Application of Direct Flowback Drilling Fluid in the East of South China Sea

Li Zhang, Yinfu Han

1Deep Water Engineering Technology Center of Research Institute of Shenzhen Branch, CNOOC, Guangzhou Guangdong

2Jingzhou Jiahua Technology Co. Ltd., Jingzhou Hubei

Abstract In consideration of the problems of complicated technologies and complicated operation of open hole completion and high operation cost in offshore oilfields, a direct flowback system for drilling fluid was developed. The system was simple in formulation and it was composed of modified xanthan gum, modified starch and high purity calcium carbonate. The system had good reservoir protection performance and no need for gel breaking and completion. It not only saves costs, but also reduces operational risks. It can be used in the reservoirs with low permeability and it has good application effect. At present, it has been applied to 29 wells in 9 oil and gas fields in the eastern part of the South China Sea. Nine hours for completion in each well is saved in average and the cost is saved by 600000 Yuan RMB, and good results have been obtained.

Keywords Horizontal Well, Drill-in Fluid, Reservoir Protection, Direct Flowback, Open Hole Completion

1. 引言

海上作业水平井一般采用裸眼或筛管完井的方式，这对钻井完井液的储层保护提出了更高的要求，目前海上常用的钻井完井液体系为PRD钻井完井液体系[1] [2] [3]。该体系在近年来的应用过程中取得了较好的应用效果，但其必须破胶完井才能满足储层保护的要求，且破胶剂属氧化剂，具有一定的危险性，完井工艺复杂，作业繁琐，成本较高[4] [5] [6]。因此，开发研究了直接返排钻开液UltraFLO钻井完井液体系，可省去破胶工艺，既节约成本又减少作业风险。直接返排钻开液体系在南海东部油田广泛应用，采用裸眼完井方式，储层保护效果显著，取得了较好的成绩。

2. 直接返排钻开液性能

直接返排钻开液是由泥饼可液化钻开液进一步优化而来，所有添加剂延续了可以液化的功能特点，即该钻开液的泥饼仍然可以达到被简易隐形酸液化的功能。直接返排钻开液体系关键技术在于碳酸钙的选型及粒径的选择，匹配粒径越合适，地层伤害越小；如粒径选择不当，滤液中的固相颗粒侵入则较深，将严重伤害储层；同时，所选淀粉和碳酸钙的粒径互相“镶嵌”，形成的泥饼更加致密，封堵效果更好，从而达到更好的储层保护效果[7] [8]。

直接返排钻开液体系：海水 + 0.25%NaOH + 0.2%Na2CO3+ 0.6%流型调节剂PF-VIS-B + 2.5%改性淀粉STARFLO + 5%KCl + 5%高纯粒径匹配碳酸钙MBA + 2%聚合醇PF-JLX-C + 2%润滑剂PF-LUBE。评价直接返排钻开液体系性能良好，黏切适中，失水较小(表1)。

Table 1. The evaluation of the performance of direct flowback of drill-in fluid表1. 直接返排钻开液体系性能评价

2.1. 加重方式评价

在配方中分别加入KCl、NaCl、HCOONa、HCOOK以及碳酸钙MBA加重剂，评价直接返排钻开液体系性能，结果如表2所示，在这几种不同加重方式下，直接返排钻开液体系均具有较好的性能，其中甲酸盐加重体系会具有更低的失水量。

Table 2. The performance of drilling fluid with different weighting agents表2. 钻井液加入不同加重剂后的性能

2.2. 抗温性能评价

南海东部油气田储层温度范围广(60～140℃)，突显直接返排钻开液体系抗温性能的重要性。室内优选了直接返排钻开液体系的抗温材料(改性黄原胶)，确保其能抗140℃的井底温度。试验结果如表3所示，在不同温度老化后，直接返排钻开液体系适用温度范围广，性能稳定，具有较好的流变性，API滤失量控制在5 mL以下，各项性能均能有效满足水平段钻进需求。

Table 3. The temperature resistance of direct flowback drilling fluid表3. 直接返排钻开液抗温性

2.3. 储层保护性能评价

无黏土相钻开液无法采用重晶石加重，而钻开液密度是保证钻井安全的一个重要参数。因此，如何既能保证钻开液密度，又同时兼顾储层保护，是无黏土相钻开液的一个最重要的因素之一。长期以来通用的做法是采用可溶盐来进行加重，但无机盐氯化钠与氯化钾加重能力有限，而甲酸钠与甲酸钾成本又非常高。如果需要较高密度时，可采用可溶盐与碳酸钙复配的方法来提高密度。不同加重方式对储层保护的影响评价结果如表4所示，加重方式对储层保护基本无影响，并且随着储层孔渗结构变好，渗透率恢复值有变大的趋势。

Table 4. The effect of reservoir protection with different weighting modes表4. 不同加重方式储层保护效果

3. 直接返排钻开液的现场应用

直接返排钻开液体系在南海东部9个油气田已成功应用29口井，井底最高温度为140℃，密度最高为1.20 g/cm3，钻井过程顺利，未出现井下漏失等情况，采用直接返排完井方式，节省了作业时间，且产量达到预期，部分井远超过配产。

3.1. 钻开液黏切稳定

直接返排钻开液现场应用过程中性能稳定，以A2H井、A5H井、A10H井、22H1井、24H2井、A04H2井、A13H1、B9ST3井、3Sc井、A17H井、A18H井为例，统计直接返排钻开液现场性能。由图1可以看出，钻井完井液漏斗黏度随井深变化稳定(50～60 s)，塑性黏度较低(9～19 mPa·s)，动切力稳定(9～24 Pa)，低剪切速率黏度随井深变化稳定，维持在20,000～30,000 mPa·s。

Figure 1. The field performance of direct flowback of the drill-in fluid图1. 直接返排钻开液现场性能随井深变化情况

3.2. 社会经济效益高

直接返排体系在南海东部油气田使用的29井次中，深层低渗储层6口、高温欠压储层2口、中高孔渗储层16口水平井、分支井。储层段井眼平滑规则顺畅、完井作业安全高效，每口井平均完井作业时效节约9 h并节约费用60万元。

4. 结论及认识

1) 直接返排钻开液性能良好，低剪切速率黏度控制在30,000 mPa·s左右时，具有更好的防止污染的能力和返排能力。

2) 直接返排钻开液抗温性良好，能适应60～140℃等不同温度场储层开发。

3) 可溶盐和碳酸钙2种加重方式对储层保护效果影响不大，直接返排钻开液具有钻探更高密度储层的能力。

4) 直接返排钻开液体系具有更佳的完井方式选择，现场应用结果表明，其能够节省作业时间与费用，并且具有较好的储层保护效果。

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