PF-LUBE+1%HPI 加重至1.3g/cm3
12
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
1）泥页岩特性分析
粘土矿物分析
井号
HY2-3-1 HY2-3-1 HY2-3-1 HY2-3-1
井深
粘土矿
物
I/S
3651.00
54.7
77
3651.00
61.4
72
3651.00
66.4
80
3651.00
62.2
83
12-1/4’井段塌块矿物组分
粘土矿物组成
29
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
6）微纳米封堵技术降低钻井液滤液侵入
室内在泥页岩压力传递测试后，取出岩心，测定了不同体系污染后的岩心含水量。
样品
水 基浆 +封堵材料
岩心烘干前 质量（g）
22.85 22.02 20.62
16
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
泥岩的自吸水实验
泥岩
自吸水4h后的泥岩
➢自吸水能力强 ➢微孔缝开启加剧自吸水侵入和扩散
自吸水质量（g）
自吸水24h后的泥岩
自吸水72h后的泥岩
0.50
0.40
0.30
0.20
0.10
0.00
0
2
4
6
8
10 12 14 16 18 20 22 24
时间（h）
泥岩样品（79.7761g）自吸水质量随时间变化曲线
17
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
1）泥页岩特性分析
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。
20
岩 心 16 吸 水 率 12 （ ）8
%
4
0
PEM
PEC
PRD
低自由水
7
1、低自由水钻井液作用机理
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；
有利于井壁稳定
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）。
孔隙压力向随时间从井壁向地层扩散
泥页岩岩心使用20g膨润土 ×12MPa×5min人工压片制成,岩心长度 2.5cm，先用标准盐水饱和 上游容器的压力600psi（钻井液） 下游容器的压力100psi（标准盐水） 压差500Psi=3.5Mpa 实验通过精密压力传感器监测下游端压 力变化情况。
微纳米封堵材料（3%固壁剂HGW+2.0%胶束封堵剂HSM）可以明显降低钻井液的压力传递，有效的 阻止钻井液对泥页岩井壁的侵入。
5）泥页岩压力传递测试技术
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。
4
1、低自由水钻井液作用机理
研究入井流体中水的存在状态，将自由水转化为束缚水－－实现钻井液的低自由水（ Low free water---LFW)；
使钻井液对水的束缚力增强，降低钻井液液相侵入； 改变钻井液中的水为低张力、强抑制性；
减少钻井液中自由水含量 =
侵入地层水的总量降低
降低井壁岩石对水的毛管作用，降低地层岩石的毛细管自吸水能力。
SI
K
C
－
10
8
5
－
9
12
7
－
9
7
4
－
10
5
2
混层比(S)(%)
30 45 40 70
井段
m
S
3106.56
0
3092.20
0
3098.12
0
（ BZ34-6-1井）
粘 土 矿 物相对含 量
I
K
C
I/S
16
6
6
72
21
7
9
63
25
8
8
59
伊/蒙混 层 比 %
S%
I%
10
90
20
80
20
80
13
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
渤海地区东营组和沙河街地层安全密度范围小，易漏易垮含有 脆性泥页岩，富含微裂缝，容易破碎掉块地层倾角大，容易造成井 壁垮塌。
BZ28-2s-2东下段的掉块
BZ28-1沙河街的掉块
11
11
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
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，
低自由水——低侵入、低张力、强抑制性
5
1、低自由水钻井液作用机理
低自由水钻井液自由水含量
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。
6
1、低自由水钻井液作用机理
低自由水钻井液络合水能力
岩心毛管自吸水 将干燥后的低孔低渗岩心放置16h，测定岩芯放置前后的重量，以考察岩心在不同钻井液中的自 吸水情况。
8
2、低自由水钻井液配套技术
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
9
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
1）深部硬脆性泥页岩特性分析
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
10
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
16h 19.52 20.67 22.17 20.45 20.70 19.39
易水化膨胀 分散性较弱
HY2-3-1 12-1/4’井段塌块
掉块分组 一组合片状灰色泥岩 一组合块状灰色泥岩
一组合褐色泥岩 二组合片状灰色泥岩 二组合块状灰色泥岩
二组合褐色泥岩
回收率/% 69.97 60.83 80.97 77.60 64.57 81.23
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%PFFLOCAT+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
27
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
泥页岩压力传递测试技术
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；
28
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
5）微纳米封堵技术的压力传递情况
小型 胶束
2）纳微固壁剂HGW
憎水性的微交联的丙烯酸酯微纳米乳液。乳液的颗粒尺寸100nm-1000nm之间。（亚微米）
覆盖成膜憎水原理：当其覆盖在井壁岩石上面后，在压力作 用下可变形粒子紧密堆积形成一层憎水膜，阻止水对岩石的 接触，从而防止泥页岩的水化，并加固井壁，阻止钻井液冲 蚀井壁。
22
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
配方
热滚 条件
AV mPa·s
PV mPa·s
YP Pa
Φ6/Φ3
基础配方
滚前
37.5
24
13.5
6/5
滚后
32
21
11
4/3
3%固壁剂HGW+
滚前
40
26
14
7/6
2%胶束封堵剂HSM
滚后
36.5
24
12.5
6/5
注：老化条件120℃×16h
25
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
4）微纳米封堵技术研究
均属于微米级
21
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
4）微纳米封堵技术研究 1）胶束封堵剂HSM
胶束，又称胶团，嵌段共聚聚醚高分子表面活性剂， 其形成的胶束在水溶液中可呈球状、层状、棒状，其尺 寸大小在1nm-100nm之间，胶束粒子在孔喉中相互聚集 还产生疏水胶团，能够快速封堵泥页岩纳米孔喉，阻止 钻井液中的自由水向泥页岩深部侵入。
伊利石粘土及微孔缝
2556
180倍下泥岩岩石致密，孔隙发育差。2556倍下伊利石粘土发育及微孔缝可见。
15
（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术
1）泥页岩特性分析 泥岩的孔径分布
压汞法
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。