威远区块深层页岩气水平井水基钻井液技术

林永学 甄剑武

林永学, 甄剑武. 威远区块深层页岩气水平井水基钻井液技术[J]. 石油钻探技术, 2019, 47(2): 21-27. doi: 10.11911/syztjs.2019022
引用本文: 林永学, 甄剑武. 威远区块深层页岩气水平井水基钻井液技术[J]. 石油钻探技术, 2019, 47(2): 21-27. doi: 10.11911/syztjs.2019022
LIN Yongxue, ZHEN Jianwu. Water Based Drilling Fluid Technology for Deep Shale Gas Horizontal Wells in Block Weiyuan[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2019, 47(2): 21-27. doi: 10.11911/syztjs.2019022
Citation: LIN Yongxue, ZHEN Jianwu. Water Based Drilling Fluid Technology for Deep Shale Gas Horizontal Wells in Block Weiyuan[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2019, 47(2): 21-27. doi: 10.11911/syztjs.2019022

威远区块深层页岩气水平井水基钻井液技术

doi: 10.11911/syztjs.2019022
基金项目: 

国家自然科学基金重大项目“页岩油气高效开发基础理论研究”(编号:51490650)资助

详细信息
    作者简介:

    林永学(1963—),男,山东乳山人,1984年毕业于华东石油学院钻井工程专业,2001年获石油大学(北京)油气井工程专业硕士学位,教授级高级工程师,中国石化集团公司高级专家,主要从事钻井液技术研究及相关管理工作。E-mail:linyx.sripe@sinopec.com

  • 中图分类号: TE254+.6

Water Based Drilling Fluid Technology for Deep Shale Gas Horizontal Wells in Block Weiyuan

  • 摘要: 为解决威远区块深层页岩气水平井长水平段井眼失稳的问题,研制了具有强抑制性、强封堵能力的水基钻井液。分析了威远区块页岩储层矿物组分、储层物性和页岩地层井眼失稳机理,认为在该地层钻进水平段时,所用钻井液应具有较强的抑制性、封堵能力和一定的润滑性。在优选抑制剂、封堵剂和润滑剂的基础上,配制了深层页岩气水平井水基钻井液SM–ShaleMud,并对其性能进行了室内评价。室内试验结果表明:该钻井液流变性能好,高温高压滤失量低,润滑系数小;可抗温140 ℃,能有效抑制黏土水化和裂缝的产生、扩展;封堵能力和抗污染能力强。SM–ShaleMud水基钻井液在威远区块威页23平台3口井进行了应用,结果表明具有良好的综合性能,特别是井眼浸泡67 d后仍保持稳定,说明其具有强抑制性和强封堵能力。研究表明,SM–ShaleMud水基钻井液能够解决威远区块深层页岩气水平井长水平段井眼失稳问题,现场应用效果显著。
  • 图  1  威页1井龙马溪组页岩气地层微孔隙和微裂缝

    Figure  1.  Micro-pore and micro-fracture in shale gas formation of Longmaxi Formation in Well WY 1

    图  2  威页1井龙马溪组岩心层理及裂缝发育特征

    Figure  2.  Core bedding and fracture development characteristics of Longmaxi Formation in Well WY 1

    图  3  页岩岩心在不同介质中浸泡时的裂缝扩展情况

    Figure  3.  Fracture propagation of shale core immersion in different media

    图  4  钻井液压力传递测试结果

    Figure  4.  Results of drilling fluid pressure transmission test

    表  1  威页23–6HF井龙马溪组岩屑全岩矿物组分

    Table  1.   Mineral compositions of the whole rock of the cuttings samples of Longmaxi Formation in Well WY 23–6HF

    岩屑编号井深/m各矿物组分的含量,%
    石英钾长石斜长石方解石白云石铁白云石石盐菱铁矿黏土矿物
    造斜段13 562.0034.217.563.213.0751.95
    造斜段23 716.0035.517.423.772.4750.83
    造斜段33 783.0032.802.086.572.561.401.2653.33
    造斜段43 815.0038.898.034.362.0846.64
    水平段14 406.0046.0410.928.865.431.1727.58
    水平段24 870.0047.717.4313.264.621.0525.93
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    表  2  不同SMJA–1和KCl加量下膨润土的Zeta电位

    Table  2.   Effect of SMJA–1 & KCl on Zeta potential of Bentonite

    SMJA–1
    加量,%
    不同KCl加量下的Zeta电位/mV
    00.1%0.5%2.0%5.0%
    0–48.0–49.0–40.5–32.0–22.3
    0.1–31.0–35.0–28.0–22.0–19.0
    0.5–23.8–19.6–16.8–17.2–11.7
    1.0–17.8–17.4–15.3–11.6–7.1
     注:100 ℃温度下膨润土在SMJA–1和KCl复配液中浸泡24 h。
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    表  3  高温高压滤失测试结果

    Table  3.   Results of HTHP fluid loss test

    钻井液高温高压滤失量/mL
    10#陶瓷滤片滤纸
    基浆20.016.8
    钻井液M5.47.0
     注:测试温度为140 ℃。
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    表  4  润滑剂对钻井液性能的影响评价结果

    Table  4.   Evaluation on the influence of lubricants on drilling fluid performance

    钻井液塑性黏度/
    (mPa·s)
    动切力/
    Pa
    API滤失量/
    mL
    高温高压
    滤失量/mL
    润滑
    系数
    钻井液M45.02.50.56.00.237
    钻井液M+
    润滑剂
    42.08.004.80.113
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    表  5  SM–ShaleMud水基钻井液的常规性能

    Table  5.   Conventional properties of SM–ShaleMud water based drilling fluid

    密度/
    (kg·L–1)
    表观黏度/
    (mPa·s)
    塑性黏度/
    (mPa·s)
    动切力/
    Pa
    静切力/PaAPI滤失量/
    mL
    高温高压滤失量/
    mL
    润滑系数
    初切终切
    1.9047.533.014.53.09.51.05.60.096
    2.0554.038.016.03.510.50.85.20.101
    2.2069.048.021.04.012.00.14.00.113
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    表  6  SM–ShaleMud水基钻井液抗污染能力测试结果

    Table  6.   Pollution resistance test results of SM–ShaleMud water based drilling fluid

    污染条件塑性黏度/
    (mPa·s)
    动切力/
    Pa
    API滤失量/
    mL
    高温高压滤失量/
    mL
    33.09.0<0.35.2
    10.0%膨润土34.010.00.35.6
    3.0%CaCl221.013.04.018.0
    10.0%钻屑粉32.012.00.45.0
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    表  7  SM–ShaleMud水基钻井液的配浆量及初始性能

    Table  7.   Slurry volume and initial performance of SM–ShaleMud water based drilling fluid

    井号配浆量/m3密度/
    (kg·L–1)
    漏斗黏度/
    s
    塑性黏度/
    (mPa.s)
    动切力/
    Pa
    静切力/PaAPI滤失量/
    mL
    高温高压滤失量/
    mL
    pH值
    新浆老浆初切终切
    威页23–6HF19001.95473214390.86.410
    威页23–2HF701102.00483083110.86.010
    威页23–3HF18402.05533211370.55.49
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出版历程
  • 收稿日期:  2018-09-05
  • 修回日期:  2018-12-14
  • 刊出日期:  2019-03-01

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