南海西部深水高温高压钻井液技术研究与应用*

方满宗 刘和兴 刘智勤 徐一龙 徐 超

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

南海西部深水高温高压钻井液技术研究与应用*

方满宗 刘和兴 刘智勤 徐一龙 徐 超

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

南海西部陵水区块高温高压引起深水钻井作业窗口进一步变窄，高温与低温并存使钻井液性能难以维护。在常规深水钻井液HEM体系的基础上，通过优选抗低温水合物抑制剂和抗高温降失水剂构建了南海西部深水高温高压钻井液体系。室内评价表明，所构建的钻井液体系具有良好的低温—高温流变性、抗污染能力、沉降稳定性、封堵承压性、储层保护性、泥页岩水化抑制性。该钻井液体系已在南海西部陵水区块3口深水高温高压井取得成功应用，可避免井漏、溢流等复杂情况，提高了作业效率，具有良好的推广应用价值。

南海西部；陵水区块；深水；高温高压；水合物抑制剂；降失水剂；钻井液体系

南海深水海域蕴藏丰富的油气资源，预计深水区油气资源量约300亿t(油当量)，有第二个“波斯湾”之称[1]。但这些油气资源的勘探开发难度大，很多油气藏不仅水深大、泥线温度低，而且下部井段存在高温高压的特点。一方面,海水的低温环境引起隔水管井段钻井液黏度增加、切力增大、流变性变差，导致循环当量密度增加而诱发井漏；另一方面,深水高温高压的储层环境导致钻井液窗口比常规深水井更窄，钻井液既要抗高温又要防止溢流，还须抑制疏松地层的垮塌，同时提高地层承压以扩大安全窗口[2]。

南海西部海域陵水区块是一个典型的深水高温高压区块，该区块目前最大作业水深达1 688 m，钻遇的最高井温达167℃。预测陵水区块储层最高温度可达176℃，最高压力系数可达2.01，泥线温度约2～3℃[3],因此深水、高温、高压的三重挑战给该区块钻井工程带来了一系列的困难[4],主要体现在以下2个方面。

1) 深水和高压引起钻井窗口进一步变窄：在深水海域钻井作业时，由于作业海域水深较大，原本是岩石覆盖的上部层段被海水所替代，导致上覆地层压力极低，岩石往往胶结疏松，呈现坍塌压力高、漏失压力低的特征。南海西部陵水区块不仅具有上述特征，还存在高压，深水和高压的双重作用导致钻井窗口较常规深水井进一步变窄，钻井液既要防止井壁岩石垮塌，还需要防止井漏和井控问题的出现，难度比常规深水井更大[5-7]。

2) 高温和低温并存引起钻井液性能难以维护：深水区块存在几百米甚至上千米的海水段，通常会在泥线至泥线以上500 m左右之间形成一个2～4℃低温段，低温环境使隔水管中的钻井液流变性发生变化，可使钻井液的黏度和密度增大而产生凝胶效应，在井筒流动中产生较高摩擦阻力而使套管鞋处地层被压漏的风险增大；常规深水井往往只着重于抗低温，不需考虑高温的影响，而高温会使钻井液中部分处理剂发生高温降解、交联，减弱体系的抗污染能力，同时会使处理剂的水溶性变差，影响整个钻井液的流变性和滤失量性能，严重时整个体系崩溃[8-10]。因此，南海西部陵水区块深水高温高压钻井作业中，特别储层段钻进时，既要防止钻井液在低温段出现凝胶效应而造成井漏，又要防止钻井液在高温段出现降解而导致携岩能力下降。

分析认为，提高深水高温高压钻井液性能是解决上述挑战的有效途径。本文通过优选抗低温水合物抑制剂和抗高温降失水剂构建了抗高温高压钻井液体系，并在陵水区块深水井取得了成功应用，为南海西部地区深水高温高压油气田的安全、高效开发提供了技术支撑和保障。

1 深水高温高压钻井液体系构建

对南海西部地区常规深水井、常规高温高压井和断块油气田钻井中常用的HEM、Therm、Duratherm、PLUS/KCl、无固相有机盐、MOM等钻井液体系进行评价，发现上述钻井液体系均只能达到一个或几个方面的要求，无法完全满足陵水区块深水高温高压井的复杂地质环境，因此需要构建一套专门针对陵水区块地质环境的钻井液体系。根据深水高温高压钻井液面临的技术挑战，拟在现有深水HEM钻井液体系的基础上，通过优选抗低温水合物抑制剂和抗高温降失水剂，构建适用于深水高温高压井作业的钻井液体系。

1.1 抗低温水合物抑制剂优选

从经济和环保的角度考虑，目前对水合物的抑制主要采取半防的措施(半防指的是钻进过程中抑制水合物的形成)。无机盐(NaCl、KCl等)、乙二醇是目前最主要的水合物抑制剂，而钾酸盐(如KCOOH)能显著提高聚合物的抗低温能力，因此抗低温水合物抑制剂拟采用NaCl和甲酸钾复配的形式。根据水合物软件Hydraflash模拟计算，5%NaCl和10%KCOOH复配时，15 MPa下水合物的临界温度为14℃，20 MPa下水合物的临界温度为15℃，能达到半防的要求(图1)。室内模拟钻井液体系在20 MPa下形成水合物的临界温度为16.63℃，说明采用5%NaCl和10%KCOOH复配形式能够有效抑制水合物的形成。

图1 5%NaCl+10%KCOOH抑制液p -T相图Fig.1 p -T phase curve of inhibition 5%NaCl+10%KCOOH

1.2 抗高温降失水剂优选

深水高温高压钻井液体系抗高温降失水剂的选择须考虑2个因素：①良好的流变性、较低的滤失量；②来源广、成本可接受。室内对国外某公司抗高温降失水剂DrisTemp、国内抗高温降失水剂HTFL进行了评价，评价结果见表1。由表1可以看出，HTFL在钻井液体系中的黏度效应较小，高温高压滤失量与DrisTemp相当，满足陵水区块深水高温高压的地质环境要求，故抗高温增黏降失水剂选用HTFL。

1.3 钻井液体系配方优选

以抗高温降失水剂HTFL、抗低温水合物抑制剂NaCl和甲酸钾为主剂，配合聚磺抗高温降失水剂SMP HT和SPNH、抑制剂CP1(组分主要为磺化沥青，由于其中含有磺酸基，水化作用很强，当吸附在泥页岩晶层断面上时，可阻止页岩颗粒的水化分散)和承压封堵剂CP2(主要由坚果壳和具有较高强度的碳酸盐岩石颗粒搭配而成，通过进入孔隙而起到封堵承压作用)，构建了抗180℃、密度2.1 g/cm3钻井液体系(表2)。从性能评价结果(表3)可以看出，3号钻井液体系性能最优，最终确定为南海西部陵水区块深水高温高压钻井液体系。

表1 HTFL和DrisTemp在钻井液体系中的性能对比Table 1 Performance comparison of HTFL and DrisTemp

注：基浆为1.5%膨润土+0.2%Na2CO3+0.3%NaOH+0.2%PAC-LV(提黏剂)+4%SMP (抗高温降失水剂)+5%SPNH(抗高温降失水剂) +5%NaCl+10%KCOOH(甲酸钾)。

表2 180 ℃高温高压钻井液体系配方Table 2 Formula of HPHT drilling fluids under 180 ℃

表3 180 ℃高温高压钻井液体系性能Table 3 Performance of HPHT drilling fluids under 180 ℃

2 深水高温高压钻井液体系性能评价

2.1 低温—高温流变性评价

利用Fann77流变仪对深水高温高压钻井液体系在低温、中温和高温条件下的流变性进行了评价，评价结果见表4。由表4可以看出，该钻井液体系从低温到高温具有很好的流变特性，随着温度的升高，钻井液体系的黏度趋于平缓，动切力的变化趋势也较好，可满足陵水区块深水高温高压钻井液作业要求。

表4 不同温度下深水高温高压钻井液体系的流变性评价结果Table 4 Evaluation results of rheological properties of deep water HTHP drilling fulid under different temperature

2.2 抗污染能力评价

室内分别在深水高温高压钻井液体系中加入不同量钙土和岩屑进行污染，对比污染前后钻井液体系黏度和滚后高温高压失水的变化情况，实验结果如图2、3所示。从图2、3可以看出，该钻井液体系加入钙土和岩屑后流变性有所增加，但增加幅度不大，说明具有一定的抗污染能力。

2.3 沉降稳定性评价

采用静态沉降评价法对深水高温高压钻井液体系的沉降稳定性进行了评价，钻井液体系沉降因子Sf利用公式(1)计算，结果见表5。从表5可以看出，该钻井液体系的沉降因子都在0.5左右，具有很好的沉降稳定性。

Sf=ρbottom/(ρbottom+ρtop)

(1)

图2 不同钙土加量下深水高温高压钻井液体系黏度和失水变化情况Fig.2 Viscosity and filtration of deep water HTHP drilling fluid in different composition of calcareous clay

图3 不同岩屑加量下深水高温高压钻井液体系黏度和失水变化情况Fig.3 Viscosity and filtration of deep water HTHP drilling fluid in different composition of cuttings

表5 不同温度深水高温高压钻井液体系的沉降因子Table 5 Sedimentation factor of deep water HTHP drilling fluid under different temperature

2.4 封堵承压性能评价

采用JHDSⅡ动失水仪测定在10 MPa、150℃条件下深水高温高压钻井液体系的封堵承压能力。从滤失速率曲线(图4)可以看出，15 min后该钻井液体系的滤失速率趋于平稳，小于0.08 mL/min，表明已经在岩心端面形成了高效封堵，阻止固相和滤液进入岩心内部，起到了承压封堵的效果。

图4 深水高温高压钻井液体系滤失速率曲线Fig.4 The curve of filtration rate of deep water HTHP drilling fluid

2.5 储层保护评价

采用天然岩心，根据《SY/6540—2002钻井液完井液损害油层室内评价方法》[11]，采用标准盐水对深水高温高压钻井液体系的储层保护效果进行了评价，实验结果见表6。由表6可以看出，实验岩心样品渗透率恢复值均大于89.3%，说明该钻井液体系具有很好的储层保护效果。

表6 深水高温高压钻井液体系储层保护效果评价结果(压差3.5 MPa)Table 6 Formation protective effect results of deep water HTHP drilling fluid under 3.5 MPa

注：Ko为污染前的平衡渗透率，Rod为污染后渗透率恢复值，Rsd为切除端面后渗透率恢复值。

2.6 泥页岩水化抑制评价

由于陵水区块深水地层的压实程度差，很容易造成井壁失稳，给作业增加难度。在以往的探井中最易失稳的莺歌海组二段大套泥岩中选取22颗井壁掉块进行了浸泡水化抑制评价，评价结果如图5所示。从图5可以看出，实验岩样浸泡120 h后出现数条裂纹，但岩样依然完整，表明本文所构建的深水高温高压钻井液体系能抑制陵水区块的泥页岩水化，具有防止泥页岩井壁失稳的能力。

图5 深水高温高压钻井液体系对莺歌海组泥页岩水化抑制评价实验结果Fig.5 Evaluation experiment results of deep water HTHP drilling fluid on mud shale hydration inhibition from Yinggehai Formation

3 现场应用

南海西部LSX-1井作业水深990 m，井底温度151℃，井底压力系数1.94，是一口典型的深水高温高压井，使用本文构建的高温高压钻井液体系(钻井液基本配方为：1.4%～1.7%膨润土+0.2%Na2CO3+0.3%NaOH+0.2%～0.25%PAC-LV(提黏剂)+0.8%～1.0%HTFL(抗高温降失水剂)+3%SMP HT(抗高温降失水剂)+3%SPNH HT(抗高温降失水剂)+3% FT-1+5%NaCl+10%KCOOH(甲酸钾)+2%PF-CP1(抑制剂)+5%PF-CP2(承压封堵剂)+重晶石)在该井储层段钻进时没有发生井漏、溢流等复杂情况。随后该钻井液体系在LSX-2、LSX-3等深水高温高压井进行推广应用，较Woodside同类型深水高温高压井作业时间平均缩短12 d，取得了良好经济效益。

4 结论

1) 构建了一套适用于深水高温高压井作业的钻井液体系，该钻井液体系抗温180℃、密度2.1 g/cm3，具有良好的低温—高温流变性、抗污染能力、沉降稳定性、封堵承压性、储层保护性、泥页岩水化抑制性。

2) 南海西部陵水区块3口高温高压深水井应用表明，本文所构建的深水高温高压钻井液体系可有效防治井漏、溢流等复杂情况，较Woodside同类型深水高温高压井作业时间平均缩短12d，可在类似区块推广应用。

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(编辑：孙丰成)

Research and applications of deep water HTHP drilling fluid in western South China Sea

FANG Manzong LIU Hexing LIU Zhiqin XU Yilong XU Chao

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

The characteristic of HTHP in western South China Sea leads to a narrower operation window, which brings difficulties to drilling fluid property maintenance under coexistence of low and high temperatures.A deep water HTHP drilling fluid system for western South China Sea is formulated on the basis of traditional HEM drilling fluid by screening low temperature hydrate inhibitors and high temperature filtrate reducers.Lab experiments show that the novel deep water HTHP drilling fluid system possesses sound rheology at both low and high temperatures, contamination tolerance, suspension-stability, as well as good fissure-sealing, reservoir protection and shale inhibiting capabilities.It has been successfully applied recently in three deep water HTHP wells in Lingshui Block of western South China Sea.This drilling fluid system boosts operation efficiency by greatly reducing downhole complexes such as lost circulation and kick.Hence, it can serve as a technical reference for future deep water HTHP operations.

western South China Sea; Lingshui Block; deep water; HTHP; hydrate inhibitor; filtrate reducer; drilling fluid system

方满宗，男，高级工程师，1997年毕业于原江汉石油学院钻井工程专业，现为中海石油(中国)有限公司湛江分公司工程技术作业中心深水首席工程师，主要从事海洋钻完井工艺技术的研究与管理工作。地址：广东省湛江市坡头区南调路22号(邮编：524057)。E-mail：fangmz@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)01-0089-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.01.013

方满宗,刘和兴,刘智勤，等.南海西部深水高温高压钻井液技术研究与应用[J].中国海上油气，2017,29(1)：89-94.

FANG Manzong,LIU Hexing,LIU Zhiqin,et al.Research and applications of deep water HTHP drilling fluid in western South China Sea[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(1):89-94.

TE254

A

2016-03-14 改回日期：2016-06-07

*“十三五”国家科技重大专项“琼东南盆地深水区大中型气田形成条件与勘探关键技术(编号：2016ZX05026-02)”部分研究成果。