高温高压高含硫化氢气田储层钻开液研究和应用

苗海龙.

(长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100 )

高温高压高含硫化氢气田储层钻开液研究和应用

苗海龙.

(长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100 )

为了满足印尼BD高温、高压、高含硫化氢“三高”气田水平井钻井开发的需要，采用有机盐和可酸溶固相材料加重，研制无膨润土和重晶石的抗温弱凝胶水基钻开液体系HTFLOW。研制的钻开液体系使用甲酸钾加重至1.50 g/cm3，然后用锰矿粉(Mn3O4)补充加重，体系的最高密度能够达到2.2 g/cm3；该体系具有良好的抗温性能，体系抗温大于160℃；固相及滤饼可酸溶，对储层伤害小，渗透率恢复值高于90%。在BD气田4口井的成功应用，满足了作业和配产要求。研究结果表明，高温、高压、高含硫化氢气田储层钻开液技术可行，为BD气田及同类气田提供了开发的实用技术依据。

高温高压；高含硫化氢；钻开液；微锰粉

储层钻开液通常使用可溶性盐调节密度，使用可降解生物聚合物调节流变和滤失性能，不含重晶石和膨润土，但为了预防漏失和弥补盐水密度不足，也常常加入可酸溶性固相。在正常温度条件下，钻开液的性能通过抗盐聚合物就可以维护，但温度超过120℃后，在高密度盐水中常规的生物聚合物很难再发挥作用，调节钻开液性能变得异常困难。另外，当需要使用的密度超过1.80 g/cm3时，通常用来配制钻井盐水的盐只有溴盐和甲酸铯，而甲酸铯的价格过高[1]，溴盐的腐蚀性问题难以解决，应用都受到限制。所以如何通过经济可行的方式加重到1.80 g/cm3以上是体系构建的难点。

通过调研，国内未见到满足相似储层条件和钻井要求钻开液研究的文献，而国外也只有很少研究和案例。20世纪90年代，Svendsen[2]用加入微锰粉(Mn3O4)的甲酸钾盐水钻进Gultakes储层。微锰粉与传统的重晶石和铁矿粉相比，是一种酸溶性储层友好的加重材料，颗粒呈球形，红棕色，平均粒径1 μm，密度4.8 g/cm3。微锰粉加重的钻井液能够获得较低的塑性黏度和在低流变下悬浮固相的能力，能够减少沉降，有效降低循环当量密度(ECD)，同时减少储层伤害。Gultakes储层渗透率高、安全密度窗口窄，而甲酸钾可以抑制黏土水化，降低ECD，减少加重剂用量。以加入少量微锰粉的甲酸钾盐水配制的钻井液和完井液含有极低的固相，可以通过预充填筛网。Oakley[3]设计了密度为2.3 g/cm3的高温高压储层钻开液，体系以铁矿粉和微锰粉复配作为加重剂，加入有机胺提高淀粉的热稳定性，从而改善体系的流变性。Franks和Marshall[4]报道了微锰粉加重油基钻开液在壳牌North Cormorant油田油管旋转钻井(TTRD)中的应用。由于油管钻井环空较小，常规的重晶石等加重材料会造成较高的ECD，而降低塑性黏度又会引起重晶石沉降，微锰粉加重的油基钻开液解决了这一问题。沙特阿美石油公司[5]针对Unayzah-B气藏开发了KCl/Mn3O4钻开液(密度为1.52 g/cm3)。室内研究表明，微锰粉钻开液比常规钻开液(KCl/CaCO3/重晶石钻开液和甲酸钾钻开液)具有更好的热稳定性，相比单独使用微锰粉，碳酸钙与微锰粉复配使用能够改善滤饼质量，减少滤失。同样针对Unayzah-A和B气藏[6]，哈里伯顿公司设计了密度为1.82 g/cm3的甲酸钾盐水/微锰粉钻开液，完成了一口评价气井的钻探，钻井过程中没有发生任何复杂情况。在科威特的Jurassic地层成功地用甲酸钾复配微锰矿的水基钻开液替换原来的油基钻井液[7-8]，水基钻开液首先使用甲酸钾配置密度到1.50 g/cm3，然后用微锰矿加重到2.14 g/cm3，体系满足了大斜度井的钻井需要，也提高了单井产量，避免了重晶石对储层的伤害。

对于BD气田高含硫化氢的储层，钻开液还需要具有很好的抗酸性气体污染的能力。为了满足BD气田水平井钻井的需要，应开发一套满足高温160℃条件下，密度超过1.96 g/cm3，且具有良好抗酸性气体污染和储层保护效果的储层钻开液。

1 体系构建思路

综合资料调研，选择使用微锰粉和甲酸钾盐水为配制BD气田钻开液的构建基础。甲酸钾盐水首先可提高基液密度，考虑到安全余量的前提下，甲酸钾盐水密度能够达到1.50～1.55 g/cm3，在此基础上采用加入微锰粉弥补密度的不足；其次，高密度甲酸钾盐水中富含K+离子，能够有效抑制黏土水化膨胀，这对于保持钻开液的强抑制性具有重要作用；再次，甲酸钾对黄原胶、淀粉等聚合物的热稳定性温度都有较高程度的提升(热稳定温度是指与低温下聚合物黏度相比，在高温下甲酸钾盐水老化16 h后，其表观黏度永久丧失50%时的温度)。试验表明，黄原胶在1.59 g/cm3的甲酸钾溶液的热稳定温度达到200℃左右，而在淡水中这个温度仅仅为118℃[9]。因此，在高密度甲酸钾盐水中，可以提高聚合物的使用温度，这对维持钻开液高温时的性能具有重要意义；高浓度的甲酸钾盐水的液相黏度很高，有利于阻止滤液侵入储层，减少滤液对储层的伤害[10]。综上所述，HTFLOW的基液选择采用1.50 g/cm3的甲酸钾盐水。

通过对比碳酸钙、铁矿粉、锰矿粉和钛铁矿等可酸溶加重剂对钻开液整体性能的影响，最终选择锰矿粉作为可酸溶加重剂，可以将HTFLOW的使用密度提高到2.2 g/cm3。最后在基液中优选抗盐抗高温的天然聚合物，满足作为钻开液使用的其他性能要求。

2 体系评价

经过关键处理剂优选和配方优化试验，确定了HTFLOW体系的基本配方：密度1.50 g/cm3甲酸钾盐水+0.2%NaOH+0.4%BUF(pH缓冲剂)+0.4%PAC(聚阴离子纤维素)+0.25%VIS HT(抗温提黏剂)+2%FLO HT(抗温淀粉)+6%CARB(超细碳酸钙)+微锰粉加重至1.84 g/cm3。

2.1 抗温性能评价

首先对HTFLOW钻开液在高温状态下的基本性能进行评价，试验对比了该体系在130～160℃条件下老化后的流变性能和滤失性能。

图1 钻井液性能随温度变化趋势Fig.1 The variation tendency of drilling fluid properties with temperature

从图1可知，随着老化温度的升高，钻井液除屈服值外各项性能变化不大，屈服值在160 ℃时大于4 Pa，也能满足作业需要。这说明在160 ℃以内HTFLOW体系具有良好的抗温能力。

2.2 封堵性能评价

封堵性能评价则是通过渗透封堵试验(PPT)完成的。图2显示了加入6% 碳酸钙(CARB)前后HTFLOW体系PPT试验滤失趋势，通过加入CARB使体系的PPT滤失量由31 mL降低到5 mL，并且在30 min后，滤失增量趋于0，说明已经形成了致密的封堵层，其封堵性能显著增强。

2.3 酸溶性试验

锰矿粉的主要成分是四氧化三锰，其溶解性是储层保护效果的关键，不仅要“堵得住”也要“解得开”。经过室内研究，盐酸不适合作为酸溶的酸液。因此筛选了一种有机酸螯合剂，通过酸化与螯合的作用机理，使得四氧化三锰在其介质中溶解好，且滤液澄清透亮。

图2 CARB对体系封堵性能影响趋势曲线Fig.2 The variation tendency of CARB dosage with plugging property

图3为HTFLOW滤饼在有机酸溶液中刚放入、浸泡30 min后及酸液静置4 h的状态图。从图

图3 滤饼在酸溶液中反应状况图Fig.3 The status of filter cake in acid solution

中可以看出浸泡30 min后HTFLOW钻开液的滤饼基本完全溶解，而剩余在酸液中的残渣也非常少，这说明HTFLOW在优选的有机酸溶液中具有良好的溶解性。

2.4 返排压力试验

在需要裸眼完井的井的作业过程中，钻开液常常作为钻井液和完井液使用，完井结束后为快速恢复产量，可以通过自然返排或者酸洗解除钻开液的滤饼。图4为该体系的返排压力曲线，图5则为酸洗后的返排压力曲线。

图4和图5的最高返排压力分别为33 Pa和1.22 Pa，都低于国际认可的48 Pa(7 psi)的良好返排值，说明HTFLOW体系容易返排，酸溶后基本没有阻力。

图4 HTFLOW体系直接返排压力曲线Fig.4 The pressure curve of HTFLOW system flowback straightly

图5 HTFLOW体系酸溶后返排压力曲线Fig.5 The pressure curve of HTFLOW system flowback after treatment with acid

2.5 储层保护试验

通过测量HTFLOW直接返排和酸溶后返排情况的渗透率恢复值评价体系的储层伤害程度，由表1中的数据可以看出，直接返排和酸溶后返排都具有较好的储层保护效果，其渗透率恢复值分别为97%和100.1%。

3 现场应用

BD气田一共完成了4口井的钻井作业，其中1口直井，3口水平井。4口井的Ø270.6 mm井段均使用了HTFLOW钻开液体系，并且实现了钻开液的重复利用和钻井液完井液一体化。表2为作业过程中不同时期HTFLOW体系钻开液的性能统计，可以看出HTFLOW在作业过程中性能稳定。

此外从作业中还体现出了HTFLOW体系的以下优点：

(1)优异的沉降稳定性和良好的返排特性。HTFLOW钻开液在第一口直井中使用后，静置在船舱中(无搅拌器)长达2个月，等待其他3口水平井Ø270.6 mm井段作业，再次输到平台后测量各项性能基本无变化，船舱内储存罐也没有加重材料沉淀。另外，全部作业完成后，第一口井井内的HTFLOW钻开液已经在井下高温状态下放置7个月，投产返排压力仅为2 MPa，远远低于原探井测试(为连续作业)的返排压力5 MPa，并且井下基本无沉淀，各井下工具活动自如。

表1 HTFLOW体系渗透率恢复值试验Table 1 HTFLOW system permeability return test

表2 不同时期HTFLOW体系钻开液的性能Table 2 HTFLOW system properties of BD gas field drilling

(2)良好的储层保护效果，从4口井投产后的产量看，各井均满足了配产的要求。

(3)体系维护简单，性能稳定，可重复利用，长时间静置后仍保持较好流动性，可直接用作裸眼完井工作液。

(4)体系具有较高的pH值，缓冲能力强，能很好地抗酸性气体污染。

4 结论

(1)研制的HTFLOW体系具有良好的热稳定性、触变性和封堵性，具有优异的沉降稳定性和储层保护性能。

(2)HTFLOW体系可以兼顾钻井液和完井液使用，适用于裸眼完井的生产井使用。

(3)现场应用证明，HTFLOW体系满足了BD气田钻井作业的需要，体现了良好的稳定性和储层保护效果。

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StudyandApplicationofDrill-inFluidinHighTemperature,HighPressureandHighH2SContentGasField

Miao Hailong

(SchoolofPetroleumEngineering,YangtzeUniversity,Wuhan,Hubei430100,China)

BD gas field is high temperature and high pressure gas field in Indonesia, and there is high H2S content and CO2content in this field. In order to meet needs of drilling horizontal wells in “three highs” gas field, HTFLOW system has been developed. HTFLOW system is a temperature-resisting weak gel water-based drill-in system without bentonite and barite. HTFLOW system use potassium formate to increase system’s density to 1.50 g/cm3, then use micro manganese powder (Mn3O4) continue to increase system’s density to 2.20g/cm3. The system has good temperature resistance, resistance temperature greater than 160 ℃. Solid phase and the filter cake can be dissolved by acid, reservoir damage is small, permeability recovery value is higher than 90%. HTFLOW was used successfully in 4 wells of BD gas field, and meet the requirement of drilling and product. The research results showed that technical solution using HTFLOW system to drill high temperature and high pressure gas reservoir with high H2S and CO2content is feasible, and provide a practical technical basis for drilling the BD gas field and similar gas fields.

high temperature-high pressure; high H2S content; drill-in fluid; micro-manganese mineral powder

TE375

B

中国海洋石油总公司基金项目“海外BD高温高压高含硫气田水平井钻完井关键技术研究”(YXKY-2015-ZY-15)资助。

苗海龙(1977—)，男，高级工程师，长江大学在读工程硕士研究生，2000年毕业于天津大学材料科学与工程学院，现从事海上钻井液和完井液研究及技术支持工作。邮箱：miaohl2@cosl.com.cn.