东海某气田大位移井钻井液技术室内研究

邢希金（中海油研究总院，北京 100027）

东海某气田位于平湖油气田西南部，距离在产的平湖油气田较近。该气田有探井1口，揭示含气层位为古近系平湖组，储层埋深3500m。现拟依托平湖气田平台现有设施，利用大位移井开发该气田。但由于地层煤层发育、储层异常高压等复杂地层特征增加了钻井难度，由此钻井液体系的选择成为决定大位移井开发作业成功与否的关键因素。笔者分析了大位移井钻井难点，并通过室内研究推荐了适合于东海海域大位移井钻进的油基钻井液体系。

1 东海某气田大位移井钻井液难点

1.1 地层煤层发育易垮塌和漏失

东海海域油气田普遍存在煤层发育特征。根据探井地质录井资料显示，东海某气田自上而下的新近系三潭组、玉泉组、龙井组，古近系花港组下段及平湖组下段均存在薄煤层，探井钻探过程中发生过垮塌和漏失等复杂情况，这增加了大位移井的钻井难度。

1.2 裸眼井段长，井壁易失稳

1.3 平湖组第12小层储层异常高压溢流和井涌

东海地区平湖组地层普遍存在异常高压［1］，根据探井测试结果及已开发井资料，平湖组第12小层储层地层孔隙压力因数高达1.51，考虑井控安全密度附加量0.15g／cm3，储层段钻井液密度高达1.66g／cm3，钻井过程中存在溢流和井涌风险；由于in井段长达1680m，储层顶部为正常压力系统，高密度钻井液钻至储层时上部地层可能发生漏失。

综合分析，东海某气田大位移井钻井液应具备以下特征：针对煤层要具有强抑制和强封堵能力；针对长裸眼段应具有良好的井壁稳定、携岩及润滑能力；针对高压储层应具备防沉降和气层保护能力。通过对比分析水基和油基钻井液的特点，最终选择油基钻井液体系来完成12in及in井段钻井作业。

表1 东海某气田大位移井井身结构与套管程序

2 油基钻井液体系优选

2.1 乳化剂的质量对体系性能的影响

乳化剂是配制油基钻井液的关键组分，油基钻井液是否稳定在很大程度上取决于该处理剂的合理使用。室内在密度为1.66g／cm3条件下，对乳化剂进行了评价，结果如表2所示。

基本配方：320ml 3＃白油＋80ml CaCl2溶液（质量分数为26%）＋主乳化剂HIEMUL＋辅乳化剂HICOAT＋6.0g流型调节剂HIRHE＋4.0g储备碱MOALK＋3.2g有机土MOGEL＋3.2g提切剂JHS＋8g降滤失剂HIFLO＋4g封堵剂MOFL＋重晶石（加重到密度为1.66g／cm3）。

表2 乳化剂对油基钻井液体系综合性能的影响

从试验看出，主乳化剂HIEMUL为10.4g，辅助乳化剂HICOAT为1.6g时，滚后流变参数满足工程要求，比其他配比节省药剂，试验和现场推荐采用这种乳化剂的配方。

2.2 有机土的质量对体系性能的影响

有机土是油基钻井液中最基本的亲油胶体，在油基钻井液中既可提高钻井液的黏度和切力，又能降低油基钻井液的滤失量［2］。室内对不同有机土质量下的体系性能进行了比较评价，试验结果如表3所示。

基本配方：320ml 3＃白油＋80ml CaCl2溶液（质量分数为26%）＋10.4g主乳化剂 HIEMUL＋1.6g辅乳化剂HICOAT＋6.0g流型调节剂HIRHE＋4.0g储备碱MOALK＋有机土MOGEL＋3.2g提切剂JHS＋8.0g降滤失剂HIFLO＋4.0g封堵剂MOFL＋重晶石（加重到密度为1.66g／cm3）。

表3 有机土的质量变化对油井钻井液体系性能的影响

在密度为1.66g／cm3的情况下，评价结果表明加入3.2g的有机土MOGEL，滚前滚后的流变效果都较好，但在密度较低时应增加有机土确保提黏和降滤失。

2.3 降滤失处理剂的选择及评价

具有一定亲油性的非溶解性分散颗粒一般可以作为油基钻井液的降滤失剂使用，在现场使用最为广泛的是沥青类物质。沥青可以通过氧化得到氧化沥青，也可以通过磺化得到磺化沥青，氧化沥青和磺化沥青都可以作为油基钻井液的降滤失剂使用［3］。降滤失处理剂加入质量对体系性能的影响如表4所示。

基本配方：320ml 3＃白油＋80mlCaCl2溶液（质量分数为26%）＋10.4g主乳化剂 HIEMUL＋1.6g辅乳化剂HICOAT＋6.0g流型调节剂HIRHE＋4.0g储备碱 MOALK＋3.2g有机土 MOGEL＋3.2g提切剂JHS＋降滤失剂＋4.0g封堵剂MOFL＋重晶石（加重到密度为1.66g／cm3）。

表4 不同降滤失处理剂对油井钻井液体系性能的影响

从表4可以看出，降滤失剂HIFLO与封堵剂MOFL复配后，流变性变好且高温高压失水降低。降滤失剂的加入改变了钻井液体系的高温高压滤失量，并可以同时改善泥饼的质量，根据室内评价推荐现场使用这2种处理剂来控制失水。

2.4 储备碱加入质量对油井钻井液体系性能的影响

碱度控制剂也称为储备碱，主要的功能是调节油基钻井液的稳定性，激活乳化剂，保护钻具，中和以及缓冲地下酸性气体的影响；油基钻井液可以采用有机胺和石灰作为碱度控制剂。储备碱加入质量对体系性能影响如表5所示。

基本配方：320ml 3＃白油＋80mlCaCl2溶液（质量分数为26%）＋10.4g主乳化剂 HIEMUL＋1.6g辅乳化剂HICOAT＋6.0g流型调节剂HIRHE＋储备碱MOALK＋3.2g有机土MOGEL＋3.2g提切剂JHS＋8.0g降滤失剂HIFLO＋8.0g封堵剂MOFL＋重晶石（加重到密度为1.66g／cm3）。

表5 储备碱加入质量对油井钻井液体系性能的影响

从表5可以看出，储备碱的加入会增加钻井液的黏度，推荐MOALK的加量为8g左右，以兼顾塑性黏度和切力的需要。

2.5 成膜封堵剂性能评价

钻井液中加入成膜封堵剂，能有效封堵不同渗透性地层，阻止固相和液相进入地层，稳定井壁。成膜封堵剂加入质量对体系性能的影响如表6所示。

基本配方：320ml 3＃白油＋80mlCaCl2溶液（质量分数为26%）＋10.4g主乳化剂 HIEMUL＋1.6g辅乳化剂HICOAT＋6.0g流型调节剂HIRHE＋8g储备碱MOALK＋3.2g有机土MOGEL＋3.2g提切剂JHS＋8.0g降滤失剂HIFLO＋封堵剂MOFL＋重晶石（加重到密度为1.66g／cm3）。

表6 成膜封堵剂质量变化对油井钻井液体系性能的影响

从表6可以看出，随着封堵剂MOFL加入质量的增加，体系黏度逐渐增大，失水下降，综合对比流变性与高温高压失水情况来看，建议封堵剂加量在8g左右为宜。室内采用填砂管（20～40目）试验，评价了在油基钻井液体系中封堵剂MOFL不同加入质量条件下的成膜封堵性能。主要从砂床的侵入深度来衡量其封堵性，图1（a）为没有加MOFL的侵入深度（3.2cm）；图1（b）为加入4g MOFL的侵入深度（2.6cm）；图1（c）为加入8g MOFL的侵入深度（1.4cm）。说明在添加成膜封堵剂MOFL后，体系具有较好的成膜封堵效果，能够有效地降低砂床的侵入深度。

2.6 油基钻井液的润滑性能

大位移井的摩阻扭矩是保证大位移井作业成功的关键，对大多数水基钻井液来说，摩阻系数维持在0.12～0.20。室内采用Fann公司EP极压润滑仪，在扭矩为16.95N·m，转速为60r／min条件下转5min后读取仪表读数，计算得摩阻系数。结果见表7。

图1 油基钻井液成膜封堵效果

表7 摩阻及润滑系数评价

可以看出，所评价的油基钻井液润滑系数可以达到0.09，显示了良好的润滑性能；与水基钻井液比较，油基钻井液润滑性能要优良得多，具有满足大位移井钻井作业的低摩阻低扭矩要求。

2.7 推荐配方及综合性能

通过对各个处理剂加入质量的系统化评价，确定了所推荐的油基钻井液体系配方，其中根据井身结构设计及密度设计情况，分别对各个井段的油基钻井液体系基本配方进行了推荐（见表8，各处理剂的加量按照3＃白油和质量分数为26%CaCl2总和1m3体积计算结果），并评价了其相关性能（表9）。

表8 油基钻井液体系推荐配方

表9 油基钻井液体系推荐配方性能

根据各个密度段油基钻井液体系的推荐配方及性能可以看出，该套油基钻井液体系具有较好的综合性能，其塑性黏度较低，高温高压失水量较小，封堵性和润滑性好，能够满足大位移井钻井的需求。

3 结论与认识

通过室内大量的分析及试验评价研究，可以得到如下结论：

1）针对东海海域地层发育特征，归纳总结了东海某气田大位移井的煤层漏失、长裸眼段井壁稳定、高密度沉降、润滑性等开发难点，对比分析水基和油基钻井液的特点，最终选择油基钻井液体系解决方案。

2）室内构建获得的油基钻井液具有较好的流变控制性能，黏度低、动塑比较高，处理剂加入质量低，电稳定性较高，储层保护效果好，性能稳定，具有满足大位移井钻井需要的润滑性能、井壁稳定性能、流变带砂和井眼清洁性能。

［1］王伟，张丽艳，李响 .平湖油气田油气成藏新模式 ［J］.海相油气地质，2011，16（1）：51～55.

［2］郝广业 .抗高温油基钻井液有机土的研制及室内评价 ［J］.内蒙古石油化工，2008，18（1）：108～110.

［3］杨玉良，李跃明，马世昌 .沥青在石油钻井中的研究与应用 ［J］.新疆石油天然气，2010，6（1）：59～62.