基于井壁稳定及储层保护的钻井液技术

陈彬 张伟国 姚磊 严德

陈彬,张伟国,姚磊,严德. 基于井壁稳定及储层保护的钻井液技术[J]. 石油钻采工艺,2021,43(2):184-188 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.008
引用本文: 陈彬,张伟国,姚磊,严德. 基于井壁稳定及储层保护的钻井液技术[J]. 石油钻采工艺,2021,43(2):184-188 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.008
CHEN Bin, ZHANG Weiguo, YAO Lei, YAN De. Drilling fluid technology based on well stability and reservoir protection[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(2): 184-188 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.008
Citation: CHEN Bin, ZHANG Weiguo, YAO Lei, YAN De. Drilling fluid technology based on well stability and reservoir protection[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(2): 184-188 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.008

基于井壁稳定及储层保护的钻井液技术

doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.008
基金项目: 国家重点研发计划项目子课题“双层连续管双梯度钻井设计方案研究”(编号:2018YFC0310205-02)部分研究成果
详细信息
    作者简介:

    陈彬(1983-),2006年毕业于长江大学石油工程专业,主要从事海上钻完井技术研究及管理工作,高级工程师。电话:0755-26022433。E-mail:chenbin2@cnooc.com.cn

  • 中图分类号: TE254

Drilling fluid technology based on well stability and reservoir protection

  • 摘要: 南海东部惠州区域上部古近系地层煤层易掉块,硬脆性泥页岩水化膨胀后存在井壁垮塌风险,而下部前古近系火成岩地层温度高、岩石致密、孔渗低,这些地层特点要求钻井液体系具有良好的抑制性能、封堵性能、抗高温性能和储层保护性能,而常规钻井液体系无法同时满足要求。结合邻井资料、地层岩性特点及地质要求,在上部古近系地层使用强封堵聚合物钻井液体系,该体系具有良好的泥页岩抑制性能,且在复合堵漏剂加量仅4%时就具有良好封堵性能;下部前古近系地层使用抗高温无固相钻井液体系,该体系可满足井底150 ℃高温要求,且岩心渗透率恢复率达85%,储层保护性能好。现场应用表明,在上、下地层分别使用两种钻井液体系,解决了古近系煤层掉块、硬脆性泥页岩垮塌问题,满足了前古近系地层高温和储层保护要求,不仅确保了井下作业安全,也为测试作业顺利进行提供了保障,该研究为同类地层钻井钻井液体系优选提供了借鉴。
  • 表  1  不同复合封堵剂加量下钻井液性能

    Table  1.   Performance of drilling fluid with different dosages of combined sealing agent

    配方AV/(mPa · s)PV/(mPa · s)YP/Paϕ6ϕ3FLAPI/mLFLHTHP/mL
    热滚前 基浆 28 18 10 5 3 5.2
    基浆+3%复合封堵剂 29 18 11 5 4 3.8
    基浆+4%复合封堵剂 32.5 20 12.5 5 4 3.0
    基浆+5%复合封堵剂 33 21 11 5 3 2.6
    热滚后 基浆 27 18 9 5 3 5.0 18.2
    基浆+3%复合封堵剂 30.5 21 9.5 5 4 3.4 10.4
    基浆+4%复合封堵剂 30 21 9 5 4 2.6 8.6
    基浆+5%复合封堵剂 33 24 9 5 4 2.4 7.8
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    表  2  强封堵聚合物钻井液与PHPA/KCl钻井液封堵能力对比

    Table  2.   Sealing capacity comparison between strong-sealing polymer drilling fluid and PHPA/KCl drilling fluid

    钻井液体系实验方法实验压力/MPa实验温度/℃滤失量/mL侵入深度/cm滤饼厚度/mm
    强封堵聚合物钻井液填砂0.7室温01
    PHPA/KCl钻井液4.22.8
    强封堵聚合物钻井液PPT3.510081.5
    PHPA/KCl钻井液17.52.5
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    表  3  常温无固相钻井液体系抗温性评价

    Table  3.   Temperature resistance evaluation of solid free drilling fluid system

    老化温度/
    状态ϕ6ϕ3AV/
    (mPa · s)
    PV/
    (mPa · s)
    YP/
    Pa
    FLAPI/
    mL
    pH
    滚前 11 9 28 14 15 6.4 9
    100 滚后 10 8 26 13 13 4.4 8.5
    120 滚后 10 8 26 13 13 4.2 8.5
    130 滚后 7 5 23 12 11 4.8 8
    140 滚后 2 1 14 11 3 16.4 7.5
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    表  4  抗高温无固相钻井液体系抗温性评价

    Table  4.   Temperature resistance evaluation of high-temperature solid free drilling fluid system

    老化温度/
    状态ϕ6ϕ3AV/
    (mPa · s)
    PV/
    (mPa · s)
    YP/
    Pa
    FLAPI/
    mL
    pH
    滚前4347.53017.57.69
    160滚后434127144.88
    180滚后433624125.28
    200滚后322818105.88
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    表  5  无固相钻井液体系的储层保护效果

    Table  5.   Reservoir protection effect of solid free drilling fluid system

    岩心
    编号
    钻井液
    体系
    空气渗透率/
    (10−3 μm2)
    KO/
    (10−3 μm2)
    pmax/
    MPa
    Kd/KO/
    %
    1常温无固921.88354.650.03591.62
    2相钻井液232.47102.320.11586.37
    3抗高温无固384.69139.620.08888.13
    4相钻井液449.35152.480.06989.96
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    表  6  常温无固相钻井液性能

    Table  6.   Properties of normal-temperature solid free drilling fluid

    井深/
    m
    FV/
    s
    PV/
    (mPa · s)
    YP/
    Pa
    ϕ6ϕ3Gel10″/
    Pa
    Gel10′/
    Pa
    FLAPI/
    mL
    pH
    3890 50 16 18.5 14 11 13 17 4 9.5
    3924 46 14 15.5 11 9 10 13 4.2 9.5
    4046 46 12 16.5 11 9 11 15 4.4 9
    4100 46 13 16.5 11 9 12 15 4.4 9.5
    4194 46 12 17.5 12 9 12 16 4.4 9
    4236 47 14 16.5 12 10 12 16 4.4 9
    4276 48 13 17 12 10 11 16 4.2 9
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    表  7  抗高温无固相钻井液性能

    Table  7.   Properties of high-temperature solid free drilling fluid

    测试
    条件
    PV/
    (mPa · s)
    YP/
    Pa
    ϕ6ϕ3Gel10″/
    Pa
    Gel10′/
    Pa
    FLAPI/
    mL
    pH
    垫入前 33 18.5 5 4 2 3 7.2 9.5
    电测静止158 h 29 16 4 3 2 3 4.4 8.5
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出版历程
  • 修回日期:  2021-01-20
  • 网络出版日期:  2021-06-21
  • 刊出日期:  2021-06-21

基于井壁稳定及储层保护的钻井液技术

doi: 10.13639/j.odpt.2021.02.008
    基金项目:  国家重点研发计划项目子课题“双层连续管双梯度钻井设计方案研究”(编号:2018YFC0310205-02)部分研究成果
    作者简介:

    陈彬(1983-),2006年毕业于长江大学石油工程专业,主要从事海上钻完井技术研究及管理工作,高级工程师。电话:0755-26022433。E-mail:chenbin2@cnooc.com.cn

  • 中图分类号: TE254

摘要: 南海东部惠州区域上部古近系地层煤层易掉块,硬脆性泥页岩水化膨胀后存在井壁垮塌风险,而下部前古近系火成岩地层温度高、岩石致密、孔渗低,这些地层特点要求钻井液体系具有良好的抑制性能、封堵性能、抗高温性能和储层保护性能,而常规钻井液体系无法同时满足要求。结合邻井资料、地层岩性特点及地质要求,在上部古近系地层使用强封堵聚合物钻井液体系,该体系具有良好的泥页岩抑制性能,且在复合堵漏剂加量仅4%时就具有良好封堵性能;下部前古近系地层使用抗高温无固相钻井液体系,该体系可满足井底150 ℃高温要求,且岩心渗透率恢复率达85%,储层保护性能好。现场应用表明,在上、下地层分别使用两种钻井液体系,解决了古近系煤层掉块、硬脆性泥页岩垮塌问题,满足了前古近系地层高温和储层保护要求,不仅确保了井下作业安全,也为测试作业顺利进行提供了保障,该研究为同类地层钻井钻井液体系优选提供了借鉴。

English Abstract

陈彬,张伟国,姚磊,严德. 基于井壁稳定及储层保护的钻井液技术[J]. 石油钻采工艺,2021,43(2):184-188 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.008
引用本文: 陈彬,张伟国,姚磊,严德. 基于井壁稳定及储层保护的钻井液技术[J]. 石油钻采工艺,2021,43(2):184-188 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.008
CHEN Bin, ZHANG Weiguo, YAO Lei, YAN De. Drilling fluid technology based on well stability and reservoir protection[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(2): 184-188 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.008
Citation: CHEN Bin, ZHANG Weiguo, YAO Lei, YAN De. Drilling fluid technology based on well stability and reservoir protection[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(2): 184-188 doi:  10.13639/j.odpt.2021.02.008
  • 随着惠州区域油气勘探向深部地层发展,钻遇的地层越来越复杂,8口井出现了井眼缩径、裸眼起下钻困难、井眼严重垮塌、卡电测仪器和卡钻等复杂情况,造成了严重的工期拖延和费用损失。据统计,2016—2020年惠州区域累计损失工期超50 d,直接经济损失超3000万元。该区域所钻遇的地层依据地质年代划分,由上至下依次发育新近系、古近系、前古近系。新近系地层包括万山组、粤海组、韩江组、珠江组,岩性特点:以厚层灰色泥岩为主,夹中-薄层浅灰色细砂岩、粉砂岩和粉砂质泥岩,薄层灰白色石灰岩。古近系地层包括珠海组、恩平组、文昌组,岩性特点:以中-厚层浅灰色中砂岩和细砂岩为主,与薄层灰色泥岩、厚层黑色泥岩互层,发育薄层煤层,局部煤层富集。前古近系以火成岩为主,包括蚀变闪长岩、花岗岩、安山岩等,致密。

    在惠州区域钻井过程中,钻井液方面主要面临的技术难点是:(1)古近系地层井壁稳定性差,易出现井壁垮塌、掉块等复杂井下情况;(2)井温高,对钻井液的抗温性能要求高;(3)储层保护难度大,储层以火山岩为主,低孔渗。

    • PHPA/KCl钻井液体系是在南海东部海域钻进作业中最常用的钻井液体系,适用于软泥岩地层或水敏性强的地层,但尚不能完全满足深部地层高构造应力、砂泥岩夹层多、煤层发育地层作业要求[1-2],为了提高对深部地层硬脆性泥页岩稳定能力,研究在该体系中引入复合封堵剂,复合封堵剂是一种微米级刚性粒子和纳米级聚合物可变形弹性粒子为主的高效封堵剂,结合PHPA/KCl钻井液体系固有的抑制性,形成一套既具有强抑制能力又具有强封堵性的聚合物钻井液体系。

    • 基浆配方:海水+2.0%预水化膨润土浆+0.3%烧碱+0.2%纯碱+0.3%PAC LV+0.6%改性淀粉+8%KCl +10%NaCl+2%沥青树脂+2%成膜剂+0.3% PHPA+0.1% XC。

      在基浆配方基础上,通过调整复合封堵剂的加量,评价热滚前后不同加量下性能变化。热滚条件:130 ℃×16 h、HTHP实验测试压力3.5 MPa、流变性测试温度49 ℃,实验结果见表1,复合堵漏剂在4%的加量下就可以达到较好的封堵能力,且对钻井液的流变性影响小。

    • PHPA/KCl钻井液体系配方:海水+2.0%预水化膨润土浆+0.3%烧碱+0.2%纯碱+0.3% PAC LV+0.6%改性淀粉+8%KCl +2%沥青树脂+2%成膜剂+0.3%PHPA+0.1%XC。

      表 1  不同复合封堵剂加量下钻井液性能

      Table 1.  Performance of drilling fluid with different dosages of combined sealing agent

      配方AV/(mPa · s)PV/(mPa · s)YP/Paϕ6ϕ3FLAPI/mLFLHTHP/mL
      热滚前 基浆 28 18 10 5 3 5.2
      基浆+3%复合封堵剂 29 18 11 5 4 3.8
      基浆+4%复合封堵剂 32.5 20 12.5 5 4 3.0
      基浆+5%复合封堵剂 33 21 11 5 3 2.6
      热滚后 基浆 27 18 9 5 3 5.0 18.2
      基浆+3%复合封堵剂 30.5 21 9.5 5 4 3.4 10.4
      基浆+4%复合封堵剂 30 21 9 5 4 2.6 8.6
      基浆+5%复合封堵剂 33 24 9 5 4 2.4 7.8

      强封堵聚合物钻井液体系配方:海水+2.0%预水化膨润土浆+0.3%烧碱+0.2%纯碱+0.3% PAC LV+0.6%改性淀粉+8%KCl +10%NaCl+2%沥青树脂+2%成膜剂+4%复合封堵剂+0.3%PHPA+0.1%XC。

      室内采用无渗透封堵仪对强封堵聚合物钻井液和PHPA/KCl钻井液分别进行了填砂管封堵性实验,也采用了PPT封堵实验仪进行了高温高压封堵实验,填砂实验条件:室内常温、压力0.7 MPa、时间30 min;PPT封堵实验条件:温度100 ℃、压力3.5 MPa,时间30 min。室内评价结果见表2

      表 2  强封堵聚合物钻井液与PHPA/KCl钻井液封堵能力对比

      Table 2.  Sealing capacity comparison between strong-sealing polymer drilling fluid and PHPA/KCl drilling fluid

      钻井液体系实验方法实验压力/MPa实验温度/℃滤失量/mL侵入深度/cm滤饼厚度/mm
      强封堵聚合物钻井液填砂0.7室温01
      PHPA/KCl钻井液4.22.8
      强封堵聚合物钻井液PPT3.510081.5
      PHPA/KCl钻井液17.52.5

      相比PHPA/KCl钻井液,强封堵聚合物钻井液体系具有极佳的封堵性能,在普通砂床上,侵入深度仅为1 cm,高温高压滤失量仅为8 mL,具有较好的封堵性能。

    • 无固相钻井液体系具有较低流动阻力、较小的静切力、良好的流变性等诸多优点,能够很好地保护油气层[3-4]。惠州前古近系地层埋藏深、低孔渗,对储层保护要求高,因此,决定在前古近系地层采用无固相钻井液体系。考虑到深层井温度高的问题,在常规无固相钻井液体系配方基础上,引入甲酸盐、抗盐抗温聚合物降失水剂和提黏剂,形成一套抗高温无固相钻井液体系,并从抗高温性能和储层保护能力两方面对钻井液体系进行室内性能评价。

    • 由于常温无固相钻井液体系使用普通淀粉和生物聚合物来构建体系的流变特性和降失水性,配合无机盐或有机盐建立抑制性和比重调节,从材料结构显示抗温能力有限[5-7]。室内通过老化实验来评价常温无固相钻井液体系的抗温能力,常温无固相钻井液体系配方:海水+0.30%烧碱+0.20%纯碱+3.0%淀粉+0.60%流型调节剂+3.0%KCl+6.0%NaCl+1.0%聚胺+1.0%润滑剂。实验条件:流变性测试温度49 ℃,老化时间16 h。室内评价结果见表3,常温无固相钻井液体系在120 ℃下可以保持良好的流变性和降失水性,温度高于120 ℃后,生物聚合物类材料的降解导致黏切呈下降趋势,失水增大。老化温度达到140 ℃后,钻井液体系中的结构基本丧失,无法满足作业要求。

      表 3  常温无固相钻井液体系抗温性评价

      Table 3.  Temperature resistance evaluation of solid free drilling fluid system

      老化温度/
      状态ϕ6ϕ3AV/
      (mPa · s)
      PV/
      (mPa · s)
      YP/
      Pa
      FLAPI/
      mL
      pH
      滚前 11 9 28 14 15 6.4 9
      100 滚后 10 8 26 13 13 4.4 8.5
      120 滚后 10 8 26 13 13 4.2 8.5
      130 滚后 7 5 23 12 11 4.8 8
      140 滚后 2 1 14 11 3 16.4 7.5

      抗高温无固相钻井液体系是基于抗温抗盐降失水剂和提黏剂形成的一套适用高温深井的钻井液体系[5],室内同样通过老化实验来评价抗高温无固相钻井液体系的抗温能力,抗高温无固相钻井液体系配方:海水+0.30%烧碱+0.20%纯碱+1.5%抗温抗盐降失水剂+0.80%抗温抗盐提黏剂+1.0%聚胺+1.0%润滑剂+10.0%HCOOK,实验条件:流变性测试温度49 ℃,老化时间16 h,室内评价结果见表4

      表 4  抗高温无固相钻井液体系抗温性评价

      Table 4.  Temperature resistance evaluation of high-temperature solid free drilling fluid system

      老化温度/
      状态ϕ6ϕ3AV/
      (mPa · s)
      PV/
      (mPa · s)
      YP/
      Pa
      FLAPI/
      mL
      pH
      滚前4347.53017.57.69
      160滚后434127144.88
      180滚后433624125.28
      200滚后322818105.88

      实验结果表明,抗高温无固相钻井液在200 ℃以内都表现出具有良好的流变性和降失水性,体系较为稳定,能够满足高温深井作业要求。

    • 室内选用天然露头岩心,按石油天然气行业标准SY/T 6540—2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》进行储层保护能力评价,分别对常温无固相钻井液和抗高温无固相钻井液在120 ℃×3.5 MPa、环压6.5 MPa反向污染岩心2 h后,再进行正向驱替,测得岩心伤害后渗透率恢复值。

      实验结果见表5,无论是常温还是抗高温无固相钻井液体系伤害岩心后渗透率恢复值大于85%,对储层伤害较小。

      表 5  无固相钻井液体系的储层保护效果

      Table 5.  Reservoir protection effect of solid free drilling fluid system

      岩心
      编号
      钻井液
      体系
      空气渗透率/
      (10−3 μm2)
      KO/
      (10−3 μm2)
      pmax/
      MPa
      Kd/KO/
      %
      1常温无固921.88354.650.03591.62
      2相钻井液232.47102.320.11586.37
      3抗高温无固384.69139.620.08888.13
      4相钻井液449.35152.480.06989.96
    • 惠州-A井为四开次直井,井身结构为:Ø914.4 mm井眼×214 m (Ø762.00 mm套管×213.66 m)+Ø444.50 mm井眼×1027 m (Ø339.725 mm套管×1025 m)+Ø311.15 mm井眼×3744.26 m (Ø244.475 mm套管×3590 m)+Ø215.90 mm井眼×4 276 m。该井三开井段钻遇地层自上而下为韩江组、珠江组,珠海组,恩平组、文昌组,使用强封堵聚合物钻井液体系钻进。四开井段钻遇前古近系火成岩地层,井底温度超150 ℃,有测试作业计划。

    • 惠州-A井古近系珠海组至恩平组地层煤层发育,煤层井段易发生局部垮塌;恩平至文昌组硬脆性泥岩,容易发生应力性垮塌,优选强封堵聚合物钻井液,达到抑制硬脆性泥页岩水化膨胀,稳定古近系地层中煤层的目的。

      (1)选择合适的钻井液密度,平衡地层应力。根据邻井资料,韩江组地层局部坍塌压力较大,钻至垂深1400 m之前提高钻井液密度至1.16 g/cm3。进入恩平组地层逐步提高钻井液密度至1.25 g/cm3,防止煤层及硬脆性泥岩地层应力释放造成井壁剥落。

      (2)由于珠江组以上地层均以灰色泥岩为主,钻井液必须保持有良好的包被抑制。保持循环系统中PHPA的有效浓度4 kg/m3,正常钻进期间使用PHPA胶液补充损耗。同时使用80 kg/m3KCl+100 kg/m3NaCl的复配盐水降低钻井液液相活度,减缓液相向地层的渗透,保证钻井液对井壁的抑制性。

      (3)使用复合封堵剂,利用多级配颗粒中刚性粒子架桥作用,弹性粒子填充孔隙,在井壁上形成薄而密的不渗透封堵层,减缓或隔绝钻井液和地层之间的压力传递,保证井壁稳定。珠海组下部发育有煤层,恩平和文昌组硬脆性泥岩均有剥落垮塌的风险。现场作业中,钻进至珠海组地层前提高循环系统复合封堵剂质量浓度至50 kg/m3,沥青树脂和成膜剂单剂浓度为20 kg/m3,保证钻井液对煤层和泥岩微裂缝的封堵能力,阻止钻井液液相的侵入,起到防塌作用。

      强封堵聚合物钻井液体系取得了良好的应用效果,惠州-A井钻进期间返出岩屑完整,颗粒分明,切削齿痕清晰,无煤层垮塌物和井壁剥落物返出,起下钻顺畅无阻。该井段电测作业共计8趟,一次性完成作业,中途没有通井,电测仪器起下顺利无阻,顺利完成地质资料录取,电测结果显示,Ø311.15 mm井段平均井径扩大率仅3.4%。强封堵聚合物钻井液相继用于惠州区块多口井钻进作业,均表现出良好的井壁稳定性,电测测得平均井径扩大率均低于5%。

    • 无固相钻井液现场应用于惠州-A井四开储层井段3 744.26~4 276 m,该井段岩性为蚀变闪长岩、蚀变辉绿岩,穿过基底内断面钻遇蚀变花岗岩,井底最高井温为155 ℃,正常钻进期间使用常温无固相钻井液,起下钻期间或电测期间井底至130 ℃井段垫入抗高温无固相钻井液。惠州-A井四开井段钻井液性能变化见表6,常温无固相钻井液流变性稳定,携带能力强;失水易控制,能满足储层段的钻进作业。

      Ø215.9 mm井段电测前,井底至井温130 ℃井段垫入新配制的抗高温无固相钻井液,电测作业累计7趟,静止时间达到158 h,未出现电测仪器遇阻现象。抗高温无固相钻井液表现出良好的抗温稳定性,见表7

      表 6  常温无固相钻井液性能

      Table 6.  Properties of normal-temperature solid free drilling fluid

      井深/
      m
      FV/
      s
      PV/
      (mPa · s)
      YP/
      Pa
      ϕ6ϕ3Gel10″/
      Pa
      Gel10′/
      Pa
      FLAPI/
      mL
      pH
      3890 50 16 18.5 14 11 13 17 4 9.5
      3924 46 14 15.5 11 9 10 13 4.2 9.5
      4046 46 12 16.5 11 9 11 15 4.4 9
      4100 46 13 16.5 11 9 12 15 4.4 9.5
      4194 46 12 17.5 12 9 12 16 4.4 9
      4236 47 14 16.5 12 10 12 16 4.4 9
      4276 48 13 17 12 10 11 16 4.2 9

      表 7  抗高温无固相钻井液性能

      Table 7.  Properties of high-temperature solid free drilling fluid

      测试
      条件
      PV/
      (mPa · s)
      YP/
      Pa
      ϕ6ϕ3Gel10″/
      Pa
      Gel10′/
      Pa
      FLAPI/
      mL
      pH
      垫入前 33 18.5 5 4 2 3 7.2 9.5
      电测静止158 h 29 16 4 3 2 3 4.4 8.5

      该井前古近系地层在钻井液浸泡32.5 d后,成功进行了裸眼测试。地质油藏部门利用DST测试结果采用双孔的油藏模型拟合计算近井壁带表皮因数为2.79~3.12,储层平均有效渗透率(2.4~4.2)×10−3 μm2,从拟合结果来看,无固相钻井液体系对储层伤害小,有效地保护了低孔渗储层。

    • (1)强封堵聚合物钻井液体系对古近系地层煤层和硬脆性泥页岩的稳定能力有显著效果。

      (2)无固相钻井液体系对前古近系火成岩储层具有良好的储层保护能力。

      (3)考虑钻井液成本,对于井温超150 ℃的高温井可以采取惠州-A井的作业模式,钻进期间使用常温无固相钻井液体系,静止期间高温井段垫入抗高温无固相钻井液,以满足后续电测作业要求。

参考文献 (7)

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