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]

湖北汉科新技术股份有限公司2013年08月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2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3一、低自由水钻井液技术研究与应用汇报内容41、低自由水钻井液作用机理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。水基钻井液储层伤害井壁稳定本质常规手段降低水侵入量（形成低渗透的泥饼以及封堵层）各种封堵技术（刚性、柔性、可变形颗粒、无渗透等）51、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（Lowfreewater---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；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。低自由水——低侵入、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6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。低自由水钻井液自由水含量1、低自由水钻井液作用机理7低自由水钻井液络合水能力048121620PEMPECPRD低自由水岩心吸水率（%）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。1、低自由水钻井液作用机理8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）。1、低自由水钻井液作用机理有利于井壁稳定孔隙压力向随时间从井壁向地层扩散9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2、低自由水钻井液配套技术101、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（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11第11页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。BZ28-1沙河街的掉块BZ28-2s-2东下段的掉块（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术12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，（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术13井号井深粘土矿物粘土矿物组成混层比(S)(%)I/SSIKCHY2-3-13651.0054.777－108530HY2-3-13651.0061.472－912745HY2-3-13651.0066.480－97440HY2-3-13651.0062.283－105270粘土矿物分析12-1/4’井段塌块矿物组分1）泥页岩特性分析井段m粘土矿物相对含量伊/蒙混层比%SIKCI/SS%I%3106.56016667210903092.20021796320803098.1202588592080（BZ34-6-1井）（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术14理化性能掉块分组膨胀率，%30min2h16h一组合片状灰色泥岩15.7818.2219.52一组合块状灰色泥岩17.2418.6520.67一组合褐色泥岩21.8022.2322.17二组合片状灰色泥岩16.1517.5520.45二组合块状灰色泥岩19.2020.4620.70二组合褐色泥岩16.6918.7119.39HY2-3-112-1/4’井段塌块易水化膨胀分散性较弱1）泥页岩特性分析掉块分组回收率/%一组合片状灰色泥岩69.97一组合块状灰色泥岩60.83一组合褐色泥岩80.97二组合片状灰色泥岩77.60二组合块状灰色泥岩64.57二组合褐色泥岩81.23HY2-3-112-1/4’井段塌块井号深度mR40（%）KL10-1-1300089.4BZ35-2-3井2638.688.8（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术15扫描电镜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。井深，m岩性综合描述照相内容放大倍数2209.7泥岩岩石致密全貌，孔隙不发育180岩石致密，少见微孔缝1600伊利石粘土及微孔缝2556NB13-4-2井1）泥页岩特性分析（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术161）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。泥岩的孔径分布压汞法1）泥页岩特性分析（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术17自吸水能力强微孔缝开启加剧自吸水侵入和扩散泥岩自吸水4h后的泥岩自吸水24h后的泥岩自吸水72h后的泥岩0.000.100.200.300.400.50024681012141618202224时间（h）自吸水质量（g）泥岩样品（79.7761g）自吸水质量随时间变化曲线泥岩的自吸水实验（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术181、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。1）泥页岩特性分析（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术192）泥页岩失稳机理泥岩微孔隙、孔缝正压差驱动+毛管自吸+渗透压微孔缝开启并逐渐变大内部粘土矿物膨胀压泥岩剥落掉块，井壁失稳形成微裂缝、裂缝+天然微裂缝液相侵入加剧，孔隙压力增加纳-微米级孔缝4.0～160nm微米级-毫米级孔缝关键---封堵纳微孔缝纳米级微孔缝+微米级微裂缝（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术20评价方法封堵材料1、纳米微孔滤膜测试技术2、泥页岩压力传递测试技术优选纳米-亚微米级封堵材料建立泥页岩封堵的评价方法优选了纳微米封堵材料（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术21序号暂堵剂粒度范围（μm）粒度中值（μm）平均粒径（μm）1QCX-1（轻钙）0.1-159.64.4712.202WC-1（重钙）0.1-110.916.8522.674TEX（磺化沥青）0.1-142.07.53810.385DYFT（低荧光磺化沥青）0.1-229.712.0516.976LSF（沥青树脂）0.1-209.78.16118.827LPF（成膜剂）0.1-301.836.2757.38常规封堵材料的粒径均属于微米级（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术222）纳微固壁剂HGW4）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。小型胶束覆盖成膜憎水原理：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。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）（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术231）胶束封堵剂HSM2）微纳固壁剂HGW纳米激光粒度仪（1-5000nm)4）微纳米封堵技术研究（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术24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微米孔径：10-150nm纳米微孔滤膜模拟泥页岩表面微孔隙模拟砂岩孔隙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。（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术25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配方热滚条件AVmPa·sPVmPa·sYPPaΦ6/Φ3基础配方滚前37.52413.56/5滚后3221114/33%固壁剂HGW+2%胶束封堵剂HSM滚前4026147/6滚后36.52412.56/5注：老化条件120℃×16h（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术26时间（h）FLHTHP滤失量空白3%固壁剂HGW+2%胶束封堵剂HSM滤纸滤膜滤纸滤膜0.010.50.50.50.80.2533.22.62.50.564.44.53.619.85.88.252157.6136.2320.29.417.67.8425.411.220.88.8530.213.421.89.2635.214.622.29.5注：滤纸HTHP:120℃×3.5MPa滤膜HTHP：80℃×3.5MPa1、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。滤纸（砂岩孔隙）滤膜（泥岩孔隙）4）微纳米封堵技术研究（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术27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。5）泥页岩压力传递测试技术（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术28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；泥页岩压力传递测试技术（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术29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。5）微纳米封堵技术的压力传递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。（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术30样品岩心烘干前质量（g）岩心烘干后质量（g）105℃×4h初始含水率%总含水量%侵入的水量%水22.8517.689.822.6312.83基浆22.0217.99.818.718.91+封堵材料20.6217.839.813.543.73岩心30h侵入量测定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。6）微纳米封堵技术降低钻井液滤液侵入实验数据表明，微纳米封堵技术可有效的降低钻井液对岩心的侵入。（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术31深部抑制剂HPI抑制剂为有机硅氟类高分子，分子中的Si-OH键容易与粘土上的Si-OH键缩聚成Si-O-Si键；从而在粘土表面形成烃基朝外的RCH2-Si吸附层,C-F键所具有的极强的疏