張萬棟，吳江

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057)

蔣官澄

(中國石油大學(北京)石油工程學院，北京 102249)

張超，楊玉豪

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057)

黃賢斌

(中國石油大學(北京)石油工程學院，北京 102249)

東方氣田位于南海西部海域鶯歌海盆地中央凹陷北部地區(qū)，其成藏條件、儲層物性、天然氣品質和產能均較優(yōu)，是南海西部地區(qū)氣田群的重要儲備力量[1, 2]。由于東方氣田中深層黃流組儲層溫度、壓力系統(tǒng)異常，氣田開發(fā)面臨著世界性的技術難題[3,4]，對鉆井液的性能提出了非常高的要求。東方氣田存在高溫高壓的儲層條件，地層溫度148～150℃，地層壓力52～54MPa；下部地層灰色泥巖、灰色泥質粉砂巖發(fā)育，鉆井過程中容易發(fā)生泥巖水化從而影響井壁穩(wěn)定[5]；東方區(qū)塊井型大多是定向井和水平井，井斜角大，鉆具與井眼的接觸面積大，摩阻和扭矩也相應較大。東方氣田下部地層以往采用水基鉆井液進行鉆探，鉆井過程中存在著因鉆井液性能惡化帶來的卡電測工具、井漏、卡鉆等復雜情況[6,7]。為此，筆者通過室內試驗評價MEGADRIL油基鉆井液體系的性能，分析油基鉆井液在東方地區(qū)的適用性，并與現(xiàn)場使用的高性能水基鉆井液和南海西部油田常用的油基鉆井液進行性能對比，表明油基鉆井液在東方氣田下部地層鉆探中更具有的優(yōu)勢，通過現(xiàn)場應用進一步驗證油基鉆井液能夠解決以往水基鉆井液鉆探過程中所遇到的問題。東方氣田所在海域為三級海域，根據(jù)《GB 4914-2008海洋石油勘探開發(fā)污染物排放濃度限值》[8]的分類，通過使用鉆屑甩干機，鉆屑含油量不超過8%，從而滿足排放標準要求。

1 鉆井液技術問題

東方區(qū)塊中深層高溫高壓開發(fā)井鉆井井型以斜井和水平井為主，儲層平均壓力系數(shù)1.95，設計鉆井液密度高達1.98g/cm3左右。根據(jù)前期探井水基鉆井液應用情況，相應的鉆井液技術要求如下：

1)大套泥巖蓋層要求鉆井液具有較好的抑制性。儲層上部蓋層鶯歌海組地層灰色泥巖、灰色泥質粉砂巖發(fā)育，鉆井過程中容易發(fā)生泥巖水化，前期探井鉆井中使用水基鉆井液存在不同程度的縮頸、井徑擴大、倒劃眼憋泵、憋扭矩、起鉆遇阻，作業(yè)時效偏低；

2)高溫高壓大斜度井要求鉆井液具有良好的潤滑性。東方中深層高溫高壓開發(fā)井井型為定向井和水平井，井斜角大，鉆具與井眼的接觸面積大，而且高密度鉆井液環(huán)境下摩阻和扭矩也相應較大[9]，容易導致卡鉆等事故；

3)高溫高壓儲層要求鉆井液具有良好的儲層保護能力。東方中深層氣田儲層水敏感性偏強[5]，儲層易受污染；另外由于高溫高壓水平井完井工藝復雜，鉆井液與儲層需要長時間接觸，高固相含量對儲層損害程度大。

2 室內評價試驗

2.1 藥品與儀器

1)藥品 M-I Gel(優(yōu)質土粉)，Thinsmart(稀釋劑)，EMI-1045(抗高溫聚合物)，XP-20K(含鉀磺化褐煤)，Resinex (有機樹脂)，DYFT-Ⅱ(磺化瀝青)，ULTRAHIB(液體聚胺)，Lube 167(液體潤滑劑)，抗高溫有機土(Versagel HT)，抗高溫乳化劑(ONEMUL)，抗高溫氧化瀝青(Versatrol HT)，潤濕劑(VERSAWET)，不同目數(shù)的超細碳酸鈣(Carb10/40/250)，有機土(Versagel HT)，抗高溫穩(wěn)定劑(ECOTROL RD)，優(yōu)質重晶石(密度4.3g/cm3)。

2)儀器 ZNN-D6B型電動六速黏度計，SD4型常溫常壓濾失儀，71-A型高溫高壓失水儀，GW300型滾子加熱爐，EP-2型極壓潤滑儀，NZ-3A濾餅黏滯系數(shù)測定儀，NP-2S泥頁巖膨脹性測定儀，均購置于青島同春石油儀器有限公司；JHMD-Ⅱ型高溫高壓巖心動態(tài)損害評價系統(tǒng)，荊州市現(xiàn)代石油科技發(fā)展有限公司；電子天平，感量0.001g。

2.2 試驗方法

1)鉆井液基本性能 ①流變性能。根據(jù)《GB/T 16783.1-2014 石油天然氣工業(yè)鉆井液現(xiàn)場測試第1部分水基鉆井液》和《GB/T 16783.2-2012石油天然氣工業(yè)鉆井液現(xiàn)場測試第2部分油基鉆井液》規(guī)定，使用六速黏度計測定水基鉆井液和油基鉆井液在不同轉速下的讀數(shù)，并計算表觀黏度AV、塑性黏度PV、動切力YP、靜切力和動塑比YP/PV。根據(jù)井底實際溫度，在150℃條件下對鉆井液進行老化處理，老化時間為16h。②濾失性能。使用API濾失儀和高溫高壓濾失儀，參照上述標準，分別測定待測液的API濾失量(FLAPI)和150℃條件下的高溫高壓濾失量(FLHTHP)。高溫高壓濾失量的動態(tài)變化使用高溫高壓濾失量測定儀測定150℃條件下，鉆井液濾失量隨時間的變化關系，測試時間為240min。

2)鉆井液抑制性能 從線性膨脹量和滾動回收率這2個方面來綜合評價鉆井液的抑制性能。①線性膨脹量測定。黏土礦物與水接觸后開始膨脹，隨著時間的增加，膨脹量增大。參照石油行業(yè)標準《SY/T5613-2000泥頁巖理化性能試驗方法》，使用泥頁巖膨脹性測定儀，對鉆井液的抑制性進行評價。具體試驗步驟如下：將鉆屑樣粉(過100目篩)在105℃條件下烘干4h以上，冷卻至室溫。用天平稱取10.0g樣品裝入壓模內，用手拍打壓模，使其中樣品端面平整，并在表面再放一張濾紙；將鉆屑樣粉加壓至10MPa，保持5min。使用泥頁巖膨脹性測定儀測試鉆井液濾液加入后，鉆屑的膨脹量隨時間變化關系。使用清水做空白試驗。②滾動回收率測定。參照石油行業(yè)標準《SY/T5613-2000 泥頁巖理化性能試驗方法》中描述的泥頁巖分散試驗要求，在150℃條件下測定鉆井液的滾動回收率。使用清水做空白試驗。

3)鉆井液潤滑性能 使用濾餅黏滯系數(shù)測定儀測試中壓濾餅的黏滯系數(shù)；使用極壓潤滑儀器測定鉆井液的極壓潤滑系數(shù)。

4)油基鉆井液電穩(wěn)定性評價 電穩(wěn)定性測定儀(也叫破乳電壓測試儀)是主要用來測試油包水乳狀液相對穩(wěn)定性的一種專用儀器。通常情況下，油基鉆井液的破乳電壓(Es)要在400V以上。

5)儲層保護效果 使用滲透率恢復值來評價儲層保護效果。首先參照行業(yè)標準《SY/T6370-1998巖心氣體滲透率測定儀》，測定巖心的原始氣測滲透率K0；然后利用鉆井液動態(tài)損害評價裝置，使用鉆井液對天然巖心端面進行動態(tài)污染，污染壓力為3.5MPa，污染時間為150min；污染結束后測定巖心的反向氣測滲透率K1；最后切除污染端面5mm左右，再次測定巖心的反向氣測滲透率K2。

為了模擬裸眼完井，鉆井液污染后不切除污染端面，巖心的滲透率恢復值按下式計算：

(1)

為模擬射孔完井，鉆井液污染后切除污染端面，巖心的滲透率恢復值按下式計算：

(2)

式中，R1和R2分別為模擬裸眼完井和射孔完井條件下的氣測滲透率恢復值，%；K0為天然巖心的初始氣測滲透率，mD；K1為鉆井液污染后不切除污染端面的氣測滲透率，mD；K2為鉆井液污染后切除污染端面的氣測滲透率，mD。

3 室內評價結果與討論

3.1 基本性能

現(xiàn)場使用的水基鉆井液體系配方：2%M-IGel+0.3%EMI-1045 +4%KCl+0.6%NaOH+0.5%CaO+3%XP-20K+2%Resinex+2%DYFT-Ⅱ +2%ULTRAHIB+1%Lube167+優(yōu)質重晶石 (密度=1.9g/cm3)

常規(guī)油基鉆井液配方：O/W(7∶3，25%CaCl2)+2%EnvaMul1699+2%EnvaMul1767+30%CaCl2+3.5%PF-MOALK+2%PF-MOGEL+3.5%TP-L3+優(yōu)質重晶石(密度=1.9g/cm3)；

MEGADRIL油基鉆井液體系配方：O/W(8∶2，25%CaCl2)+ 0.855%VersagelHT+4.3%ONEMUL+ 2.85%CaO+1.43%VersatrolHT+0.285%EcotrolRD+1%VERSAWET+優(yōu)質重晶石(密度=1.9g/cm3)。

對3種配方進行基本性能測試，測試結果如表1所示。由表1可見，現(xiàn)場水基鉆井液和MEGADRIL油基鉆井液在150℃條件下老化之后仍能保持優(yōu)異的流變參數(shù)和較低的濾失量。對于油基鉆井液老化前后破乳電壓值均大于400V，說明現(xiàn)場水基鉆井液和MEGADRIL油基鉆井液這2種油基鉆井液體系均具有優(yōu)異的耐溫性能，耐溫達150℃高溫，但MEGADRIL油基鉆井液濾失量更低，動塑比更高，攜巖性更好。

表1 現(xiàn)場水基鉆井液和MEGADRIL油基鉆井液的基本性能

圖1為現(xiàn)場水基鉆井液和MEGADRIL油基鉆井液的高溫高壓濾失量隨時間的變化關系圖，可以看出油基鉆井液較水基鉆井液具有較低的濾失量。東方氣田大多數(shù)井型為水平井和定向井，較低的濾失量有利于降低濾液對地層的侵入，降低對儲層的損害，也有利于降低濾液侵入對井壁穩(wěn)定的負面影響。MEGADRIL油基鉆井液主要采用礦物油(白油)作為連續(xù)相，用含一定量CaCl2的鹽水作為分散相，主要目的在于控制水相活度，以防止或減弱泥頁巖地層的水化膨脹。該體系采用液體乳化劑Onemul，除了乳化作用還可以提高油相的潤濕能力，通過與Ca2+作用，形成穩(wěn)定的鈣皂，有助于維持穩(wěn)定的油包水乳化結構；采用抗高溫的有機土Versagel HT可以在高溫高壓環(huán)境下增黏，并有效改善泥餅起到降濾失作用；配合使用抗高溫降濾失劑Ersatrol HT，能有效降低高溫高壓失水，維持井壁穩(wěn)定；加入優(yōu)質重晶石有利于高密度條件下維持良好的流變性。

圖1 高溫高壓濾失量隨時間的變化關系圖

3.2 抑制性和潤滑性分析

圖2和圖3是現(xiàn)場水基鉆井液和MEGADRIL油基鉆井液的抑制性能對比圖。圖2是線性膨脹量對比圖，清水24h的線性膨脹量為5.71mm，水基鉆井液的24h線性膨脹量為1.31mm，而油基鉆井液的線性膨脹量為0.26mm。圖3是滾動回收率對比圖，清水對現(xiàn)場鉆屑的滾動回收率為0.9%，水基鉆井液的滾動回收率為42.1%，而油基鉆井液的滾動回收率為99.6%。線性膨脹量表征鉆井液抑制水化膨脹的能力，滾動回收率表征鉆井液抑制水化分散的能力。圖2和圖3結果說明水基鉆井液的抑制性能與油基鉆井液有較大的差距。東方氣田下部地層泥巖段較長，且?guī)r石水敏性非常強，清水滾動回收率只有0.9%。為保證鉆井過程中井壁的穩(wěn)定性，東方氣田下部地層對鉆井液的抑制性能要求非常高。雖然現(xiàn)場的水基鉆井液使用4%KCl和2%聚胺抑制劑ULTRAHIB復配來提高鉆井液的抑制性能，但油基鉆井液的抑制性能更優(yōu)。

圖2 線性膨脹量對比圖 圖3 滾動回收率對比圖

類型濾餅黏滯系數(shù)極壓潤滑系數(shù)油基鉆井液0.03490.09水基鉆井液0.17630.20

表2是現(xiàn)場水基鉆井液和MEGADRIL油基鉆井液潤滑性參數(shù)對比，油基鉆井液的濾餅黏滯系數(shù)和極壓潤滑系數(shù)均較小，潤滑性能比水基鉆井液優(yōu)異。東方氣田大部分井型為大位移定向井和水平井，鉆井過程中摩阻和扭矩較大，對鉆井液的潤滑性能提出了高的要求?，F(xiàn)場水基鉆井液使用了液體潤滑劑Lube 167來提高鉆井液的潤滑性，但是和油基鉆井液相比仍具有較大差距。

3.3 儲層保護效果

圖4 水基和MEGADRIL油基鉆井液滲透率對比

為研究鉆井液對儲層的損害程度，分別測定了現(xiàn)場水基鉆井液和MEGADRIL油基鉆井液污染后天然巖心的氣測滲透率恢復值，結果見圖4。由圖4可見，無論是否切除端面，油基鉆井液的氣測滲透率恢復值均大于水基鉆井液。切除端面之后，水基鉆井液的氣測滲透率恢復值由73.6%提升到78.9%，油基鉆井液的氣測滲透率恢復值由84.8%提高到90.4%。切除端面后鉆井液體系氣測滲透率恢復值均有所上升，油基鉆井液的提升程度更大，這是由于水基鉆井液對巖心的污染不僅是由于鉆井液對端面的封堵污染，水敏效應[10, 11]也是非常重要的污染方式。

4 現(xiàn)場應用

F7H井是國內海上第一口高溫高壓水平井，井深3800m，井底溫度143℃，井底壓力系數(shù)高達1.95，屬于異常高溫高壓氣田，開發(fā)難度巨大。鑒于所在區(qū)塊其他井使用水基鉆井液鉆探過程中出現(xiàn)了諸多問題，該井從311.15mm井段開始(井深3019m，垂深2802.53m)使用MEGADRIL油基泥漿體系。MRGADRIL油基鉆井液應用井段的井身結構、鉆井液密度和井底溫度如表3所示，現(xiàn)場應用配方如表4所示。MRGADRIL油基鉆井液現(xiàn)場應用過程中，隨鉆井液比重的增加適度提高油/水比，以達到降低黏度和維持鉆井液穩(wěn)定的目的。在性能維護上，用乳化劑ONEMUL(乳化劑)調控泥漿的乳化和潤濕性能，如加入潤濕劑以保證重晶石的油潤濕性，用Versatrol HT(抗高溫氧化瀝青)、SOLTEX(磺化瀝青)等控制泥漿失水并改善泥餅質量，同時東方氣田地層普遍存在CO2，為降低酸性氣體的影響，維持鉆井液中有適量的多余石灰；通過調整油基鉆井液水相中CaCl2的濃度，使鉆井液水相的活度等于或略高于地層水的活度，使鉆井液的滲透壓大于或等于地層吸附壓，從而防止鉆井液中的水向巖層轉移，防止頁巖地層的滲透水化；適當?shù)丶尤敕浪鷦?Versatrol HT)以加強鉆井液的充填封堵性，提高井壁穩(wěn)定性，性能維護上用VERSAWET補充潤濕劑的消耗，用VERSAMUL和VERSACOAT控制乳化性，維持鉆井液中有適量的多余石灰對保持乳化液的高溫穩(wěn)定性和防止電解質發(fā)生電離有著決定性作用，提供適當?shù)膲A性環(huán)境，降低酸性氣田的影響。

表3 油基鉆井液應用井段井身結構、鉆井液密度和井底溫度參數(shù)

表4 現(xiàn)場應用的MRGADRIL油基鉆井液配方

4.1 鉆井液現(xiàn)場應用技術措施

1)井壁穩(wěn)定措施 由于油基鉆井液是強抑制性體系，基本消除了化學方面因素對井壁穩(wěn)定的影響，如出現(xiàn)井壁失穩(wěn)，主要應是力學平衡的原因。因此根據(jù)井況需要適當上提鉆井液密度。此外，通過調整油基鉆井液水相中CaCl2的濃度(25%左右)，使鉆井液水相的活度等于或略高于地層水的活度，使鉆井液的滲透壓大于或等于地層(頁巖)吸附壓，從而防止鉆井液中的水向巖層運移，防止地層的滲透水化[12, 13]。通過適當?shù)叵蜚@井液中加入防塌劑(Versatrol HT)和封堵劑(CaCO3)提高泥餅質量，加強鉆井液的封堵性，也可以用來提高井壁穩(wěn)定性。215.9mm井段控制鉆速<20m/h，排量<1600L/min，來保持較低的ECD(當量循環(huán)密度)值，防止井漏的發(fā)生。如有滲漏(<5m3/h)，則將井漿中的封堵材料(碳酸鈣等)的濃度提高到3%。

2)提高潤滑性措施 F7H井是水平井，井斜角大，存在摩阻較大的情況，鉆井液通過以下措施來降低摩阻和扭矩。在鉆水泥時，先向井漿中加入1% G-Seal(進口石墨)，后根據(jù)實鉆扭矩情況逐漸補充石墨材料；根據(jù)實鉆的扭矩情況，適當?shù)靥岣哂退龋ㄟ^提高泥漿中的油含量來加強潤滑性、降低摩阻；在保證井控安全的前提下泥漿比重盡可能低，減小壓差造成的黏性摩阻；加強井眼凈化，減小環(huán)空鉆屑摩阻。

3)儲層保護措施 通過降低壓差和加強鉆井液封堵效果這2種措施來保護儲層。①降低壓差措施。鉆井液密度在滿足井控的前提下盡可能低控，維持中低流變性 (YP<8Pa，6轉讀數(shù)小于8)，根據(jù)實時監(jiān)測的ECD值調整鉆速和排量以獲得較低的ECD值。同時平穩(wěn)操作，控制起下鉆速度，避免壓力激動或抽汲。②加強鉆井液封堵性。鉆入產層前，向泥漿預先加入Carb10/40等較細顆粒的封堵材料，保證泥漿具有較強的封堵性； 在產層鉆進時，保持邊鉆邊緩慢向循環(huán)系統(tǒng)補充含較粗顆粒封堵材料(Carb40/250)的膠液，補充消耗并提高泥漿的封堵性；提高泥餅的致密性減小濾液對產層的侵入；選用細篩布(>170目)，發(fā)揮固控設備的作用，減少劣質固相對儲層的污染。

4.2 應用效果

MEGADRIL 油基鉆井液在應用中高溫穩(wěn)定性良好，流變性穩(wěn)定且易于調控，高溫高壓濾失量低，取得了良好的抑制、潤滑和儲層保護效果。

油基鉆井液抑制性強，鉆井液中返出的鉆屑外形完整，棱角分明。F5井和F7H井位于南海東方氣田同一鉆井平臺，在8.5in井徑井段的鉆探過程中，F(xiàn)5井使用了高性能水基鉆井液，F(xiàn)7H井使用了MEGADRIL油基鉆井液。圖5是8.5in井徑井段F5井和F7H井的隨鉆測量井徑對比圖，F(xiàn)7H井井徑穩(wěn)定，擴大率低，而使用水基鉆井液的F5井井徑變化范圍大，井徑擴大率高，而且在2930m左右有縮徑現(xiàn)象。

圖5 F5井和F7H井8.5in井徑井段隨鉆測量井徑對比圖

水平井鉆具與井眼的接觸面積大，摩阻和扭矩也相應較大，但是應用過程中未發(fā)生卡鉆事故，這證明了油基鉆井液的潤滑性能優(yōu)良。2015年3月，F(xiàn)7H井成功放噴，產量超預期，證明了儲層保護措施取得了較好的效果。

5 結論

1)室內評價試驗表明，MEGADRIL油基鉆井液的抑制性、潤滑性和儲層保護性能均大幅度優(yōu)于現(xiàn)場的水基鉆井液。

2)F7H井的現(xiàn)場應用表明，MEGADRIL油基鉆井液能夠適應東方氣田下部易水化地層，有效解決了水平井和定向井摩阻和扭矩較大的難題，同時儲層保護效果良好。

3)優(yōu)異的鉆井液體系和有針對性的工程技術措施相結合保證了鉆井順利進行。

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