王慧博

摘 ? ? ?要：為滿足海上油田高溫儲層段鉆井施工對鉆井液性能的要求，室內通過對抗溫型增黏劑、抑制劑和封堵劑的優(yōu)選及評價，研究出了一套適合海上油田的耐溫抗鹽型水基鉆井液體系，并對鉆井液體系的綜合性能進行了評價。實驗結果表明，該鉆井液體系在密度范圍為1.3～1.7 g/cm3內時均具有良好的流變性能和降濾失性能;當老化溫度為180 ℃時，體系仍能保持良好的黏度和切力值，濾失量小于10 mL，具有良好的抗溫性能;在鉆井液體系中加入5%的NaCl后，體系的黏度和切力稍有下降，濾失量稍有增大，具有良好的抗鹽性能;體系中加入10%的鉆屑后，體系的各項參數(shù)變化幅度整體較小，具有良好的抗鉆屑污染能力。儲層巖心使用鉆井液體系污染后滲透率恢復值在60%以上，切除污染端面后滲透率恢復值可以達到90%以上，具有良好的儲層保護效果。

關 ?鍵 ?詞：海上油田;水基鉆井液;抗溫性;抗鹽性;儲層保護

中圖分類號：TE 52 ? ? ? 文獻標識碼： A ? ? ? 文章編號： 1671-0460（2020）02-0472-04

Abstract： In order to meet the requirements of drilling fluid performance in high temperature reservoir section of offshore oilfields， a set of water-based drilling fluid system suitable for offshore oilfield was developed by optimizing and evaluating temperature-resistant tackifier， inhibitor and plugging agent， and the comprehensive performance of the drilling fluid system was evaluated. The experimental results showed that the drilling fluid system had good rheological properties and filtration loss reduction performance in the density range of 1.3～1.7 g/cm3; when the aging temperature was 180 ℃， the system still maintained good viscosity and shear value， the filtration rate was less than 10 mL， and had good temperature resistance; when 5% NaCl was added to the drilling fluid system， the viscosity and shear force of the system decreased slightly， and the filtration loss increased slightly. When 10% drilling cutting was added into the system， the parameters of the system changed slightly， and the system had good anti-drilling cuttings pollution ability. The permeability recovery value of reservoir cores contaminated by drilling fluid system was over 60%， and that of contaminated end surface was over 90%， so the system had good reservoir protection effect.

Key words： ?offshore oilfield; water-based drilling fluid; temperature resistance; salt resistance; reservoir protection

海上M油田位于南海北部灣盆地的東部，主要儲層段埋深在4 500～4 700 m之間，儲層溫度較高，最高可達180 ℃左右[1，2]。另外，該油田儲層段黏土礦物含量較高，最高可達10%左右，且以伊/蒙混層和蒙脫石為主，易發(fā)生黏土水化膨脹現(xiàn)象[3-5]。并且該油田儲層段還含有部分鹽膏層[6]。在該油田前期幾口井的鉆井過程中都發(fā)生了不同程度的井下復雜情況，主要表現(xiàn)為掉塊、憋鉆、遇阻以及井壁失穩(wěn)等現(xiàn)象，部分井還出現(xiàn)了井徑擴大的現(xiàn)象[7-9]。分析原因主要是由于鉆井液在高溫條件下降解從而降低了攜巖能力，鉆井液濾液侵入儲層深部，引發(fā)黏土礦物吸水膨脹、分散及運移等顆粒堵塞現(xiàn)象，以及鉆井液中侵入過多無機鹽導致鉆井液流變性能變化等[10-13]。因此，急需研究性能更加優(yōu)良的鉆井液體系來滿足該油田鉆井作業(yè)施工的需求。

本文在分析了該油田鉆井過程中出現(xiàn)井下復雜事故原因的基礎上，為提高鉆井液體系的抗溫性能，優(yōu)選研制了抗溫型增黏劑DTVS-3;為提高鉆井液體系的抑制性能，優(yōu)選研制了復合抑制劑YS-1;為提高鉆井液體系的封堵性能，優(yōu)選研制了高效封堵劑FHD-3;并結合其他處理劑的使用，研究出了一套適合海上油田的耐溫抗鹽型水基鉆井液體系，并在室內對其綜合性能進行了評價，以期為類似油田的高效合理開發(fā)提供技術支持和保障。

1 ?主要處理劑優(yōu)選及鉆井液配方

1.1 ?抗溫型增黏劑優(yōu)選

室內評價了不同類型增黏劑在高溫下的增黏效果，增黏劑加量均為1.5%，滾動老化實驗條件為180 ℃×16 h，基漿配方為：2.0%海水土漿+0.25% Na2CO3 + 0.3% NaOH+0.3% LV-PAC +1.5%不同類型增黏劑，實驗結果見表1。

由表1結果可知，在相同的加量實驗條件下，不同類型增黏劑滾動老化前黏度和切力相差不大，但滾動老化后不同類型的增黏劑的黏度和切力變化較大，其中增黏劑DTVS-3的增黏效果最好，高溫老化前后黏度和切力幾乎沒有變化。因此，選擇DTVS-3作為體系的抗溫型增黏劑。

1.2 ?抑制劑優(yōu)選

由于海上某油田地層黏土礦物含量較高，在鉆井過程中易出現(xiàn)黏土水化膨脹、掉塊、卡鉆等復雜事故，因此，需要在鉆井液體系中加入性能優(yōu)良的抑制劑，提高體系的抑制性能。室內使用現(xiàn)場鉆屑評價了不同抑制劑的抑制效果，鉆屑粉碎后過100目篩，稱取一定質量后壓制成高度相同的巖心片，使用高溫高壓線性膨脹儀評價其在不同抑制劑溶液中的膨脹率，實驗條件為90 ℃×3.5 MPa×12 h，抑制劑加量均為2.0%，實驗結果見圖1。

由圖1結果可知，不同類型的抑制劑對現(xiàn)場鉆屑均具有一定的防膨效果，其中復合抑制劑YS-1的防膨效果最好，當其加量為2.0%時，對現(xiàn)場鉆屑的防膨率可以達到90%以上，抑制性能優(yōu)于其他類型的抑制劑。因此，選擇YS-1作為體系的抑制劑。

1.3 ?封堵劑優(yōu)選

在提高鉆井液體系抑制性能的同時，還需要防止鉆井液侵入地層造成的儲層損害，這就需要提高鉆井液體系的封堵性能。室內使用常溫常壓砂床濾失儀評價了不同類型封堵劑的封堵效果，實驗條件為25 ℃×0.7 MPa×30 min，實驗配方為：2.0%海水土漿+0.25%Na2CO3+0.3%NaOH+0.3%LV-PAC+1.5%增黏劑DTVS-3+2.0%復合抑制劑YS-1+4.0%不同類型封堵劑，實驗結果見圖2。

由圖2結果可知，基漿中加入不同類型的封堵劑后，常溫常壓砂床侵入深度均明顯減小，其中封堵劑FHD-3的效果最好，侵入深度只有1.9 cm，起到了良好的封堵效果。因此，選擇FHD-3作為鉆井液體系的封堵劑。

1.4 ?鉆井液體系配方確定

通過以上主要處理劑的優(yōu)選及評價結果，并結合其他處理劑，研究出了一套適合海上油田的耐溫抗鹽型水基鉆井液體系，其具體配方為：2.0%海水土漿+0.25%Na2CO3+0.3%NaOH+0.3%LV-PAC+1.5%增黏劑DTVS-3+2.0%復合抑制劑YS-1+4.0%封堵劑FHD-3+3.0%降濾失劑FHT-1+2.0%LUBE+重晶石加重至不同比重。

2 ?鉆井液體系綜合性能評價

2.1 ?不同密度鉆井液體系基本性能

使用重晶石將鉆井液體系加重至不同比重，然后測定不同密度鉆井液體系老化前后的基本性能。老化條件為120 ℃×16 h，高溫高壓濾失量實驗條件為120 ℃×3.5 MPa，實驗結果見表2。

由表2結果可知，在不同密度實驗條件下，老化前后鉆井液體系的黏度和切力變化均不大，并且API濾失量和HTHP濾失量均較小，說明體系具有良好的流變性能和降濾失效果，能夠滿足現(xiàn)場施工的要求。

2.2 ?抗溫性能

結合目標區(qū)塊油田儲層特點，由于儲層段的溫度較高，因此，需要鉆井液體系具有良好的抗溫性能。室內對鉆井液體系在不同溫度老化后的基本性能進行了評價，鉆井液的比重為1.5 g/cm3，實驗結果見表3。

由表3結果可知，隨著鉆井液體系老化溫度的升高，黏度和切力稍有下降，但降低幅度較小;而HTHP濾失量隨著老化溫度的增大稍有升高，經過180 ℃老化后，高溫高壓濾失量仍小于10 mL，說明體系具有良好的抗溫性能，能夠滿足目標油田儲層段鉆井施工的需要。

2.3 ?抗鹽性能

在海上油田鉆井過程中，鉆井液體系中不可避免地會混入部分海水以及無機鹽等物質，這就要求鉆井液體系必須具有良好的抗鹽性能。因此，室內對鉆井液體系的抗鹽性能進行了評價，在鉆井液體系中加入不同質量濃度的NaCl，然后測定鉆井液體系老化前后的性能變化情況，鉆井液的比重為1.5 g/cm3，老化條件為180 ℃×16 h，實驗結果見表4。

由表4結果可知，隨著鉆井液體系中NaCl加量的不斷增大，體系的黏度和切力有所下降，高溫高壓濾失量有所增大，但所有參數(shù)的變化幅度均較小，可以滿足現(xiàn)場施工時對鉆井液體系性能的要求。

2.4 ?抗鉆屑污染性能

將目標區(qū)塊儲層段鉆屑洗油烘干后粉碎，過100目篩，然后將其加入鉆井液體系中，評價鉆井液體系老化前后的性能變化情況，鉆井液的比重為1.5 g/cm3，老化條件為180 ℃×16 h，實驗結果見表5。

由表5結果可知，鉆井液體系中加入不同質量分數(shù)的鉆屑粉末后，體系的黏度和切力有所增大，高溫高壓濾失量也有所升高，但各項參數(shù)的變化幅度整體較小，說明研究的鉆井液體系具有良好的抗鉆屑污染能力。

2.5 ?儲層保護性能

在海上油田鉆井過程中，鉆至儲層段時需要鉆井液體系具有良好的儲層保護性能，以避免造成儲層損害。室內使用目標區(qū)塊儲層段天然巖心對鉆井液體系的儲層保護性能進行了評價，實驗用鉆井液的比重為1.5 g/cm3，驅替實驗用流體為標準鹽水，實驗結果見表6。

由表6結果可知，使用鉆井液體系污染后，目標區(qū)塊儲層段天然巖心的滲透率有所下降，滲透率恢復值在60%以上，切除掉巖心污染端面后，滲透率恢復值迅速升高，可以達到90%以上，這是由于鉆井液體系在儲層端面會形成一定厚度的泥餅，但鉆井液中的固相顆粒并不會侵入到儲層深部，不會對儲層造成嚴重的損害，說明鉆井液體系具有良好的儲層保護性能。

3 ?結 論

（1）通過大量室內實驗評價，最終研究出一套適合海上油田的耐溫抗鹽型水基鉆井液體系，其具體配方為：2.0%海水土漿+0.25%Na2CO3+0.3% NaOH +0.3%LV-PAC+1.5%增黏劑DTVS-3+2.0% 復合抑制劑YS-1+4.0%封堵劑FHD-3+3.0% 降濾失劑FHT-1+2.0%LUBE+重晶石加重。

（2）體系性能評價結果表明，不同密度鉆井液體系均具有良好的流變性能和降濾失效果，體系還具有良好的抗溫性能、抗鹽性能、抗鉆屑污染性能以及儲層保護性能，能夠滿足海上油田高溫儲層段的鉆井需要。

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