反渗透钻井液在东海高压井的优化与应用

佘运虎

（中海油服油田化学事业部上海作业公司，上海 200035）

东海油气田蕴藏着丰富的油气资源[1]，但是在前期的开发过程中时常出现井壁失稳等井下复杂情况[2]。针对该现象，现场与室内联动，根据油基活度平衡原理，研究出了反渗透钻井液，目前已在东海油气田应用十余口井[3]，有效解决了东海油气田龙井组、花岗组的井壁稳定问题。同时，钻井过程中气测活跃，试气满足甚至超过配产，显示出良好的储层保护效果[4]。

随着油气田开发的进行，井深不断增大，下部地层压力系数有抬升的趋势，对于水基钻井液，高密度下易出现增稠、流变性不易调控[5]、泥饼质量变差[6]、滤失量增大等现象。高密度条件下需要针对钻井液处理剂种类及加量，对反渗透钻井液进行优化，进一步提高反渗透钻井液的适应性能，为反渗透钻井液规模化应用提供理论依据和技术支撑。

1 现场存在问题及技术对策

1.1 现场存在问题

（1）安全密度窗口窄：由于地层压力系数高，为了平衡地层压力，反渗透钻井液密度需要略高于地层孔隙压力系数；而对于薄弱地层，其漏失压力系数/破裂压力系数又较低，提高反渗透钻井液密度的过程中容易压漏地层[7]。

（2）反渗透钻井液流变性不易调控：在对反渗透钻井液进行加重的过程中，反渗透钻井液中重晶石的比例不断增加，反渗透钻井液固体质量分数增大[8]，固相与反渗透钻井液接触面积不断增大，界面摩擦力增大导致泥浆明显增稠。

（3）泥饼质量变差：泥饼本质上是反渗透钻井液在井壁表面“过滤”后截留的固相，当反渗透钻井液中重晶石含量增多时，泥饼中的重晶石比例也会增大[9]，导致反渗透钻井液处理剂含量变小，泥饼质量变差，滤失量增大。

1.2 技术对策

针对现场可能出现的问题，计划采取以下措施：

（1）增强反渗透钻井液护胶作用[10]，稳定黏土胶体结构，同时考虑到高压地层通常埋藏较深，成岩作用时间长，岩屑分散性不强，可适当减少包被剂加量，防止反渗透钻井液黏切增长过快。

（2）加入封堵剂改善泥饼质量，特别是以重晶石为主要骨架结构下的粒径级配，填充泥饼之间的细微孔隙，提高泥饼的封堵效果[11]。

（3）工程上，采用控压钻进[12]，在井口施加回压，在不改变反渗透钻井液的前提下能够提高井底当量密度，平衡地层压力，目前最高可附加井底0.1 g/cm3的当量密度，为反渗透钻井液性能调控留出更多空间。

2 高密度反渗透钻井液室内评价

2.1 包被剂优选

包被剂的主要作用是通过大分子在岩屑表面吸附缠绕，抑制岩屑分散，控制反渗透钻井液中低密度固体质量分数的增大。但是由于大分子自身的黏度效应，加量过高时，容易造成反渗透钻井液黏度上涨。通过在反渗透钻井液中加入不同种类及加量的包被剂，评价反渗透钻井液的流变性（表1）及钻屑热滚回收率（表2），对包被剂的种类及加量进行优选。

表1 不同包被剂加量下反渗透钻井液性能

表2 不同包被剂加量下钻屑热滚回收率

基础配方：2.00%海水膨润土浆+0.15%Na2CO3+0.30%NaOH+0.30%PAC-LV+2.00%PF-SMP-HT+2.00%PF-SPNH-HT+2.00%PF-LSF+2.00%HMF+3.00%PF-HGW-1+2.00%PF-HSM+8.00%PF-HBA+2.00%PF-LUBE168+12.00%NaCl+10.00%甲酸钾+0.10%PFXC 加重至1.50 g/cm3。

结合表1 及表2 可以看出，由于反渗透钻井液中的盐及键合剂均能够对钻屑起到抑制分散的作用，包被剂加量增加时反渗透钻井液抑制性提升幅度有限，但反渗透钻井液黏度，特别是塑性黏度上涨明显。同时考虑到下部钻遇地层成岩作用强，自身分散性较弱，优选包被剂种类及加量为0.50%PF-PLUS。

2.2 不同密度下性能评价

考虑到反渗透钻井液需要平衡深部地层异常高压，评价反渗透钻井液在不同密度，特别是高密度下流变性及滤失量，结果见表3。从表3 可以看出，反渗透钻井液在各密度下流变性均比较稳定，但是反渗透钻井液密度过高时，由于重晶石加量增长明显，处理剂相对含量降低，反渗透钻井液滤失量有增大趋势，需要进一步进行降滤失剂加量的优选。

表3 不同密度下反渗透钻井液性能

2.3 降滤失剂加量优选

提高磺化材料PF-SMP-HT、PF-SPNH-HT 加量，改善泥饼质量，降低反渗透钻井液滤失量，不同加量下反渗透钻井液性能见表4。优选磺化材料加量在3.00%+3.00%～4.00%+4.00%，控制反渗透钻井液API 滤失量小于3.0 mL，高温高压滤失量在10.0 mL 以内。

表4 不同降滤失剂加量下反渗透钻井液性能

2.4 抗污染性能

钻井过程中，反渗透钻井液会被地层水（主要是水中的钙、镁离子）、钻屑等污染，因此，需要评价反渗透钻井液的抗污染性能。室内在反渗透钻井液中加入CaCl2、MgCl2、钻屑粉，评价反渗透钻井液性能变化。实验结果见表5，从表5 可以看出，加入污染物后反渗透钻井液性能保持稳定。

表5 不同污染物下反渗透钻井液的抗污染性能

3 现场应用情况

3.1 S4 井基本情况

S4 井位于东海海域，距上海市东南约412 km，距浙江岱山约300 km，构造位置在西湖凹陷平湖斜坡带南部。本井是一口开发评价井，完钻井深4 650 m，完钻层位为平湖组P12。该井主要目的层为P8～P12，次要目的层为花岗组H6、平湖组P2。

3.2 反渗透钻井液流变性能

反渗透钻井液在二开311.150 mm（密度1.33～1.50 g/cm3）、三开212.725 mm（密度1.50～1.64 g/cm3）、四开149.225 mm（密度1.64～1.79 g/cm3）井段成功应用，反渗透钻井液性能见图1。在各开次钻井过程中，反渗透钻井液性能保持稳定，动切力在10 Pa 左右，塑性黏度在60 mPa·s 以内，满足反渗透钻井液的设计需求。

图1 作业过程中反渗透钻井液性能变化情况

3.3 抑制性及滤失造壁性

钻井过程中钻屑返出情况及API 泥饼见图2、图3。在3 968 m 处钻屑齿痕清晰，形状完整，棱角分明；在4 524 m 处由于深部地层较硬，钻屑细碎，但边缘无水化迹象，说明在整个钻井过程中，反渗透钻井液均保持良好的抑制性能。

图2 3 968 m 钻屑返出及泥饼

图3 4 524 m 钻屑返出及泥饼

API 滤失量均在2.0 mL 以内，泥饼厚度1 mm，滤失造壁性能好，作业过程中未发生井壁失稳等井下复杂情况。

3.4 储层保护性能

反渗透钻井液以1.51 g/cm3密度钻至4 140 m 时，模拟单根气22.3%，提密度至1.55 g/cm3，起钻取心，取心长度18 m，收获率100%，岩心截面干净（图4），未见反渗透钻井液及滤液侵入，显示出十分优良的储层保护性能。

图4 取心截面

4 结论

（1）根据现场高压井作业需求，在室内对反渗透钻井液在高密度条件下的包被剂种类及加量、降滤失剂加量进行了优化，在2.00 g/cm3密度下，塑性黏度在45 mPa·s 以内，高温高压滤失量小于10.0 mL，且性能稳定，抗污染能力强。

（2）现场S4 井应用结果显示，反渗透钻井液应用井段流变性能稳定，滤失量低，井径规则，储层保护效果好，能够满足东海深部高压井钻井作业需求，具有推广应用前景。