MEGADRIL油基钻井液在南海西部高温高压气田的适用性研究

张万栋，吴江

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057)

蒋官澄

(中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249)

张超，杨玉豪

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057)

黄贤斌

(中国石油大学(北京)石油工程学院，北京 102249)

东方气田位于南海西部海域莺歌海盆地中央凹陷北部地区，其成藏条件、储层物性、天然气品质和产能均较优，是南海西部地区气田群的重要储备力量[1, 2]。由于东方气田中深层黄流组储层温度、压力系统异常，气田开发面临着世界性的技术难题[3,4]，对钻井液的性能提出了非常高的要求。东方气田存在高温高压的储层条件，地层温度148～150℃，地层压力52～54MPa；下部地层灰色泥岩、灰色泥质粉砂岩发育，钻井过程中容易发生泥岩水化从而影响井壁稳定[5]；东方区块井型大多是定向井和水平井，井斜角大，钻具与井眼的接触面积大，摩阻和扭矩也相应较大。东方气田下部地层以往采用水基钻井液进行钻探，钻井过程中存在着因钻井液性能恶化带来的卡电测工具、井漏、卡钻等复杂情况[6,7]。为此，笔者通过室内试验评价MEGADRIL油基钻井液体系的性能，分析油基钻井液在东方地区的适用性，并与现场使用的高性能水基钻井液和南海西部油田常用的油基钻井液进行性能对比，表明油基钻井液在东方气田下部地层钻探中更具有的优势，通过现场应用进一步验证油基钻井液能够解决以往水基钻井液钻探过程中所遇到的问题。东方气田所在海域为三级海域，根据《GB 4914-2008海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》[8]的分类，通过使用钻屑甩干机，钻屑含油量不超过8%，从而满足排放标准要求。

1 钻井液技术问题

东方区块中深层高温高压开发井钻井井型以斜井和水平井为主，储层平均压力系数1.95，设计钻井液密度高达1.98g/cm3左右。根据前期探井水基钻井液应用情况，相应的钻井液技术要求如下：

1)大套泥岩盖层要求钻井液具有较好的抑制性。储层上部盖层莺歌海组地层灰色泥岩、灰色泥质粉砂岩发育，钻井过程中容易发生泥岩水化，前期探井钻井中使用水基钻井液存在不同程度的缩颈、井径扩大、倒划眼憋泵、憋扭矩、起钻遇阻，作业时效偏低；

2)高温高压大斜度井要求钻井液具有良好的润滑性。东方中深层高温高压开发井井型为定向井和水平井，井斜角大，钻具与井眼的接触面积大，而且高密度钻井液环境下摩阻和扭矩也相应较大[9]，容易导致卡钻等事故；

3)高温高压储层要求钻井液具有良好的储层保护能力。东方中深层气田储层水敏感性偏强[5]，储层易受污染；另外由于高温高压水平井完井工艺复杂，钻井液与储层需要长时间接触，高固相含量对储层损害程度大。

2 室内评价试验

2.1 药品与仪器

1)药品 M-I Gel(优质土粉)，Thinsmart(稀释剂)，EMI-1045(抗高温聚合物)，XP-20K(含钾磺化褐煤)，Resinex (有机树脂)，DYFT-Ⅱ(磺化沥青)，ULTRAHIB(液体聚胺)，Lube 167(液体润滑剂)，抗高温有机土(Versagel HT)，抗高温乳化剂(ONEMUL)，抗高温氧化沥青(Versatrol HT)，润湿剂(VERSAWET)，不同目数的超细碳酸钙(Carb10/40/250)，有机土(Versagel HT)，抗高温稳定剂(ECOTROL RD)，优质重晶石(密度4.3g/cm3)。

2)仪器 ZNN-D6B型电动六速黏度计，SD4型常温常压滤失仪，71-A型高温高压失水仪，GW300型滚子加热炉，EP-2型极压润滑仪，NZ-3A滤饼黏滞系数测定仪，NP-2S泥页岩膨胀性测定仪，均购置于青岛同春石油仪器有限公司；JHMD-Ⅱ型高温高压岩心动态损害评价系统，荆州市现代石油科技发展有限公司；电子天平，感量0.001g。

2.2 试验方法

1)钻井液基本性能 ①流变性能。根据《GB/T 16783.1-2014 石油天然气工业钻井液现场测试第1部分水基钻井液》和《GB/T 16783.2-2012石油天然气工业钻井液现场测试第2部分油基钻井液》规定，使用六速黏度计测定水基钻井液和油基钻井液在不同转速下的读数，并计算表观黏度AV、塑性黏度PV、动切力YP、静切力和动塑比YP/PV。根据井底实际温度，在150℃条件下对钻井液进行老化处理，老化时间为16h。②滤失性能。使用API滤失仪和高温高压滤失仪，参照上述标准，分别测定待测液的API滤失量(FLAPI)和150℃条件下的高温高压滤失量(FLHTHP)。高温高压滤失量的动态变化使用高温高压滤失量测定仪测定150℃条件下，钻井液滤失量随时间的变化关系，测试时间为240min。

2)钻井液抑制性能 从线性膨胀量和滚动回收率这2个方面来综合评价钻井液的抑制性能。①线性膨胀量测定。黏土矿物与水接触后开始膨胀，随着时间的增加，膨胀量增大。参照石油行业标准《SY/T5613-2000泥页岩理化性能试验方法》，使用泥页岩膨胀性测定仪，对钻井液的抑制性进行评价。具体试验步骤如下：将钻屑样粉(过100目筛)在105℃条件下烘干4h以上，冷却至室温。用天平称取10.0g样品装入压模内，用手拍打压模，使其中样品端面平整，并在表面再放一张滤纸；将钻屑样粉加压至10MPa，保持5min。使用泥页岩膨胀性测定仪测试钻井液滤液加入后，钻屑的膨胀量随时间变化关系。使用清水做空白试验。②滚动回收率测定。参照石油行业标准《SY/T5613-2000 泥页岩理化性能试验方法》中描述的泥页岩分散试验要求，在150℃条件下测定钻井液的滚动回收率。使用清水做空白试验。

3)钻井液润滑性能 使用滤饼黏滞系数测定仪测试中压滤饼的黏滞系数；使用极压润滑仪器测定钻井液的极压润滑系数。

4)油基钻井液电稳定性评价 电稳定性测定仪(也叫破乳电压测试仪)是主要用来测试油包水乳状液相对稳定性的一种专用仪器。通常情况下，油基钻井液的破乳电压(Es)要在400V以上。

5)储层保护效果 使用渗透率恢复值来评价储层保护效果。首先参照行业标准《SY/T6370-1998岩心气体渗透率测定仪》，测定岩心的原始气测渗透率K0；然后利用钻井液动态损害评价装置，使用钻井液对天然岩心端面进行动态污染，污染压力为3.5MPa，污染时间为150min；污染结束后测定岩心的反向气测渗透率K1；最后切除污染端面5mm左右，再次测定岩心的反向气测渗透率K2。

为了模拟裸眼完井，钻井液污染后不切除污染端面，岩心的渗透率恢复值按下式计算：

(1)

为模拟射孔完井，钻井液污染后切除污染端面，岩心的渗透率恢复值按下式计算：

(2)

式中，R1和R2分别为模拟裸眼完井和射孔完井条件下的气测渗透率恢复值，%；K0为天然岩心的初始气测渗透率，mD；K1为钻井液污染后不切除污染端面的气测渗透率，mD；K2为钻井液污染后切除污染端面的气测渗透率，mD。

3 室内评价结果与讨论

3.1 基本性能

现场使用的水基钻井液体系配方：2%M-IGel+0.3%EMI-1045 +4%KCl+0.6%NaOH+0.5%CaO+3%XP-20K+2%Resinex+2%DYFT-Ⅱ +2%ULTRAHIB+1%Lube167+优质重晶石 (密度=1.9g/cm3)

常规油基钻井液配方：O/W(7∶3，25%CaCl2)+2%EnvaMul1699+2%EnvaMul1767+30%CaCl2+3.5%PF-MOALK+2%PF-MOGEL+3.5%TP-L3+优质重晶石(密度=1.9g/cm3)；

MEGADRIL油基钻井液体系配方：O/W(8∶2，25%CaCl2)+ 0.855%VersagelHT+4.3%ONEMUL+ 2.85%CaO+1.43%VersatrolHT+0.285%EcotrolRD+1%VERSAWET+优质重晶石(密度=1.9g/cm3)。

对3种配方进行基本性能测试，测试结果如表1所示。由表1可见，现场水基钻井液和MEGADRIL油基钻井液在150℃条件下老化之后仍能保持优异的流变参数和较低的滤失量。对于油基钻井液老化前后破乳电压值均大于400V，说明现场水基钻井液和MEGADRIL油基钻井液这2种油基钻井液体系均具有优异的耐温性能，耐温达150℃高温，但MEGADRIL油基钻井液滤失量更低，动塑比更高，携岩性更好。

表1 现场水基钻井液和MEGADRIL油基钻井液的基本性能

图1为现场水基钻井液和MEGADRIL油基钻井液的高温高压滤失量随时间的变化关系图，可以看出油基钻井液较水基钻井液具有较低的滤失量。东方气田大多数井型为水平井和定向井，较低的滤失量有利于降低滤液对地层的侵入，降低对储层的损害，也有利于降低滤液侵入对井壁稳定的负面影响。MEGADRIL油基钻井液主要采用矿物油(白油)作为连续相，用含一定量CaCl2的盐水作为分散相，主要目的在于控制水相活度，以防止或减弱泥页岩地层的水化膨胀。该体系采用液体乳化剂Onemul，除了乳化作用还可以提高油相的润湿能力，通过与Ca2+作用，形成稳定的钙皂，有助于维持稳定的油包水乳化结构；采用抗高温的有机土Versagel HT可以在高温高压环境下增黏，并有效改善泥饼起到降滤失作用；配合使用抗高温降滤失剂Ersatrol HT，能有效降低高温高压失水，维持井壁稳定；加入优质重晶石有利于高密度条件下维持良好的流变性。

图1 高温高压滤失量随时间的变化关系图

3.2 抑制性和润滑性分析

图2和图3是现场水基钻井液和MEGADRIL油基钻井液的抑制性能对比图。图2是线性膨胀量对比图，清水24h的线性膨胀量为5.71mm，水基钻井液的24h线性膨胀量为1.31mm，而油基钻井液的线性膨胀量为0.26mm。图3是滚动回收率对比图，清水对现场钻屑的滚动回收率为0.9%，水基钻井液的滚动回收率为42.1%，而油基钻井液的滚动回收率为99.6%。线性膨胀量表征钻井液抑制水化膨胀的能力，滚动回收率表征钻井液抑制水化分散的能力。图2和图3结果说明水基钻井液的抑制性能与油基钻井液有较大的差距。东方气田下部地层泥岩段较长，且岩石水敏性非常强，清水滚动回收率只有0.9%。为保证钻井过程中井壁的稳定性，东方气田下部地层对钻井液的抑制性能要求非常高。虽然现场的水基钻井液使用4%KCl和2%聚胺抑制剂ULTRAHIB复配来提高钻井液的抑制性能，但油基钻井液的抑制性能更优。

图2 线性膨胀量对比图 图3 滚动回收率对比图

类型滤饼黏滞系数极压润滑系数油基钻井液0.03490.09水基钻井液0.17630.20

表2是现场水基钻井液和MEGADRIL油基钻井液润滑性参数对比，油基钻井液的滤饼黏滞系数和极压润滑系数均较小，润滑性能比水基钻井液优异。东方气田大部分井型为大位移定向井和水平井，钻井过程中摩阻和扭矩较大，对钻井液的润滑性能提出了高的要求。现场水基钻井液使用了液体润滑剂Lube 167来提高钻井液的润滑性，但是和油基钻井液相比仍具有较大差距。

3.3 储层保护效果

图4 水基和MEGADRIL油基钻井液渗透率对比

为研究钻井液对储层的损害程度，分别测定了现场水基钻井液和MEGADRIL油基钻井液污染后天然岩心的气测渗透率恢复值，结果见图4。由图4可见，无论是否切除端面，油基钻井液的气测渗透率恢复值均大于水基钻井液。切除端面之后，水基钻井液的气测渗透率恢复值由73.6%提升到78.9%，油基钻井液的气测渗透率恢复值由84.8%提高到90.4%。切除端面后钻井液体系气测渗透率恢复值均有所上升，油基钻井液的提升程度更大，这是由于水基钻井液对岩心的污染不仅是由于钻井液对端面的封堵污染，水敏效应[10, 11]也是非常重要的污染方式。

4 现场应用

F7H井是国内海上第一口高温高压水平井，井深3800m，井底温度143℃，井底压力系数高达1.95，属于异常高温高压气田，开发难度巨大。鉴于所在区块其他井使用水基钻井液钻探过程中出现了诸多问题，该井从311.15mm井段开始(井深3019m，垂深2802.53m)使用MEGADRIL油基泥浆体系。MRGADRIL油基钻井液应用井段的井身结构、钻井液密度和井底温度如表3所示，现场应用配方如表4所示。MRGADRIL油基钻井液现场应用过程中，随钻井液比重的增加适度提高油/水比，以达到降低黏度和维持钻井液稳定的目的。在性能维护上，用乳化剂ONEMUL(乳化剂)调控泥浆的乳化和润湿性能，如加入润湿剂以保证重晶石的油润湿性，用Versatrol HT(抗高温氧化沥青)、SOLTEX(磺化沥青)等控制泥浆失水并改善泥饼质量，同时东方气田地层普遍存在CO2，为降低酸性气体的影响，维持钻井液中有适量的多余石灰；通过调整油基钻井液水相中CaCl2的浓度，使钻井液水相的活度等于或略高于地层水的活度，使钻井液的渗透压大于或等于地层吸附压，从而防止钻井液中的水向岩层转移，防止页岩地层的渗透水化；适当地加入防塌剂(Versatrol HT)以加强钻井液的充填封堵性，提高井壁稳定性，性能维护上用VERSAWET补充润湿剂的消耗，用VERSAMUL和VERSACOAT控制乳化性，维持钻井液中有适量的多余石灰对保持乳化液的高温稳定性和防止电解质发生电离有着决定性作用，提供适当的碱性环境，降低酸性气田的影响。

表3 油基钻井液应用井段井身结构、钻井液密度和井底温度参数

表4 现场应用的MRGADRIL油基钻井液配方

4.1 钻井液现场应用技术措施

1)井壁稳定措施 由于油基钻井液是强抑制性体系，基本消除了化学方面因素对井壁稳定的影响，如出现井壁失稳，主要应是力学平衡的原因。因此根据井况需要适当上提钻井液密度。此外，通过调整油基钻井液水相中CaCl2的浓度(25%左右)，使钻井液水相的活度等于或略高于地层水的活度，使钻井液的渗透压大于或等于地层(页岩)吸附压，从而防止钻井液中的水向岩层运移，防止地层的渗透水化[12, 13]。通过适当地向钻井液中加入防塌剂(Versatrol HT)和封堵剂(CaCO3)提高泥饼质量，加强钻井液的封堵性，也可以用来提高井壁稳定性。215.9mm井段控制钻速<20m/h，排量<1600L/min，来保持较低的ECD(当量循环密度)值，防止井漏的发生。如有渗漏(<5m3/h)，则将井浆中的封堵材料(碳酸钙等)的浓度提高到3%。

2)提高润滑性措施 F7H井是水平井，井斜角大，存在摩阻较大的情况，钻井液通过以下措施来降低摩阻和扭矩。在钻水泥时，先向井浆中加入1% G-Seal(进口石墨)，后根据实钻扭矩情况逐渐补充石墨材料；根据实钻的扭矩情况，适当地提高油水比，通过提高泥浆中的油含量来加强润滑性、降低摩阻；在保证井控安全的前提下泥浆比重尽可能低，减小压差造成的黏性摩阻；加强井眼净化，减小环空钻屑摩阻。

3)储层保护措施 通过降低压差和加强钻井液封堵效果这2种措施来保护储层。①降低压差措施。钻井液密度在满足井控的前提下尽可能低控，维持中低流变性 (YP<8Pa，6转读数小于8)，根据实时监测的ECD值调整钻速和排量以获得较低的ECD值。同时平稳操作，控制起下钻速度，避免压力激动或抽汲。②加强钻井液封堵性。钻入产层前，向泥浆预先加入Carb10/40等较细颗粒的封堵材料，保证泥浆具有较强的封堵性； 在产层钻进时，保持边钻边缓慢向循环系统补充含较粗颗粒封堵材料(Carb40/250)的胶液，补充消耗并提高泥浆的封堵性；提高泥饼的致密性减小滤液对产层的侵入；选用细筛布(>170目)，发挥固控设备的作用，减少劣质固相对储层的污染。

4.2 应用效果

MEGADRIL 油基钻井液在应用中高温稳定性良好，流变性稳定且易于调控，高温高压滤失量低，取得了良好的抑制、润滑和储层保护效果。

油基钻井液抑制性强，钻井液中返出的钻屑外形完整，棱角分明。F5井和F7H井位于南海东方气田同一钻井平台，在8.5in井径井段的钻探过程中，F5井使用了高性能水基钻井液，F7H井使用了MEGADRIL油基钻井液。图5是8.5in井径井段F5井和F7H井的随钻测量井径对比图，F7H井井径稳定，扩大率低，而使用水基钻井液的F5井井径变化范围大，井径扩大率高，而且在2930m左右有缩径现象。

图5 F5井和F7H井8.5in井径井段随钻测量井径对比图

水平井钻具与井眼的接触面积大，摩阻和扭矩也相应较大，但是应用过程中未发生卡钻事故，这证明了油基钻井液的润滑性能优良。2015年3月，F7H井成功放喷，产量超预期，证明了储层保护措施取得了较好的效果。

5 结论

1)室内评价试验表明，MEGADRIL油基钻井液的抑制性、润滑性和储层保护性能均大幅度优于现场的水基钻井液。

2)F7H井的现场应用表明，MEGADRIL油基钻井液能够适应东方气田下部易水化地层，有效解决了水平井和定向井摩阻和扭矩较大的难题，同时储层保护效果良好。

3)优异的钻井液体系和有针对性的工程技术措施相结合保证了钻井顺利进行。

[1]天工. 中海油南海莺歌海钻获首个高温超压大气田[J]. 天然气工业, 2012，32(12):78～78.

[2] 朱伟林, 米立军, 高阳东,等. 大油气田的发现推动中国海域油气勘探迈向新高峰——2012年中国海域勘探工作回顾[J]. 中国海上油气, 2013, 25(1):6～12.[3] 谢玉洪, 张迎朝, 徐新德,等. 莺歌海盆地高温超压大型优质气田天然气成因与成藏模式——以东方13-2优质整装大气田为例[J]. 中国海上油气, 2014, 26(2):1～5.

[4] 谢玉洪. 南海西部海域高温高压天然气成藏机理与资源前景——以莺-琼盆地为例[J]. 石油钻采工艺, 2016, 38(6):713～722.

[5] 李晓伟. 南海西部油田高温高压储层敏感性研究[D].荆州：长江大学,2015.

[6] 邢希金. 南海东方气田高温高密度钻井液体系研究[J]. 钻采工艺, 2014, 37(6):92～95.

[7] 刘均一,邱正松,黄维安,等.. 南海东方气田高密度抗高温钻井液完井液室内研究[J]. 石油钻探技术,2013,41(4):78～82.

[8] 国家海洋环境监测中心.GB4914-2008海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值[M]．北京：中国标准出版社，2008．

[9] 陈浩东, 张勇, 黄熠,等. 油基钻井液在南海西部油气田复杂区块钻井中的应用[J]. 探矿工程(岩土钻掘工程), 2014,41(4):5～9.

[10] 高清华, 邓清风, 郑晓忠. MEG环保泥浆在王庄油田强水敏储层的应用[J]. 油气田环境保护, 2014, 24(3):27～29.

[11] 唐玉响, 沈建文, 王佩平,等. 强水敏高孔高渗储层水平井储层保护钻井液技术[J]. 石油钻探技术, 2009, 37(4):46～49.

[12]何振奎. 泌页HF1井油基钻井液技术[J]. 石油钻探技术,2012,40(4):32～37.

[13]何涛,李茂森,杨兰平,等. 油基钻井液在威远地区页岩气水平井中的应用[J]. 钻井液与完井液,2012,29(3):1～5.