反渗透钻井液在东海海域H6-1井的应用

东海盆地位于中国东部海域,其中大量的低孔低渗油气藏有待规模化开发,东海低孔低渗油气藏岩性致密,渗透率极低,埋藏深,储层水锁伤害严重。花港组和平湖组存在大段泥页岩和薄煤层,钻井过程中极易发生井壁失稳,给钻井安全和储层保护带来严峻挑战。反渗透钻井液技术是在低自由水钻井液基础上依据活度平衡和半透膜理论,通过引入纳微米封堵和键合水技术,使钻井液具有反渗透功能。该体系在东海高温深井H6-1井成功应用,应用井段井壁稳定,平均井径扩大率仅1.93%,起下钻顺利,电测和下套管一次到位;抑制性强,钻屑成型,钻进过程中无托压和蹩泵现象;大幅降低钻井液及滤液侵入,随钻测井电阻率与间隔3天完钻后测井电阻率数据相比基本不变;体系具有低活度、低张力特征,有效地保护了低孔低渗油气藏,储层测井表皮系数为负值。反渗透钻井液体系的成功应用满足了东海油气田安全高效开发的需要。     

反渗透水基钻井液体系在东海油田的应用

针对东海油田N-1井岩层特征及井壁易失稳问题,借鉴油基钻井液活度平衡和乳液封堵的井壁稳定策略,研发了一套低活度、强封堵、强抑制、稳定井壁的反渗透水基钻井液体系。该体系成功应用于东海油田N-1井,三开应用井段钻进时钻井液密度比邻井对应层位至少低0.02～0.05 g·cm~(-3),井径扩大率仅2.18%;起下钻7次,均十分顺利;储层段API滤失量小于3 mL,水迁移驱动力为负或接近0。该反渗透水基钻井液体系具有良好的稳定性,为稳定井壁提供了可靠的解决方案。     

油基钻井液降黏剂的室内研究及评价

在分析油基钻井液增稠原因的基础上,室内研制了一种油基钻井液降黏剂MOVRM,并采用泸X井现场油基泥浆对其进行性能评价。结果表明,降黏剂MOVRM加量为2%时,动切力降低率达到70%以上,泥浆粒径D₉₀由145.71μm降至97.56μm,降黏效果良好,能够满足现场流变性调控及密度调整需要,具有广阔的应用前景。     

油基钻井液降黏剂室内合成与评价

通过国内外文献调研，结合室内模拟评价，得出油基钻井液增稠的主要原因是固相含量的增加和基液增黏；在此基础上，针对性提出了改善固相润湿性和拆散胶质结构降低基液黏度的降黏机理，并进行分子结构设计，在室内合成了油基钻井液降黏剂MOVRM。现场油基钻井液老浆评价结果显示，降黏剂加量在2%时塑性黏度降低率超过20%，动切力降低率在50%以上，抗温可达150℃，有效期在7天以上，能够满足现场油基泥浆作业流变性调控需求。