抗高温平衡水钻井液体系性能研究

张海山，罗 勇，张 荣，徐博韬，向兴金，舒福昌，崔应中，王 荐

（1．中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海200030；2．中海油服油田化学研究院钻完井液工艺研究所，河北 燕郊101149；3．长江大学，湖北 荆州434000；4．荆州市汉科新技术研究所，湖北 荆州434000）

平衡水钻井液是介于水基和油基之间的一种新型钻井液，由于其基液的独特性质，具有接近油基钻井液的性能，且对环境友好，已在渤海大位移井钻井作业中得到成功应用。

东海低孔渗油气田资源丰富，但大多埋藏较深、岩性较差、压力较高。随着大位移井、水平井作业的增多，常出现井壁坍塌、井径扩大、起下钻困难、电测遇阻等问题［1］。特别是2012年已完成的作业，平均井深达到4800多m，井底静止温度均超过160℃，多口井出现起下钻困难、卡钻、电测遇阻等问题。

鉴于平衡水钻井液体系在渤海地区的两口大位移井应用中表现出的良好抑制性、润滑性和滤失性，为满足东海低孔渗油气田抗高温、稳定井壁和保护储层的需要，特在原平衡水钻井液基础上研制了抗高温平衡水钻井液体系。

1 平衡水钻井液的作用机理、基液特性、基本性能

1．1 作用机理

平衡水钻井液主要是利用键合剂HBA分子结构中所带的羧基、羟基、酰胺基等多种能与水形成氢键的官能团通过化学键合作用使水分子内和水分子间形成网络结构而成为键合水，与泥岩争夺水分子，改变钻井液中的水分子状态，使自由水向束缚水转化，实现地层泥岩中的水与钻井液中的水始终处于平衡状态，避免泥岩水化，维持井壁的“原生态”，以解决泥页岩地层的井壁稳定难题。

键合剂是一种含大量与水分子键合的多官能团小分子有机化合物，该化合物通过分子内和分子间与水分子形成氢键，使水分子内和水分子间形成网络结构而成为键合水。如图1所示。

1．2 基液特性

1．2．1 粘度高

平衡水钻井液的基液粘度高，能够减缓滤液进入页岩的运动速度，同时还可以减少液相进入地层的滤失量。不同基液的粘度见表1。

表1 基液的粘度Tab．1 Viscosity of based phase

图1 键合剂与水的键合作用Fig．1 Bonding role between bonding agent and water

1．2．2 阻碍渗透水化作用

键合水以束缚水的形式存在因而活度低。根据活度平衡理论，其渗透压可使页岩孔隙中的水反向流动，这种反渗透作用使钻完井液中的水流向页岩的净流量减少，导致页岩水化降低及毛细管压力上升缓慢，有利于井壁稳定。

饱和氯化钠溶液电导率的变化情况见图2。

图2 饱和氯化钠溶液电导率的变化情况Fig．2 The conductivity change of saturated sodium chloride solution

由图2可看出，清水中饱和氯化钠溶液的电导率下降幅度最大，说明水分子从清水中迁移到氯化钠溶液中导致电导率下降；5∶5键合水中的饱和氯化钠溶液水分子未发生迁移，说明键合水可阻止页岩的渗透水化。

1．2．3 界面张力低

键合水具有较低的界面张力，有利于液相返排，降低油流阻力，提高储层保护能力。基液的界面张力见表2。

1．2．4 润滑作用

由于键合水含有很多强亲水基团，具有一定的表面活性和润滑能力，可提高钻井液的润滑性，也有利于降低泥岩钻屑的粘聚力，防止泥包。基液的润滑性能参数见表3。

表2 基液的界面张力／mN·m－1Tab．2Interfacial tension of based phase／mN·m－1

表3 基液的润滑性能参数Tab．3 The lubricity performance parameters of based phase

1．3 基本性能

平衡水钻井液体系的基本配方为：基液（海水∶键合剂HBA＝7∶3）＋2%土浆＋0．2%NaOH＋0．2%LV－PAC＋0．2%包被剂PF－PLH＋2%～5%随钻封堵材料＋0．2%～0．3%XC（密度1．15g·cm－3）。

平衡水钻井液体系在渤海地区的BZ34－1D7井、BZ34－1D9h井两口大位移井的现场应用效果良好，体系性能稳定，现场易于维护，润滑性能良好，钻进时扭矩稳定，上提悬重从174klb下降至165klb、下放悬重从149klb增加至155klb、扭矩从7000～13 000ftlb下降至3000～9000ftlb。而以往钻井液体系在大斜度井应用过程中从未出现过下放过程中悬重增加的现象。

此外，平衡水钻井液体系也表现出了良好的抑制性能，返出钻屑没有出现粘结的现象，明显优于以往所使用钻井液。现场配浆过程中基本未加降滤失剂，其API滤失量仅为2．2mL，后保持在1～1．5mL左右，泥饼薄而韧且滑，质量很好。

2 抗高温平衡水钻井液体系的性能评价

2．1 基本配方及基本性能

由于东海低孔渗油气田后期开发面临的高温问题，前期使用的平衡水钻井液不能满足其钻井需要，需要引入抗高温材料。针对高温高压滤失控制引入一种抗高温合成聚合物降滤失剂HFL－T，与常规磺化降滤失剂PF－SMP－2和PF－TEMP配合可有效控制体系的高温高压滤失量，总加量只有6%；另外为增强硬脆性泥岩地层的井壁失稳，引入了沥青类随钻封堵材料PF－DYFT－Ⅱ和树脂类封堵材料温压成膜剂PF－HCM［2］，通过其封堵和固壁作用来预防和减轻剥落掉块，减轻液相侵害，这两种材料已在油田现场成功应用。

通过室内大量实验评价及优选，最终获得抗高温平衡水钻井液体系的基本配方为：基液（3%海水土浆∶键合剂 HBA＝7∶3）＋0．15%Na2CO3＋0．2%NaOH＋3%降滤失剂 HFL－T＋2%降滤失剂PFSMP－2＋2%降滤失剂PF－TEMP＋1．5%温压成膜剂PF－HCM＋2%随钻封堵剂PF－DYFT－Ⅱ＋5%KCl，重晶石加重至1．3g·cm－3。

该配方简单，降滤失剂材料相对较少，有利于现场配制和使用。其基本性能参数见表4。

表4 抗高温平衡水钻井液体系的基本性能参数Tab．4 The fundamental performance parameters of high temperature－resistant balance－water drilling fluid

由表4可看出，抗高温平衡水钻井液体系180℃高温老化后，具有良好的流变性和滤失性。

2．2 抗污染性能

以露头土粉代替现场钻屑进行了抗钻屑污染评价。此外，因为不同油田区块地层水矿化物和水型有所区别，所以考察了抗高温平衡水钻井液体系的抗无机盐污染性能，以了解各类盐侵污条件下平衡水体系的性能变化情况，结果见表5。

表5 抗高温平衡水钻井液抗露头土粉污染、抗无机盐污染性能Tab．5 Resistance to outcrop cuttings and inorganic salts of high temperature－resistant balance－water drilling fluid

由表5可知，抗高温平衡水钻井液体系具有良好的抗钻屑污染和抗无机盐污染的能力。

2．3 抑制性能

使用实验室通用的一级膨润土作为评价对象，评价了抗高温平衡水钻井液体系对粘土水化膨胀的抑制性能，结果见表6。

表6 抗高温平衡水钻井液体系的抑制性能Tab．6 Inhibition performance of high temperature－resistant balance－water drilling fluid

由表6可知，抗高温平衡水钻井液体系能显著降低粘土的水化膨胀率，具有良好的抑制性能。

2．4 储层保护性能

室内对抗高温平衡水钻井液体系的储层保护性能进行了相关评价，结果见表7。

由表7可知，岩心的渗透率恢复值均在90%以上，说明研制的抗高温平衡水钻井液体系对于低孔渗储层具有良好的储层保护性能。

3 结论

表7 抗高温平衡水钻井液体系的储层保护性能Tab．7 Reservoir protection performance of high temperatureresistant balance－water drilling fluid

（1）平衡水钻井液体系是一种新型钻井液体系，基液具有粘度高、润滑性好、抑制性强、界面张力低等诸多特性，在减少滤液侵入、降低摩阻和扭矩、预防页岩水化、稳定井壁、预防水锁等方面具有优势。

（2）平衡水钻井液体系已在渤海大位移井钻井中表现出了良好的抑制性和润滑性，但是实际使用温度不高，限制了其推广应用。

（3）抗高温平衡水钻井液体系在180℃高温下性能稳定，抗钻屑污染和抗无机盐污染能力强，封堵效果好，岩心污染渗透率恢复值高，具有良好的综合性能。

［1］张海山．东海地区低孔低渗储层低自由水钻井液体系研究与应用［J］．中国海上油气，2013，25（2）：71－73．

［2］徐博韬，向兴金，舒福昌，等．钻井液用成膜封堵剂 HCM的性能评价及现场应用［J］．化学与生物工程，2012，29（9）：72－74．