抗高温高密度油基钻井液在塔里木油田大北12X 井的应用

赵文，孙强，张恒

（中海油田服务股份有限公司，河北廊坊 065201）

塔里木盆地库车坳陷位于塔里木盆地北部，北与南天山断裂褶皱带以逆冲断层相接，南为塔北隆起，东起阳霞凹陷，西至乌什凹陷，是一个以中、新生代沉积为主的叠加型前陆盆地。塔里木盆地库车坳陷具有丰富的天然气资源，近年来在克拉苏断裂下盘克深区带发现了大北、克深等大型气田。塔里木盆地库车坳陷大北—克拉苏构造带存在区域性巨厚膏盐岩盖层[1]。大北12X 井位于库车坳陷克拉苏构造带大北段大北12 号构造东高点。塔里木盆地库车坳陷大北—克拉苏构造带存在大段膏盐岩盖层和砂砾岩储集层[2]。本区块库姆格列木群膏盐岩段普遍为高压～超高压，局部存在高压盐水层、漏层。邻近勘探开发作业曾在膏盐岩发生盐层缩径卡钻、盐水溢流、漏失等复杂情况。为减少作业风险，大北12X 井四开、五开井段选择使用抗高温高密度油基钻井液体系进行勘探开发作业[3-5]。

1 技术难点及对策

1.1 巨厚膏盐岩层和高压盐水

大北—克拉苏构造带存在区域性巨厚膏盐岩盖层[1]，易发生盐膏层溶解，侵入井筒，造成钻井液的污染现象。大段盐膏层容易发生蠕变，造成缩径卡钻；存在高压盐水层，可能造成钻井液盐水污染、高压盐水溢流等井控风险。针对库姆格列木群膏泥岩段巨厚膏盐层和高压盐水层问题，主要采取以下2 个方面的技术对策：①采用适当的钻井液密度以平衡膏盐层和高压盐水层压力；②强化体系的乳液稳定性能，提高体系的抗盐膏污染、抗盐水污染能力，防止高压盐水混入钻井液对体系的性能造成不利影响。

1.2 漏失风险

古近系库姆格列木群地层受古环境和构造影响，存在欠压实泥岩段、白云岩裂缝发育岩层段，尤其是巴什基奇克组有较高的井漏风险；同时，四开井段安全密度窗口窄，压力激动会导致漏失。针对地层存在的漏失问题，主要采取以下2 方面的技术对策：①使用抗高温降滤失剂、承压封堵材料，提高体系承压封堵能力，封堵裂缝，维护井壁稳定；②维持钻井液低黏度、高切力的流变学特性，保持较低的循环当量密度变化，减少压力激动，以满足窄安全密度窗口的作业需求。

1.3 钻屑及重晶石沉降

大北12X 井的四开φ215.90 mm 井段长2124 m，五开φ149.2 mm 井段长330 m，井眼小、裸眼段长，环空间隙小，泵压和排量受限，岩屑携带困难。地层压力高，钻井液密度达到2.43 g/cm3，体系中的重晶石等固相含量大，井底温度高，易引发钻屑和重晶石沉降。针对钻进过程中的动态沉降问题和长时间电测过程中的静态沉降问题，主要采取以下3 个方面的技术对策：①选用性能优的油基钻井液润湿剂，提高体系的润湿稳定能力，充分润湿钻屑和重晶石等水润湿固相；②在高温长时间静置条件下，体系维持较高的切力，旋转黏度计6 r/min 读数在8～11 范围内，终切力在5～7 Pa 范围内，提高体系防沉降稳定能力，以满足长时间电测过程中钻屑和重晶石的悬浮稳定需求。

2 处理剂优选及性能评价

2.1 处理剂优选

充分考虑塔里木盆地库车坳陷库姆格列木群膏泥岩段的地质特点和邻井作业经验，大北12X 井在四开、五开井段采用优化的抗高温高密度油基钻井液体系进行现场作业。实验室研选了抗高温乳化剂、抗高温润湿剂、降滤失剂等处理剂，构建了适用于该井的抗高温高密度油基钻井液体系配方。

2.1.1 抗高温乳化剂

对研选的不同种类的抗高温乳化剂产品进行了热重分析，以确定各乳化剂的抗温稳定性能，如图1 所示[6]。

图1 6 种油基钻井液用乳化剂的热重曲线

常用油基钻井液用乳化剂主要包括高级脂肪酸皂、油酸、脂肪酸的胺类衍生物等[6]，主要以线性表面活性剂为主，在温度大于180 ℃时HLB 值变化大，吸附点少，在油水界面易于解吸附；高温下基团稳定性差，易水解和分解。近年来，另一类低聚型表面活性剂逐渐在高温高压油基钻井液中得到应用[6]。低聚型表面活性剂单个分子内含多个亲水亲油基团，使其在油水界面上的界面膜强度更高，乳化稳定性更好。6 组热重曲线对比发现，低聚型表面活性剂3#MOEMUL 和4#EMUL XT 抗高温乳化剂的热分解温度最高，分别达到348 ℃和329 ℃；其他4 种直线型表面活性剂乳化剂的抗温能力明显低于低聚型表面活性剂；6#乳化剂的热分解温度最低，为76.7 ℃左右，开始可能为溶剂的分解温度，后续的分解温度为乳化剂在高温200 ℃左右，如1#、2#、和5#乳化剂的热分解温度在200 ℃左右。

进一步评价这6 种乳化剂的乳化效率。用6 种不同乳化剂配制的乳状液在232 ℃滚动16 h 后，冷却至室温，再高速搅拌20 min，倒入250 mL 量筒的最高刻度线处，静置12 h 后的状态见图2。可以看出，低聚型表面活性剂3#MOEMUL 和4#EMUL XT 配制的乳状液老化后仍然很稳定，几乎没有油相析出；而其余的乳状液很快就发生了油水分离或破乳。选择低聚型表面活性剂3#MOEMUL作为抗高温高密度油基钻井液的乳化剂。

图2 不同乳化剂乳液232 ℃老化16 h 后放置12 h 后的状态

2.1.2 抗高温润湿剂

目标区块的地层压力高，平衡地层所需要的钻井液密度达到了2.45 g/cm3，在钻进过程中，由于钻屑的不断混入，体系中的固相体积分数将大于50%[7]。大量水润湿的固相颗粒进入体系，将造成体系流变性难以控制、滤失量变大、破乳电压下降、重晶石沉降等不利影响[8]。选择在高温高密度情况下将固相颗粒表面由水润湿转化为油润湿的高性能润湿剂尤为重要。润湿剂是具有两亲结构的表面活性剂，分子中亲水的一端与固体表面有很强的结合力。润湿剂在固液界面上的定向吸附改善界面的润湿性。根据重晶石在不同润湿剂油溶液中的沉降程度评价润湿剂的润湿反转能力。评价了6 种不同油基钻井液润湿剂在3#白油中的润湿效率，结果见图3。从图3 可知，相同体积的重晶石颗粒在含不同润湿剂3#白油中的最终沉降高度相差很大，添加1#MOCOAT 和2#MOWET 之后，重晶石沉降稳定性效果最好，放置18 h 之后，仍然能有效悬浮大部分的重晶石颗粒。而加入其他3#、4#、5#、6#润湿剂，在放置0.5～3.0 h 后即可观察到上层析出的油相体积大于5 mL。随着放置时间的延长，可以观察到加入润湿剂的重晶石体系底部沉降层的部分与上层清液之间的界线变化比较缓慢。这是由于大颗粒沉降后，剩余的小颗粒亲油性较强，沉降速率较慢，同时，大颗粒沉降后试管底部的黏度有所增大，也会阻碍小颗粒的沉降。选择润湿剂1#MOCOAT 作为抗高温高密度油基钻井液的润湿剂。

图3 油基钻井液用不同润湿剂改性重晶石颗粒的宏观沉降照片

2.1.3 抗高温降滤失剂

国内外油基钻井液用降滤失剂主要为沥青类、腐植酸酰胺类和高分子聚合物类降滤失剂。沥青类降滤失剂在高温油基钻井液体系中发生形变，有助于提高泥饼质量，能够降低体系的滤失量。腐植酸酰胺类降滤失剂通过腐植酸与有机胺反应，增强了腐植酸的亲油性，在油相中分散，起到较好的降滤失效果。高分子聚合物类降滤失剂通过油溶性聚合物单体聚合而成，可在油基钻井液中吸油膨胀形成聚合物微凝胶，和其他固相颗粒一起形成致密的滤饼，达到降滤失的作用[9-10]。分别选择了此三类降滤失剂，对其在抗高温高密度油基钻井液体系中的降滤失效果、对乳液稳定性、流变性能的影响进行了对比评价。基本配方如下，并且加入2%Revdust模拟钻屑，对比体系在150 ℃下，动态老化16 h后的基本性能，如表1 所示。实验数据表明，随着降滤失剂的加入，油基钻井液的流变参数和破乳电压都有所增加，高温高压滤失量显著降低，说明这些亲油胶体颗粒的加入有利于控制油基钻井液的高温高压滤失量，但同时也会使得体系的黏度和结构强度有所增大；聚合物类降滤失剂，降滤失效果最为明显，但其对高密度钻井液的流变性影响较大，而腐植酸酰胺类降滤失剂，有较好的降滤失效果，同时对体系的流变性能影响最小。综合考虑，选用腐植酸酰胺类降滤失剂作为抗高温高密度油基钻井液的降滤失剂。

柴油+2%（m/V）乳化剂MOEMUL+1%润湿剂MOCOAT+2%抗高温有机土MOGEL+2%石灰+5%盐水（26%CaCl2水溶液）+3%抗高温降滤失剂+重晶石（加重到2.4 g/cm3）

表1 不同类型油基钻井液降滤失剂对体系性能的影响

2.2 钻井液配方及性能评价

以抗高温乳化剂、抗高温润湿剂为核心材料，结合有机土、腐植酸酰胺类降滤失剂等处理剂，构建了抗高温高密度油基钻井液，配方如下。室内实验考察了体系的热稳定性、承压封堵能力、抗近饱和盐水污染能力、抗石膏污染能力和长时间静置体系流变及沉降稳定能力。

基液（柴油+26%CaCl2水溶液）+（2%～3%）乳化剂MOEMUL+（1%～2%）润湿剂MOCOAT+（1%～2%）抗高温有机土MOGEL+（1%～2%）石灰MOALK+（5%～15%）盐 水（26%CaCl2水溶液）+（1%～3%）抗高温降滤失剂MOHFR+（5%～10%）承压封堵剂MOSTRH+重晶石

2.2.1 抗高温性能

由表2 可以看出，体系在动态老化前后钻井液性能变化不大，抗高温高密度油基钻井液体系具有良好的流变性能，乳液稳定，高温高压滤失量小，能够满足现场高温高压作业要求[11-12]。

表2 抗高温高密度油基钻井液体系基本性能

2.2.2 承压封堵性能

古近系库姆格列木群地层受古环境和构造影响，存在欠压实泥岩段、白云岩裂缝发育岩层段，有较高的井漏风险，实验室通过渗透性封堵仪对抗高温高密度油基钻井液的封堵能力进行评价，在150 ℃、3.5 MPa 和7.0 MPa 压差条件下实验。由图4 可以看出，含有3%的承压封堵剂的抗高温高密度油基钻井液能够形成致密的内泥饼，明显降低钻井液漏失速率。

图4 抗高温高密度油基钻井液承压封堵性能

2.2.3 抗盐水污染性能

由于库姆格列木群膏盐岩段预测含有高压盐水层，盐水污染是该地层钻井作业的主要污染源，因此实验室进行了高浓度盐水污染实验。以20%的氯化钠盐水作为模拟污染地层高压盐水。在抗高温高密度油基钻井液中加入一定量的氯化钠盐水后，在150 ℃下动态老化16 h，测定油基钻井液体系性能，结果见表3。从表3 可以看出，随着污染盐水的增加，油基钻井液的黏度逐渐上升，高温高压滤失量逐渐增大，体系破乳电压逐渐降低。当污染盐水体积分数小于40%时，体系的各项性能均比较稳定，说明该抗高温高密度油基钻井液具有良好的抗盐水污染能力，能够满足现场可能出现的高压盐水污染性能需求。

表3 抗高温高密度油基钻井液抗盐水污染性能

2.2.4 抗石膏污染性能

由于库姆格列木群膏盐岩段预测含有盐膏层，石膏污染是抗高温高密度油基钻井液体系的主要污染源之一。由表4 可以看出，加入不同比例的石膏后，该体系的流变性能、降滤失性能、破乳电压性能均比较稳定，表明该抗高温高密度油基钻井液体系具有良好的抗膏盐污染能力。

表4 抗高温高密度油基钻井液体系抗石膏污染性能

2.2.5 体系沉降稳定性能

由于高温高压深井在测试过程中，对油基钻井液体系的沉降稳定性有苛刻的要求，实验室模拟高温长时间静置条件，在170 ℃下测试油基钻井液体系静置24、72、120、168、240、360 h 后的性能。由表5 可以看出，该高温高密度钻井液在170 ℃下，经过静置老化15 d 后，体系的流变性能和破乳电压保持稳定，体系的沉降因子为0.522，满足现场作业条件下的沉降稳定性需求。

表5 抗高温高密度油基钻井液体系沉降稳定性能

3 现场应用

大北12X 井位于库车坳陷克拉苏构造带大北段大北12 号构造东高点。库姆格列木群膏泥岩段，地质条件复杂，普遍为高压～超高压，局部存在高压盐水层、漏层。从邻井作业情况来看，曾多次发生盐层缩径导致的卡钻、高压盐水侵入井筒导致的溢流、循环当量密度过高引起的易漏地层漏失失返等复杂情况，给该区块的勘探开发带来了巨大挑战。为减少作业风险，大北12X 井四开φ215.90 mm 井段（3370～5494 m）和五开φ149.2 mm 井段（5495～5825 m）使用研发的抗高温高密度油基钻井液体系进行钻井，具体数据见表6。

表6 抗高温高密度油基钻井液现场作业性能

大北12X 井2018 年8 月25 日开始四开钻进，2019 年7 月13 日顺利完钻，完钻井深为5825 m，完钻层位为白垩系巴什基奇克组。电测井底温度为114 ℃，最高应用密度2.43 g/cm3。四开井段，钻井液密度为2.43 g/cm3，油基钻井液保持了良好的钻井液流态，较低的黏度和切力，未造成黏度、切力过高引起井漏等复杂情况。在五开井段钻进期间发生漏失，采用随钻段塞堵漏和高承压堵漏技术，堵漏成功。该井钻遇盐膏层厚达2135 m，油基钻井液抗石膏污染能力强，体系性能没有发生明显波动。电测数据显示四开、五开井段井径规则，没有出现垮塌现象，作业过程中抗高温高密度油基钻井液性能稳定。在38 d的试油过程中也没有出现分层、重晶石沉降等问题，下入生产管柱后，开泵顶通泵压只有2 MPa，优于本区块其他油基钻井液的表现，满足库姆格列木群膏盐岩段苛刻的勘探开发需求。

4 结论与建议

1.室内实验结果表明，构建的抗高温高密度油基钻井液具有良好的抗高温稳定性、抗膏盐及盐水污染能力、抗高温长时间静置沉降稳定能力。

2.现场应用效果表明，抗高温高密度油基钻井液能够满足塔里木油田库车坳陷克拉苏构造带高温高压超高压盐膏层作业需求。钻井液流变性能稳定，满足作业过程中岩屑携带和长时间电测过程中钻屑和重晶石的悬浮需求。

3.在裂缝发育地层，抗高温高密度油基钻井液中引入随钻堵漏材料，提高地层承压能力，有利于降低油基钻井液在裂缝地层的漏失风险。