陳浩東，張 勇，黃 熠，邵詩軍，鹿傳世

(中海石油〈中國〉有限公司湛江分公司，廣東 湛江524057)

1 概述

盡管水基鉆井液體系最為廣泛地應用于世界各地的鉆井作業(yè)中，然而在泥頁巖的抑制性、高溫高壓穩(wěn)定性以及老油氣田超低壓地層鉆進等方面依然存在著難以克服的劣勢。我公司在北部灣盆地易坍塌區(qū)塊、鶯瓊盆地高溫高壓區(qū)塊以及崖城氣田高溫超低壓調整井三類高難度井中針對不同區(qū)塊特點采用了相應的油基鉆井體系，成功克服了各類工程難題，應用效果顯著，取得了良好的經(jīng)濟效益。

油基鉆井液以油為連續(xù)相，分為全油鉆井液體系和油包水鉆井液體系兩大類，習慣上以5%的含水量作為兩類鉆井液的分界點，南海西部油氣田普遍采用油包水油基鉆井液體系。相比于水基鉆井液，油基鉆井液主要具有以下優(yōu)勢：(1)設計和維護簡單;(2)流變性好，易于控制;(3)潤滑性好，摩阻和扭矩低;(4)固相容納能力大，塑性粘度低;(5)儲層保護性能好;(6)抗高溫，熱穩(wěn)定性好。

在南海西部油氣田，對油基鉆井液鉆井期間產(chǎn)生的含油鉆屑，根據(jù)國家相關環(huán)保法規(guī)，一、二級海域施行巖屑回收，達到含油鉆屑“零排放”目標;在三級海域對含油鉆屑進行現(xiàn)場處理，施行“含油鉆屑控制排放”技術。

2 北部灣盆地易坍塌地層鉆井

2.1鉆井液難點分析

北部灣盆地潿西南凹陷的潿二段灰色泥頁巖層理和微裂縫較發(fā)育、坍塌應力較大，坍塌嚴重，給鉆井工程帶來很大的障礙。據(jù)統(tǒng)計，20世紀80年代與法國道達爾公司合作開發(fā)的潿洲10－3油田，因井壁失穩(wěn)而造成的井眼事故率高達72.73%;20世紀末開發(fā)的潿洲12－1油田，因井壁失穩(wěn)造成的井眼事故率高達62.5%。

潿洲12－1油田潿二段地層巖性：上部灰色泥巖含粉砂;下部為大段褐灰色泥巖，質純，性硬，層理和微裂縫較發(fā)育，易水化，為易垮塌層段。潿二段硬脆性泥頁巖浸泡試驗見圖1，經(jīng)清水浸泡10 min后，巖石分散情況嚴重。從掃描電鏡圖片(圖2)來看，硬脆性泥頁巖微裂縫相當發(fā)育。

圖1 潿洲12－1油田潿二段硬脆性泥頁巖浸泡試驗圖

圖2 潿洲12－1油田潿二段硬脆性泥頁巖掃描電鏡照片

通過研究發(fā)現(xiàn)，潿二段硬脆性泥頁巖坍塌機理可以分為2步。首先是鉆井液濾液沿微裂縫的侵入，若侵入的濾液為水基鉆井液，隨之而來的是巖石中的水敏性礦物水化膨脹，造成井壁巖石的剝落。針對北部灣盆地易坍塌地層坍塌機理的研究，在后期的鉆井過程中選用了強封堵型油包水油基鉆井液體系PDF－MOM。

2.2 PDF－MOM油基鉆井液體系

2.2.1 體系配方

白油+主乳化劑+輔助乳化劑+有機粘土+降濾失劑+潤濕反轉劑+生石灰+封堵性材料+CaCl2+水+重晶石。

2.2.2 基本性能和特性評價

PDF－MOM油基鉆井液體系的性能見表1。

PDF－MOM油基鉆井液體系與常用防塌鉆井液泥餅濾失速率比較結果見圖3?？梢钥闯觯谙嗤瑮l件下，該體系的泥餅濾失速率遠遠低于常用的水基防塌鉆井液。

硬脆性泥頁巖在不同鉆井液濾液中的高溫高壓膨脹率見圖4，顯而易見PDF－MOM體系的高溫高壓膨脹率遠遠小于常用防塌水基鉆井液。

表1 潿洲12－1油田北塊PDF－MOM體系性能

圖3 PDF－MOM體系泥餅濾失速率與常用水基防塌鉆井液的對比

圖4 硬脆性泥頁巖在不同鉆井液濾液中的高溫高壓膨脹率

2.2.3 維護要點

(1)補充PF－MOWET潤濕劑以滿足其消耗;用PF－MOEMUL和PF－MOCOAT控制鉆井液的乳化性;用PF－MOTEX降低失水，結合使用PF－QS2改善泥餅質量，提高封堵性能。

(2)根據(jù)鉆前預測和現(xiàn)場實際情況，維持鉆井液密度在井壁坍塌應力當量密度以上。

(3)維護油基鉆井液具有良好的乳化穩(wěn)定性，保持較高的電穩(wěn)定性，保證API高溫高壓濾液全部為油相，維持相對較高的泥頁巖抑制性。

(4)控制API高溫高壓失水，并在進入潿二段前加入封堵型材料PF－QS2，阻止壓力傳遞，有效支撐井壁。

(5)用CaCl2維護鉆井液的活度，進一步提高油基鉆井液的抑制性和減少固相水化。

2.3 現(xiàn)場應用效果

北部灣盆地潿二段油基鉆井液的使用，本質上是在滿足一定密度要求的基礎上，采用強抑制性、強封堵性的物理化學方法試圖對井壁穩(wěn)定問題進行解決。通過潿洲12－1油田北塊及其周邊油田的鉆井作業(yè)情況看，事故率下降到10%以下，未出現(xiàn)嚴重的井眼垮塌或卡鉆問題，該油基鉆井液體系的選擇是解決北部灣盆地易坍塌地層鉆井難題的重要手段。

3 鶯瓊盆地高溫高壓鉆井

3.1 鉆井液難點分析

中國南海的鶯瓊盆地是和美國墨西哥灣、英國北海并列的世界海上3大高溫高壓鉆井區(qū)域，實鉆最高井底溫度249℃，最大鉆井液密度2.38 g/cm3。

鶯瓊盆地的高溫高壓井具有的特點包括：(1)壓力臺階多，地層當量壓力與孔隙當量壓力接近，壓力窗口窄;(2)高壓層段壓力很難準確預測;(3)壓力過渡帶小甚至沒有，常壓段直接進入高壓段;(4)高溫高壓井段長，溫度和壓力高;(5)距離遠，后勤支持運輸時間長，海況惡劣。

目前，國內普遍使用的水基鉆井液體系抗溫能力在210℃以內。高溫對水基鉆井液的性能影響非常顯著，隨著溫度的升高，將不得不面對性能惡化、熱穩(wěn)定性降低及處理劑失效等諸多風險。

相比水基鉆井液，在高溫高壓井作業(yè)中，油基鉆井液具有顯著優(yōu)勢，VERSACLEAN HT油基鉆井液體系最高密度可達2.4 g/cm3，最高可承受250℃的井底溫度。

3.2 VERSACLEAN HT高溫油基鉆井液體系

3.2.1 體系配方

白油+主乳化劑+輔助乳化劑+高溫有機膨潤土+潤濕反轉劑+高溫降濾失劑+生石灰+CaCl2+水+鐵礦粉。

3.2.2 基本性能和特性評價

VERSACLEAN HT高溫油基鉆井液體系的基本性能見表2，在鉆井液密度最高為2.24 g/cm3、最高溫度為220℃的條件下，老化后的性能依然穩(wěn)定，能夠滿足鉆井工程需要，說明該體系具有良好的抗溫性能。

表2 VERSACLEAN HT高溫油基鉆井液體系基本性能

3.2.3 維護要點

(1)補充VERSAWET潤濕劑以滿足其消耗;用VERSAMUL和VERSACOAT控制鉆井液的乳化性;用ECOTROL和VERSATROL降低高溫高壓失水，并結合使用SOLTEX改善泥餅質量。

(2)自始至終保持較低端的流變性數(shù)值，補充體系中必需的自由水。

(3)保持較高油水比，新漿采用鐵礦粉加重。(4)保證加重材料不沉淀的前提下，保持較低的膨潤土含量，粘切盡量低。

(5)維持鉆井液中有適量的多余石灰，保持乳化液的高溫穩(wěn)定性和防止電解質發(fā)生電離，并為乳化劑和其它處理劑提供適當?shù)膲A性環(huán)境。

3.3 現(xiàn)場應用效果

LD22－1－7井應用了VERSACLEAN HT高溫高壓油包水油基鉆井液體系，該體系維護簡便。維持較好鉆井液流變性的關鍵在于控制高固相含量并維持較低的膨潤土含量。LD22－1－7井最大井底溫度207℃，最高鉆井液密度2.24 g/cm3，鉆井液在長時間的鉆井過程中性能一直保持平穩(wěn)。鉆井實踐表明，該體系是一套優(yōu)良的高溫高壓鉆井液體系。

4 崖城13－1氣田高溫低壓調整井鉆井

4.1 鉆井液難點分析

崖城13－1氣田位于南海西部海域鶯瓊盆地，生產(chǎn)已超過10年，部分生產(chǎn)井井底壓力系數(shù)已降低至0.49左右，因氣藏埋藏深度較深，井底溫度高達176℃。A12Sa井實鉆儲層壓力系數(shù)僅為0.44，井底溫度170℃，井深5682 m，對鉆井液的高溫穩(wěn)定性、封堵性能和儲層保護性能都具有相當大的挑戰(zhàn)。

4.2 VERSACLAN高溫低壓基鉆井液體系

4.2.1 體系配方

白油+主乳化劑+輔助乳化劑+高溫有機膨潤土+潤濕反轉劑+高溫降濾失劑+石墨質高溫降失水劑+纖維素高溫高壓降失水劑+混合大理石粉封堵劑+CaCl2+水+重晶石。

4.2.2 基本性能和特性評價

崖城13－1－A12Sa井徑152.4 mm井段油基鉆井液基本性能見表3，使用白油作為基油的油基鉆井液相比水基鉆井液，能夠最大限度地降低鉆井液密度，降低低壓儲層漏失風險，φ152.4 mm井段油基鉆井液密度0.96～0.99 g/cm3。

該體系油基鉆井液侵入和漏失程度測定實驗數(shù)據(jù)見表4。低滲巖心7號在160℃高溫和25 MPa壓力侵污3 h后進行氮氣返排，加壓小于1 MPa即有氣體從出口放出，說明臨界返排壓力很低，返排成功。從滲透率變化來看，除了3號巖心因為用水作為驅替返排可能造成滲透率下降較多外，其他巖心在油基鉆井液侵污和高壓返排后的滲透率恢復值都比較高，均在80%左右，甚至達到90%以上。

表3 崖城13－1－A12Sa井φ152.4 mm井段鉆井液基本性能

表4 油基鉆井液侵入和漏失程度測定實驗數(shù)據(jù)

4.2.3 維護要點

(1)在保證井眼穩(wěn)定情況下，泥漿密度盡量走下限，降低壓差。

(2)泥漿流變性在滿足井眼凈化前提下，鉆井液密度盡量走下限;控制ROP，減小環(huán)空巖屑濃度，以獲得較低的ECD值，預防漏失。

(3)鉆入產(chǎn)層前，加入2%G－Seal和2%CaCO3(Carb20/40)，保證鉆井液具有良好的封堵性能。

(4)進入產(chǎn)層后，按比例不斷加入Carb250、GSeal和Vinseal等材料加強鉆井液封堵性能。

(5)嚴格控制失水，控制低固相含量。

4.3 現(xiàn)場應用效果

根據(jù)投產(chǎn)后測得的地層壓力為0.47 g/cm3，與0.99 g/cm3的鉆井液密度差為0.52 g/cm3，對應壓差高達18.9 MPa。但在鉆完井的過程中，未出現(xiàn)過任何井下漏失和壓差卡鉆現(xiàn)象，說明采取的封堵性效果明顯;完井返排啟動壓力＜2 MPa，投產(chǎn)氣產(chǎn)量為40萬m3/d，遠超過了ODP配產(chǎn)設計的28.6萬m3/d的預期，說明鉆井液對儲層無損害或損害很小，保護效果良好。

5 含油鉆屑處理方法

根據(jù)最新發(fā)布的《中華人民共和國海洋環(huán)境保護法》，油基泥漿必須全部回收，一級海區(qū)含油鉆屑排放標準為低于1%(質量)，二級海區(qū)含油鉆屑排放標準為低于3%，三級海區(qū)含油鉆屑排放標準為低于8%。

根據(jù)相關海域劃分的標準，北部灣海域礦區(qū)屬于一級海域，鶯瓊盆地海域礦區(qū)屬于三級海域。為滿足國家環(huán)保法規(guī)的要求，“鉆屑回收零排放技術”和“鉆屑控制排放技術”被分別應用于2個海域的鉆完井作業(yè)中。

5.1 含油鉆屑回收零排放技術

“含油鉆屑回收零排放技術”主要應用于國家規(guī)定的一、二級海域，它是將油基鉆井液鉆井產(chǎn)生的含油鉆屑全部回收并轉運回陸地的技術。該技術的主要施工原理是(參見圖5)：振動篩返出的篩上物通過無軸螺旋輸送機收集到緩沖罐內，緩沖罐內的含油鉆屑后經(jīng)LD675真空泵的泵送，進入到鉆屑瀝干機內進行脫油處理并回收。離心機的排出固相通過導槽的物理輸送直接裝箱進行收集轉運。所有含油鉆屑裝入巖屑回收箱，進而轉運回陸地終端進行處理。

圖5 潿洲11－1N油田開發(fā)井含油巖屑回收系統(tǒng)示意圖

5.2 含油鉆屑控制排放技術

針對在崖城13－1氣田等三級海域進行的油基泥漿鉆井作業(yè)，作業(yè)點遠離基地，直接回收費用十分高昂，一般采取“含油鉆屑控制排放技術”。該流程處理含油鉆屑分為2個部分(參見圖6)。

第一部分，來自上游固控設備(比如振動篩)的含油鉆屑，通過無軸螺旋輸送機的輸送作用，進入到巖屑干燥機內進行固液分離。經(jīng)過巖屑干燥機處理，分離出的固相經(jīng)檢驗合格后排海;巖屑干燥機分離出的液相含砂量較高，不宜直接進入鉆井液循環(huán)系統(tǒng)，需通過干燥機自帶的供液泵輸送至離心機進行下一級處理。第二部分，平臺離心機分離出的鉆井液循環(huán)系統(tǒng)內的超細固相被集中收集于集料箱，待LD60容積式真空泵進一步輸送至巖屑箱，并返回陸地處理。

圖6 崖城13－1氣田調整井含油鉆屑控制排放系統(tǒng)示意圖

6 結論

(1)強封堵型油基鉆井液PDF－MOM體系對水敏性泥頁巖具有很強的抑制性，對層理和微裂縫發(fā)育的地層具有較強的封堵性，配合足夠的鉆井液密度，該體系的應用大大減少了北部灣盆地易坍塌地層鉆井中的復雜情況和事故。

(2)高溫高壓型油基鉆井液VERSACLEAN HT體系具有很強的高溫穩(wěn)定性，很高的泥頁巖抑制性，采用鐵礦粉加重，在高密度條件下流變性更易于控制，具有水基鉆井液體系不可比擬的優(yōu)勢，在鶯瓊盆地高溫高壓井的成功鉆探中起到了重要作用。

(3)高溫低壓型油基鉆井液VERSACLEAN體系可以達到較低的鉆井液密度，結合選用正確的封堵材料，能夠獲得良好的封堵效果，可以克服高壓差鉆井中的井漏、壓差卡鉆、儲層損害等風險，是崖城13－1氣田高溫超低壓調整井鉆井順利進行的重要保障。

(4)“含油鉆屑回收零排放技術”和“含油鉆屑控制排放技術”的應用，解決了油基鉆井液環(huán)境污染的問題，為高難度井應用油基或合成基鉆井液創(chuàng)造了條件。

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［2］ 鄢捷年.鉆井液工藝學［M］.山東東營：中國石油大學出版社，2003.

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