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]ppt课件

1、湖北汉科新技术股份2021年08月有利于提高钻井效率的低自在水钻井液和改良型PEC体系研讨与运用汇 报 内 容低自在水钻井液技术研讨及运用低自在水钻井液作用机理低自在水钻井液配套技术低自在水钻井液现场运用改良型PEC钻井液技术研讨及运用PEC钻井液作用机理及有机正电胶作用的影响要素PEC钻井液体系改良改良型PEC现场运用 一、低自在水钻井液技术研讨与运用汇 报 内 容1、低自在水钻井液作用机理水经过各种方式压差、浸透作用、毛管作用进入地层，添加孔隙压力；水和固相进入地层后产生的堵塞、敏感性损害和水锁损伤。水基钻井液储层损伤井壁稳定本质常规手段降低水侵入量构成低浸透的泥饼以及封堵层各种封堵技术刚

2、性、柔性、可变形颗粒、无浸透等1、低自在水钻井液作用机理研讨入井流体中水的存在形状，将自在水转化为束缚水实现钻井液的低自在水Low free water-LFW)；使钻井液对水的束缚力加强，降低钻井液液相侵入；改动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才干。低自在水低侵入、低张力、强抑制性减少钻井液中自在水含量=侵入地层水的总量降低 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在水的体积，计算自在水含量。低自在水钻井液自在水含量1、低自在水钻井液作用机理低自在水钻井液络合水才干04812

3、1620PEMPECPRD低自在水岩心吸水率%岩心毛管自吸水将枯燥后的低孔低渗岩心放置16h，测定岩芯放置前后的分量，以调查岩心在不同钻井液中的自吸水情况。 1、低自在水钻井液作用机理低自在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送作用降低；优良的储层维护效果特别是低孔低渗。1、低自在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分散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、低自在水钻井液配套技术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

4、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第11页 渤海地域东营组和沙河街地层平安密度范围小，易漏易垮含有脆性泥页岩，富含微裂痕，容易破碎掉块地层倾角大，容易呵斥井壁垮塌。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东海地域各层位均存在灰色、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井号井深粘土矿物粘土矿物组成混层比(S)(%)I/SSIKCHY2-3-13651.00 54.7 77108530HY2-3-13651.00 61.4 72912745HY2-3-13651.00 66.4

5、 8097440HY2-3-13651.00 62.2 83105270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

6、.45二组合块状灰色泥岩19.2020.4620.70二组合褐色泥岩16.6918.7119.39HY2-3-1 12-1/4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81.23HY2-3-1 12-1/4井段塌块井号深度mR40（%）KL10-1-1300089.4BZ35-2-3井2638.688.81泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术扫描电镜 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

7、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1泥岩孔喉较小，孔喉半径分布范围4.0160nm。 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。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自吸水才干强微孔缝开启加剧自吸水侵入和分散泥岩 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

8、验1泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术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、外表致密巩固，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4.0160nm , 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分散。1泥页岩特性分析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+浸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，井壁失稳构成微裂痕、裂痕+天然微裂痕液相侵入加剧，孔隙压力添加纳-微米级孔缝4.0160nm 微

9、米级-毫米级孔缝关键-封堵纳微孔缝纳米级微孔缝+微米级微裂痕1泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术评价方法封堵资料1、纳米微孔滤膜测试技术2、泥页岩压力传送测试技术优选纳米-亚微米级封堵资料建立泥页岩封堵的评价方法优选了纳微米封堵资料1泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术序号暂堵剂粒度范围（m）粒度中值（m）平均粒径（m）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）0.1-209.78.16118.8

10、27LPF（成膜剂）0.1-301.836.2757.38常规封堵资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2纳微固壁剂HGW4微纳米封堵技术研讨1胶束封堵剂HSM 胶束，又称胶团，嵌段共聚聚醚高分子外表活性剂，其构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陌生水胶团，可以快速封堵泥页岩纳米孔喉，阻止钻井液中的自在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严密堆积构成一层憎水膜，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

11、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1胶束封堵剂HSM2微纳固壁剂HGW纳米激光粒度仪1-5000nm)4微纳米封堵技术研讨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80120微米中速：孔径为3050微米慢速：孔径为13微米孔径：10-150nm纳米微孔滤膜模拟泥页岩外表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；封堵滤失介质一致；提高实验反复性。1泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术根底配方： 3%海水土浆+0.15%Na2CO3+0.3%NaOH+0.4%PF-PLUS+

12、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AVmPasPVmPasYPPa6/3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12016h1泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术时间（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.

13、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锁性。滤纸砂岩孔隙滤膜泥岩孔隙4微纳米封堵技术研讨1泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术泥页岩浸透率极低，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“压力传送作用，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

14、讨钻井液“液相侵入和“压力传送情况可反映钻井液对泥页岩井壁封堵效果和稳定性。5泥页岩压力传送测试技术1泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术技术参数：任务压力：1000psi；温度范围：室温100C；物模尺寸：25.41250mm；上游容器的容积：500ml*2；下游容器的容积：50ml*2；泥页岩压力传送测试技术1泥页岩井壁稳定纳微米封堵技术根底配方： 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/c

15、m31# 水2# 基浆3# 基浆+3%固壁剂HGW+2.0%胶束封堵剂HSM泥页岩岩心运用20g膨润土12MPa5min人工压片制成,岩心长度2.5cm，先用规范盐水饱和上游容器的压力600psi钻井液下游容器的压力100psi规范盐水压差500Psi=3.5Mpa实验经过精细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送情况微纳米封堵资料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送，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样品岩心烘干前质量（g）岩心烘干后质量（g）1054h初始含水率%总含水量%侵入的水量%水22.8517.

16、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送测试后，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 实验数听阐明，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；从而在粘土外表构成烃基朝外的RCH2-Si吸附层,C-F键所具有的极强的疏水性及较低的分子内聚力；使粘土外表产生润湿反转，阻止和减缓了粘土外

17、表的水化作用。2钻井液深部抑制技术滤液侵入地层地层深部粘土矿物水化膨胀压添加地层孔隙压力添加井壁失稳HPI具有良好的粘土抑制才干，可以有效的抑制粘土颗粒造浆和提高体系粘土容量限。1、 HPI抑制粘土水化造浆水+10%膨润土+HPI相对抑制率%=10011002)100/1001抑制剂膨润土累计加量%AVmPasPVmPasYPPa6/3036422/16221111195812150/1482%HPI37522/169544/39302289/81250381222/182、 HPI提高粘土容量限2钻井液深部抑制技术HPI抑制剂具有较好的抑制效果，可以明显提高岩屑的回

18、收率，回收率高达93.3%。3、 HPI抑制岩屑分散BZ35-2-3东三段岩屑热滚条件：14016h2钻井液深部抑制技术配方8h膨胀率%16h膨胀率%海水18.4825.55DHS9.8512.75DHS+1%有机正电胶7.569.88DHS +1% HPA6.858.58DHS +1% 深部抑制剂HPI4.255.982钻井液深部抑制技术4、 HPI抑制水化膨胀油基泥浆浸泡岩块强度根本无降低，体系运用HPI作为抑制剂岩石强度降低最少2钻井液深部抑制技术实验资料：花港组上段实验时间：24小时防塌性能岩石抗压强度3钻井液防水锁技术钻井液防水锁剂1、起泡性2、界面张力体系类型起泡率%（10min）

19、滤液表面张力mN/m油-液界面张力mN/m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%32.57.8代号加量 名称作用BENTONITE30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

20、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低自在水钻井液配方实验条件AVmPa.sPVmPa.sYPPa6/3FLAPImlFLHTHPml滚前4026147/6滚后36.52412.56/52.87.8老化条件:16h120 ； 测定温度:50 ； HTHP失水测定条件:3.5MPa120；抗温

21、才干到达200 密度可加重至2.4g/cm3常温压膨胀实验0102030400510152025实验时间(h)膨胀率(%)蒸馏水PEM体系低自在水体系实验时间：24小时4低自在水钻井液评价HTHP滤失实验02468101214PEM体系低自在水体系滤失量mL4低自在水钻井液评价低自在水钻井液储层维护效果低自在水钻井液建立阻水屏障降低钻井液总的自在水含量滤液改造技术岩心号流体KO(md)K1(md)K1/KO(%)K0d2（切片0.5cm）(md)K0d2/KO（切片0.5cm）(%)B-07氮气8.9587.907888.28B-16氮气8.81557.854289.091#氮气0.050.0

22、413282.650.045891.632#氮气0.110.0885080.450.0992390.21岩心号井号取自井深(m)岩心长(cm)直径(cm)%B-07HY2-3-1井3420.64.202.5014.1B-16HY2-3-1井3420.95.312.4815.811#TT12-1-1井3680.313680.426.4822.4227.092#TT12-1-1井3680.463680.526.4702.438.304低自在水钻井液评价主要复杂情况起下钻遇阻蹩扭矩、蹩泵划眼困难东海地域复杂情况缘由分析煤层的失稳砂泥岩互层的失稳泥岩水化膨胀分散、掉块主要缘由4低自在水钻井液运用案例4

23、低自在水钻井液运用案例NB22-1-1 12 1/4 2021年3月,井深2400-4128.5mLS36-2-1TWT-A6HY1-1-2NB13-4-2NB31-1-3H TT12-1-1NB22-1-1NB14-6-1平均井径扩展率仅3.42%井名井段起下钻次数直接起下钻时间（h）划眼时间（h）开泵循环时间（h）总时间（h）NB31-1-212-1/41017.2573.7537.5128.58-1/2564.755.7513.584全井段158279.551212.5NB31-1-3H12-1/4621.2535.7510668-1/257822.252.5102.75全井段1199.

24、255812.5168.75低自在水运用井低自在水东海现场运用总结1井壁稳定、井径规那么 低自在水钻井液经过束缚自在水表现出强抑制、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，有效的处理了泥页岩、煤层和砂泥岩互层的井壁垮塌和掉块问题，平均井径扩展率仅3.42%。2测井取芯周期长，测井取芯顺利NB22-1-1井六趟电测、八次RCOR旋转井壁取芯顺利，累计取芯115颗，通井、电测一次胜利、下套管顺利到位，在电测和下套管时间长达10天的情况下井壁依然稳定。 3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景象，从而提高了钻井时效。 4防水锁技术有效的维护油气层 低自在水

25、钻井液体系经过防水锁剂降低钻井液的外表张力，有利于减小液相侵入储层呵斥的水锁损伤。4低自在水钻井液运用案例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2东营组下部、沙河街组大段硬脆性泥页岩井壁失稳4低自在水钻井液运用案例低自在水在冀东油田运用情况低自在水钻井液体系从2021年至今在冀东油田玄武岩以及中深层硬脆性泥页岩井段地层胜利运用近40口井，完钻井深最高4800m，密度最高1.45g/cm3,最高温度180 。现场运用阐明，该体系具有很好的流变特性，光滑性、抑制性及封堵才干，不仅处理了井壁稳定问题、同时提高了机械钻速、降低了钻井液密度、缩短钻井周期。4低自在水钻井液运用案例低

26、自在水在冀东油田运用情况井号完钻井深m最大水平位移m钻井周期，d建井周期，d钻井液体系钻井队NP4-554513.02185.8870.1786.04低自由水钻井液长城钻探50007NP4-334528.02517.3554.0875.46低自由水钻井液大庆70133NP4-604453.02442.9460.8887.25低自由水钻井液长城钻探50013NP4-574707.02095.57190.88215.38KCL成膜封堵低侵入钻井液体系长城钻探50013NP4-324474.02264.8980.62104.46KCL成膜封堵低侵入钻井液大庆70133钻井时效4低自在水钻井液运用案例

27、低自在水在冀东油田运用情况井号层位井深 m射孔厚度 m表皮系数NP1-17侧Ed13310-33166.0-1.423276-328812.0-2.323145-3162.617.6-1.61NP11Ed13174.8-3178.84.00.98NP11-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

28、.12Ed13016.4-3027.811.40NP23-X2540Ed13392.6-3396.23.6-2.87NP11-F11-X218Ed12877.8-2883.25.41.37Ed12742.0-2750.08.0-1.28Ed12721.4-2728.26.8-1.56NP23-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-X1102Ed12961.00-3076.4022.8-1.73NP1

29、3-X1035Ed13058.2-312250.80.724低自在水钻井液运用案例低自在水在冀东油田运用情况 表皮系数小，储层未遭到污染玉北地域钻井液技术难点：二叠系沙井子组高渗砂岩和砂泥岩互层，粘卡和泥包；二叠系开派兹雷克组大段玄武岩井径扩展；二叠系库普库兹满组和石炭系卡拉沙依组泥岩水化剥落掉块；该地域井深6000m左右，钻井周期平均250天左右，钻速慢。现有钻井液难以有效处理三开井段存在的复杂情况4低自在水钻井液运用案例低自在水在中石化西北油田玉北地域运用2021年低自在水钻井液在玉北13井胜利运用。玉北13井是低自在水钻井液在玉北区块现场运用的第一口井，地层复杂施工难度高，在周边邻井由于

30、玄武岩垮塌都发生了卡钻事故，特别是玉北8井和玉北6-1井运用油基泥浆都发生了卡钻事故的情况下，低自在水钻井液以其优良的泥浆性能，确保了三开施工过程中井下未出现异常情况，整个施工平安、顺利。4低自在水钻井液运用案例低自在水在中石化西北油田玉北地域运用井号钻井周期d中完井深m三开进尺m三开周期d三开周期所占比例%玉北1井267.256031603165.5861.98YB1-1井264.359571831141.7553.63YB1-2X井221.75137.261616.25111.0850.1玉北5井265.459032051134.9650.74玉北13井204.85827.52174.51

31、17.7957.5井号钻井液体系最大井径mm最小井径mm平均井径扩大率% 玉北1钾盐聚磺449.81213.4120.63YB1-1钾盐聚磺305.05213.6110.07 玉北3钾盐聚磺299.72215.397.34 玉北5钾盐聚磺332.73215.397.17玉北13井低自由水241.3215.93.84低自在水钻井液运用案例二、改良型PEC体系研讨与运用汇 报 内 容 明化镇组、馆陶组活性软泥页岩粘土矿物含量很高，到达了2050左右，其中粘土矿物含量中主要以伊蒙混层为主，含量为6080左右，且伊蒙混层中有以蒙脱石为主，占混层比的4570；其次为伊利石占1035左右，高岭石与绿泥石含

32、量较少分别占据了6和5左右，渤海地域明化镇组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。 1PEC钻井液产生背景 硬脆地层水化地层硬脆地层水化地层滤液、K钻井液硬脆地层水化地层硬脆地层水化地层滤液、K钻井液硬脆地层水化地层硬度地层水化地层硬度地水化地层滤液、K钻井液层较高较高砂岩砂岩泥岩泥岩JFC/PLUS 起泥球，蹩抬钻具，造浆严重， 个别井起钻相对困难KCl/PLUS /JLX 钻进时倒划有蹩卡景象， 起钻时倒划比较困难PEC 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软抑制1PEC钻井液产生背景渤海地域上部软泥页岩紧缩粘土颗粒的分散双电层软抑制处理起下钻遇阻提高钻

33、井时效有机正电胶提切才干；现场流变性调控；失水量较大；体系抑制性缺乏。现场出现的缺乏1PEC钻井液产生背景2有机正电胶作用机理有机正电胶作用机理紧缩双电层水化膜变薄抑制水化絮凝景象1、地层粘土矿物及阳离子交换容量井号层位CEC(mmol/Kg)膨润土550渤中25-1明化298渤中34-1明化226JZ25-1明化108.5配方：2%海水土浆+0.15%Na2CO3+0.3%NaOH+0.3%LV-PAC+1.5%RS-1+0.2PLH+5% 钻屑过100目在不同区块，地层阳离子交换容量存在差别；地层CEC高的地域提切才干越强，加量越小。PEC体系YP要到达20Pa；BZ25-1需求有机正电胶

34、加量为0.6%；BZ34-1需求有机正电胶加量为0.8%；JZ25-1需求有机正电胶加量为1.2%。3影响有机正电胶作用的要素2、PEC体系般土含量配方：%海水土浆+0.15%Na2CO3+0.3%NaOH+0.2%LV-PAC +1.5%RS-1 +0.2PLH+0.1%XC 体系搬含越高，有机正电胶提切作用越强；搬含正电胶加量AVPVYP6/31%空白13941/0+0.8%有机正电胶13.594.51/03%空白231763/2+0.8%有机正电胶42.51725.517/155%空白12932/1+0.8%有机正电胶55223339/303影响有机正电胶作用的要素3、体系护胶才干配方：

35、3%海水土浆+0.15%Na2CO3+0.3%NaOH+%LV-PAC +1.5%RS-1 +0.2PLH+0.1%XC 体系护胶才干越强，有机正电胶提切作用越弱；体系护胶才干越强，有机正电胶加量越大。配方正电胶加量AVPVYP6/30.2%LV-PAC空白231763/2+0.8%有机正电胶42.51725.517/150.5%LV-PAC空白201552/1+0.8%有机正电胶29.51811.56/4护胶剂可以使粘土颗粒双电层Zeta电位和水化膜厚度添加，粘土粒子稳定性加强，另外包被剂和护胶剂等都属于阴离子聚合物对有机正电胶的正电荷有中和作用，从而使有机正电胶提切才干会有所下降。3影响有

36、机正电胶作用的要素景象一：有机正电胶提切才干有强有弱！3影响有机正电胶作用的要素景象二：现场流变性难以调控！景象三：现场体系滤失量添加！景象四：体系后期的抑制性缺乏！景象五：一些井起下钻倒划眼困难！4PEC钻井液体系改良 坚持软抑制理念延续活性软泥页岩井壁稳定机理 选择易调控处置剂提高抑制性 适当有机正电胶加量提高携砂性1、引入胺基硅醇HAS作为抑制剂胺基硅醇HAS为含硅羟基、胺基的有机高分子；分子中的Si-OH键与粘土上的Si-OH键缩聚成Si-O-Si键，胺基经过电荷吸附在粘土颗粒外表，同时构成结实的化学吸附；HAS在胺基的根底上引入了硅羟基，经过对粘土外表构成疏水层，阻止了胺基对粘土颗粒

37、的影响，因此HAS的参与对体系的流变性和滤失量影响较小；在粘土外表构成一层疏水基团朝外具有疏水特性的吸附层; 阻止和减缓了粘土外表的水化作用。从而添加PEC体系的抑制才干。SiRNH2OHR-(-CH2-CH2-)n-NH2R-(-CH2-CH2-)n-NH2HAS分子构造聚胺胺基硅醇硅羟基聚胺晋级产品4PEC钻井液体系改良具有润湿反转作用，有效防止泥包。钻井液坚持稳定的流变性。抑制剂参与后对流变性、失水影响较小。高的固相容量限，包容更多的钻屑流变性利于抑制剂、包被剂等的参与包容更多的钻屑抑制性泥岩胶结成团钻屑水化分散井壁稳定钻井液增粘储层维护不会呵斥流动性变差2、胺基硅醇HAS的优势4PEC

38、钻井液体系改良水滴到亲水性的岩石外表 水滴到%胺基硅醇水溶液中浸泡8-12小时亲水性的岩石外表 胺基硅醇HAS可改动岩石外表的亲水性，抑制井壁水化，有利于井壁稳定。3、胺基硅醇HAS的疏水特性4PEC钻井液体系改良33%海水土浆44%海水土浆4、胺基硅醇HAS对土浆流变的稳定性4PEC钻井液体系改良配方：3海水浆0.3%NaOH+0.15%Na2CO3+0.2%PF-PAC-LV+0.2%PF- PLH +1.5%NPAN+2%磺化沥青+处置剂+0.1%XC +CaCO3(500目)加重到1.2g/cm3胺基硅醇HAS在土浆和体系中对流变性影响不大。5、胺基硅醇HAS对体系流变的稳定性4PEC

39、钻井液体系改良 配方：3海水浆0.3%NaOH+0.15%Na2CO3+0.2%PF-PAC-LV+0.2%PF- PLH +1.5%NPAN+2%磺化沥青+处置剂+0.1%XC +CaCO3(500目)加重到1.2g/cm3+10%钻屑粉HAS在体系中动切力、3都无明显变化，阐明其有对流变性无影响，粘土包容才干强。5、胺基硅醇HAS对体系流变的稳定性10%钻屑粉4PEC钻井液体系改良海水中5、胺基硅醇HAS的抑制性均采用10g膨润土12MPa5min压片，3.5MPa9816h测定4PEC钻井液体系改良在PEC体系中5、胺基硅醇HAS的抑制性 经过在淡水、海水、PEC体系中对比，相比之下，抑

40、制型胺基硅醇具有强的抑制才干。4PEC钻井液体系改良 配方：3海水浆0.3%NaOH+0.15%Na2CO3+0.2%PF-PAC-LV+0.2%PF-PLH+1.5%FLOCAT+2%磺化沥青+1.5%HFS+0.1%XC+CaCO3(500目)加重到1.2g/cm3+处置剂胺基硅醇HAS具有良好的流变性能调控才干，且加量对滤失量影响很小处理剂加量实验条件AV（mPas）PV（mPas）YP（Pa）YP/PV6/3FLAPI（ml）FLHTHP（ml）空白滚前4532130.41 8/7滚后45.53312.50.38 8/65.413.60.5%HAS滚前4028120.43 6/5滚后3

41、827110.41 6/55.0131.0%HAS滚前36.52610.50.40 6/5滚后3828100.36 6/55.013.61.5%HAS滚前4431130.42 6/5滚后4432120.38 6/55.614.66、胺基硅醇HAS对滤失量的影响HAS加量%4PEC钻井液体系改良7、适当的有机正电胶提高携砂性配方：3海水浆0.3%NaOH+0.15%Na2CO3+0.2%PF-PAC-LV+0.2% PF-PLH +1.5%FLOCAT+2%磺化沥青+1.5%HFS+0.1%XC +CaCO3(500目)加重到1.2g/cm3+1%HAS低搅3000转/min在含胺基硅醇的PEC

42、体系中补加0.5%JMH-YJ，体系粘、切力明显上升，适用于先期胺基硅醇HAS抑制，后期需JMH-YJ提切的情况。处理剂加量实验条件AV（mPas）PV（mPas）YP（Pa）YP/PV6/3+1%HAS滚前3828100.36 7/5滚后382990.31 6/5补加+5%钻屑粉滚前4433110.33 7/5滚后4534110.32 7/5补加+0.5%JMH-YJ滚前5938210.55 18/16滚后58.54018.50.4614/134PEC钻井液体系改良8、补加胺基硅醇稳定流变添加抑制性处理剂加量实验条件AV（mPas）PV（mPas）YP（Pa）6/3+1%JMH-YJ滚前51351612/11滚后44301412/11+5%钻屑粉滚前56342218/17滚后55352014/13+1%