渤南油田高混油水基钻井液体系研究与应用

张守文

(中国石化胜利石油工程公司钻井工艺研究院，山东东营 257000 )

目前国内采用了多种方法提高水基钻井液的性能，开发出阳离子聚合物钻井液、聚合醇钻井液、高性能钻井液等,然而这些钻井液在抑制泥页岩水化以及钻井液润滑性等方面不能满足非常规油藏开发的需要。水基钻井液面临的主要技术难题有井壁失稳问题、润滑问题、井眼净化问题、油层保护问题等。要解决上述问题，传统方法是采用高成本的油基和合成基钻井液。随着环保部门对钻井液和钻屑毒性要求的日益严格，油基钻井液的使用受到了很大程度的限制，而合成基钻井液的使用也因其高成本受到限制。因此开发出一种新型的高混油水基钻井液体系，形成配套的钻井液工艺技术，对促进非常规低渗砂泥岩油气藏水平井的规模化开发，具有重要的意义。

笔者室内研制出高混油水基钻井液用原油乳化剂，以原油为基础油，确定与之复配的高效润滑剂，优选出抑制剂、防塌(降失水)剂、封堵剂，高混油水基钻井液体系的基础配方为：

(0.3%～0.5%)聚丙烯酰胺+(1.0%～1.5%)胺基聚合物+(2%～3%)防塌剂+(2%～3%)羧甲基磺化酚醛树脂+(2%～3%)胶乳沥青+(0.5%～1%)流型调节剂+(8%～20%)原油+(1.5%～2.5%)聚合醇 +(3%～4%)BH-1润滑剂。

添加剂：纳米乳液、胺基聚合物、磺酸盐共聚物、超细碳酸钙、重晶石。

1　实验部分

1.1　原料及仪器

聚丙烯酰胺(PAM)干粉、胺基聚合物、胶乳沥青、防塌降滤失剂、原油、乳化剂、磺酸盐共聚物、超细碳酸钙、聚合醇等。

液体密度计、六速旋转黏度计、变频高速搅拌机、润滑仪、双通道膨胀量测定仪、中压滤失仪、高温滚子加热炉、储层损害评价仪等。

1.2　实验内容

1)改变原油加量，考察原油加量对体系流变性的影响；采用岩屑回收率法评价高混油水基钻井液的抑制性，所用的岩屑为渤南油田义123区块沙一段地层的岩屑。

2)在基础配方中加入劣质土及氯化钠，观察其抗污染能力，考察不同加量劣质土和氯化钠对高混油水基钻井液性能的影响。

3)采用重晶石加重，考察钻井液的高混油水基钻井液的密度对其性能的影响。

4)抗温性能评价，分别进行110，130，150 ℃下16 h高温滚动实验，考察钻井液的性能变化。

5)通过岩心动态污染实验评价高混油水基钻井液体系的储层保护能力，实验岩心为CB32井东营组地层岩芯。

2　结果和讨论

2.1　原油加量对钻井液性能的影响

原油加量对体系流变性能的影响见表1。基浆的密度为1.4 g/cm3。随着原油加量的增加，塑性黏度及动切力上升，在原油加量≥25%时，体系终切上升迅速。综合考虑原油加量为20%时钻井液体系具有较好的流变性能及润滑性能。

表1　原油加量对体系流变性能的影响

原油加量对钻井液抑制性的影响见表2。随着混油比例的不断增加，页岩回收率也不断增加，抑制性不断增强。

表2　原油加量对钻井液抑制性的影响

2.2　钻井液体系抗污染性能

劣质土和氯化钠的加量对钻井液性能的影响见表3。随着钻井液中劣质土加量的增大，表观黏度及塑性黏度增加，API滤失量减小，抗劣质土污染可达6%；随着氯化钠的加入，钻井液的表观黏度及塑性黏度增加，API滤失量增大，抗盐污染可达5%。

表3　劣质土和氯化钠的加量对钻井液性能的影响

2.3　润滑性能

合理的钻井液密度是保证井壁稳定的重要因素，目前在非常规井的现场施工中，加重材料多为重晶石。钻井液密度对钻井液的流变性、沉降稳定性及润滑性的影响很大。采用重晶石加重时，高混油水基钻井液的密度对其性能的影响如表4所示。随着密度的增加，钻井液的各性能参数有所降低，润滑性能可通过加入一定量的高效润滑剂BH-1来调控，其润滑系数大大降低，达到设计技术指标。

表4　密度对高混油水基钻井液性能的影响

2.4　抗温性能

钻井液体系的抗温性能如表5所示。随着温度的升高，钻井液的性能参数变化不大，说明该钻井液体系有着优良的抗高温性能。

表5　体系抗温能力

2.5　储层保护性能

通过对岩心动态污染实验并对数据进行处理，发现高混油水基钻井液污染后，渗透率恢复值可达90%，表明该体系对油层污染小，具有很好的油气层保护效果。

3　现场应用

在前期大量研究的基础上，针对渤南油田义123区块高温高压易垮塌的特点，将室内研制的高混油水基钻井液体系应用于该区块，现场应用以义123-1井为例，该井是油田首口砂泥岩混层的非常规长水平段深井，井深5 236 m。

3.1　渤南油田义123区块概况

渤南油田济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷义123-1块属特低渗油藏，单井产能不高，完钻层位沙三段。东营组以上地层成岩性差，易坍塌；沙河街地层含有大段泥岩，易垮塌；水平段地层以粉砂岩为主，含有泥岩互层，易掉块。油藏类型为中低孔(平均孔隙度15.1%)、特低渗(1.1×10-3μm3)、高温(地层温度140 ℃)、高压异常(原始压力系数1.26)。

该区块所布井均为难度较大的水平井，三开水平段设计3靶点，井段长(>1 100 m)，井眼小(152.4 mm)，井底温度高(140 ℃)，砂泥岩互层，钻井液流变性控制和泥岩段的井壁稳定控制是施工的主要难点，保持体系良好的润滑性是技术关键。

3.2　技术对策

针对该井地层特点，上部地层采用聚合物控制地层造浆；东营组地层配合使用聚合物干粉与胺基聚合物，以提高钻井液的抑制防塌能力；东营组以下地层用有机胺抑制防塌，用树脂和胶乳沥青进行封堵防塌，配合超细碳酸钙进一步提高钻井液的防塌能力；水平段采用高混油钻井液体系提高润滑性能和防塌性能，油层段加入聚合醇以提高液相封堵能力，保护储层。

3.3　性能控制技术

3.3.1携岩和流变性

钻井液流变性控制对携岩非常重要。二开东营组以上地层钻成开放式井眼，保持相对较低的黏度切力；东营组地层控制钻井液API失水<15 mL，保证该段地层的稳定和承上启下的作用，为二开井段的顺利施工提供保证。

斜井段在保证润滑防塌的基础上，随井深的增加适当提高钻井液的黏切力；在水平段钻进期间，针对小井眼和钻遇地层本身的性质，在满足携岩条件下尽量降低钻井液的黏切。漏斗黏度、塑性黏度及动切力随井深的变化见图1。在较高密度情况下控制钻井液性能(密度1.45～1.50 g/cm3，黏度60～70 s，控制API失水≤3 mL，高温高压失水≤12 mL)，较好地满足了长水平段水平井的钻井要求。

图1　漏斗黏度、塑性黏度及动切力随井深的变化

3.3.2井壁稳定性

二开裸眼段长，上部地层成岩性差，沙二、沙三段有大段泥岩，为了保证井壁的稳定，主要从以下几方面着手[1-5]：1)采用胺基抑制剂，配合常规的PAM和天然高分子聚合物，提高体系的抑制性，达到抑制防塌的目的。2)合适的粒度级配，以复合铵盐等控制钻井液适度分散，提高泥饼质量，快速形成致密有韧性的泥饼；采用羧甲基磺化酚醛树脂提高体系稳定性及抗高温能力；控制膨润土含量在5.0%～7.5%，API失水<3 mL。3)采用胶乳沥青进行封堵防塌，采用聚合醇进行液相封堵并提高体系的润滑性。

三开水平段补充加入超细碳酸钙，进行可酸化刚性粒子封堵，保证小井眼长水平段水平井的正常施工和完井作业的顺利实施。

3.3.3钻井液润滑性和摩阻

影响摩阻/扭矩的主要因素有以下几点[6-8]：1)井眼的清洁状况；2)泥饼本身的润滑能力；3)井眼轨迹；4)固相含量。为有效降低摩阻/扭矩，采取如下措施：

1)采用胺基抑制剂、有机胺及高分子絮凝剂抑制钻屑分散，利于清除固相，保持井眼清洁；控制坂土质量浓度50～70 mg/L，使用细目(160/200目)振动筛，保持体系低固相含量，减少固相带来的摩阻。固相含量随井深的变化见图2。固含量均<20%，基本达到现有固控设备的极限。

图2　固相含量随井深的变化

2)合理的粒度级配有利于形成好的泥饼，本井加入一定量的超细碳酸钙(88/1200目，含量2%)，粒度中值4～7 μm，保持了较低的滤失量，斜井段API滤失量控制在1.6～2.8 mL，保证了井壁的稳定。

3) 斜井段采用高混油润滑体系，钻井液中润滑剂含量及黏附系数随井深的变化见图3。后期保持原油质量分数>15%，钻井液黏附系数<0.08，黏滞系数控制在0.04，润滑系数<0.15。二开井工厂特殊井段设计轨迹复杂，该井二开最大上提摩阻156 kN，扭矩7～9 kN·m，较好地满足了钻井的要求。

图3　钻井液中润滑剂含量及黏附系数随井深的变化

三开后期钻遇多套泥岩，井身呈现波浪状轨迹，增加了摩阻和扭矩。针对三开井身轨迹的特殊性，降低固相含量，改善泥饼质量，保证原油含量>18%，并配合加入高性能润滑剂，使摩阻/扭矩控制在215 kN/(9～11) kN·m，保证了钻井施工的顺利完成。摩阻、扭矩随井深的变化见图4。

图4　摩阻、扭矩随井深的变化

3.4　应用效果

油田首口井工厂设计井义123平1井的钻探成功，表明非常规砂泥岩水平井油藏采用常规水基高混油钻井液体系，可以解决长水平段高温深井的勘探施工难题，为这一类储层的勘探开发提供了新的有效手段。在2012年胜利油田非常规油气藏的开发过程中，高混油水基钻井液体系在渤南区块共进行了9口井的现场应用，均未发生任何与井壁失稳相关的复杂情况，钻井液体系的优异性能保障了施工的顺利进行，大大缩短了钻井及建井周期，并创出多项纪录。

4　结论

1)室内研制的高混油水基钻井液体系具有较好的流变性能、润滑性能、抗污染性能、抗高温性能以及强抑制防塌性能，对油层污染小，具有很好的油气层保护效果。该体系能够降低钻井液成本，减小对环境的污染。

2)该钻井液体系在渤南油田义123-1区块成功应用，解决了长水平段高温深井润滑难和稳定性差的难题，为这一类储层的勘探开发提供了新的有效手段，建议加快该钻井液体系在区块其他层位的推广应用。

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