缅甸m区块高密度钻井液技术

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1、缅甸M区块高密度钻井液技术谢克姜刘自明莫成孝李自立徐绍诚(中海油田服务股份有限公司油田化学事业部)摘要：目前高密度钻井液普遍存在要么抑制性不能满足要求，要么流变性较差，不能满足在缅甸M区块异常复杂地层的工程作业要求，为此，中海油田服务股份有限公司油田化学事业部针对缅甸M区块的高密度钻井液技术进行了研究。通过对复杂的地层情况深入研究、调研国内外同类高密度高难度井钻井液技术，优化出适合缅甸M区块地质情况的钻井液体系和配套技术，并进行了一口井的现场应用。室内试验和现场应用结果表明，钻井液体系具有强的封堵能力、较强的抑制性和较好的储层保护特性，在高密度下仍具有良好的流变性和易于调控

2、，满足缅甸M区的工程作业要求。主题词：缅甸M区块高密度流变性推覆体非晶态0引言缅甸M区块地质情况异常复杂，断层较发育，存在的高陡推覆体构造导致地层挤压破碎严重；存在高压油气层，钻井液密度超过2.30g/cm3；所钻地层主要是极易蠕变的粘塑性软泥岩、页岩地层，极易造浆和分散，且非晶态含量高。多家石油公司在该地区的勘探施工过程中，事故率高，经常出现卡钻事故。其主要原因是井壁失稳，或(和)高密度钻井液在该区块使用过程中流变性难以控制导致井下复杂。因此，综合考虑井壁稳定及高密度钻井液在极易造浆和分散的泥岩地层使用过程中的调控技术，优化出适合缅甸M区块地质情况的钻井液体系，并研究出配

3、套的钻井液技术措施，将是解决该区块钻井液技术难题的关键。1缅甸M区块地层岩性特征1)粘土矿物组份表1－1：现场岩屑样粘土矿物组份表1－2现场岩屑样粘土矿物组份1)电镜扫描2)地层的理化性能表1－3：现场岩屑样理化性能3)结论该区块存在高陡推覆体构造，多次推覆构造导致断层较发育，地层挤压破碎严重；岩石组份中粘土矿物总量(30.5～42.4%)，非晶态含量(9.6～23.5%)异常高；泥岩极易水化膨胀，且阳离子交换容量特别高。2钻井液技术研究2.1针对缅甸M区块的高密度钻井液技术通过对缅甸M区块复杂的地层情况和岩性的深入研究，结合已钻井井史的分析研究，该区块的钻井液技术主要面临

4、两大技术难题：①井壁稳定。■断层较发育和高陡推覆体构造导致地层挤压破碎严重造成的井壁失稳；■粘塑性泥岩受地应力挤压造成缩径严重，同时泥岩在钻井液的化学作用下易吸水膨胀，进一步加剧了缩径的严重程度和速度。②高密度钻井液在极易造浆和分散的泥岩地层使用过程中的流变性调控技术。基于上述难题，国内目前高密度钻井液多数使用以聚磺钻井液为主的水基钻井液，少数井使用有机盐钻井液。聚磺钻井液抑制能力有限，易造成钻井液流变性控制困难；而有机盐钻井液体系粘切较高、成本高且有机盐极易受潮结块。国外(MI&SWACO)近年推出一种具有强抑制性的ULTRADRIL，该体系可应用于水敏性以及分散性强的泥

5、页岩地层钻进提供较好的稳定性，但在高温高密度条件下粘切较高。借鉴国内外同类高密度高难度井钻井液技术，针对缅甸M区块特殊的地层情况展开研究，研究认为：满足缅甸M区块复杂地层情况的钻井液技术应包括：①采用合理的井身结构和使用合适的钻井液密度:坍塌应力≤密度＜破裂压力②钻井液体系具有较强的抑制性和抗温抗污染能力，把钻井液对井壁的化学影响降到最低。③快速封堵成膜剂。封堵断层和挤压破碎带，减少滤液进入地层的深度和数量，稳定井壁。④高密度下仍具有良好的流变性和易于调控。2.2钻井液体系的优化及评价2.2.1PDF-HDFREE钻井液体系抑制性实验评价1)钻井液组分滚动回收率实验①优选的

6、包被剂表2－1：PLUS加量对抑制性的影响（热滚条件：100℃×16h）序号PLUS，%热滚回收率R40，%1清水3.72清水+0.1%PLUS24.33清水+0.2%PLUS46.04清水+0.3%PLUS52.35清水+0.4%PLUS60.36清水+0.5%PLUS13.67清水+0.8%PLUS30.08清水+1.0%PLUS26.0②KCL表2－2：KCl加量对抑制性的影响（热滚条件：100℃×16h）序号KCl，%热滚回收率R40，%1清水3.72清水+1%KCl4.03清水+3%KCl4.54清水+5%KCl6.05清水+8%KCl6.56清水+10%KCl9

7、.57清水+15%KCl9.08清水+20%KCl10.5①优选小分子抑制剂表2－3：PF-PHIB加量对抑制性的影响（热滚条件：100℃×16h）序号PF-PHIB，%热滚回收率R40，%1清水3.72清水+0.1%PF-PHIB4.03清水+0.3%PF-PHIB6.74清水+0.5%PF-PHIB11.35清水+0.8%PF-PHIB14.76清水+1.0%PF-PHIB15.77清水+1.5%PF-PHIB21.3②聚合醇PF-JLX表2－4：PF-JLX加量对抑制性的影响（热滚条件：100℃×16h）序号