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 中海油年会课件.ppt

1、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有利于提高钻井效率的低自由水钻井液和改进低自由水钻井液和改进型型PECPEC体系研究与应用体系研究与应用2汇汇 报报 内内 容容3一、低自由水钻井液技术研究与应用汇汇 报报 内内 容容41、低自由水钻井液作用机理、低自由水钻井液作用机理l水通过各种方式水通过各种方式（压差、渗透作用、毛管作用）（压差、渗透作用、毛管作用）进入进入地层，增加地层，增加孔隙压力；孔隙压力；l水水和固相和固相进入进入地层地层后后产生的堵塞、敏感性损害和水锁伤害。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本质质常规手段降低水侵入量降低水侵

2、入量（形成低渗透的泥饼以及封堵层）（形成低渗透的泥饼以及封堵层）各种封堵技术各种封堵技术（刚性、柔性、可变形（刚性、柔性、可变形颗粒、无渗透等）颗粒、无渗透等）51、低自由水钻井液作用机理、低自由水钻井液作用机理u研究入井流体中水的存在状态，将研究入井流体中水的存在状态，将自由水转化为束缚水自由水转化为束缚水实现钻井液的低自由水（实现钻井液的低自由水（Low free water-LFW)Low free water-LFW)；u使钻井液对使钻井液对水的束缚力增强水的束缚力增强，降低钻井液液相侵入；降低钻井液液相侵入；u改变钻井液中的改变钻井液中的水为低张力、强抑制性水为低张力、强抑制性；u降

3、低井壁降低井壁岩石对水的毛管作用岩石对水的毛管作用，降低地层岩石的毛细管自吸水能力。，降低地层岩石的毛细管自吸水能力。低自由水低自由水低侵入、低张力、强抑制性低侵入、低张力、强抑制性减少钻井液中自由水含量减少钻井液中自由水含量=侵入地层水的总量降低侵入地层水的总量降低6低自由水钻井液自由水含量1、低自由水钻井液作用机理、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低自由水低自由水岩心吸水率（岩心吸水率（%）岩心毛管自吸水岩心毛管自吸水将干燥后的低孔低渗岩心放置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，测定岩芯

4、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。吸水情况。1、低自由水钻井液作用机理、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：低自由水体系特殊的束缚水作用机理表现出：n水侵入地层的驱动力减小；水侵入地层的驱动力减小；n钻井液滤液侵入地层的速率和总量降低；钻井液滤液侵入地层的速率和总量降低；n钻井液对地层的压力传递作用降低；钻井液对地层的压力传递作用降低；n优良的储层保护效果（特别是低孔低渗）。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、低自由水钻井液作用机理有利于井壁稳定有利于井壁稳定孔隙压力向随时间从井壁向地层扩散孔隙压力向随时间从井壁向地

5、层扩散9u泥页岩井壁稳定的纳微米封堵技术泥页岩井壁稳定的纳微米封堵技术u钻井液高效深部抑制技术钻井液高效深部抑制技术u钻井液防水锁技术钻井液防水锁技术2、低自由水钻井液配套技术、低自由水钻井液配套技术101、全岩和粘土矿物分析、全岩和粘土矿物分析2、分散性和膨胀性、分散性和膨胀性3、扫描电镜、扫描电镜4、岩屑浸泡实验、岩屑浸泡实验5、岩屑自吸水实验、岩屑自吸水实验（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术1 1）深部硬脆性泥页岩特性分析）深部硬脆性泥页岩特性分析111111 渤海地区东营组和沙河街地层安全密度范围小，易漏易垮含有渤海地区东营组和沙河街地层安全密度范围小，易

6、漏易垮含有脆性泥页岩，富含微裂缝，脆性泥页岩，富含微裂缝，容易破碎掉块地层倾角大，容易造成井容易破碎掉块地层倾角大，容易造成井壁垮塌。壁垮塌。BZ28-1沙河街的掉块沙河街的掉块BZ28-2s-2东下段的掉块东下段的掉块（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术12u东海地区各层位均存在灰色、灰褐色、绿灰东海地区各层位均存在灰色、灰褐色、绿灰色泥岩，色泥岩，钻井过程易出现剥落掉块、起下钻遇钻井过程易出现剥落掉块、起下钻遇阻等问题，阻等问题，（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术13井号井号井深井深粘土矿粘土矿物物粘土矿物组成粘土矿物组成混层比混层

7、比(S)(%)I/SSIKCHY2-3-13651.00 54.7 77108530HY2-3-13651.00 61.4 72912745HY2-3-13651.00 66.4 8097440HY2-3-13651.00 62.2 83105270粘土矿物分析12-1/4井段塌块矿物组分井段塌块矿物组分1 1）泥页岩特性分析）泥页岩特性分析井段井段m m粘粘 土土 矿矿 物物 相相 对对 含含 量量 伊伊/蒙混蒙混 层层 比比%S SI IK KC CI/SI/SS%S%I%I%3106.563106.560 016166 66 67272101090903092.203092.200 02

8、1217 79 96363202080803098.123098.120 025258 88 8595920208080（BZ34-6-1井井）（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术14理化性能理化性能掉块分组掉块分组膨胀率，膨胀率，%30min30min2h2h16h16h一组合片状灰色泥岩一组合片状灰色泥岩15.7815.7818.2218.2219.5219.52一组合块状灰色泥岩一组合块状灰色泥岩17.2417.2418.6518.6520.6720.67一组合褐色泥岩一组合褐色泥岩21.8021.8022.2322.2322.1722.17二组合片状灰色泥岩

9、二组合片状灰色泥岩16.1516.1517.5517.5520.4520.45二组合块状灰色泥岩二组合块状灰色泥岩19.2019.2020.4620.4620.7020.70二组合褐色泥岩二组合褐色泥岩16.6916.6918.7118.7119.3919.39HY2-3-1 12-1/4井段塌块井段塌块u易水化膨胀易水化膨胀u分散性较弱分散性较弱1 1）泥页岩特性分析）泥页岩特性分析掉块分组掉块分组回收率回收率/%一组合片状灰色泥岩一组合片状灰色泥岩69.9769.97一组合块状灰色泥岩一组合块状灰色泥岩60.8360.83一组合褐色泥岩一组合褐色泥岩80.9780.97二组合片状灰色泥岩二

10、组合片状灰色泥岩77.6077.60二组合块状灰色泥岩二组合块状灰色泥岩64.5764.57二组合褐色泥岩二组合褐色泥岩81.2381.23HY2-3-1 12-1/4井段塌块井段塌块井号井号深度深度m mR40R40（%）KL10-1-1KL10-1-13000300089.489.4BZ35-2-3BZ35-2-3井井2638.62638.688.888.8（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术15扫描电镜扫描电镜 180 180倍下泥岩倍下泥岩岩石致密岩石致密，孔隙发育差。，孔隙发育差。25562556倍下伊利石粘土发育及倍下伊利石粘土发育及微孔缝可见。微孔缝可

11、见。井深，井深，m岩性岩性综合描述综合描述照相内容照相内容放大倍数放大倍数2209.7泥岩泥岩岩石致密岩石致密全貌，孔隙不发育全貌，孔隙不发育180岩石致密，少见微孔缝岩石致密，少见微孔缝1600伊利石粘土及微孔缝伊利石粘土及微孔缝2556NB13-4-2井井1 1）泥页岩特性分析）泥页岩特性分析（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术）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）泥岩孔喉较小，孔喉半径分布范围4.0160nm。90%的的孔隙孔隙小于小于100nm。2）其中其中最大孔喉半径最大孔喉半径160.0nm,中值孔喉半径中值孔喉半径42.5 nm，平均孔喉半径为，平均

12、孔喉半径为33.8 nm。泥岩的孔径分布泥岩的孔径分布压汞法压汞法1 1）泥页岩特性分析）泥页岩特性分析（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术17泥岩泥岩 自吸水自吸水4h后的泥岩后的泥岩自吸水自吸水24h后的泥岩后的泥岩自吸水自吸水72h后的泥岩后的泥岩泥岩样品（泥岩样品（79.7761g）自吸水质量随时间变化曲线）自吸水质量随时间变化曲线泥岩的自吸水实验泥岩的自吸水实验（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术181 1、泥岩、泥岩粘土矿物含量高粘土矿物含量高，粘土矿物以伊蒙混层为主，混层比在，粘土矿物以伊蒙混层为主，混层比在30%30%45

13、%45%；2 2、泥页岩易水化膨胀，分散性弱泥页岩易水化膨胀，分散性弱；3 3、表面致密坚硬，孔隙不发育，、表面致密坚硬，孔隙不发育，2556 2556倍倍扫描电镜可见微孔缝扫描电镜可见微孔缝；4 4、泥岩孔喉半径分布在、泥岩孔喉半径分布在4.0160nm,90%,90%分布在分布在100nm100nm以下以下 ；5 5、泥岩、泥岩自吸水可促使微孔缝开启自吸水可促使微孔缝开启并逐渐变大，微孔缝开启会并逐渐变大，微孔缝开启会加剧自吸水侵入加剧自吸水侵入和扩散。和扩散。1 1）泥页岩特性分析）泥页岩特性分析（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术192 2）泥页岩失稳机理）

14、泥页岩失稳机理泥岩微孔隙、孔缝泥岩微孔隙、孔缝正压差驱动正压差驱动+毛管自吸毛管自吸+渗透压渗透压微孔缝开启并逐渐变大微孔缝开启并逐渐变大内部粘土矿物膨胀压内部粘土矿物膨胀压泥岩剥落掉块，井壁失稳泥岩剥落掉块，井壁失稳形成微裂缝、裂缝形成微裂缝、裂缝+天然微裂缝天然微裂缝液相侵入加剧，孔隙压力增加液相侵入加剧，孔隙压力增加纳纳-微米级孔缝微米级孔缝4.04.0160nm 160nm 微米级微米级-毫米毫米级孔缝级孔缝关键关键-封堵纳微孔缝封堵纳微孔缝纳米级微孔缝纳米级微孔缝+微米级微裂缝微米级微裂缝（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术20l评价方法评价方法l封堵材料

15、封堵材料1 1、纳米微孔滤膜测试技术、纳米微孔滤膜测试技术2 2、泥页岩压力传递测试技术、泥页岩压力传递测试技术优选纳米优选纳米-亚微米级封堵材料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）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术21序号序号暂堵剂暂堵剂粒度范围（粒度范围（m）粒度中值（粒度中值（m）平均粒径（平均粒径（m）1 1QCX-1QCX-1（轻钙）（轻钙）0.1-159.60.1-159.64.474.4712.2012.202 2WC-1WC-1（重钙）（重钙）0.1-110.90.1-110.91

16、6.8516.8522.6722.674 4TEXTEX（磺化沥青）（磺化沥青）0.1-142.00.1-142.07.5387.53810.3810.385 5DYFTDYFT（低荧光磺化沥青）（低荧光磺化沥青）0.1-229.70.1-229.712.0512.0516.9716.976 6LSFLSF（沥青树脂）（沥青树脂）0.1-209.70.1-209.78.1618.16118.8218.827 7LPFLPF（成膜剂）（成膜剂）0.1-301.80.1-301.836.2736.2757.3857.38常规封堵材料的粒径常规封堵材料的粒径均属于微米级均属于微米级（1）泥页岩井壁稳

17、定纳微米封堵技术）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术222 2）纳微固壁剂）纳微固壁剂HGWHGW4 4）微纳米封堵技术研究）微纳米封堵技术研究1 1）胶束封堵剂）胶束封堵剂HSMHSM 胶束，又称胶团，胶束，又称胶团，嵌段共聚聚醚高分子表面活性剂，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，其尺寸大小在寸大小在1nm-100nm1nm-100nm之间，胶束粒子在孔喉中相互聚集之间，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

18、岩深部侵入。钻井液中的自由水向泥页岩深部侵入。小型小型胶束胶束覆盖成膜憎水原理：覆盖成膜憎水原理：当其覆盖在井壁岩石上面后，在压力作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。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）之间。（亚微米）（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术）泥页岩井壁稳定纳微

19、米封堵技术231 1）胶束封堵剂）胶束封堵剂HSMHSM2 2）微纳固壁剂）微纳固壁剂HGWHGW纳米激光粒度仪（1-5000nm)4 4）微纳米封堵）微纳米封堵技术研究技术研究（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术）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纳米微孔滤膜测试评价方法滤纸滤纸快速：孔径为快速：孔径为80120微米微米中速：孔径为中速：孔径为3050微米微米慢速：孔径为慢速：孔径为13微米微米孔径：孔径：10-150nm纳米微孔滤膜纳米微孔滤膜模拟泥页岩表面微孔隙模拟泥页岩表面微孔隙模拟砂岩孔隙模拟砂岩孔隙1、中压纳、中压纳-微滤失实验微滤失实验2、高温高压纳、高温高压

20、纳-微滤失实验微滤失实验u突破传统滤纸实验；突破传统滤纸实验；u封堵滤失介质统一；封堵滤失介质统一；u提高实验重复性。提高实验重复性。（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术25基础配方：基础配方：3%海水土浆海水土浆+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 加重至加重至1.3g/cm3配方配方热滚热滚条件条件AVmPasPVmPasYPPa6/3基础配方基础配方滚前滚前37.52413.56

21、/5滚后滚后3221114/33%固壁剂固壁剂HGWHGW+2%胶束封堵剂胶束封堵剂HSM滚前滚前4026147/6滚后滚后36.52412.56/5注：老化条件注：老化条件12016h（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术26时间（时间（h）FLHTHP滤失量滤失量空白空白3%固壁剂固壁剂HGWHGW+2%胶束封堵剂胶束封堵剂HSM滤纸滤纸滤膜滤膜滤纸滤纸滤膜滤膜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

22、.421.89.2635.214.622.29.5注：滤纸注：滤纸HTHP:120 3.5MPa 滤膜滤膜HTHP：80 3.5MPa1 1、滤纸、滤纸6h6h滤失降低滤失降低36.9%36.9%；2 2、滤膜、滤膜6h6h滤失降低滤失降低34.9%34.9%；3 3、在滤纸和滤膜都具有很好的封闭性。、在滤纸和滤膜都具有很好的封闭性。滤纸（砂岩孔滤纸（砂岩孔隙）隙）滤膜（泥滤膜（泥岩孔隙）岩孔隙）4 4）微纳米封堵技术研究）微纳米封堵技术研究（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术27u 泥页岩渗透率极低，泥页岩渗透率极低，微孔隙常被微孔隙常被地层水充填地层水充填，仅少

23、量滤液侵入，仅少量滤液侵入，即可导致井壁围岩内即可导致井壁围岩内孔隙压力显著提高；孔隙压力显著提高；u 再叠加上再叠加上“压力传递压力传递”作用，导致围岩孔压提高，作用，导致围岩孔压提高，降低有效应力降低有效应力支撑支撑作用，作用，加剧井壁力学失稳问题；加剧井壁力学失稳问题；u 研究钻井液研究钻井液“液相侵入液相侵入”和和“压力传递压力传递”情况可反映钻井液对泥情况可反映钻井液对泥页岩井壁页岩井壁封堵效果和稳定性封堵效果和稳定性。5 5）泥页岩压力传递测试技术）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）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术28技术参数：技术参数：工作压力：工作压力：10

24、00psi；温度范围：室温；温度范围：室温100C；物模尺寸：物模尺寸：25.4（1250）mm；上游容器的容积：上游容器的容积：500ml*2；下游容器的容积：；下游容器的容积：50ml*2；泥页岩压力传递测试技术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）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术29基础配方：基础配方：3%海水土浆海水土浆+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 加重至加重至1.3g/cm31#

25、水水2#基浆基浆3#基浆基浆+3%固壁剂固壁剂HGW+2.0%胶束封堵剂胶束封堵剂HSM泥页岩岩心使用泥页岩岩心使用20g膨润土膨润土12MPa5min人工人工压片制成压片制成,岩心长度岩心长度2.5cm，先用标准盐水饱和，先用标准盐水饱和上游容器的压力上游容器的压力600psi（钻井液）（钻井液）下游容器的压力下游容器的压力100psi（标准盐水）（标准盐水）压差压差500Psi=3.5Mpa实验通过精密压力传感器监测实验通过精密压力传感器监测下游端压下游端压力变化情况。力变化情况。5 5）微纳米封堵技术的压力传递情况）微纳米封堵技术的压力传递情况微纳米封堵材料（微纳米封堵材料（3%固壁剂固

26、壁剂HGW+2.0%胶束封堵剂胶束封堵剂HSM）可以明显降低钻井液的压力传递，有效的）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。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）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术30样品样品岩心烘干前岩心烘干前质量（质量（g）岩心烘干后岩心烘干后质量（质量（g）1054h初始含水率初始含水率%总含水量总含水量%侵入的水量侵入的水量%水水22.8517.689.822.6312.83基浆基浆22.0217.99.818.718.91+封封堵材料堵材料20.6217.839.813.543.73岩心岩心30h侵入量测定侵入量测定室

27、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。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 6）微纳米封堵技术降低钻井液滤液侵入）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。对岩心的侵入。（1）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术）泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术31深部抑制剂深部抑制剂HPIu抑制剂为抑制剂为有机硅氟类高分子有机硅氟类高分子，u分子中的分子中的Si-OHSi-OH键容易与粘土上的键容易与粘土上的Si-OHSi-OH键缩聚成键缩聚成Si-O-

28、SiSi-O-Si键键；u从而在粘土表面形成从而在粘土表面形成烃基朝外的烃基朝外的R RCH2-SiCH2-Si吸附层吸附层,uC-FC-F键所具有的极强的键所具有的极强的疏水性疏水性及较低的分子内聚力；及较低的分子内聚力；u使粘土表面产生使粘土表面产生润湿反转润湿反转，阻止和减缓了粘土表阻止和减缓了粘土表面的面的水化作用水化作用。（2）钻井液深部抑制技术）钻井液深部抑制技术滤液侵入地层滤液侵入地层地层深部粘土矿物水化膨地层深部粘土矿物水化膨胀压增加胀压增加地层孔隙压力增加地层孔隙压力增加井壁失稳井壁失稳321 1、HPIHPI抑制粘土水化造浆抑制粘土水化造浆水水+10%+10%膨润土膨润土+

29、HPI+HPI相对抑制率相对抑制率%=%=（1001001 11001002 2)100/100100/1001 1抑制剂抑制剂膨润土累膨润土累计加量计加量%AVmPasPVmPasYPPa6/3036422/1622111119/17960233761/5812150/1482%HPI37522/169544/39302289/81250381222/182 2、HPIHPI提高粘土容量限提高粘土容量限（2）钻井液深部抑制技术）钻井液深部抑制技术333 3、HPIHPI抑制岩屑分散抑制岩屑分散BZ35-2-3BZ35-2-3东三段东三段岩屑岩屑热滚条件：热滚条件：14014016h16h（2

30、）钻井液深部抑制技术）钻井液深部抑制技术34配方配方8h膨胀率膨胀率%16h膨胀率膨胀率%海水海水18.4825.55DHS9.8512.75DHS+1%有机正电胶有机正电胶7.569.88DHS+1%HPA6.858.58DHS+1%深部抑制剂深部抑制剂HPI4.255.98（2）钻井液深部抑制技术）钻井液深部抑制技术4 4、HPIHPI抑制水化膨胀抑制水化膨胀35油基泥浆浸泡岩块强度基本无降低，体系使用油基泥浆浸泡岩块强度基本无降低，体系使用HPI作作为抑制剂岩石强度降低最少为抑制剂岩石强度降低最少（2）钻井液深部抑制技术）钻井液深部抑制技术试验材料：花港组上段试验材料：花港组上段试验时间

31、：试验时间：24小时小时防塌性能防塌性能岩石抗压强度岩石抗压强度36（3）钻井液防水锁技术）钻井液防水锁技术体系类型体系类型起泡率起泡率%（10min）滤液表面张滤液表面张力力mN/m油油-液界面张液界面张力力mN/mmN/m空白空白063.538.52%ABS315%38.85.22%OP-10275%40.44.92%AES425%37.86.22%A-20215%41.77.22%TWEN20150%36.99.22%1227280%39.515.23%JLX-B1%41.310.92%HAR12%28.55.22%HAR-D0.5%32.57.837代号加量 名称作用BENTONITE

32、30膨润土配制基浆、增加体系粘度PF-PLUS4水解聚丙烯酸盐降低滤失量、提高体系粘度PF-PAC-LV35低粘聚阴离子纤维素改善泥饼质量，降低滤失量HXY-310自由水络合剂降低体系内自由水含量FLOCAT/HFL-T20降滤失剂降低体系滤失量LSF/DYFT1020沥青树脂提高泥浆封堵性能HGW30化学固壁剂在井壁表面形成纳微米高分子封堵膜HSM20胶束封堵剂对纳米孔喉进行封堵KCl3050氯化钾抑制粘土分散膨胀LUBE20润滑剂提高体系润滑能力HPI10深部抑制剂降低深部井壁水化程度HAR-D12防水锁剂降低表面和界面张力（4）低自由水钻井液配方）低自由水钻井液配方实验条件实验条件AVm

33、Pa.sPVmPa.sYPPa6/3FLAPImlFLHTHPml滚前滚前4026147/6滚后滚后36.52412.56/52.87.8老化条件老化条件:16h120；测定温度测定温度:50；HTHP失水测定条件失水测定条件:3.5MPa120；u 抗温能力达到抗温能力达到200 u 密度可加重至密度可加重至2.4g/cm338常温压膨胀试验常温压膨胀试验0102030400510152025试验时间试验时间(h)膨胀率膨胀率(%)蒸馏水蒸馏水PEM体系体系低自由水体系低自由水体系试验时间：试验时间：24小时小时（4）低自由水钻井液评价）低自由水钻井液评价39HTHP 滤失试验0246810

34、1214PEM 体系低自由水体系滤失量（mL）（4）低自由水钻井液评价）低自由水钻井液评价40低自由水钻井液储层保护效果低自由水钻井液储层保护效果低自由水钻井液低自由水钻井液建立阻水屏障建立阻水屏障降低钻井液总的自由水含量降低钻井液总的自由水含量滤液改造技术滤液改造技术岩心号岩心号流体流体KO(md)K1(md)K1/KO(%)K0d2（切片（切片0.5cm）(md)K0d2/KO（切（切片片0.5cm）(%)B-07氮气氮气8.9587.907888.28B-16氮气氮气8.81557.854289.091#氮气氮气0.050.0413282.650.045891.632#氮气氮气0.110

35、.0885080.450.0992390.21岩心号岩心号井号井号取自井深取自井深(m)岩心长岩心长(cm)直径直径(cm)%B-07HY2-3-1井井3420.64.202.5014.1B-16HY2-3-1井井3420.95.312.4815.811#TT12-1-1井井3680.313680.426.4822.4227.092#TT12-1-1井井3680.463680.526.4702.438.30（4）低自由水钻井液评价）低自由水钻井液评价41起下钻遇阻起下钻遇阻蹩扭矩、蹩泵蹩扭矩、蹩泵划眼困难划眼困难东海地区复杂情况原因分析（4）低自由水钻井液应用案例）低自由水钻井液应用案例42（

36、4）低自由水钻井液应用案例）低自由水钻井液应用案例NB22-1-1 12 1/4 2013年年3月月,井深（井深（2400-4128.5m）uLS36-2-1uTWT-A6uHY1-1-2uNB13-4-2uNB31-1-3H uTT12-1-1uNB22-1-1uNB14-6-1平均井径扩大率仅平均井径扩大率仅3.42%井名井名井段井段起下钻次数起下钻次数直接起下钻时间直接起下钻时间（h）划眼时间划眼时间（h）开泵循环时间开泵循环时间（h）总时间总时间（h）NB31-1-212-1/41017.2573.7537.5128.58-1/2564.755.7513.584全井段全井段158279

37、.551212.5NB31-1-3H12-1/4621.2535.7510668-1/257822.252.5102.75全井段全井段1199.255812.5168.75低自由水应用井低自由水应用井43低自由水东海现场应用总结低自由水东海现场应用总结（1）井壁稳定、井径规则）井壁稳定、井径规则 低自由水钻井液通过束缚自由水表现出强抑制、低侵入同时配合煤层封堵温压成膜以及深部抑制技低自由水钻井液通过束缚自由水表现出强抑制、低侵入同时配合煤层封堵温压成膜以及深部抑制技术加固了井壁，有效的解决了术加固了井壁，有效的解决了泥页岩、煤层和砂泥岩互层的井壁垮塌和掉块问题泥页岩、煤层和砂泥岩互层的井壁垮塌

38、和掉块问题，平均井径扩大率仅，平均井径扩大率仅3.42%。（2）测井取芯周期长，测井取芯顺利）测井取芯周期长，测井取芯顺利NB22-1-1井六趟电测、八次井六趟电测、八次RCOR旋转井壁取芯顺利，累计取芯旋转井壁取芯顺利，累计取芯115颗，通井、颗，通井、电测一次成功、下套电测一次成功、下套管顺利到位管顺利到位，在电测和下套管时间长达，在电测和下套管时间长达10天的情况下井壁仍然稳定。天的情况下井壁仍然稳定。（3）提高了钻井时效）提高了钻井时效起钻倒划眼无蹩卡、起下钻顺利、下套管过程中无阻卡现象，从而起钻倒划眼无蹩卡、起下钻顺利、下套管过程中无阻卡现象，从而提高了钻井时效提高了钻井时效。（4）

39、防水锁技术有效的保护油气层）防水锁技术有效的保护油气层 低自由水钻井液体系通过低自由水钻井液体系通过防水锁剂降低钻井液的表面张力防水锁剂降低钻井液的表面张力，有利于减小液相侵入储层造成的水锁，有利于减小液相侵入储层造成的水锁伤害。伤害。（4）低自由水钻井液应用案例）低自由水钻井液应用案例44前期钻井过程中的技术难题：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）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）东营组下部、沙河街组大段硬脆性泥页岩井壁失稳失稳（4）低自由水钻井液应用案例）低自由水钻井液应用案例低自由水在冀东油田应用情况低自由水在

40、冀东油田应用情况45（4）低自由水钻井液应用案例）低自由水钻井液应用案例低自由水在冀东油田应用情况低自由水在冀东油田应用情况46井号井号完钻井深完钻井深m最大水平位移最大水平位移m钻井周期，钻井周期，d建井周期，建井周期，d钻井液体系钻井液体系钻井队钻井队NP4-554513.02185.8870.1786.04低自由水钻井液低自由水钻井液长城钻探长城钻探50007NP4-334528.02517.3554.0875.46低自由水钻井液低自由水钻井液大庆大庆70133NP4-604453.02442.9460.8887.25低自由水钻井液低自由水钻井液长城钻探长城钻探50013NP4-5747

41、07.02095.57190.88215.38KCL成膜封堵低侵成膜封堵低侵入钻井液体系入钻井液体系长城钻探长城钻探50013NP4-324474.02264.8980.62104.46KCL成膜封堵低侵成膜封堵低侵入钻井液入钻井液大庆大庆70133钻井时效钻井时效（4）低自由水钻井液应用案例）低自由水钻井液应用案例低自由水在冀东油田应用情况低自由水在冀东油田应用情况47井号井号层位层位井深井深 m射孔厚度射孔厚度 m表皮系数表皮系数NP1-17侧侧Ed13310-33166.0-1.423276-328812.0-2.323145-3162.617.6-1.61NP11Ed13174.8-3

42、178.84.00.98NP11-B45-X503Ed12725.6-2729.03.41.62Ed12581.8-2597.615.8-2.37Ed12549.2-2557.07.8-3.82NP11-K18-X307Ed12822.4-2888.666.2-2.65Ed12699.4-2709.09.60.18NP23-X2245Ed13162.6-3168.05.4-0.12Ed13016.4-3027.811.40NP23-X2540Ed13392.6-3396.23.6-2.87NP11-F11-X218Ed12877.8-2883.25.41.37Ed12742.0-2750.08

43、.0-1.28Ed12721.4-2728.26.8-1.56NP23-X2228Ed13222.6-3229.26.61.71Ed13104.2-3114.09.8-0.81NP2-19Ed13030.4-3038.07.6-2.84NP203X2Ed12831.2-2839.07.8-0.91NP13-X1102Ed12961.00-3076.4022.8-1.73NP13-X1035Ed13058.2-312250.80.72（4）低自由水钻井液应用案例）低自由水钻井液应用案例低自由水在冀东油田应用情况低自由水在冀东油田应用情况 表皮系数小，储层表皮系数小，储层未受到污染未受到污染48玉

44、北地区钻井液技术难点：玉北地区钻井液技术难点：u二叠系二叠系沙井子组沙井子组高渗砂岩和砂泥岩互层，高渗砂岩和砂泥岩互层，粘卡和泥包粘卡和泥包；u二叠系二叠系开派兹雷克组开派兹雷克组大段大段玄武岩井径扩大；玄武岩井径扩大；u二叠系二叠系库普库兹满组和库普库兹满组和石炭系卡拉沙依组石炭系卡拉沙依组泥岩水化剥落掉块泥岩水化剥落掉块；u该地区该地区井深井深6000m6000m左右，钻井周期平均左右，钻井周期平均250250天天左右，左右，钻速慢钻速慢。现有钻井液难以有效解决现有钻井液难以有效解决三开井段存在的复杂情况三开井段存在的复杂情况（4）低自由水钻井液应用案例）低自由水钻井液应用案例低自由水在中

45、石化西北油田玉北地区应用低自由水在中石化西北油田玉北地区应用4920122012年低自由水钻井液在玉北年低自由水钻井液在玉北1313井成功应用。井成功应用。玉北玉北13井是低自由水钻井液在玉北区块现场应用的第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玄武岩垮塌都发生了卡钻事故，特别是，特别是玉北玉北8井和玉井和玉北北6-1井使用油基泥浆都发生了卡钻事故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

46、工过程中井下未出现异常情况，整个施工安全、顺利。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）低自由水钻井液应用案例低自由水在中石化西北油田玉北地区应用低自由水在中石化西北油田玉北地区应用井号井号钻井周期钻井周期d d中完井深中完井深m三开进尺三开进尺m三开周期三开周期d d三开周期所占比三开周期所占比例例%玉北玉北1 1井井267.2267.25603560316031603165.58165.5861.9861.98YB1-1YB1-1井井264.3264.35957595718311831141.75141.7553.6353.63YB1-2XYB1-

47、2X井井221.7221.75137.265137.261616.251616.25111.08111.0850.150.1玉北玉北5 5井井265.4265.45903590320512051134.96134.9650.7450.74玉北玉北13井井204.8204.85827.55827.52174.52174.5117.79117.7957.557.5井号井号钻井液体系钻井液体系最大井径最大井径mm最小井径最小井径mm平均井径扩大率平均井径扩大率%玉北玉北1钾盐聚磺钾盐聚磺449.81449.81213.41213.4120.6320.63YB1-1YB1-1钾盐聚磺钾盐聚磺305.0

48、5305.05213.61213.6110.0710.07 玉北玉北3钾盐聚磺钾盐聚磺299.72299.72215.39215.397.347.34 玉北玉北5钾盐聚磺钾盐聚磺332.73332.73215.39215.397.177.17玉北玉北13井井低自由水低自由水241.3241.3215.9215.93.83.850（4）低自由水钻井液应用案例）低自由水钻井液应用案例51二、改进型PEC体系研究与应用汇汇 报报 内内 容容52 明化镇组、馆陶组活性软泥页岩明化镇组、馆陶组活性软泥页岩粘土矿物含量很高粘土矿物含量很高，达到了，达到了2050左右左右，其中粘土矿物含量中主要以，其中粘土

49、矿物含量中主要以伊伊蒙混层为主，含量为蒙混层为主，含量为6080左右左右，且伊蒙混层中有以，且伊蒙混层中有以蒙脱石为主，占蒙脱石为主，占混层比的混层比的4570；其次为伊利石占；其次为伊利石占1035左右，高岭石与绿泥石含量较少分别占据了左右，高岭石与绿泥石含量较少分别占据了6和和5左右，渤海地区明化镇组左右，渤海地区明化镇组大段活性软泥页岩非大段活性软泥页岩非常容易水化分散、阳离子交换容量非常高。常容易水化分散、阳离子交换容量非常高。（1 1）PECPEC钻井液产生背景钻井液产生背景53 硬硬脆脆地地层层水水化化地地层层硬硬脆脆地地层层水水化化地地层层滤液、滤液、K钻钻井井液液硬硬脆脆地地层

50、层水水化化地地层层硬硬脆脆地地层层水水化化地地层层滤液、滤液、K钻钻井井液液硬硬脆脆地地层层水水化化地地层层硬硬度度地地层层水水化化地地层层硬硬度度地地水水化化地地层层滤液、滤液、K钻钻井井液液层层较较高高较较高高砂岩砂岩砂岩砂岩泥岩泥岩泥岩泥岩JFC/PLUS 起泥球，蹩抬钻具，造浆严重，起泥球，蹩抬钻具，造浆严重，个别井起钻相对困难个别井起钻相对困难KCl/PLUS/JLX 钻进时倒划有蹩卡现象，钻进时倒划有蹩卡现象，起钻时倒划比较困难起钻时倒划比较困难PEC 缩短了起钻时间，提高了钻井时效缩短了起钻时间，提高了钻井时效 现场流变性调控比较困难现场流变性调控比较困难软抑制软抑制（1 1）P