熊邦泰,向興金,，李蔚平，王 薦，張 彬

(1.長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北 荊州 434023；2.荊州市漢科新技術(shù)研究所，湖北 荊州 434000；3.中原油田國際公司，河南 濮陽 457001)

隨著油氣勘探開發(fā)的不斷深入，低壓地層欠平衡鉆井技術(shù)得到越來越多的應(yīng)用，這為及時準(zhǔn)確地發(fā)現(xiàn)新的油氣藏、新的區(qū)塊提供了可能。NP23-P2001井構(gòu)造位置位于南堡油田2號構(gòu)造潛山老堡南1斷塊山構(gòu)造較高部位。主要目的層段奧陶系(O)為碳酸鹽巖儲層，裂縫發(fā)育，具有孔隙-裂縫雙重介質(zhì)，非均質(zhì)性強。其巖性頂部灰白色泥質(zhì)灰?guī)r，下部深灰色、褐灰色塊狀灰?guī)r。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)低的儲層保護(hù)問題和深井欠平衡技術(shù)難題。為了滿足低壓潛山欠平衡鉆井的要求和最大限度地保護(hù)油氣儲層，研制出了抗高溫水包油鉆井液體系，現(xiàn)場應(yīng)用表明該鉆井液體系不僅滿足鉆井施工要求，而且滿足儲層保護(hù)要求。

1 抗高溫水包油鉆井液配方研制

根據(jù)冀東油田分公司提供的有關(guān)地質(zhì)和工程方面的數(shù)據(jù)，針對南堡油田埋藏深、裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性強、潛山儲層溫度高以及易漏失的問題，研制抗高溫水包油鉆井液配方。

1.1 乳化劑的優(yōu)選

水包油鉆井液是一種熱力學(xué)不穩(wěn)定體系，影響其穩(wěn)定性的最主要因素是乳化劑[1]。乳化劑是決定形成何種類型乳狀液的最重要因素，其主要作用是降低油水界面張力，在內(nèi)相液滴周圍形成吸附膜，防止液滴聚結(jié)合并，油水分層。界面膜強度越高，乳狀液越穩(wěn)定。一般不采用單一的表面活性劑作為乳化劑，因為復(fù)合乳化劑能夠在油水界面形成強度很高的復(fù)合界面膜[1，2]，不易破裂，更有利于乳狀液的穩(wěn)定。作為一種低密度欠平衡水基鉆井流體，水包油鉆井液既保持了水基鉆井液的特點，又具備了油基鉆井液的特點，適合于欠平衡鉆井作業(yè)[3]。

1.1.1 乳化劑初選

配制油水比為3∶7的乳狀液，首先在水中加入乳化劑，高攪加入5#白油，高攪20 min后，靜置觀察實驗現(xiàn)象，結(jié)果見表1。

表1 乳化劑的初選

從表1可知，后4種復(fù)合乳化劑作為水包油乳化劑的乳化能力較好。選擇后4種復(fù)合乳化劑進(jìn)一步優(yōu)選。

1.1.2 乳化劑的抗高溫性能

將1%TW80+1%AES+1%ABS、1%TW80+1%AES+1%A-20、3%HWZR和1.5%HWZR+1.5%HWFR所配制的乳狀液(油水比3∶7)在180 ℃高溫下老化16 h，高攪后靜置觀察，結(jié)果見表2。

表2 乳化劑抗高溫性能

由表2可知，1.5%HWZR(主乳化劑)+1.5%HWFR(輔乳化劑)的抗溫效果最好。

1.2 增粘劑的優(yōu)選

實驗配方為：油水比3∶7+0.3%NaOH+1.5%HWZR+1.5%HWFR+增粘劑，對HV-PAC、HV-CMC、80A51、HVF等4種增粘劑進(jìn)行抗溫優(yōu)選，結(jié)果見表3。

表3 增粘劑的優(yōu)選

由表3可知，HVF在高溫下具有較好的穩(wěn)定性，動切力變化較小，選擇0.5% HVF作為體系的增粘劑。

1.3 降濾失劑的優(yōu)選

實驗配方為：油水比3∶7+0.3%NaOH+1.5%HWZR+1.5%HWFR+0.5%HVF+降濾失劑，對LV-PAC、DFD-140、MAN101、HWFL等4種降濾失劑進(jìn)行優(yōu)選，結(jié)果見表4。

表4 降濾失劑的優(yōu)選

由表4可知，HWFL在高溫下具有較好的降濾失效果，能較好地與體系配伍，因此，選擇3%HWFL作為體系的降濾失劑。

通過優(yōu)選實驗，確定了水包油體系基礎(chǔ)配方為：淡水(海水)∶5#白油=(7～8)∶(3～2)+0.3%NaOH+1.5%～3%主乳化劑HWZR+1.5%～3%輔乳化劑HWFR+1%～2%增粘劑HVF+0.5%～1%流型調(diào)節(jié)劑HVS+1.5%～3%降濾失劑HWFL+0.5%除氧劑HGD+0.2%殺菌劑HCB。后兩種物質(zhì)視情況加入。

2 抗高溫水包油鉆井液體系室內(nèi)評價

2.1 抗高溫性

按照上述優(yōu)化配方[淡水(海水)∶5#白油=7∶3+0.2%NaOH+2%主乳化劑HWZR+1.5%輔乳化劑HWFR+2%增粘劑HVF+1%流型調(diào)節(jié)劑HVS+2%降濾失劑HWFL]，配制油水比為3∶7的水包油鉆井液，測定其性能，結(jié)果見表5。

表5 抗高溫水包油鉆井液體系性能評價

由表5可知，在180 ℃滾動老化后體系的流變性變化和濾失量很小，高溫高壓濾失量也較低，說明水包油鉆井液體系具有較好的抗溫能力。

2.2 抑制性

用頁巖膨脹儀和巖屑熱滾回收的實驗方法[4]，分別對海水和水包油鉆井液的抑制性進(jìn)行了評價，結(jié)果見表6。

表6 水包油鉆井液體系的抑制性評價/%

由表6可知，水包油鉆井液的滾動回收率高達(dá)91.5%，而膨脹率僅為8.3%，具有較好的防泥頁巖坍塌的能力和良好的抑制性。

2.3 潤滑性

用泥餅粘附系數(shù)儀分別對水包油鉆井液和兩種常用的聚胺有機正電膠鉆井液、氯化鉀聚合物鉆井液的潤滑性能進(jìn)行了對比評價，測出水包油鉆井液、有機正電膠鉆井液、氯化鉀聚合物鉆井液的粘滯系數(shù)分別為0.0875、0.0960、0.1125。表明水包油鉆井液具有良好的潤滑性能。

2.4 儲層保護(hù)性能

室內(nèi)采取以下實驗方法對水包油鉆井液的儲層保護(hù)性能進(jìn)行評價：模擬地層水飽和天然巖芯，煤油正向測初始K0，然后在高溫高壓動態(tài)失水儀上用水包油鉆井液反向污染巖芯，再煤油正向測K1，計算巖心滲透率恢復(fù)值Krd[5]。結(jié)果見表7。

表7 水包油鉆井液的儲層保護(hù)性能評價

由表7可知，100×10-3μm2和600×10-3μm2兩類巖心的滲透率恢復(fù)值均在85%以上，表明水包油鉆井液具有良好的儲層保護(hù)性能。

3 抗高溫水包油鉆井液的現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 優(yōu)點

抗高溫水包油鉆井液在南堡油田NP23-P2001水平井獲得了成功應(yīng)用。該井日產(chǎn)液300方，為目前該地區(qū)產(chǎn)液量最高的井?？垢邷厮豌@井液體系現(xiàn)場應(yīng)用過程中，表現(xiàn)出以下優(yōu)點：

(1)水包油鉆井液體系材料種類較少，性能穩(wěn)定，配制及維護(hù)方便；

(2)水包油鉆井液體系可通過油水比的調(diào)節(jié)，來改變鉆井液的密度，實現(xiàn)欠平衡鉆井的需要；

(3)NP23-P2001井為欠平衡水平井，水包油鉆井液良好的動塑比和動切力使得該井段的攜巖問題得到很好解決，且該鉆井液體系無土相、密度較低，滿足潛山儲層開發(fā)的欠平衡鉆井技術(shù)的要求，具有較好的儲層保護(hù)性能，該井的高產(chǎn)說明了油層保護(hù)的效果很好；

(4)水包油鉆井液體系為全液相體系，能大大降低水平井的摩阻，且體系具有較高的動塑比和較強的攜砂能力，對于MWD等儀器的信號錄取不造成影響，并能更好地對井眼軌跡進(jìn)行控制；

(5)本井盡量采用微欠的方式進(jìn)行潛山段的欠平衡作業(yè)，為了確保井底處于欠壓狀態(tài)，鉆井液密度控制在0.95～0.98 g·cm-3之間，環(huán)空鉆井液當(dāng)量密度控制在1.00～1.03 g·cm-3范圍，井底動態(tài)欠壓值1.2～2.3 MPa，泥漿泵排量20 L·s-1左右，立管壓力14～16 MPa。該水包油鉆井液體系有利于實現(xiàn)欠平衡鉆井，提高對儲層的認(rèn)識程度，滿足“渤海灣南堡凹陷勘探開發(fā)示范工程項目”試驗要求，加之結(jié)合應(yīng)用《數(shù)據(jù)采集與隨鉆評價系統(tǒng)》，對儲層進(jìn)行評價，提高了高溫井下隨鉆的精確定向，為欠平衡鉆井精確施工提供了依據(jù)。

3.2 應(yīng)用建議

通過NP23-P2001井的實際使用，結(jié)合水包油鉆井液的特性，對水包油鉆井液的現(xiàn)場應(yīng)用建議如下：

(1)水包油鉆井液體系屬于低密度低固相鉆井液體系，因此使用該體系作業(yè)時，現(xiàn)場應(yīng)配備相應(yīng)的固控設(shè)備，加強固相控制。

(2)水包油鉆井液體系本身具有較好的動塑比和攜砂能力，但鉆井過程中巖屑的上返不僅僅只與泥漿性能相關(guān)，井身結(jié)構(gòu)、鉆井液排量等參數(shù)也影響到巖屑的返出情況。

(3)水包油鉆井液可回收利用，在開發(fā)同類井(NP23-P2002井)的時候，約有70%的水包油鉆井液回收處理、重復(fù)利用，節(jié)約了大量資源和成本。因此，在使用過程中盡可能減少對水包油鉆井液的污染及浪費，從而降低回收處理成本。

4 結(jié)論

為滿足深井欠平衡鉆井技術(shù)要求，研制了抗高溫水包油鉆井液體系，并進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用。該體系具有良好的流變性，防塌能力強，密度在0.95～0.98 g·cm-3之間，抗溫能力達(dá)到180 ℃?，F(xiàn)場應(yīng)用表明，該鉆井液體系具有較好的抗高溫性能，對油氣層的損害小，有利于安全快速鉆井和發(fā)現(xiàn)、保護(hù)油氣層，性能穩(wěn)定，易于調(diào)節(jié)，對錄井、測井無影響，能夠滿足深井欠平衡鉆井和地質(zhì)要求。抗高溫水包油鉆井液可重復(fù)利用，較好的回收處理能大大降低鉆井成本，具有良好的經(jīng)濟效益。

[1] 錢殿存，王晴，王海濤，等.水包油鉆井液體系的研制與應(yīng)用[J].鉆井液與完井液，2001，18(4)：3-6.

[2] 左鳳江，莊立新，楊洪，等.低密度水包原油鉆井液的應(yīng)用[J].鉆井液與完井液，1996，13(5)：35-37.

[3] 馬勇，崔茂榮．水包油鉆井液國內(nèi)研究應(yīng)用進(jìn)展[J]．?dāng)鄩K油氣田，2006,13(1)：4-6.

[4] 耿曉光.抗高溫水包油鉆井液研究與應(yīng)用[D].哈爾濱：黑龍江大學(xué)，2001.

[5] SY/T6540-2002，鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評價方法[S].