表2 5种钻井液性能评价结果

Table2 Theperformanceevaluationofthefivekindsofdril-linfluids

钻井液性能

配方

实验条件室温

Ñ

130e,16h150e,16h室温

Ò

130e,16h150e,16h室温

Ó

130e,16h150e,16h室温

Ô

130e,16h150e,16h室温

Õ

130e,16h150e,16h

密度/塑性黏度/动切力/(g#cm-3)(mPa#s)Pa112011201120112111211121112111211121112211221122112211221122

2010181041022102210191024102110201027102610

2610261025102310

12151310210131512101310131512151310151515101410201521102110

静切力/Pa

10s 10min310 510215 5100 110410 910415 910310 810515 1115415 1110410 910510 1010415 915410 810610 1110610 1010515 1010

API滤失量/

[mL#(30min)-1]

916915全失715719716419414418317312318212118210

HTHP滤失量/

[mL#(30min)-1]

-18--14141312-10181110-814818-414418

摩擦

系数----01073--01062--01086--01078-pH值---9879715710710710

710910710710

从表2可见,在使用的无固相弱凝胶钻井液基础

上添加适量的成膜降滤失剂和复合暂堵剂,得到协同增效复合盐弱凝胶钻井液体系Õ,其流变性、抑制性、润滑性和热稳定性都明显优于常规无固相体系。并且经高速搅拌后起泡少,热稳定性达150e,API滤失量小于2mL,150eHTHP滤失量降低至5mL,滤失量得到有效控制。

21312 侵入模型计算

运用式(9)对5种钻井液的侵入量进行模拟,求得数值解。计算中取定井眼半径rw为0.1m,裂缝长度rex为5m,p0为20MPa,pw为30MPa,裂缝刚度系数Kn为5@10MPa#m,裂缝开度初始值b0为011mm。绘出5种钻井液侵入量与侵入时间的相关曲线,如图3

所示。

4

膜技术与复合暂堵技术在钻井液中的协同增效作用。

运用式(10)计算得到侵入时间tE为0~1s,5种钻井液侵入深度与侵入速率之间的关系曲线见图4

。

图4 各种钻井液侵入速率与侵入深度的关系曲线Fig.4 Thecalculatedcurvesoftheinvasionratevs.the

invasiondepthinthefracture

从图4可知,钻井液对裂缝的侵入在近井壁处最高,然后急剧降低。在侵入发生的0~1s内,配方Ò的侵入速率明显低于配方Ñ,叠加增效配方Õ采用了成膜和理想充填复合暂堵技术后,侵入速率最低,瞬时侵入量最少。说明由于成膜技术和理想充填暂堵技术的叠加增效作用,有效控制了钻井液对储层裂缝的侵入。

图3 各种钻井液的侵入量与侵入时间的关系模拟曲线Fig.3 Thecalculatedcurvesoftheinvasionquantityvs.the

invasiontimeinthefracture

模型预测结果和室内评价实验表明,除了储层裂缝性质、钻井工艺等客观因素外,通过优化钻井液流变性,调整暂堵层形成速度和形成质量,将钻井液在裂缝中的侵入程度减少到最低是可以实现的,这也是保护裂缝性碳酸盐岩储层钻井完井液技术的研究关键。该项研究的应用能够在保护裂缝性储层油气通道的同时,还能更好地解决储层漏失等的诸多技术难题。

从图3可知,钻井液对裂缝的侵入均在1s内瞬间完成。但是随着钻井液快速弱凝胶特性和封堵能力增强,侵入量明显降低。协同增效配方Õ的累积侵入量最低,仅为配方Ñ的20%,为配方Ò的50%,证实了成