程玉生羅 鳴胡文軍吳 江王韶春劉喜亮（.中海油田服務(wù)股份有限公司油田化學(xué)事業(yè)部，廣東湛江 54057；.中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司，廣東湛江 54057）

引用格式：程玉生，羅鳴，胡文軍，等.鶯瓊盆地高溫高壓井水基鉆井液技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：37-40.

鶯瓊盆地高溫高壓井水基鉆井液技術(shù)

程玉生1羅 鳴2胡文軍1吳 江2王韶春1劉喜亮1
（1.中海油田服務(wù)股份有限公司油田化學(xué)事業(yè)部，廣東湛江 524057；2.中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司，廣東湛江 524057）

引用格式：程玉生，羅鳴，胡文軍，等.鶯瓊盆地高溫高壓井水基鉆井液技術(shù)［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：37-40.

摘要：中國(guó)南海鶯瓊盆地具有溫度梯度高、地層壓力高、安全密度窗口窄的特點(diǎn)，在高溫高壓狀態(tài)下經(jīng)常出現(xiàn)鉆井液流變性控制困難、井漏、電測(cè)遇阻和儲(chǔ)層污染等問(wèn)題。根據(jù)該區(qū)塊地層的特點(diǎn)，通過(guò)大量的室內(nèi)研究，在聚磺體系的基礎(chǔ)上，引入甲酸鉀作為抑制劑，優(yōu)選了磺化材料及抗溫聚合物，在提高抑制性的同時(shí)，有效地降低了體系的活度，通過(guò)加重劑的優(yōu)化，改善鉆井液的流變性，同時(shí)使其具有低的高溫高壓失水，密度2.4 g/cm3的體系抗溫可達(dá)200 ℃?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，該鉆井液體系具有良好的抗溫性和流變性，高溫高壓失水低，泥餅質(zhì)量好，電測(cè)結(jié)果顯示，該鉆井液體系具有良好的儲(chǔ)層保護(hù)效果。

關(guān)鍵詞：鶯瓊盆地；高溫高壓；水基鉆井液；甲酸鉀；儲(chǔ)層保護(hù)

中國(guó)南海鶯瓊盆地是世界三大高溫高壓聚集地區(qū)之一,溫度梯度3.9~4.79 ℃/100 m,地層壓力當(dāng)量密度最高達(dá)2.38 g/cm3，安全密度窗口小于0.1 g/cm3。在中國(guó)南海已鉆的高溫高壓井中最高溫度達(dá)249 ℃，最大鉆井液密度2.38 g/cm3，在鶯瓊盆地已鉆的多口高溫高壓井當(dāng)中，鉆井液在高溫下很容易失去其性能，高壓下井壁失穩(wěn)誘發(fā)的卡鉆和井漏等復(fù)雜事故［1］，給鉆井作業(yè)帶來(lái)了很大的困難。同時(shí)，在高溫高壓條件下，電測(cè)和儲(chǔ)層保護(hù)問(wèn)題也顯得異常突出。在過(guò)去所鉆的高溫高壓井中，溫度小于180℃時(shí)通常以水基鉆井液為主，溫度大于180 ℃時(shí)通常使用油基鉆井液。

為了進(jìn)一步探明南海鶯瓊盆地的油氣狀況，提高高溫高壓井的鉆井效率，中海油服在原高溫高壓水基鉆井液的基礎(chǔ)上進(jìn)行了進(jìn)一步的優(yōu)化，引入了甲酸鉀作為抑制劑，優(yōu)選了磺化及抗溫聚合物材料，優(yōu)選高品質(zhì)重晶石（密度4.4 g/cm3）作為加重材料，構(gòu)建了新型的高溫高壓水基鉆井液體系，抗溫達(dá)200℃，密度可達(dá)2.40 g/cm3。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，該鉆井液體系具有良好的流變性，低的高溫高壓失水，薄而致密的泥餅?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，該鉆井液體系具有良好的抗溫性和流變性，高溫高壓失水低，泥餅質(zhì)量好，具有良好的儲(chǔ)層保護(hù)效果。

1　室內(nèi)研究

高溫高密度鉆井液體系穩(wěn)定的性能、良好的流變性和抗溫性是鉆井取得成功的關(guān)鍵因素。從鉆井液體系的構(gòu)建、抑制防塌能力、封堵性能、抗污染能力以及儲(chǔ)層保護(hù)等方面進(jìn)行了綜合評(píng)價(jià)。

1.1 鉆井液體系的構(gòu)建

鉆井液體系主要由抗溫聚合物、磺化材料、鹽、稀釋劑和加重劑等組成，要求具有良好的高溫流變性、較強(qiáng)的抑制黏土水化分散的能力，良好的懸浮穩(wěn)定能力以及潤(rùn)滑性。儲(chǔ)層保護(hù)方面要求盡可能減少濾液的侵入，能夠滿足電測(cè)取全取準(zhǔn)資料的要求。

基漿配方：1.5%膨潤(rùn)土漿+0.3%~0.5%聚陰離子纖維素PF-PAC LV +3%~4%磺化瀝青Soltex+ 3%~4%磺化酚醛樹脂PF-SMP HT+3%~5%磺化褐煤PF-SPNH HT +0.5%~2%抗高溫聚合物Dristemp+ 1%~2%稀釋劑Drillthin+密度為4.4 g/cm3優(yōu)質(zhì)重晶石加重。不同密度基漿的基本性能見表1。

表1　基漿基本性能

1.1.1 抑制劑的篩選 通過(guò)吸附等溫法測(cè)得飽和鹽溶液水的活度值可以看出，飽和HCOOK溶液的活度最低［2］（見表2）。

在室內(nèi)采用頁(yè)巖膨脹實(shí)驗(yàn)和鉆屑回收率實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選和評(píng)價(jià)抑制性能［3］。在基漿中加入等量的HCOOK與KCl，測(cè)得漿樣8 h線性膨脹率見表3，可以看出，選擇HCOOK作為抑制劑能夠降低水的活度而且具有良好的抑制效果。

表2　飽和鹽溶液水的活度值

表3　 抑制性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

1.1.2 潤(rùn)滑劑的選擇 在基漿中加入不同的潤(rùn)滑劑后，測(cè)定鉆井液的潤(rùn)滑系數(shù)（表4），幾種潤(rùn)滑劑均可滿足高溫高壓井對(duì)潤(rùn)滑性的要求，在鉆井過(guò)程中配合使用效果更好。

表4　鉆井液潤(rùn)滑性實(shí)驗(yàn)

1.2 鉆井液性能評(píng)價(jià)

1.2.1 抑制性 取鶯歌海區(qū)塊地層鉆屑通過(guò)清水和高溫高密度鉆井液進(jìn)行滾動(dòng)回收率的實(shí)驗(yàn)，從表5實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，對(duì)于所取儲(chǔ)層巖屑，該鉆井液體系具有較高的滾動(dòng)回收率，顯示出該鉆井液體系具有良好的抑制性。

表5　抑制性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

1.2.2 封堵性 砂床漏失實(shí)驗(yàn)采用兩端開口的高溫高壓失水儀進(jìn)行，裝入60~80目的200 g細(xì)砂，在3.4 MPa的條件下測(cè)定漏失，實(shí)驗(yàn)結(jié)果為0 mL；做完30min高溫高壓濾失后，倒出漿體，保留泥餅，在泥餅上面加入至刻度的清水，在3.4 MPa條件下測(cè)定漏失，共計(jì)漏出清水僅0.8 mL。

1.2.3 抗泥巖鉆屑污染能力 選取鶯歌海區(qū)塊現(xiàn)場(chǎng)的鉆屑烘干后對(duì)高溫高壓鉆井液進(jìn)行污染實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表6?？梢钥闯觯擉w系具有良好的抗巖屑侵的能力，加入8%的巖屑粉后，仍具有良好的流變性，滿足鉆井工程的需要。

表6　抗巖屑污染實(shí)驗(yàn)

1.2.4 儲(chǔ)層保護(hù)性能 取鶯歌海區(qū)塊儲(chǔ)層巖心進(jìn)行滲透率恢復(fù)值實(shí)驗(yàn)，從表7可以看出，滲透率恢復(fù)值在85%以上，表明高溫高密度鉆井液具有較好的儲(chǔ)層保護(hù)效果。

表7　儲(chǔ)層保護(hù)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)可以看出，在密度2.0~2.4 g/cm3、溫度200 ℃的情況下，該配方性能較為穩(wěn)定。結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際，進(jìn)行了相應(yīng)的鉆屑污染、抑制性、儲(chǔ)層保護(hù)、封堵性及清水砂床漏失等相關(guān)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果良好，通過(guò)后期實(shí)驗(yàn)加入功能性材料后，保證了體系的封堵性和滲透性，各項(xiàng)性能達(dá)到要求，滿足現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)的需要。

2　現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

鶯瓊盆地高溫高壓井的難點(diǎn)一般在?212.7 mm井段，主要難點(diǎn)包括：（1）井底地層壓力大，要求的鉆井液密度高，高密度鉆井液在高溫情況下的流變性難以控制［4-5］；（2）鉆井液需具備良好的抑制性，維護(hù)泥巖的井壁穩(wěn)定，保證安全鉆進(jìn)；（3）鉆井液需具備良好的抗污染能力，在高溫高密度條件下，要求寬的固相容量限，以及良好的抗鉆屑污染的能力；（4）鉆井液需具備低的HTHP濾失量及好的泥餅質(zhì)量，減少濾液侵入，做好儲(chǔ)層保護(hù)。

2.1 小型試驗(yàn)

本井段的開鉆鉆井液采用回收部分上井段的舊漿與新漿混合,控制混配后鉆井液的MBT小于15 kg/m3。通過(guò)小型試驗(yàn)確定舊漿與新漿的混配比例。上井段舊漿中主要處理劑的濃度為：0.3%~0.5%PF-PAC LV+3%~4%Soltex+2%~3%PFSMP HT+2%~3%PF-SPNH HT；新漿主要處理劑濃度為：4%~5%PF-SMP HT+4%~5%PF-SPNH HT+3 %~4%SOLTEX+0.2%~0.5%Dristemp+10%HCOOK。舊漿與新漿按1∶1的比例混合，然后使用優(yōu)質(zhì)重晶石（密度4.4 g/cm3）加重至1.85 g/cm3，測(cè)量性能見表8。

表8　小型試驗(yàn)鉆井液性能

根據(jù)小型試驗(yàn)結(jié)果，舊漿和新漿比例按1∶1~ 2∶1配制開鉆鉆井液。正常鉆進(jìn)期間補(bǔ)充漿的維護(hù)配方為：10 m3井漿+20 m3膠液＋優(yōu)質(zhì)重晶石（密度4.4 g/cm3）加重至比井漿高0.05~0.1 g/cm3。膠液配方：淡水+0.6%燒堿+4%~5%PF-SMP HT+5%~10%PFSPNH HT+6%~10%SOLTEX +1%~10%PF-QWY（超細(xì)碳酸鈣）+10%PF-HCOOK（按需要考慮改善泥餅質(zhì)量，降低高溫高壓失水）。

2.2 維護(hù)措施

（1）隨著密度的增高，逐步提高抗溫聚合物Dristemp和Drillthin的加量,提高鉆井液的抗溫性。

（2）目的層段，通過(guò)加入石灰和燒堿保持鉆井液適度的堿度，pH不低于10。

（3）鉆進(jìn)過(guò)程中，按400~600 L/h的速度補(bǔ)充燒堿水，保持鉆井液被消耗掉的自由水［6］。

（4）維持HCOOK的濃度10%，維持鉆井液的抑制性，在高溫體系中，能降低抗溫聚合物的熱穩(wěn)定要求，緩解聚合物的高溫降解作用［7］。

（5）通過(guò)加入PF-SMP HT、PF-SPNH HT和Soltex等材料，維護(hù)鉆井液低的高溫高壓失水。

（6）目的層前加入1%~3%PF-QWY（超細(xì)碳酸鈣）和1%~3%PF-STRH（隨鉆承壓增強(qiáng)劑）來(lái)進(jìn)一步提高鉆井液的封堵和承壓能力，同時(shí)降低濾失，減少濾液的侵入。

（7）維持1%~2%的潤(rùn)滑劑PF-LUBE和RHG來(lái)加強(qiáng)裸眼段的潤(rùn)滑性，后期加入1%PF-GRA來(lái)改善鉆具與套管的防磨性。鉆井液性能見表9。

2.3 電測(cè)效果

在電測(cè)項(xiàng)目多、鉆井液靜止時(shí)間長(zhǎng)的情況下，電測(cè)作業(yè)順利。目前應(yīng)用的最高溫度達(dá)193 ℃，測(cè)壓取樣見樣時(shí)間短，井壁取心效果良好，收獲率高，巖心表面無(wú)泥包現(xiàn)象。

表9　鉆進(jìn)期間的鉆井液性能

3　結(jié)論

（1）通過(guò)優(yōu)化抗溫處理劑和改進(jìn)加重材料以后，目前高溫高壓水基鉆井液性能得到了較大程度的改善。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示在密度2.4 g/cm3、溫度200℃的條件下各項(xiàng)性能指標(biāo)良好，在同等密度和溫度的高溫高壓水基鉆井液中性能較為優(yōu)良。

（2）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用顯示，該高溫高壓水基鉆井液體系的流變性易于控制，在密度1.85~2.25 g/cm3的加重過(guò)程中整體流變性能和各項(xiàng)指標(biāo)穩(wěn)定；在井下溫度190 ℃左右時(shí)各項(xiàng)性能穩(wěn)定，無(wú)性能突變和重晶石沉降的情況發(fā)生。

（3）該高溫高壓鉆井液體系目前在鶯瓊盆地高溫高壓井中應(yīng)用效果良好，但本地區(qū)更深的地層具有更高的溫度和壓力系數(shù)，以及更窄的安全密度窗口，計(jì)劃繼續(xù)通過(guò)加重材料的改性研究和體系的優(yōu)化來(lái)提高密度和溫度使用上限，以期在更高溫度和壓力的井中得以應(yīng)用。

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（修改稿收到日期 2015-08-08）

〔編輯 朱 偉〕

Water-Based Drilling Fluids Technology for High Temperature and High Pressure Wells in Yingqiong Basin

CHENG Yusheng1, LUO Ming2, HU Wenjun1, WU Jiang2, WANG Shaochun1, LIU Xiliang1
（1. COSL Oilfield Chemical Division, Zhanjiang 524057, China; 2. CNPC Zhanjiang Branch Company, Zhanjiang 524057, China）

Abstract:Yingqiong Basin in the South China Sea is characterized by high temperature gradient, high formation pressure, narrow safe density window, so such problems often occur in the condition of high temperature and high pressure as difficulty in control of drilling fluid rheology, lost circulation, electric logging blocked and reservoir pollution. Based on the characteristics of the formations of this Block and through large amount of indoor research, the potassium formate as inhibitor was introduced based on polysulfide system, and the sulfonated material and temperature resistant polymer were selected, which, while improving inhibition, effectively reduced the activity of the system and, through the optimization of weighting materials, improves the rheology of drilling fluid. At the same time, the drilling fluid has low HTHP water loss. A system with density of 2.4 g/cm3can resist a temperature of up to 200 ℃.Field application results show that the drilling fluid system has good temperature resistance and rheological property, low HTHP water loss and good quality of mud cake. Electric log results show that this drilling fluid system has good reservoir protection effect.

Key words:Yingqiong Basin; high temperature and high pressure; water-based drilling fluids; potassium formate; reservoir protection

作者簡(jiǎn)介：程玉生，1980年生。畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油與天然氣工程專業(yè)，現(xiàn)從事鉆井液與完井液的技術(shù)研究與應(yīng)用工作，工程師。電話：0759-3911585。E-mail：chengysh@cosl.com.cn。

基金項(xiàng)目：中國(guó)海洋石油總公司十二五重大專項(xiàng)“東方13-1氣田高溫高壓鉆完井關(guān)鍵技術(shù)研究”（編號(hào)：E-Y213G001.03）。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.010

文章編號(hào)：1000 – 7393（2015）05 – 0037 – 04

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：B

中圖分類號(hào)：TE254