朱勝

油基鉆井液體系在東海氣田的試驗應(yīng)用

朱勝

（中海石油（中國）有限公司上海分公司，上海200355）

朱勝.油基鉆井液體系在東海氣田的試驗應(yīng)用[J].鉆井液與完井液，2017，34（1）：77-82.

ZHU Sheng. Application of oil base drilling fl uids in donghai gas fi eld[J].Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（1）：77-82.

東海地區(qū)油氣層系主要分布在花港組和平湖組，存在砂泥巖互層膠結(jié)疏松、裂縫性泥巖以及煤層發(fā)育等地層特性，井壁穩(wěn)定和井眼清潔是導(dǎo)致鉆井復(fù)雜情況的主要原因。研究氣田的大位移井最大井深為6 716 m，最大水平位移達(dá)4 686 m，垂深最大為4 429 m，井底溫度最高在150 ℃以上，井口返出鉆井液溫度在115 ℃以上。大井斜、高水垂比和長水平位移，使井眼清潔難度更大；地層溫度高，使設(shè)備維護(hù)難度大。為滿足該氣田大位移井安全高效作業(yè)要求，建立了一套低黏高切的油包水鉆井液體系，并加入了2%封堵劑PF-MOLSF、2%成膜封堵劑PF-MOLPF和2%～3%疏水膠體封堵劑PF-MOHCP。在現(xiàn)場應(yīng)用中，通過調(diào)節(jié)提切劑PF-HSV-4加量，該油基鉆井液表現(xiàn)出了很好的攜巖性，井眼凈化效果好；在地層穩(wěn)定性差的井段增加成膜封堵劑的加量，7口井沒有發(fā)生漏失，井下事故率為零，個別井段遇阻均劃眼通過，劃眼時間相比探井減少70%以上，其他作業(yè)都安全順利；鉆井液在儲層段的高溫高壓濾失量均在3 mL以內(nèi)，且濾失的幾乎全為油相，對儲層液損程度小，避免了水敏等傷害。室內(nèi)評價和現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，該油基鉆井液具有良好的流變性、電穩(wěn)定性和潤滑性，井壁穩(wěn)定和儲層保護(hù)效果明顯，加上鉆井液維護(hù)及油基巖屑處理等配套措施的完善，使其在東海的應(yīng)用獲得了成功。

油基鉆井液；大位移井；井壁穩(wěn)定；井眼清潔；儲層保護(hù)

東海地區(qū)油氣層系主要分布在花港組和平湖組，存在砂泥巖互層膠結(jié)疏松，砂泥巖層中互夾煤層等特性；油氣開發(fā)過程中，泥巖和煤層剝落掉塊、泥巖分散造漿易造成鉆井阻卡、井徑擴(kuò)大等復(fù)雜情況；另外，東海已發(fā)現(xiàn)的油氣藏儲層均屬于典型的中低孔、中低滲透儲層[1]，在鉆井過程中，如何減少濾液侵入量及侵入深度，預(yù)防與控制水敏和液鎖效應(yīng)，最大限度地保護(hù)儲層具有較大的難度[2]。在東海某氣田大位移井開發(fā)過程中，為了解決井壁失穩(wěn)、摩阻托壓、井眼清潔以及漏失等難題，同時實現(xiàn)中低孔、中低滲氣藏的儲層保護(hù)，優(yōu)選了一套油包水鉆井液體系，以滿足該氣田大位移井鉆井安全和儲層保護(hù)的要求，在現(xiàn)場應(yīng)用中，取得了良好的效果。

1 東海地區(qū)油基鉆井液技術(shù)難點(diǎn)

1）煤層發(fā)育和砂泥巖互層及長裸眼段，使井壁易失穩(wěn)。東海地區(qū)自柳浪組下部至龍井組上部、花港組花上段中上部、平湖組平上段、平中段和平下段普遍存在煤層發(fā)育特征，煤層微裂縫發(fā)育，膠結(jié)疏松，同時砂泥巖不等厚互層，φ311.15 mm井段裸眼長度范圍在2 500～3 200 m。

2）井眼清潔困難，摩阻扭矩大。該次應(yīng)用油基鉆井液的氣田，開發(fā)井最大井深為6 716 m，最大水平位移達(dá)到4 686 m，垂深最大為4 423 m，表1為該氣田開發(fā)井軌跡數(shù)據(jù)。大井斜、高水垂比和長水平位移，使井眼清潔難度大，巖屑床堆積，摩阻扭矩大以及托壓等，導(dǎo)致憋泵憋扭矩、鉆壓難以傳遞、起下鉆困難和阻卡等復(fù)雜情況。

3）地層巖性致密，研磨性強(qiáng)。該氣田儲層段為碎屑巖沉積，在含礫砂巖、泥質(zhì)粉砂巖及灰質(zhì)粉砂巖層段，地層研磨性強(qiáng)，機(jī)械鉆速慢（約為正常機(jī)械鉆速的0.1倍），巖屑在井底經(jīng)高度研磨后，更易侵入鉆井液中，造成鉆井液固相含量升高、潤滑性和流變性變差，同時增加了固相控制難度和鉆井液泵配件的損耗。

4）地層溫度高，設(shè)備維護(hù)難度大。該氣田開發(fā)井為深井超深井，油基鉆井液作業(yè)期間，井底溫度最高在150 ℃以上，井口返出鉆井液溫度在115 ℃以上，油基鉆井液散熱慢，高溫油基鉆井液不僅降低了井下鉆具的使用壽命，同時加快了地面循環(huán)、固控設(shè)備的損壞速度。

5）首次使用油基鉆井液，面臨的困難多。東海屬敏感海域，必須嚴(yán)防油類跑、冒、漏、竄現(xiàn)象的發(fā)生。該次是油基鉆井液在東海的首次應(yīng)用，東海某氣田開發(fā)井的軌跡設(shè)計如表1所示。借鑒其他海域的作業(yè)經(jīng)驗，并不能完全套用于東海的作業(yè)。油基鉆井液的海上運(yùn)輸、拖輪與平臺間的管輸過程、在平臺上使用和存儲以及油基鉆屑的運(yùn)輸處理等，都需結(jié)合東海的海洋氣候和環(huán)境保護(hù)特性制定嚴(yán)謹(jǐn)?shù)淖鳂I(yè)程序和應(yīng)急措施。

表1 東海某氣田開發(fā)井的軌跡設(shè)計

2 室內(nèi)研究

通過調(diào)研南海海域大位移井作業(yè)中鉆井液體系的應(yīng)用情況，對比水基鉆井液和油基鉆井液使用的鉆井時效、鉆井扭矩和鉆井液費(fèi)用，得出大位移井作業(yè)中使用油基鉆井液有以下優(yōu)勢：鉆井扭矩低；鉆井時效更高；每米進(jìn)尺鉆井液費(fèi)用更低[3-13]。

2.1 油基鉆井液體系優(yōu)選

為滿足東海某氣田大位移井鉆井的需要，該研究重點(diǎn)建立一套低黏度、高切力的油基鉆井液，重點(diǎn)是從乳化劑、潤濕劑、降濾失劑、提切劑等入手，從根本上解決油基鉆井液體系的流變性問題。

根據(jù)番禺和湛江現(xiàn)場大位移井油基鉆井液配方，結(jié)合東海某氣田的具體地層特征，室內(nèi)在溫度為180 ℃，密度為1.5 g/cm3的條件下，對構(gòu)成油基鉆井液體系的主要添加劑進(jìn)行了優(yōu)選。實驗用鉆井液基礎(chǔ)配方如下。

3＃白油+3%主乳化劑+1%輔乳化劑+1%潤濕劑+4%有機(jī)土+3%降濾失劑+2%堿度調(diào)節(jié)劑+2%封堵劑+2%疏水膠體封堵劑+0.5%流型調(diào)節(jié)劑+1.2%高溫流變穩(wěn)定劑+重晶石（油水比為80︰20）

2.1.1 乳化劑優(yōu)選

乳化劑是配制油基鉆井液的關(guān)鍵組分，對油包水鉆井液體系的穩(wěn)定性起決定性作用。室內(nèi)對主、輔乳化劑的優(yōu)選數(shù)據(jù)如表2所示。由實驗結(jié)果可見，加入PF-MOEMUL-1的體系熱滾前后破乳電壓都高于400 V，PF-MOCOAT-1體系老化后破乳電壓較高，因此選擇PF-MOEMUL-1和PF-MOCOAT-1作為主、輔乳化劑。

表2 油基鉆井液主、輔乳化劑優(yōu)選

2.1.2 潤濕劑優(yōu)選

潤濕劑的加入使剛進(jìn)入鉆井液的加重材料和鉆屑等親水的固體顆粒表面迅速轉(zhuǎn)變?yōu)橛蜐?，從而使其較好地懸浮在油相中，保證鉆井液體系的穩(wěn)定。室內(nèi)對潤濕劑的優(yōu)選結(jié)果如表3所示。從實驗數(shù)據(jù)看，使用潤濕劑MOWET的鉆井液表觀黏度和塑性黏度略大，滾前滾后破乳電壓較低，因此選用PF-MOWET-1作為體系的潤濕劑。

2.1.3 降濾失劑優(yōu)選

油基鉆井液使用的降濾失劑，能夠封堵乳化劑形成乳滴的中間孔隙，并形成致密的泥餅，從而降低濾失。室內(nèi)優(yōu)選降濾失劑的實驗數(shù)據(jù)如表4所示。由實驗數(shù)據(jù)可見，2種降濾失劑均具有良好的降低濾失的功能，但使用降濾失劑PF-MOTEX的體系具有較好的流變性，動切力較高。

表3 油基鉆井液抗高溫潤濕劑優(yōu)選

2.2 油基鉆井液配方及其性能

通過室內(nèi)優(yōu)選，確定了油基鉆井液主、輔乳化劑、潤濕劑以及抗高溫降濾失劑。為進(jìn)一步摸清該油基鉆井液體系的性能，對各個處理劑的加量進(jìn)行了評價，一方面為了解體系的性能變化，另一方面為現(xiàn)場施工提供維護(hù)依據(jù)實驗結(jié)果見表4。通過實驗優(yōu)選和系統(tǒng)化優(yōu)化實驗評價確定所推薦的適應(yīng)于該區(qū)塊氣田開發(fā)的油基鉆井液體系基本配方如下。

3＃白油+3%PF-MOEMUL-1+1%PF-MOCOAT-1+ 1%PF-MOWET-1+4%有機(jī)土+3%PF-MOTEX+2%堿度調(diào)節(jié)劑PF-MOALK+2%封堵劑PF-MOLSF+ 2%成膜封堵劑PF-MOLPF+（2%～3%）疏水膠體封堵劑PF-MOHCP+0.5%流型調(diào)節(jié)劑PF-HSV-4+ 1.2%高溫流變穩(wěn)定劑MOHST+重晶石，油水比為80︰20（30%CaCl2水溶液）；密度為1.50 g/cm3。

表4 油基鉆井液抗高溫降濾失劑優(yōu)選

該油基鉆井液基本性能如表5所示，體系的動切力值老化后為13 Pa，動塑比為0.43 Pa/（mPa·s），濾失量低，具有良好的流變性、濾失性和電穩(wěn)定性。

表5 大位移井油基鉆井液基本性能

3 現(xiàn)場應(yīng)用

該氣田的7口開發(fā)井φ311.15 mm井段全部使用油基鉆井液，其中3口定向井的φ212.725 mm井段使用了該油基鉆井液。通過優(yōu)化該油基體系的使用方案和各井段的維護(hù)措施，同時配合起下鉆、劃眼等工程措施，保證了井眼清潔、井壁穩(wěn)定和儲層保護(hù)等要求。與前期使用水基鉆井液完成的探井相比，阻卡次數(shù)明顯減少，鉆井時效得到較大提高，該次7口開發(fā)井的阻卡次數(shù)及時間與同區(qū)塊4口探井的對比數(shù)據(jù)如表6所示。

表6 φ311.15 mm井段的阻卡次數(shù)和時間與探井對比

3.1 現(xiàn)場流變性控制

在陸地泥漿站配制好的油基鉆井液，使用船舶運(yùn)輸至海上鉆井平臺，現(xiàn)場根據(jù)井下情況，通過調(diào)整油水比、有機(jī)土、提切劑等來控制油基鉆井液的流變性，同時充分利用固控設(shè)備，使流變性達(dá)到最佳狀態(tài)?，F(xiàn)場使用的鉆井液性能見表7。由表7可見，經(jīng)重復(fù)利用的油基鉆井液，各井的鉆井液性能存在一定差別。其中a2H井塑性黏度偏高，最大觸變性過強(qiáng)，該井鉆進(jìn)過程中，曾出現(xiàn)靜止后開泵困難，振動篩跑漿嚴(yán)重等情況；同時，固相控制困難，導(dǎo)致泥漿泵配件多次損壞。經(jīng)反復(fù)用離心機(jī)處理循環(huán)池鉆井液的固相，加入新配制的低黏鉆井液，補(bǔ)充乳化劑和潤濕劑，降低黏度的同時適當(dāng)提高切力，最終順利完成了該井段的鉆進(jìn)。

表7 現(xiàn)場7口井使用油基鉆井液性能

3.2 懸浮與攜砂控制

現(xiàn)場通過調(diào)節(jié)提切劑的加量，控制油基鉆井液的動塑比在0.3 Pa/mPa·s以上，φ6、φ3讀數(shù)控制在6～11、5～9，以提高巖屑的攜帶和懸浮能力，控制較低的塑性黏度，以有利于ECD的控制。通過控制有機(jī)土和提切劑的加量，保證乳化劑和潤濕劑的加量，同時保持一定的堿度，使鉆井液具有足夠的活度，將切力值控制在（4～9）/（9～18）Pa/Pa范圍內(nèi)，在避免下鉆及開泵過程產(chǎn)生過高激動壓力的條件下，保證接單根等停泵狀態(tài)時鉆屑保持一定的懸浮時間，避免因沉砂引起井下事故。

在現(xiàn)場作業(yè)中，通過采取一定的工程措施，有助于提高井眼清潔效率，同時避免大位移井巖屑床的形成。主要采取的工程措施有：①在泵壓不超過泥漿泵缸套額定壓力的條件下，提高鉆井排量至最大值；②每鉆進(jìn)一柱鉆桿后，頂驅(qū)開高轉(zhuǎn)速（140～150 r/min）倒劃眼2遍以上；③根據(jù)鉆進(jìn)時扭矩的變化情況，每鉆進(jìn)200～500 m，循環(huán)一個遲到時間后，短程起下鉆至老井眼，然后下鉆至井底繼續(xù)鉆進(jìn)；④對起下鉆過程中有遇阻顯示的井段，反復(fù)快速上提、下放鉆具以拉順井眼；⑤井斜大于45°的井段，起鉆前大排量替入鉆井液稀塞（200 ～300 m環(huán)空段長的白油），充分沖刷虛泥餅以及下井壁處堆積的巖屑，然后循環(huán)至振動篩干凈，以充分清潔井眼，減小起鉆時的摩阻，提高起鉆時效。

3.3 摩阻和扭矩控制

摩阻較大是造成鉆具托壓、憋扭矩以及起下鉆困難的主要原因，該項目應(yīng)用的油基鉆井液的摩阻系數(shù)為0.060，黏附系數(shù)為0.042，比水基鉆井液降低30%以上，可以更好地滿足大位移井的鉆井作業(yè)?，F(xiàn)場b2H、a2H和a5井油基鉆井液替入前后扭矩數(shù)據(jù)如表8所示，其中a5井替入油基鉆井液時井深和井斜最大（2 312 m/39.9°），扭矩降低也最大，為27.48%，b2H井替入油基鉆井液時井深和井斜最小（1 811 m/27°），扭矩降低最小，為18.12%。由此可見，隨著井斜和井深的增加，油基鉆井液降低摩阻扭矩的優(yōu)勢會越來越明顯。

表8 替入油基鉆井液前后的扭矩對比

3.4 井壁穩(wěn)定與井漏的控制

現(xiàn)場通過合理控制鉆井液密度、濾失量和抑制性、降低ECD等措施來維持井壁穩(wěn)定，保證安全鉆進(jìn)至目的層、起下鉆順利并獲得完整優(yōu)質(zhì)的井眼。油基鉆井液堵漏非常困難，現(xiàn)場在配制和維護(hù)過程中，根據(jù)地層實際情況，加入1.5%～2.5%的成膜劑PF-MOLPF和2%～3%封堵劑PF-LSF，對裂縫和破碎帶地層起到有效封堵，同時備足常規(guī)堵漏材料和隨鉆堵漏材料；工程上控制循環(huán)排量大小和開泵速度，嚴(yán)格控制ECD以防激動壓力過大壓漏地層。本次7口井油基鉆井液作業(yè)期間均未發(fā)生漏失，對存在滲漏的不穩(wěn)定層段，通過增加封堵劑和成膜劑的濃度至3%，未產(chǎn)生明顯的漏失。

現(xiàn)場LWD監(jiān)測的b區(qū)塊3口井φ311.15 mm井段ECD值見圖1。從圖1可知，3口井的ECD值與鉆井液密度比較接近，可見井眼清潔狀態(tài)良好；其中b3S井位垂比最小，其ECD與鉆井液密度最為接近，且變化趨勢最一致， b1井3 100 m后鉆井排量最大，其ECD值偏離鉆井液密度也最遠(yuǎn)。

3.5 儲層保護(hù)

油基鉆井液濾液具有低的表面張力，可預(yù)防液鎖和水敏傷害，對于東海中低孔、中低滲地層具有更好的儲層保護(hù)效果?，F(xiàn)場取a5井φ212.7 mm井段使用的油基鉆井液進(jìn)行了儲層保護(hù)實驗，由表9可見，對于中滲和低滲巖心，鉆井液污染后滲透率恢復(fù)值均在85%以上，截0.5 cm污染端后，滲透率恢復(fù)值達(dá)92%以上，可見該油基鉆井液具有很好的儲層保護(hù)效果。

圖1 b氣田各井鉆井液密度與ECD值

3.6 巖屑回收處理

該氣田現(xiàn)場按照三級海域的排放標(biāo)準(zhǔn)，嚴(yán)格控制排海鉆屑的含油量小于8%，對于無法滿足排放標(biāo)準(zhǔn)的鉆屑采用巖屑箱運(yùn)回陸地處理廠處理。由于東海首次應(yīng)用油基鉆井液，在巖屑回收處理方面遇到了巖屑箱周轉(zhuǎn)及運(yùn)回陸地巖屑處理成本高等問題，最終問題都得到了解決，鉆井作業(yè)時效沒有受到影響，同時為東海后續(xù)油基巖屑回收處理作業(yè)積累了豐富經(jīng)驗。

4 結(jié)論

1．通過室內(nèi)研究，優(yōu)選復(fù)配主乳化劑、輔乳化劑和潤濕劑，得到的PF-MOE油基鉆井液體系電穩(wěn)定性和可調(diào)性好，維護(hù)處理簡單，適用于東海區(qū)塊的鉆完井作業(yè)。

2.通過調(diào)節(jié)PF-HSV-4加量，該油基體系在現(xiàn)場應(yīng)用中表現(xiàn)出了很好的攜巖性，井眼凈化效果非常好；在地層穩(wěn)定性差的井段增加成膜封堵劑的加量，7口井的作業(yè)過程中，沒有發(fā)生漏失，個別輕微滲漏情況沒有影響鉆井時效，井眼狀態(tài)良好。

3.該油基鉆井液體系對鉆具的摩阻扭矩完全滿足現(xiàn)場工程的要求，鉆進(jìn)過程沒有出現(xiàn)嚴(yán)重托壓現(xiàn)象，起下鉆過程偶遇輕微阻卡均能通過，良好的潤滑性對井下鉆具和頂驅(qū)起到了保護(hù)作用，在整個氣田鉆井期間沒有發(fā)生井下復(fù)雜情況。

4.該油基鉆井液體系在定向井的儲層段應(yīng)用中，高溫高壓濾失量均在4 mL以內(nèi)，且?guī)缀跞珵橛拖?，對儲層液損程度小，避免了水敏等傷害；同時，油相濾失量也有利于煤層和裂縫性泥巖層段的井壁穩(wěn)定。

5.東海首次使用油基鉆井液體系，在油基鉆井液的安全使用、維護(hù)處理、含油鉆屑的回收處理及海洋環(huán)境保護(hù)等方面積累了經(jīng)驗，摸索出了適用于東海地區(qū)的油基鉆井液作業(yè)的標(biāo)準(zhǔn)化程序。

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Application of Oil Base Drilling Fluids in Donghai Gas Field

ZHU Sheng
(Shanghai Branch Company, CNOOC, Shanghai 200335)

The target zones of the Donghai gas fi eld are the Huagang Formation and the Pinghu Formation, whose formation characteristicssuch as poorly cemented sandstone-mudstone interbeds, fractured mud stone and developed coalbeds, are unfavorable to drilling operation. Unstable borehole wall and poor hole cleaning are the main causes of downhole troubles. Wells drilled in the gas fi eld of interest have maximum hole depth of 6,716 m, maximum horizontal displacement of 4,686 m, maximum TVD of 4,429 m, highest bottom hole temperature of 150 ℃ and highest temperature at the wellhead of 115 ℃. High well angle and high ratio of horizontal displacement to vertical depth make it hard to clean the hole, and high formation temperature makes equipment maintenance diff i cult. A low viscosity high gel strength oil base drilling fl uid has been introduced to safely and eff i ciently drill the gas wells. The oil bade drilling fl uid was treated with 2% plugging agent PF-MOLSF, 2% fi lming plugging agent PF-MOLPF and 2%-3% hydrophobic colloidal plugging agent PF-MOHCP. In fi eld operations, the concentration of the gelling agent PF-HSV-4 was adjusted for the drilling fl uid to have good carrying performance, and hence good hole cleaning. In drilling the unstable sections, more fi lming plugging agent was used. During the whole drilling process of 7 wells, no mud losses and other downhole troubles had ever occurred. Tight hole can be easily removed by reaming, and time spent reaming the hole was reduced by 70% compared with exploratory wells. Other operations were all done safely and smoothly. The HTHP fi lter loss in drilling the reservoir section was controlled to less than 3 mL, and the fi ltrate was almost whole oil, helpful in eliminating reservoir damage by water invasion, to name but one. Laboratory evaluation and fi eld application showed that the oil base drilling fl uid had good rheology, electric stability and lubricity. Borehole wall stabilizationand reservoir protection were both achieved. With the aid of property maintenance and cuttings disposal measures, the application of the oil base mud has made a great coup in the Donghai gas fi eld.

Oil base drilling fl uid; Extended reach well; Borehole wall stabilization; Hole cleaning; Reservoir protection

TE254.3

A

1001-5620（2017）01-0077-06

2016-10-25；HGF=1604N13；編輯 王小娜）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.014

朱勝，工程師，2013年畢業(yè)于長江大學(xué)油氣井工程專業(yè)，現(xiàn)從事海上油氣勘探開發(fā)的鉆完井工程技術(shù)工作。E-mail：zhusheng@cnooc.com.cn。