莺琼盆地高温高压井水基钻井液技术

程玉生罗 鸣胡文军吴 江王韶春刘喜亮（.中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，广东湛江 54057；.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 54057）

引用格式：程玉生，罗鸣，胡文军，等.莺琼盆地高温高压井水基钻井液技术［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：37-40.

莺琼盆地高温高压井水基钻井液技术

程玉生1罗 鸣2胡文军1吴 江2王韶春1刘喜亮1
（1.中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，广东湛江 524057；2.中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东湛江 524057）

引用格式：程玉生，罗鸣，胡文军，等.莺琼盆地高温高压井水基钻井液技术［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：37-40.

摘要：中国南海莺琼盆地具有温度梯度高、地层压力高、安全密度窗口窄的特点，在高温高压状态下经常出现钻井液流变性控制困难、井漏、电测遇阻和储层污染等问题。根据该区块地层的特点，通过大量的室内研究，在聚磺体系的基础上，引入甲酸钾作为抑制剂，优选了磺化材料及抗温聚合物，在提高抑制性的同时，有效地降低了体系的活度，通过加重剂的优化，改善钻井液的流变性，同时使其具有低的高温高压失水，密度2.4 g/cm3的体系抗温可达200 ℃。现场应用结果表明，该钻井液体系具有良好的抗温性和流变性，高温高压失水低，泥饼质量好，电测结果显示，该钻井液体系具有良好的储层保护效果。

关键词：莺琼盆地；高温高压；水基钻井液；甲酸钾；储层保护

中国南海莺琼盆地是世界三大高温高压聚集地区之一,温度梯度3.9~4.79 ℃/100 m,地层压力当量密度最高达2.38 g/cm3，安全密度窗口小于0.1 g/cm3。在中国南海已钻的高温高压井中最高温度达249 ℃，最大钻井液密度2.38 g/cm3，在莺琼盆地已钻的多口高温高压井当中，钻井液在高温下很容易失去其性能，高压下井壁失稳诱发的卡钻和井漏等复杂事故［1］，给钻井作业带来了很大的困难。同时，在高温高压条件下，电测和储层保护问题也显得异常突出。在过去所钻的高温高压井中，温度小于180℃时通常以水基钻井液为主，温度大于180 ℃时通常使用油基钻井液。

为了进一步探明南海莺琼盆地的油气状况，提高高温高压井的钻井效率，中海油服在原高温高压水基钻井液的基础上进行了进一步的优化，引入了甲酸钾作为抑制剂，优选了磺化及抗温聚合物材料，优选高品质重晶石（密度4.4 g/cm3）作为加重材料，构建了新型的高温高压水基钻井液体系，抗温达200℃，密度可达2.40 g/cm3。室内实验结果表明，该钻井液体系具有良好的流变性，低的高温高压失水，薄而致密的泥饼。现场应用结果表明，该钻井液体系具有良好的抗温性和流变性，高温高压失水低，泥饼质量好，具有良好的储层保护效果。

1　室内研究

高温高密度钻井液体系稳定的性能、良好的流变性和抗温性是钻井取得成功的关键因素。从钻井液体系的构建、抑制防塌能力、封堵性能、抗污染能力以及储层保护等方面进行了综合评价。

1.1 钻井液体系的构建

钻井液体系主要由抗温聚合物、磺化材料、盐、稀释剂和加重剂等组成，要求具有良好的高温流变性、较强的抑制黏土水化分散的能力，良好的悬浮稳定能力以及润滑性。储层保护方面要求尽可能减少滤液的侵入，能够满足电测取全取准资料的要求。

基浆配方：1.5%膨润土浆+0.3%~0.5%聚阴离子纤维素PF-PAC LV +3%~4%磺化沥青Soltex+ 3%~4%磺化酚醛树脂PF-SMP HT+3%~5%磺化褐煤PF-SPNH HT +0.5%~2%抗高温聚合物Dristemp+ 1%~2%稀释剂Drillthin+密度为4.4 g/cm3优质重晶石加重。不同密度基浆的基本性能见表1。

表1　基浆基本性能

1.1.1 抑制剂的筛选 通过吸附等温法测得饱和盐溶液水的活度值可以看出，饱和HCOOK溶液的活度最低［2］（见表2）。

在室内采用页岩膨胀实验和钻屑回收率实验，优选和评价抑制性能［3］。在基浆中加入等量的HCOOK与KCl，测得浆样8 h线性膨胀率见表3，可以看出，选择HCOOK作为抑制剂能够降低水的活度而且具有良好的抑制效果。

表2　饱和盐溶液水的活度值

表3　 抑制性评价实验

1.1.2 润滑剂的选择 在基浆中加入不同的润滑剂后，测定钻井液的润滑系数（表4），几种润滑剂均可满足高温高压井对润滑性的要求，在钻井过程中配合使用效果更好。

表4　钻井液润滑性实验

1.2 钻井液性能评价

1.2.1 抑制性 取莺歌海区块地层钻屑通过清水和高温高密度钻井液进行滚动回收率的实验，从表5实验结果可以看出，对于所取储层岩屑，该钻井液体系具有较高的滚动回收率，显示出该钻井液体系具有良好的抑制性。

表5　抑制性评价实验

1.2.2 封堵性 砂床漏失实验采用两端开口的高温高压失水仪进行，装入60~80目的200 g细砂，在3.4 MPa的条件下测定漏失，实验结果为0 mL；做完30min高温高压滤失后，倒出浆体，保留泥饼，在泥饼上面加入至刻度的清水，在3.4 MPa条件下测定漏失，共计漏出清水仅0.8 mL。

1.2.3 抗泥岩钻屑污染能力 选取莺歌海区块现场的钻屑烘干后对高温高压钻井液进行污染实验，实验结果见表6。可以看出，该体系具有良好的抗岩屑侵的能力，加入8%的岩屑粉后，仍具有良好的流变性，满足钻井工程的需要。

表6　抗岩屑污染实验

1.2.4 储层保护性能 取莺歌海区块储层岩心进行渗透率恢复值实验，从表7可以看出，渗透率恢复值在85%以上，表明高温高密度钻井液具有较好的储层保护效果。

表7　储层保护评价实验

通过室内实验可以看出，在密度2.0~2.4 g/cm3、温度200 ℃的情况下，该配方性能较为稳定。结合现场实际，进行了相应的钻屑污染、抑制性、储层保护、封堵性及清水砂床漏失等相关实验，实验结果良好，通过后期实验加入功能性材料后，保证了体系的封堵性和渗透性，各项性能达到要求，满足现场作业的需要。

2　现场应用

莺琼盆地高温高压井的难点一般在Ø212.7 mm井段，主要难点包括：（1）井底地层压力大，要求的钻井液密度高，高密度钻井液在高温情况下的流变性难以控制［4-5］；（2）钻井液需具备良好的抑制性，维护泥岩的井壁稳定，保证安全钻进；（3）钻井液需具备良好的抗污染能力，在高温高密度条件下，要求宽的固相容量限，以及良好的抗钻屑污染的能力；（4）钻井液需具备低的HTHP滤失量及好的泥饼质量，减少滤液侵入，做好储层保护。

2.1 小型试验

本井段的开钻钻井液采用回收部分上井段的旧浆与新浆混合,控制混配后钻井液的MBT小于15 kg/m3。通过小型试验确定旧浆与新浆的混配比例。上井段旧浆中主要处理剂的浓度为：0.3%~0.5%PF-PAC LV+3%~4%Soltex+2%~3%PFSMP HT+2%~3%PF-SPNH HT；新浆主要处理剂浓度为：4%~5%PF-SMP HT+4%~5%PF-SPNH HT+3 %~4%SOLTEX+0.2%~0.5%Dristemp+10%HCOOK。旧浆与新浆按1∶1的比例混合，然后使用优质重晶石（密度4.4 g/cm3）加重至1.85 g/cm3，测量性能见表8。

表8　小型试验钻井液性能

根据小型试验结果，旧浆和新浆比例按1∶1~ 2∶1配制开钻钻井液。正常钻进期间补充浆的维护配方为：10 m3井浆+20 m3胶液＋优质重晶石（密度4.4 g/cm3）加重至比井浆高0.05~0.1 g/cm3。胶液配方：淡水+0.6%烧碱+4%~5%PF-SMP HT+5%~10%PFSPNH HT+6%~10%SOLTEX +1%~10%PF-QWY（超细碳酸钙）+10%PF-HCOOK（按需要考虑改善泥饼质量，降低高温高压失水）。

2.2 维护措施

（1）随着密度的增高，逐步提高抗温聚合物Dristemp和Drillthin的加量,提高钻井液的抗温性。

（2）目的层段，通过加入石灰和烧碱保持钻井液适度的碱度，pH不低于10。

（3）钻进过程中，按400~600 L/h的速度补充烧碱水，保持钻井液被消耗掉的自由水［6］。

（4）维持HCOOK的浓度10%，维持钻井液的抑制性，在高温体系中，能降低抗温聚合物的热稳定要求，缓解聚合物的高温降解作用［7］。

（5）通过加入PF-SMP HT、PF-SPNH HT和Soltex等材料，维护钻井液低的高温高压失水。

（6）目的层前加入1%~3%PF-QWY（超细碳酸钙）和1%~3%PF-STRH（随钻承压增强剂）来进一步提高钻井液的封堵和承压能力，同时降低滤失，减少滤液的侵入。

（7）维持1%~2%的润滑剂PF-LUBE和RHG来加强裸眼段的润滑性，后期加入1%PF-GRA来改善钻具与套管的防磨性。钻井液性能见表9。

2.3 电测效果

在电测项目多、钻井液静止时间长的情况下，电测作业顺利。目前应用的最高温度达193 ℃，测压取样见样时间短，井壁取心效果良好，收获率高，岩心表面无泥包现象。

表9　钻进期间的钻井液性能

3　结论

（1）通过优化抗温处理剂和改进加重材料以后，目前高温高压水基钻井液性能得到了较大程度的改善。室内实验结果显示在密度2.4 g/cm3、温度200℃的条件下各项性能指标良好，在同等密度和温度的高温高压水基钻井液中性能较为优良。

（2）现场应用显示，该高温高压水基钻井液体系的流变性易于控制，在密度1.85~2.25 g/cm3的加重过程中整体流变性能和各项指标稳定；在井下温度190 ℃左右时各项性能稳定，无性能突变和重晶石沉降的情况发生。

（3）该高温高压钻井液体系目前在莺琼盆地高温高压井中应用效果良好，但本地区更深的地层具有更高的温度和压力系数，以及更窄的安全密度窗口，计划继续通过加重材料的改性研究和体系的优化来提高密度和温度使用上限，以期在更高温度和压力的井中得以应用。

参考文献：

［1］ 赵文，谢克姜.南海海域高温高压钻井液技术［J］.石油钻采工艺，2007，29（6）：87-89.

［2］ 李方，蒲小林，罗兴树，等. 几种有机盐溶液活度及抑制性实验研究［J］. 西南石油大学学报：自然科学版：2009，31（3）：134-135.

［3］ 丁锐，邱正松，李建鹰，等.强烈蚀变火山岩地层组构及其防塌钻井液研究［J］.石油大学学报：自然科学版，2000，24（5）：14-16．

［4］ BLAND R G, MULLEN G A, GONZALEZ Y N, et a1．HPHT drilling fluid challenges ［R］. SPE 103731, 2006．

［5］ 鄢捷年.钻井液工艺学［M］.山东东营：石油大学出版社，2001：345-346．

［6］ 蒲晓林，黄林基，罗兴树，等.深井高密度水基钻井液流变性、造壁性控制原理［J］.天然气工业，2001，21（6）：48-51．

［7］ 刘自明，苗海龙，王冲敏，等.甲酸钾对PDF-THERM钻井液的影响［J］. 钻井液与完井液，2014，31（5）：32-34.

（修改稿收到日期 2015-08-08）

〔编辑 朱 伟〕

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

作者简介：程玉生，1980年生。毕业于中国石油大学（华东）石油与天然气工程专业，现从事钻井液与完井液的技术研究与应用工作，工程师。电话：0759-3911585。E-mail：chengysh@cosl.com.cn。

基金项目：中国海洋石油总公司十二五重大专项“东方13-1气田高温高压钻完井关键技术研究”（编号：E-Y213G001.03）。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.010

文章编号：1000 – 7393（2015）05 – 0037 – 04

文献标识码：B

中图分类号：TE254