旅大特稠油钻开液体系的制备与性能评价*

贾立新，许 杰，何瑞兵，董平华，陈 毅

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

0 前言

旅大某油田储层段原油具有密度、黏度、胶质沥青质和凝固点高的特性，无法通过常规开采手段采出，需要采用热力采油的方式开发［1-3］。常用的热采手段为蒸汽吞吐开发，注入蒸汽温度为350℃。由于目前旅大稠油热采井通常采用水平裸眼井优质筛管砾石充填的完井防砂方式，且完井过程中钻开液不返排，故钻井液受热后的储层保护是必须考虑的问题。稠油储层压力系数低、埋深较浅，储层岩石胶结疏松，孔隙发育，连通性好，以粒间孔为主，粒间充填物以伊/蒙混层为主，故热采井钻开液的低密度、滤失性和抑制性是钻开液构建的重点。经济效益差一直是制约旅大稠油高效规模化开发的难题，低成本钻开液体系的构建是稠油开发的必由之路。

储层岩石具有强水敏、弱酸敏、弱碱敏、强盐敏的特性，在钻井过程中，储层可能存在严重出砂、水敏损害、储层堵塞、碱敏损害等相关潜在损害［4-9］。解决这些损害的主要措施是采用强抑制性、弱碱性的无固相易降解钻开液体系。而针对注入高温蒸汽造成的损害也需从强抑制性、防乳化、控制pH值、控制储层温度骤热骤冷等方面综合考虑［10-12］。

因而，热采井钻开液体系构建的基本思路是强抑制、低滤失、低密度、高温条件下仍可保证良好的储层保护效果以及低成本。结合特稠油钻开液体系构建思路，本文在现有钻开液体系基础上，对添加剂的种类及加量进行了优化，并对新构建的特稠油钻开液体系开展配伍性、抑制性、储层保护等实验评价，构建了满足稠油井高温注热、无返排等特殊施工工艺需求，同时可以实现水平段钻完井作业安全、储层保护及成本降低的目的。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

聚胺防膨剂PF-UHIB、聚胺防膨剂PF-HAB、黏土稳定剂PF-HCS（阳离子共聚物）、有机防膨剂CFP、降黏剂FN-1#、降滤失剂EZFLO、流型调节剂改性胍胶EZVIS、标准钻屑Holeplug、膨润土、煤油、NaOH、pH 值稳定剂ACA，中海油田服务股份有限公司；降黏剂FN-2#，山东淄博市淄川华海化工厂；降黏剂FN-3#，山东东营东方化学工业有限公司；降黏剂FN-4#，山东聚鑫化工有限公司；降黏剂FN-5#，安徽淮南市科迪化工科技有限公司；降黏剂FN-6#，河南新乡市凯源环保材料有限公司；旅大特稠油，渤海油田旅大区块；模拟地层水矿化度10250 mg/L，无机盐质量浓度（单位mg/L）为：CaCl22500、MgCl2455、NaHCO3600、Na2SO4135、NaCl 5300、KCl 1260；人造填砂岩心，长60 cm、直径3.8 cm；模拟海水矿化度31.38 g/L，无机盐组成（单位g/L）为：NaCl 21.86、Na2SO43.23、MgCl24.53、CaCl20.93、KCl 0.64、NaHCO30.17、Na2CO30.02。

OFI150-80-1高温高压动态线性页岩膨胀仪、渗透性堵塞仪，美国OFI 公司；DV-II+PRO 布氏黏度计、低剪切速率仪，美国Brookfield公司；2100AN台式浊度仪，贝尔分析仪器（大连）有限公司；CLD-II高温高压岩心流动仪，南通仪创实验仪器有限公司；FANN MODEL 802P 高温滚子炉、六速黏度计、JH-III多量程岩心流动试验仪、JHDS-III高温高压动态失水仪，青岛恒泰达机电设备有限公司；5000 VP II X射线光电子能谱仪，日本ULVAC-PHI公司。

1.2 实验方法

1.2.1 稠油储层钻开液体系构建

（1）强抑制剂优选。取干燥的膨润土粉末0.5 g置于10 mL 离心管中，加入不同浓度的防膨剂水溶液，充分摇匀，室温下静置后，将离心管装入离心机，在1500 r/min下离心15 min，记录膨润土膨胀后的体积；用同样的方法分别测定膨润土在蒸馏水和煤油中的膨胀体积，按照石油天然气行业标准SY/T 5971—94《注水用黏土稳定剂性能评价方法》中的防膨公式计算防膨剂的防膨率。

（2）降黏剂优选。在50℃下，将市面上常见的6种降黏剂分别以1%的体积比加入旅大特稠油与海水的混合液中，按照石油天然气行业标准SY/T 6316—1997《稠油油藏流体物性分析方法原油黏度测定》测定其混合后的黏度，计算降黏率。将降黏剂置于老化罐中，260℃下热滚16 h后加入原油中，搅拌均匀后，在50℃下用低剪切速率仪测定降黏剂对原油的降黏率，通过降黏率反映降黏剂的抗温性。

（3）处理剂加量优化。降滤失剂EZFLO和流型调节剂EZVIS 对钻开液流变性能和滤失量的影响较大。测定不同加量EZFLO、EZVIS对钻开液流变性及滤失量的影响；并通过Drillbench软件（美国斯伦贝谢公司），以实际井为例，根据钻开液流变参数及钻井工程参数，模拟携岩效率达到90%时，所需处理剂的最少加量。

1.2.2 稠油储层钻开液体系性能评价

（1）配伍性。根据区块地层水资料，配制模拟地层水。将模拟地层水与钻开液滤液（本实验中钻开液滤液即钻开液，若在实际井中由于钻进过程中混入固相，因此需要用滤纸过滤）按不同体积比混合，用浊度仪测定混合后的浊度值，并观察是否出现沉淀，评价钻开液滤液与地层水的配伍性；将原油与钻开液滤液按不同体积比混合，观察其配伍性。

（2）抑制性。在60℃热滚16 h 的条件下，测定钻开液体系加入强抑制剂前后的钻屑滚动回收率，评价其抑制性。

（3）热降解性。将优化后的钻开液60℃热滚16 h后置于高温老化炉中，在120数260℃下进行热降解实验，用六速黏度计测定降解1数7 d后钻开液的黏度，黏度不再发生变化即为钻开液高温下完全降解的时间，通过X射线光电子能谱分析（XPS）分析产物成分，测定加热老化后钻开液的储层保护效果。

（4）储层保护性。按照石油天然气行业标准SY/T 6540—2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》和SY/T 6384—1999《稠油油藏高温相对渗透率测定》，将钻开液在260℃下热滚16 h 进行降解，在50℃下采用高温高压动态失水仪将降解产物注入岩心，对比损害前后岩心渗透率恢复值。

2 结果与讨论

2.1 稠油储层钻开液体系构建

2.1.1 强抑制剂优选

防膨剂可以有效防止黏土矿物质的水化膨胀和分散运移，避免对储层渗透率造成损害，保持油气井产量。结合前期对市面现有抑制剂的统计结果，选择PF-UHIB、PF-HCS、PF-HAB、CFP 4 种防膨剂进行对比实验。由4种防膨剂对膨润土的防膨效果（表1）可见，CFP的防膨效果最好，说明CFP的抑制性相对最强；且随着防膨剂浓度变大，防膨效果变好。

表1 4种防膨剂对膨润土的防膨率

常规井所用钻开液体系通常采用KCl 加重，同时提供钻开液抑制性。渤海稠油油田埋深普遍较浅，地层压力较低，故需适当降低KCl的用量以减小钻开液密度，避免压裂地层。考虑特稠油油田钻开液体系强抑制性的要求，应加入有机防膨剂CFP。

2.1.2 降黏剂优选

与常规油藏相比，水平段钻开液与稠油油藏长时间接触，并在钻杆搅拌下易发生乳化增黏现象，降黏剂的加入可有效避免钻开液的增黏。同时降黏剂可以通过减小地层原油黏度、降低注蒸汽过程的启动压力梯度，解决特超稠油投产初期注汽压力高、注汽量小的矛盾，并能降低生产过程中原油的黏度和流动阻力，从而达到提高采收率的目的。6种降黏剂高温老化前后对旅大稠油的降黏效果见表2。降黏剂高温处理前均能降低原油黏度，其中FN-3#降黏剂的效果最好，1%加量时原油黏度降低率达到99%。

表2 6种降黏剂老化前后对旅大稠油的降黏率*

降黏剂高温老化后，只有FN-3#降黏剂的抗温性符合要求，其余5 种在260℃基本失效，达不到储层温度要求。FN-3#降黏剂高温老化前后对稠油的降黏效果最好，加量为1%。

2.1.3 处理剂加量优化

（1）降滤失剂EZFLO加量优化

EZFLO 加量对钻开液流变性和滤失量的影响见表3。随着EZFLO加量从0.5%增至3.0%，钻开液表观黏度（AV）、塑性黏度（PV）、屈服强度（YP）显著升高，滤失量大幅降低，API 滤失量（FL（API））从8.8 mL 降至4.4 mL，高温高压滤失量（FL（HTHP））从50.8 mL 降至32.0 mL。当EZFLO 加量为1.5%时，滤失量降幅最大。EZFLO 适宜的加量为1.0%数1.5%。

表3 EZFLO加量对钻开液流变性和滤失量的影响

（2）流型调节剂EZVIS加量优化

EZFLO 加量对钻开液流变性和滤失量的影响见表4。随着EZVIS加量从0.1%增至0.6%，钻开液AV、PV、YP显著升高，滤失量逐渐降低，FL（API）从8.8 mL 降至 5.2 mL，FL（HTHP）从 40.4 mL 降至24.8 mL。EZVIS适宜的加量为0.3%数0.4%。

表4 EZVIS加量对钻开液流变性和滤失量的影响

通过Drillbench 软件模拟计算得出，对于例井，当EZVIS 加量为0.3%数0.4%时，对应的EZFLO 的加量至少为1.0%，则携砂效率可达90%以上，满足施工要求。

综上，结合旅大特稠油钻开液体系强抑制、稠油降黏策略，根据强抑制剂、降黏剂优选结果，及降滤失剂和流型调节剂加量优化结果，构建满足旅大某特稠油油田作业的钻开液体系：海水+0.2%NaOH+0.2% ACA+1.0%数1.5% EZFLO+0.3%数0.4% EZVIS+1% FN-3#+KCl+CFP（根据实际需求调节用量）。

2.2 稠油储层钻开液体系性能

2.2.1 配伍性

地层水与钻开液滤液以不同比例混合后的浊度值见表5。钻开液与地层水混合后无沉淀，二者配伍性较好。

表5 地层水与钻开液滤液之间的配伍性

原油与钻开液滤液以10∶0、8∶2、5∶5、2∶8、0∶10体积比混合后，油水分层明显，未见沉淀产生和乳化分散等现象。钻开液滤液与原油配伍性良好。

2.2.2 抑制性

钻开液加入1.5%CFP 前后的钻屑滚动回收率分别为91.00%、95.40%；不加CFP 的钻开液滚动后钻屑成颗粒状，棱角分明，表明钻开液抑制钻屑分散能力较强。这是由于钻开液采用了KCl 加重，大量的KCl 本身就是一种良好的抑制剂，因此钻开液用KCl加重后，可以考虑不加CFP，两者可选其一加入，也可同时加入。

2.2.3 降解性

对比钻开液在120、150、180、200 和260℃下的热降解性能，钻开液在180、200、260℃下静置1 d完全降解（完全降解后的钻开液和清水的表观黏度均为2 mPa·s），在150℃静置1 d已降解、静置2 d后完全降解并分层，而在120℃静置7 d后并未降解。其中，温度越高，降解产物颜色越深，趋于黑色沉淀颗粒状，表明降解产物受高温的影响部分碳化。经XPS 检测可知黑色产物为碳单质。碳在高温下较稳定，不会对储层带来影响，可满足钻开液不返排的施工需求。

2.2.4 储层保护性

由钻开液储层保护评价结果（表6）可见，降黏剂的加入有利于提高储层保护效果（温度为260℃时，当实验开展至35 min 时即有较大量漏失，无法继续实验）；高温降解后的钻开液对储层岩心的损害程度较小，岩心渗透率恢复值均大于85%，具有良好的储层保护效果。

表6 钻开液储层保护性能评价结果

新构建的钻开液体系由于添加剂用量等的优化，大大降低了钻开液成本投入。以每口热采井（井深2500 m）260 方钻开液用量计算，单井可降低钻开液费用49%，有效促进稠油油田的规模化经济化开发。

3 结论

适合旅大某特稠油油田的钻开液应为强抑制性、降黏性、储层保护性的无固相弱碱性钻开液体系。通过对添加剂种类和加量的优化得到适合旅大某稠油油田储层的钻开液配方：海水+0.2%NaOH+0.2% ACA+1.0%数1.5% EZFLO+0.3%数0.4%EZVIS+1%降黏剂+KCl+CFP（根据实际需求调节用量）。优化的钻开液滤液与地层流体的配伍性良好，无沉淀、无乳化堵塞损害；降黏剂的加入有利于提高储层保护效果；高温条件下对储层的损害较小，满足储层保护需求。

优化的钻开液体系可满足特稠油油田热采开发及无返排的作业需求，为旅大特稠油热采井安全高效钻进提供技术基础。