Low-Activity Drilling Fluid Technology for the MaHW1602 Horizontal Well in the Mahu Oilfield
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摘要:
玛湖油田MaHW1602井地层条件复杂，目的层三叠系百口泉组含硬质泥岩、疏松砾岩等，水平段钻进过程中易发生坍塌掉块等井下故障。由于该地区近年使用的“去磺”钻井液存在防塌性不足的问题，为此，在分析该井地层特点及钻井液难点的基础上，通过室内试验优选了活度调节剂、封堵剂和抑制剂，形成了非磺化低活度钻井液体系。室内试验结果显示，低活度钻井液封堵率超过90%，平均水活度为0.863，满足现场钻井要求。该钻井液在MaHW1602井三开井段进行了现场应用，疏松易塌井段无明显的井径扩大现象，井眼规则，平均井径扩大率6.5%，且钻进中无明显托压现象，电测、下套管顺利，未出现钻井液性能突变、下钻或开泵漏失等问题。研究与应用表明，低活度钻井液具有较好的封堵和防塌性能，能够满足玛湖油田长水平段水平井安全钻进的需求。
Abstract:Well MaHW1602 in Mahu Oilfield owns complex formation conditions, the target layer in the Triassic Baikouquan Formation contains hard mudstone and loose conglomerate, and downhole events such as collapse and caving are prone to occur during horizontal section drilling. Due to the insufficient collapse resistance of the " desulfurization” drilling fluid applied in this area in recent years, through analyzing the formation characteristics and the challenges in drilling fluids, the activity modifier, plugging agent and inhibitor were preferably selected in the laboratory, and the non-sulfonated low-activity drilling fluid system was further developed. The results of indoor test show that the plugging rate of low-activity drilling fluid exceeds 90%, and the average water activity is 0.863, which meets the requirements of field drilling. The drilling fluid was applied in the third spud section of Well MaHW1602, there was no obvious hole enlargement in the loose and collapsing-prone section, the wellbore was regular, and the average hole enlargement rate was 6.5%. In addition, there was no obvious weight stacking during drilling, the electrical logging and casing RIH were performed smoothly without any problems such as the rapid changes in drilling fluid properties, lost circulation during RIH or pump starting, etc. Research and field application suggest that the low-activity drilling fluid has good plugging and anti-sloughing properties, which can meet the requirements for safe drilling of long lateral horizontal wells in the Mahu Oilfield.
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近年来，玛湖油田三叠系百口泉组、二叠系乌尔禾组勘探持续获得新发现，新增有效勘探面积6 800 km2，发现了10亿吨级砾岩油田。玛湖油田玛131井区位于准噶尔盆地玛湖凹陷北斜坡区，从上到下依次钻遇白垩系、侏罗系和三叠系，主要目的层为三叠系百口泉组[1]。该井区深井钻井液必须满足上部砂泥岩水化抑制、侏罗系硬脆性泥岩和煤层封堵防塌、三叠系目的层疏松砾岩防塌的要求，早期应用了聚磺钻井液，并采用胺类聚合物等提高钻井液的抑制性，后来发展为钾聚磺钻井液。近年来，随着环保要求的提高，无磺钻井液的应用逐渐增多，但是无磺钻井液中无磺化材料，大量使用聚合物和天然高分子材料，封堵材料粒径匹配不佳，导致钻井液防塌能力较差并存在变质风险，一些井甚至出现钻井液性能突变、下钻漏失和坍塌卡钻等井下故障[2]。
为了解决该油田无磺钻井液性能不稳定、防塌能力较差的问题，在该区块深井钻井中首次提出了活度平衡稳定井壁的技术思路，针对三叠系百口泉组的地层特点，通过优选活度调节剂等处理剂，并采用D90理想充填理论，对不同粒径封堵剂的配比进行了优化，选用特定分子胺基抑制剂与氯化钾复配形成复合强抑制剂，形成了非磺化低活度钻井液体系。该钻井液在MaHW1602 井水平段钻进中取得较好的井壁稳定效果，为解决该油田长水平段钻进中存在的坍塌掉块等井下故障提供了技术手段。
1. 井眼概况及钻井液技术难点
MaHW1602井位于玛湖凹陷北斜坡区玛131井区玛133井断块，该井钻遇地层为：白垩系吐谷鲁组大段泥岩地层，侏罗系头屯河组、西山窑组地层为硬脆性泥岩和煤层，三工河组、八道湾组地层为易造浆泥岩段，八道湾组发育页岩、砂泥岩，承压能力低，三叠系地层岩石含砾，夹层多，克拉玛依组、百口泉组地层存在异常高压[3]。MaHW1602井设计为三开水平井，二开采用ϕ311.1 mm钻头钻至井深2 800.00 m，三开采用ϕ215.9 mm钻头钻至井深4 692.71 m，造斜点井深2 840.00 m，A靶点井深3 291.78 m，水平段长1 400.00 m。
结合钻遇地层特点、井身结构及邻井实钻情况，该井主要存在以下钻井液技术难点：
1）ϕ311.1 mm井段长500.00～2 800.00 m，岩性为砂泥岩，钻屑易水化分散，钻井液固相含量增长较快，性能变化幅度大。
2）地层交界面多，地层疏松、渗透性强，漏层多，八道湾组、白碱滩组、克拉玛依上组及目的层均可能发生漏失[4]，包括裂缝导致的失返性漏失、渗漏等。由于地层渗透性强，钻井液补充量大，一旦钻井液在井下静止时间较长，钻井液易脱水，下钻开泵等易发生激动压力导致的漏失。
3）碳质、硬质泥岩，煤层及疏松砾岩容易垮塌形成大肚子井眼，侏罗系西山窑组地层含有多套煤层，受到扰动易垮塌。
4）水平段携岩、润滑性问题突出，邻井多次发生严重托压、卡钻等井下故障[5]。百口泉组为泥岩、疏松砾岩，在定向井段、水平段钻进时，易形成岩屑床，导致起下钻阻卡，易发生压差卡钻，定向钻进托压造成无法钻进的情况时有发生，钻速低，钻井周期长，钻井液性能维持困难，采用旋转导向钻井工具钻进的风险较大。
2. 非磺化低活度钻井液研究
针对MaHW1602井钻遇地层特点及钻井液技术难点，结合玛湖油田钻井液“去磺”的环保要求，通过优选活度调节剂和抑制剂、优化不同粒径封堵剂配比，形成了非磺化低活度钻井液。
2.1 技术思路
MaHW1602井目的层温度为70～80 ℃，设计最大钻井液密度为1.35 kg/L[6]。由于大多数环保钻井液处理剂的抗温能力均超过目的层温度，所以不考虑去磺后钻井液的抗温性问题，而主要考虑无磺化褐煤、无磺化沥青的钻井液如何形成致密滤饼的问题[7]。结合钻井实践[8]和邻井实钻结果，该区块钻井过程中要维持钻井液性能稳定、形成致密滤饼，必须保证钻井液具有强抑制性，并严控固相侵入。一旦抑制性不足，泥质分散，固相侵入严重，容易导致井漏、卡钻和托压等井下故障[9]。
因此，针对该区块钻井液技术难点，采取以下技术思路构建非磺化低活度钻井液体系：1）优选复配活度调节剂，维持钻井液处于较低活度，根据活度平衡理论，降低钻井液滤液对井壁稳定性的影响；2）根据D90理想充填理论，将刚性、软性封堵颗粒相结合，提高钻井液的封堵性能；3）优选胺基抑制剂与无机盐复配，增强钻井液的抑制性，强化其抑制防塌能力；4）通过评价不同配方钻井液的性能，优选出最佳配方，并进行现场试验。
2.2 关键处理剂优选
2.2.1 活度调节剂
无机盐对钻井液性能影响较大，一些无机盐可导致钻井液失去胶体稳定性，高浓度无机盐对环境也有一定影响。因此，要选用小分子非盐类活度调节剂。评价了不同非盐类活度调节剂及其加量对水活度的影响，结果见表1。
表 1 非盐类活度调节剂对水活度的影响试验结果Table 1. Test results of effect of non-salt activity regulator on water activity活度调节剂 不同加量下的水活度 5% 10% 20% 葡萄糖 0.996 0.983 0.972 白糖 0.997 0.996 0.982 麦芽糖 0.997 0.996 0.993 乙二醇 0.987 0.973 0.932 丙二醇 0.993 0.987 0.956 己二醇 0.995 0.990 0.978 丙三醇 0.991 0.980 0.939 聚乙二醇 0.997 0.990 0.972 山梨醇 0.996 0.993 0.983 乳糖醇 0.996 0.995 0.986 麦芽糖醇 0.997 0.995 0.991 酮糖醇 0.997 0.996 0.990 从表1可以看出，随着非盐类活度调节剂加量增加，水活度均降低，但降低幅度不同。其中，乙二醇、丙二醇及丙三醇的水活度降低效果较好；20%乙二醇可使水活度降低至0.932，水活度降低效果最优。
效果优异的活度调节剂既要碳链短又要羟基多，而碳链增长不利于水活度的降低。因此，考察了不同有机盐活度调节剂对水活度的影响，结果见表2。
表 2 有机盐活度调节剂对水活度的影响试验结果Table 2. The effect of organic salt activity regulator on water activity活度调节剂 不同加量下的水活度 5% 10% 20% 甲酸钠 0.971 0.933 0.891 甲酸钾 0.979 0.957 0.907 甲酸钙 0.988 0.966 – 醋酸钠 0.982 0.965 0.931 醋酸钾 0.983 0.962 0.913 醋酸钙 0.990 0.973 0.939 柠檬酸钠 0.988 0.978 0.961 柠檬酸钾 0.999 0.993 0.983 乳酸钠 0.993 0.984 0.963 乳酸钾 0.996 0.989 0.967 磷酸二氢钠 0.988 0.976 0.963 葡萄糖酸钠 0.993 0.983 0.964 从表2可以看出，随着有机盐活度调节剂加量增加，其水活度均降低，但降低幅度不同。其中，甲酸钠、甲酸钾及醋酸钾水活度降低效果较好；20%甲酸钠可使水活度降至0.891，其水活度降低效果最优。
据此，优选乙二醇和甲酸钠为复合活度调节剂。根据试验结果，复配形成的活度调节剂为35%乙二醇+65%甲酸钠，命名为LAA–1，20%LAA–1溶液的水活度为0.901。该活度调节剂不仅降低了有机盐用量，同时符合现场应用要求。因此，以下试验均使用LAA–1活度调节剂。
2.2.2 封堵剂
地质资料显示，目的层主要是粗碎屑砂砾岩，细碎屑砂岩含量较少，储层孔隙度1.17%～16.64%，平均为7.69%；渗透率0.01～201.00 mD，平均为3.70 mD，属于低孔–低渗储层。该地区所用封堵剂主要为超细碳酸钙、乳化纳米石蜡、乳化沥青和天然沥青粉。为了减少封堵剂对环境的影响，剔除乳化沥青和天然沥青粉，主要采用超细碳酸钙和乳化纳米石蜡进行封堵。
利用D90理想充填理论，根据目的层的渗透率和孔隙半径优选不同粒径超细碳酸钙和乳化纳米石蜡的配比，1 000目超细碳酸钙、600目超细碳酸钙、400目超细碳酸钙和乳化纳米石蜡的最佳配比为40∶30∶20∶10（命名为SA–1）。在此基础上，采用静态岩心流动装置，选取玛131井区百一段岩心进行封堵率评价试验，评价不同封堵剂对地层岩心的封堵能力。测试步骤如下：1）采用模拟地层水，定流量0.1 mL/min测压，待压力稳定后，测得p1；2）用待测钻井液在压力4.2 MPa条件下污染岩心一端30 min；3）去掉钻井液，重新用模拟地层水，以步骤1）的流量测得p2，用公式R=（1–p1/p2）×100%计算封堵率，计算结果见表3。
表 3 不同封堵剂的地层封堵能力测试结果Table 3. Test results of formation plugging by different plugging agents封堵剂 初始岩心
渗透率/mDp1/MPa p2/MPa R，% 5.0% 1 000目超细碳酸钙 18.68 0.38 1.92 80.21 5.0% 600目超细碳酸钙 21.07 0.49 2.11 76.78 5.0% 400目超细碳酸钙 20.32 0.42 1.99 78.89 5.0%纳米乳化石蜡 16.19 0.32 1.79 82.12 3.0% SA–1 18.56 0.37 5.21 92.90 从表3可以看出，不同粒径的超细碳酸钙对低渗储层均有不同程度的封堵作用，其中1 000目超细碳酸钙的封堵性较好，而纳米乳化石蜡的封堵性能与1 000目超细碳酸钙相当；将SA–1的加量从5.0%降至3.0%，其对地层的封堵性能依然优异，封堵率超过92%。因此，选SA–1作为低活度钻井液的封堵剂。
2.2.3 抑制剂
MaHW1602井钻遇大段泥岩、砂泥岩地层，而邻井在钻井过程中因钻井液抑制性不足，导致泥岩在钻井液中分散，钻井液固相急剧升高，性能恶化，造成憋漏地层情况频发。研究表明，有机胺类具有抑制性不足的缺点，无机盐有长效性不足的缺点，而不同类型抑制剂复配往往比单独使用效果好[10]。笔者选用有机胺抑制剂（氯乙酸与二乙烯三胺合成物）与氯化钾进行复配，其抑制性评价结果如图1所示。
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图 1 氯化钾/有机胺抑制黏土膨胀性能评价结果Figure 1. Inhibition of potassium chloride/organic amine on clay swelling从图1可以看出，5.0%KCl抑制黏土膨胀的作用有限，但3.5%KCl与1.5%有机胺复配后，其抑制黏土膨胀的能力大幅度提高，黏土膨胀率从6.8%降至4.5%。笔者选用有机胺抑制剂是氯乙酸二乙烯胺合成物，其对黏土的作用以水化、嵌入层间作用为主，抑制黏土膨胀的能力不强；但是，其与氯化钾复配后，抑制黏土膨胀的能力得到协同增强。因此，将KCl和有机胺复配作为抑制剂。
2.3 低活度钻井液配方及性能评价
根据处理剂的优选结果，研究形成了钻井液基础配方：水+0.5%碱类+3.5% KCl+0.8%聚合物降滤失剂+0.8%包被剂+0.5%复配铵盐+0.5%天然高分子材料+0.2%聚合物降黏剂+1.5%有机胺抑制剂+0.5%CaO+3.0%随钻堵漏剂+1.0%胶凝剂+3.0%白油润滑剂+重晶石。在钻井液基础配方的基础上，通过添加处理剂及调整其加量，形成了以下配方：配方2为基础配方+4.0%膨润土；配方3为基础配方+4.0%膨润土+6.0%封堵剂SA–1；配方4为基础配方+4.0%膨润土+6.0%封堵剂SA–1+20.0%活度调节剂LAA–1。
评价了上述4种配方钻井液老化前后的常规性能，结果见表4。老化条件是在80 ℃下滚动16 h，下同。
表 4 不同配方钻井液的常规性能测试结果Table 4. Test results of routine performance of different drilling fluid formula配方 老化
条件密度/
（kg·L–1）漏斗黏度/
s塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa静切力/
Pa滤失量/
mL滤饼厚度/
mm高温高压滤
失量/mLpH值 基础配方 老化前 1.35 55 26 5 0.5/4.0 28.8 3.2 60.0 11 老化后 1.35 45 20 4 1.0/5.0 30.0 3.4 62.0 10 配方2 老化前 1.35 66 30 8 1.0/5.0 6.6 1.5 18.8 10 老化后 1.35 70 32 10 1.5/9.0 5.0 1.0 14.0 9 配方3 老化前 1.35 67 31 9 1.0/7.0 5.0 1.0 12.0 10 老化后 1.35 71 35 10 2.0/12.0 3.8 1.0 9.0 9 配方4 老化前 1.35 60 28 9 1.0/5.0 5.0 0.5 12.0 10 老化后 1.35 58 27 10 1.0/7.0 4.0 0.5 10.0 9 设计要求钻井液滤失量≤4.0 mL、滤饼厚度≤0.5 mm、80 ℃下高温高压滤失量≤10.0 mL。由表4可知，基础配方无法形成致密滤饼，仅靠聚合物成膜控制滤失量，不能满足设计要求；在单纯增加土相的情况下，配方2的滤失性能有所改善，但仍不能满足要求；在增加优选封堵材料的条件下，配方3的滤失性能得到较大改善，但是由于固相增加，塑性黏度、漏斗黏度也显著增加；配方4引入了活度调节剂，其黏切性能有所降低，滤饼变得薄而致密。测试了3种配方钻井液老化后对岩心的封堵率，结果见表5。
表 5 不同配方钻井液的岩心封堵率测试结果Table 5. Plugging rate test of different drilling fluid formula配方 初始岩心渗透率/mD p1/MPa p2/MPa R，% 配方2 16.01 0.43 1.77 75.71 配方3 15.74 0.45 4.85 90.72 配方4 15.22 0.47 6.12 92.32 由表5可知，钻井液中加入优选的封堵剂后对岩心的封堵率有较大幅度提高，其中以低活度钻井液的封堵率最高，达到了92.32%。随后，测试了不同配方钻井液滤液的活度，配方4的水活度为0.863，低于要求的0.92，满足现场钻井液封堵防塌要求。
3. 现场应用
MaHW1602井一开完钻井深505.00 m，完钻后下套管，将水泥返至井口；二开完钻井深2 803.00 m（克拉玛依上组），套管下深2 800.31 m，水泥返高2 300.00 m；三开完钻井深4 708.00 m，套管下深4 692.94 m，水泥返高2 600.00 m。该井三开井段钻进中应用了低活度钻井液。
3.1 低活度钻井液维护措施
MaHW1602井三开井段为斜井段和水平段，应用的低活度钻井液配方为水+0.5%碱类+3.5% KCl+0.8%聚合物降滤失剂+0.8%包被剂+0.5%复配铵盐+0.5%天然高分子材料+0.2%聚合物降黏剂+ 1.5%有机胺抑制剂+ 0.5%CaO+3.0%随钻堵漏剂+1.0%胶凝剂+3.0%白油润滑剂+20.0%活度调节剂LAA–1+6.0%封堵剂SA–1+4.0%膨润土+重晶石，主要维护处理措施为：
1）用二开钻井液钻开水泥塞，采用固控设备清除钻井液中无用固相，按照上述钻井液配方补充各处理剂，调整钻井液性能达到设计要求后，开始三开钻进。
2）该井段设计钻井液密度为1.25～1.35 kg/L。钻井过程中加强随钻压力监测，根据实钻情况调整钻井液密度，以确保井下安全。实钻钻井液密度为1.28 kg/L，钻至井深3 600.00 m后将密度逐步提高至1.33 kg/L；完井电测和下套管期间的钻井液密度为1.33～1.35 kg/L。
3）钻井过程中根据钻井速度及钻井液的消耗量，预先将处理剂按比例配制成胶液，以细水长流的方式补充到钻井液中，避免钻井液性能波动过大。
4）采用KCl、胺基抑制剂增强钻井液抑制能力；优化各种封堵材料配比，以增强钻井液的封堵防塌能力；采用白油润滑剂增强钻井液的润滑性能；采用天然高分子材料、聚合物降黏剂和胶凝剂调整钻井液的流变性，增强钻井液的携岩能力。
5）进入造斜点（井深2 840.00 m）后，润滑剂白油加量维持在3.0%以上，钻进期间定时补充。该段采用旋转导向钻井工具钻进，钻速较快，注意控制固相含量；K+质量浓度控制在15 000 mg/L以上，以维持其抑制性。同时，活度调节剂LAA–1的加量要达到设计要求，控制钻井液活度小于0.92。
6）在井斜角大于40°井段钻进时，钻井液中封堵材料SA–1的加量维持在6.0%以上，以改善滤饼质量，强化钻井液的封堵能力；钻井液静切力维持在1.0～2.5 Pa/5.0～11.0 Pa，具备一定冲刷能力，避免形成岩屑床。
7）钻至A靶点（井深3 108.00 m）以深后，严格按设计要求维持钻井液性能，API滤失量不大于4.0 mL，滤饼厚度小于0.5 mm，Ca2+质量浓度维持在400～700 mg/L，调整钻井液的黏切性能，使之满足冲刷携岩要求；可适当提高润滑剂白油的加量，钻进期间要定时补充，含砂量控制在0.3%以内，水平段下放摩阻要小于196 kN。
8）控制起下钻速度，减小压力激动，避免因压力激动造成井下漏失及垮塌。水平段钻进中，钻井液中的随钻堵漏剂的含量维持在3.0%以上，防止因漏失造成储层伤害。
9）保证全井段四级固控设备运转良好，钻进中振动筛（筛布120目以上）的开动率为100%，除砂器、除泥器的开动率在80%以上，离心机有效开动率应满足钻井液性能的相关要求。
3.2 应用效果
电测结果显示，MaHW1602井三开井段平均井眼直径为230.1 mm，平均井径扩大率仅为6.5%，表明低活度钻井液抑制性较强，满足现场要求。三开电测数据表明，井径比较规则，由于定向、水平段采用螺杆钻进，定向时间长、复合钻进时间短，钻时慢，且钻进过程中不断调整井斜角和方位角，导致井眼扩大率较大。三开钻进期间未出现掉块现象，套管一次下到底，下放全过程摩阻小于196 kN，也表明低活度钻井液完全满足工程要求。
4. 结论与建议
1）针对玛湖油田MaHW1602井钻井液技术难点，提出了构建非磺化钻井液的技术思路：降低钻井液活度，增强其抑制性和封堵性能。利用活度平衡理论，通过优选活度调节剂，降低了钻井液的活度；通过优选抑制剂，增强了钻井液的抑制性；根据 D90理想充填理论并结合封堵性试验优选封堵剂及不同粒径封堵剂配比，增强了钻井液的封堵能力，降低了钻井液中液相对井壁稳定性的不利影响，形成了非磺化低活度钻井液。
2）非磺化低活度钻井液形成的滤饼薄而致密，能够满足MaHW1602井百口泉组长水平段钻进要求，所钻井段井径规则，平均井径扩大率小于邻井，完井作业顺利。
3）建议继续开展非磺化低活度钻井液技术研究，有针对性地提高目的层井壁的膜效率；进一步提高非磺化低活度钻井液的封堵、抗温、环保等性能，并在类似区块推广应用。
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图 1 氯化钾/有机胺抑制黏土膨胀性能评价结果
Figure 1. Inhibition of potassium chloride/organic amine on clay swelling
表 1 非盐类活度调节剂对水活度的影响试验结果
Table 1 Test results of effect of non-salt activity regulator on water activity
活度调节剂 不同加量下的水活度 5% 10% 20% 葡萄糖 0.996 0.983 0.972 白糖 0.997 0.996 0.982 麦芽糖 0.997 0.996 0.993 乙二醇 0.987 0.973 0.932 丙二醇 0.993 0.987 0.956 己二醇 0.995 0.990 0.978 丙三醇 0.991 0.980 0.939 聚乙二醇 0.997 0.990 0.972 山梨醇 0.996 0.993 0.983 乳糖醇 0.996 0.995 0.986 麦芽糖醇 0.997 0.995 0.991 酮糖醇 0.997 0.996 0.990 
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表 2 有机盐活度调节剂对水活度的影响试验结果
Table 2 The effect of organic salt activity regulator on water activity
活度调节剂 不同加量下的水活度 5% 10% 20% 甲酸钠 0.971 0.933 0.891 甲酸钾 0.979 0.957 0.907 甲酸钙 0.988 0.966 – 醋酸钠 0.982 0.965 0.931 醋酸钾 0.983 0.962 0.913 醋酸钙 0.990 0.973 0.939 柠檬酸钠 0.988 0.978 0.961 柠檬酸钾 0.999 0.993 0.983 乳酸钠 0.993 0.984 0.963 乳酸钾 0.996 0.989 0.967 磷酸二氢钠 0.988 0.976 0.963 葡萄糖酸钠 0.993 0.983 0.964
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表 3 不同封堵剂的地层封堵能力测试结果
Table 3 Test results of formation plugging by different plugging agents
封堵剂 初始岩心
渗透率/mDp1/MPa p2/MPa R，% 5.0% 1 000目超细碳酸钙 18.68 0.38 1.92 80.21 5.0% 600目超细碳酸钙 21.07 0.49 2.11 76.78 5.0% 400目超细碳酸钙 20.32 0.42 1.99 78.89 5.0%纳米乳化石蜡 16.19 0.32 1.79 82.12 3.0% SA–1 18.56 0.37 5.21 92.90
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表 4 不同配方钻井液的常规性能测试结果
Table 4 Test results of routine performance of different drilling fluid formula
配方 老化
条件密度/
（kg·L–1）漏斗黏度/
s塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa静切力/
Pa滤失量/
mL滤饼厚度/
mm高温高压滤
失量/mLpH值 基础配方 老化前 1.35 55 26 5 0.5/4.0 28.8 3.2 60.0 11 老化后 1.35 45 20 4 1.0/5.0 30.0 3.4 62.0 10 配方2 老化前 1.35 66 30 8 1.0/5.0 6.6 1.5 18.8 10 老化后 1.35 70 32 10 1.5/9.0 5.0 1.0 14.0 9 配方3 老化前 1.35 67 31 9 1.0/7.0 5.0 1.0 12.0 10 老化后 1.35 71 35 10 2.0/12.0 3.8 1.0 9.0 9 配方4 老化前 1.35 60 28 9 1.0/5.0 5.0 0.5 12.0 10 老化后 1.35 58 27 10 1.0/7.0 4.0 0.5 10.0 9
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表 5 不同配方钻井液的岩心封堵率测试结果
Table 5 Plugging rate test of different drilling fluid formula
配方 初始岩心渗透率/mD p1/MPa p2/MPa R，% 配方2 16.01 0.43 1.77 75.71 配方3 15.74 0.45 4.85 90.72 配方4 15.22 0.47 6.12 92.32
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百度学术
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