馮 碩

（中海石油有限公司天津分公司工程技術(shù)作業(yè)中心，天津 300450）

渤海灣地區(qū)某油田潛山構(gòu)造帶由于地層壓力低，埋藏較深，地層溫度較高，鉆井液易發(fā)生漏失及儲(chǔ)層傷害等問題[1-2]。為及時(shí)準(zhǔn)確地發(fā)現(xiàn)新的油氣藏，更有效地開發(fā)油氣資源，多實(shí)施欠平衡鉆井作業(yè)，以最大限度地發(fā)現(xiàn)和保護(hù)儲(chǔ)層[3-5]。抗高溫水包油鉆井液體系主要用于解決一些低孔低滲、縫洞發(fā)育易井漏、地層壓力系數(shù)低的儲(chǔ)層保護(hù)問題和深井欠平衡技術(shù)難題[6-7]。

1 抗高溫水包油鉆井液體系配方的確定

根據(jù)室內(nèi)大量的實(shí)驗(yàn)研究，最終確定了抗高溫水包油鉆井液體系的配方。確定的不同油水比鉆井液配方及性能如下：

220 ℃抗高溫水包油鉆井液體系配方如下：

配方：淡水∶5＃ 白油=（7∶3～6∶4）7∶3+0.15%純堿+0.20%燒堿+2.00%增黏劑+5.50%主乳+1.00%輔乳+2.50%提切劑+1.00%潤濕劑+3.00%降失水劑+0.50%高溫穩(wěn)定劑。

實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表1，從表1 實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出，室內(nèi)最終確定的不同油水比的抗高溫水包油鉆井液體系具有優(yōu)良的抗高溫性能，在溫度為220 ℃下，鉆井液具有良好的流變性能、良好的降濾失性能，能夠滿足現(xiàn)場應(yīng)用要求。

表1 不同包被劑加量下反滲透鉆井液性能

綜合性能和成本情況，選用了油水比為40∶60 進(jìn)行了詳細(xì)的室內(nèi)評價(jià)。

2 抗高溫水包油鉆井液體系性能評價(jià)

為了確保抗高溫水包油鉆井液體系能夠在現(xiàn)場安全使用，室內(nèi)對最終確定的抗高溫水包油鉆井液體系進(jìn)行了系統(tǒng)、全面的評價(jià)，包括體系性能、抗污染性能、抑制性、潤滑性和儲(chǔ)層保護(hù)性能等。

2.1 抗高溫水包油鉆井液體系抗污染性能評價(jià)

在鉆井過程中，鉆井液不可避免的會(huì)溶入一些無機(jī)鹽、劣質(zhì)土、水及原油等污染物，鉆井液的性能有可能會(huì)發(fā)生變化，如果變化較大勢必會(huì)影響鉆井的安全進(jìn)行。室內(nèi)對該體系的抗無機(jī)鹽污染性能進(jìn)行了評價(jià)，評價(jià)內(nèi)容主要包括抗無機(jī)鹽污染以及抗劣質(zhì)土、水、原油污染等，實(shí)驗(yàn)配方采用220 ℃配方。

2.1.1 抗無機(jī)鹽污染評價(jià) 首先評價(jià)了抗高溫水包油鉆井液體系的抗無機(jī)鹽污染實(shí)驗(yàn)，包括抗NaCl、CaCl2、MgCl2等，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2 抗無機(jī)鹽污染評價(jià)

從表2 實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出，抗高溫水包油鉆井液體系具有良好的抗無機(jī)鹽污染能力，在無機(jī)鹽污染的情況下，鉆井液體系的流變性變化不大，濾失量有所增加，但增加幅度不大，體系穩(wěn)定性良好，能滿足現(xiàn)場應(yīng)用要求。

2.1.2 抗鉆屑、水及原油污染評價(jià) 其次，評價(jià)了抗高溫水包油鉆井液體系的抗鉆屑、水及原油污染實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。從表3 實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出，抗高溫水包油鉆井液體系具有良好的抗鉆屑、水及原油污染能力，在鉆屑、水及原油污染的情況下，鉆井液體系的流變性、濾失量變化均不大，體系穩(wěn)定性良好，能滿足現(xiàn)場應(yīng)用要求。

表3 抗鉆屑、水及原油污染評價(jià)

2.2 抗高溫水包油鉆井液體系抑制性評價(jià)

室內(nèi)研究抗高溫水包油鉆井液體系的抑制性能，抑制性能評價(jià)包括巖屑回收率和頁巖膨脹性實(shí)驗(yàn)評價(jià)，實(shí)驗(yàn)配方采用220 ℃配方。

2.2.1 巖屑回收率 實(shí)驗(yàn)巖屑采用現(xiàn)場巖屑，取巖屑過6～10 目篩，風(fēng)干，稱取50 g，加入到350 mL 泥漿中，在220 ℃下老化16 h 后過40 目篩，篩余在105 ℃下烘干，稱重，計(jì)算熱滾后巖屑的回收率，結(jié)果見表4。同時(shí)測定過篩前后抗高溫水包油鉆井液體系性能變化，結(jié)果見表5。

表4 抗高溫水包油鉆井液體系的巖屑回收率

表5 巖屑回收率后的抗高溫水包油鉆井液體系性能變化

從巖屑回收率實(shí)驗(yàn)中可以看出，抗高溫水包油鉆井液體系具有很好的抑制性，巖屑回收率較高，巖屑篩除后鉆井液性能變化也很小，說明抗高溫水包油鉆井液體系能夠有效的抑制巖屑的水化分散。

2.2.2 頁巖膨脹性 稱取10 g 現(xiàn)場巖樣粉（過100目篩）在105 ℃下烘2 h，壓制5 mm 巖心，用頁巖膨脹儀測其16 h 的膨脹量，結(jié)果見表6。

表6 抗高溫水包油鉆井液體系的頁巖膨脹性

從表6 實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，抗高溫水包油鉆井液體系對頁巖的膨脹率很小，說明體系能夠有效的抑制地層以及鉆屑的水化膨脹。

2.3 抗高溫水包油鉆井液體系潤滑性評價(jià)

室內(nèi)對抗高溫水包油鉆井液體系的潤滑性能進(jìn)行評價(jià)，潤滑性能評價(jià)采用泥餅黏附系數(shù)儀測定。評價(jià)結(jié)果見表7。

表7 抗高溫水包油鉆井液體系的潤滑性能

2.4 抗高溫水包油鉆井液體系儲(chǔ)層保護(hù)性能評價(jià)

評價(jià)程序是按照中國石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6540—2002《鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評價(jià)方法》執(zhí)行的，采用高溫高壓動(dòng)態(tài)失水儀模擬鉆井條件下以及JHST-IV 巖心滲透率梯度測試儀對抗高溫水包油鉆井液體系的儲(chǔ)層保護(hù)效果進(jìn)行評價(jià)，評價(jià)結(jié)果見表8。

從表8 實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，抗高溫水包油鉆井液體系具有較好的儲(chǔ)層保護(hù)性能，巖心滲透率恢復(fù)值都在90.0%以上，說明該體系具有很好的儲(chǔ)層保護(hù)能力。

3 抗高溫水包油鉆井液體系現(xiàn)場應(yīng)用

抗高溫水包油鉆井液體系在某A1 井進(jìn)行了應(yīng)用，該井主要目的層段奧陶系潛山，其巖性褐灰色塊狀灰?guī)r，預(yù)計(jì)儲(chǔ)層溫度在200 ℃以上，地層壓力系數(shù)為1.04，鉆井液設(shè)計(jì)密度為0.960～0.980 g/cm3。

現(xiàn)場采用的抗高溫水包油鉆井液體系配方如下：

柴油∶淡水=4∶6+0.15%純堿+0.20%燒堿+2.00%增黏劑+5.50%主乳+1.00%輔乳+2.50%提切劑+1.00%潤濕劑+3.00%降失水劑+0.50%高溫穩(wěn)定劑。

抗高溫水包油鉆井液體系的現(xiàn)場性能數(shù)據(jù)見表9。

通過在A1 井的使用表現(xiàn)來看，抗高溫水包油鉆井液體系應(yīng)用技術(shù)取得了一定的成功，表現(xiàn)出良好的性能及易維護(hù)等特點(diǎn)，滿足了潛山高溫儲(chǔ)層開發(fā)，欠平衡鉆井技術(shù)的要求?？垢邷厮豌@井液體系表現(xiàn)出以下幾方面的優(yōu)點(diǎn)：

（1）抗高溫水包油鉆井液體系具有較強(qiáng)的穩(wěn)定性，較強(qiáng)的抗溫能力（井底溫度預(yù)計(jì)達(dá)到200 ℃）。表現(xiàn)在經(jīng)過14 d 的使用，在油水比高達(dá)37∶63 的情況下，鉆井液體系仍能保持乳狀液性能穩(wěn)定。

（2）抗高溫水包油鉆井液體系的配制及維護(hù)簡單；鉆井液體系材料種類較少，性能穩(wěn)定及維護(hù)方便。

（3）抗高溫水包油鉆井液體系含油量高，體系固相少，潤滑性良好，扭矩穩(wěn)定，為定向鉆進(jìn)、調(diào)整井斜施工提供了保證。

（4）鉆井作業(yè)順利，8 次起下鉆順暢，體現(xiàn)了抗高溫水包油鉆井液體系具有良好的攜巖及清潔井眼能力。頂替壓井液，未出現(xiàn)污染、性能波動(dòng)等情況。

（5）鉆遇泥巖，體系加重到1.060 g/cm3性能穩(wěn)定，有力的維持了泥巖井壁穩(wěn)定。同時(shí)現(xiàn)場將抗高溫水包油鉆井液體系加重至1.250 g/cm3及200 ℃抗溫靜置12 h，老化實(shí)驗(yàn)穩(wěn)定性良好，體現(xiàn)了抗高溫水包油鉆井液體系良好的適應(yīng)能力及應(yīng)變井下復(fù)雜情況的能力。

（6）抗高溫水包油鉆井液體系具有較強(qiáng)的儲(chǔ)層保護(hù)性能；由于抗高溫水包油鉆井液體系屬于低密度鉆井液，常溫和高溫濾失量小，結(jié)合欠平衡鉆井技術(shù)使用。因此，最大限度地減少了儲(chǔ)層的污染，最大程度的發(fā)現(xiàn)及保護(hù)了儲(chǔ)層，點(diǎn)火成功7 次，其中鉆進(jìn)過程中成功點(diǎn)火3 次。

（7）抗高溫水包油鉆井液體系可以采用石灰石加重，最大限度的減少了儲(chǔ)層的污染，最大程度的發(fā)現(xiàn)及保護(hù)了儲(chǔ)層。

4 結(jié)論

（1）通過對國內(nèi)外抗高溫水包油鉆井液體系技術(shù)現(xiàn)狀的調(diào)研，找出了抗高溫水包油鉆井液體系的技術(shù)難點(diǎn)，并對抗高溫水包油鉆井液體系穩(wěn)定機(jī)理進(jìn)行了研究。

（2）針對抗高溫水包油鉆井液體系的特點(diǎn)，通過大量室內(nèi)研究，分別優(yōu)選了配套的抗高溫乳化劑、抗高溫增黏劑、抗高溫降濾失劑，并對處理劑加量對抗高溫水包油鉆井液體系性能的影響進(jìn)行了研究。

（3）通過大量的室內(nèi)研究，構(gòu)建了不同油水比的220 ℃抗高溫水包油鉆井液體系，并對其相關(guān)性能進(jìn)行了評價(jià)，結(jié)果表明，220 ℃抗高溫水包油鉆井液體系具有良好的抗高溫能力、良好的穩(wěn)定性以及良好的儲(chǔ)層保護(hù)性能。

（4）室內(nèi)研究的220 ℃抗高溫水包油鉆井液體系在某A1 井中取得了成功應(yīng)用，現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，該體系性能穩(wěn)定、易于維護(hù)，具有較強(qiáng)的抗高溫能力以及井壁穩(wěn)定性，鉆井無復(fù)雜情況發(fā)生，且具有良好的儲(chǔ)層保護(hù)性能。