大庆油田高密度油包水钻井液技术研究与应用

刘永贵，胡志强，王俊杰，盖大众

(中石油大庆钻探工程公司，黑龙江大庆163413)

大庆油田朝503区块的扶余油层压力系数较高，平均压力系数为1.60，且注水井密集，存在异常高压水层，施工过程中存在水侵风险。本文通过室内研究，针对该井地层特点，对原有低粘高切油包水钻井液的配方进行了改进完善，在朝42－平125井获得了较好的应用效果。在施工过程中虽然发生了水侵，但现场通过对钻井液性能进行调整，使得各项指标满足施工的要求，保证了井下安全。

1 高密度油包水钻井液技术难点

高密度油包水钻井液的技术难点主要体现在流变性和沉降稳定性之间的矛盾以及现场维护上的困难，而对于朝42－平125井的特殊井下情况，又增加了水侵方面的风险，具体分析如下。

(1)流变性和沉降稳定性的矛盾。高密度油包水钻井液体系属于胶体悬浮体系，本身具有固相含量大、固相颗粒的内摩擦力大、体系中自由油相含量少、钻屑的侵入和积累不易清除这4方面的特点［1］。根据钻井液流变参数的胶体化学意义，钻井液体系的粘度是由钻井液溶液粘度、总固相产生的粘度、固相粒子分散带来的粘度及固相粒子间相互作用产生的粘度4部分构成［2］。显然，各部分的变化均要影响到总粘度值的变化。所以在流变性和沉降稳定性之间便存在显著的矛盾，如果体系粘度切力低，悬浮能力弱，沉降稳定性则差，会造成重晶石粉沉淀，堵塞循环管线，更给井控安全带来隐患，但如果为了实现良好的沉降稳定性而盲目提高粘度切力，必然造成油包水钻井液的粘度升高难以控制，在现场施工过程中，粘度过高会造成开泵困难、泵压过高和“激动”压力过大等一系列复杂问题。

(2)现场维护的困难主要是体系固相含量太高导致粘度过高。巨大的固相粒子比表面积通过润湿和吸附作用使得整个油包水体系的润湿剂大量减少，导致体系的钻屑容量限降低，一旦没有及时处理维护，固相粒子极易连接形成结构，从而导致体系粘切增高，若有害固相不能及时清除，则会细分散在体系中，造成恶性循环［3］。而高固相的体系对外来物质的污染敏感性也更强，本身高密度钻井液中的钻屑不易清除，钻屑与大量的重晶石粉协同作用，会进一步导致粘度切力的升高。

(3)该井油层压力高，周围注水井较多，存在异常高压水层，水侵发生几率较大，水侵会导致钻井液密度降低、流变性变差、粘度急剧升高，严重时会造成油包水体系破乳，全井钻井液报废，甚至诱发井喷。

2 室内配方评价优选

基础配方为低粘高切油包水钻井液体系，该体系在大庆长垣区块已成功应用了百余口水平井，但主要应用于常规密度范围，密度未超过1.40 g/cm3，且油水比可调范围为90∶10～85∶15，其原配方为:柴油+3%～5%乳化剂+1%～3%润湿剂+2%～4%有机土+2% ～4%降滤失剂+3% ～5%CaO+盐水(含20% ～40%CaCl2)+重晶石粉。

针对该井高密度油包水钻井液的技术难点，室内对原配方进行了调整和改进。主要从悬浮能力、流变性和抗水侵污染能力3个方面进行配方调整，油水比可调范围为90∶10～75∶25，改进后的配方为:柴油+7% ～9%乳化剂+3% ～5%润湿剂+3%～5%有机土+3% ～5%降滤失剂+4% ～6%CaO+盐水(含20% ～40%CaCl2)+重晶石粉。室内评价了1.60、1.80和2.00 g/cm3三种密度下的各项性能指标，如表1所示。

表1 三种密度钻井液各项性能指标对比

从表1的数据可以看出，密度不变时，随着油水比降低，体系粘切有所增加，虽然增幅明显，但流变性可控，而破乳电压有所下降，但仍高于800 V，HTHP滤失量变化不大，沉降稳定性良好。当密度增加时，粘切增幅也比较明显，但流变性、动塑比等均在正常变化范围内，没有发生数值骤变的情况，其它指标也均正常，说明在这种高密度高固相和低油水比的情况下，该体系的内部结构仍然足以适应，没有达到体系的结构极限。因此，经过配方调整后的高密度油包水钻井液体系在流变性和沉降稳定性上表现良好，抗水侵能力较强，综合性能符合现场要求。

3 现场应用

3．1 施工基本情况

朝42－平125井完钻井深2150 m，井斜84.2°，方位358°，水平段长510 m，油包水钻井液施工井段为950～2150 m，钻进周期16.72 d，平均机械钻速7.87 m/h，钻遇地层为青山口组和泉头组，平均井径扩大率3%，固井质量优质。该井设计密度1.15～1.60 g/cm3，但在实际施工过程中由于多次水侵，为平衡地层压力，密度最高提至1.65 g/cm3，且机械钻速高，有害固相侵入严重，现场科学地控制全井钻井液的综合性能，顺利完成该井的技术服务。

3．2 日常维护

该井钻井液现场日常维护主要包括以下几个方面。

(1)根据实际情况控制密度范围。该井密度设计是依据地层压力和邻井实钻情况，但在施工过程中，现场通过每小时监测一次振动筛返砂和泥浆量变化，根据实际情况第一时间做出调整，不断摸索最合适的密度来平衡地层压力。对于特殊地层、特殊的井，设计只能作为参考，一切要以井控安全为前提。

(2)现场备料充足。由于该井为高密度井，易发生水侵，现场储备2.00 g/cm3重浆50 m3，重晶石粉120 t，如发生水侵可以第一时间提高钻井液密度平衡地层压力。各种处理剂储备量很大，尤其是乳化剂和降滤失剂，能够及时补充消耗和应对复杂情况。

(3)流变性控制。低密度固相含量及其分散特性是控制流变性的关键，通过配方的改进，在保证了钻井液沉降稳定性的前提下，现场采取了一系列的措施，其中包括:①采用密度为4.25 g/cm3的优质重晶石粉加重;②合理利用四级固控设备，振动筛120目，除砂器200目，利用率100%，如果密度增长过快则适当启动离心机;③补充的新浆密度要与井浆一致，少加或不加盐水，加足乳化剂，新浆粘度要低于井浆;④严格控制有机土含量，前期配浆遵循配方加量，后期维护少加或不加;⑤定期排放沉沙罐，防止过量的钻屑重新入井反复研磨;⑥所有处理过程，包括加药、加重和补充新浆，必须均匀缓慢进行。

(4)保证乳化剂含量。乳化剂是油包水乳状液的稳定剂，该体系的两种乳化剂也同时起到润湿剂的作用，能让亲水的重晶石粉和钻屑颗粒表面迅速转变成油相润湿，从而保证它们能较好地悬浮在油相中［4］，所以充足的加量对于体系的稳定、切力的保证和钻屑能否及时清除都起到至关重要的作用。现场配浆时遵循配方加量，每进尺200 m补充一次，并实时通过返砂和Es的监测来判断乳化剂的缺失量，一旦Es值低于600 V要立即补充。

(5)维持充足的CaO含量，pH值控制在8.5～10。CaO可与油包水钻井液体系中的有机酸等作用生成二元金属皂，能够保证乳化剂充分发挥作用，同时遇水形成CaOH，可以增加结构强度，一旦地层侵入流体中含有 CO2或 SO2，还可以吸收中和［5］。现场根据pH值来监测CaO的缺失量，及时加以补充。

3．3 水侵的处理

该井在钻进高压层时密度为1.55 g/cm3，粘度60 s，油水比 89∶11，破乳电压 1130 V，性能稳定，循环钻进时一切正常。但后续共发生了3次水侵，前2次是由于突发状况，导致2次空井静止，分别为48和24 h，2次发生18和12 m3不同程度的水侵，第3次是测井期间，空井静止47 h，水侵20 m3。由于发生水侵，密度逐渐摸索提至1.65 g/cm3，钻井液性能变化如表2所示。

可以看出，虽然经历多次水侵，钻井液油水比波动范围较大，但经过及时的维护处理，流变性始终保持在可控范围内，没有影响正常施工，而油包水体系的破乳电压Es最低值也＞800 V，乳状液稳定，没有发生明显破乳现象。

表2 钻井液性能变化

钻井液方面处理措施如下。

(1)每次重新建立循环后，密切观察井口返出情况，将水侵严重的混浆段适当排放，防止混入循环罐污染全井钻井液，必须控制好排放量，既保证性能可调，又要节约成本，混浆段密度和排放量要记录准确，以便于后续计算。

(2)确定密度的依据:由于循环时未发生水侵，所以可通过软件计算出当量循环密度，该密度产生的静液柱压力即可平衡地层压力。连续测量混浆段密度变化情况，根据密度下降值和水侵量计算重浆混入比例，重浆要均匀混入。

(3)测量水侵后的钻井液性能，准确掌握油水比、流变参数、Es等数据，通过室内小型实验，确定最合理的处理方案。实际的处理方法是利用高油水比新浆进行均匀调整，新浆中各种处理剂的比例按照污染后井浆的性能有针对性地进行增减，着重补充乳化剂含量。将全井钻井液性能调整完毕后方可钻进。

(4)配制重浆时要用井浆作为基浆，高粘切的井浆具有良好的沉降稳定性，可以保证重晶石粉的悬浮度。重浆量由50 m3增加至80 m3，以便能够第一时间应对井下复杂情况。

4 结论与认识

(1)经过室内配方评价优选，该高密度油包水钻井液体系在1.60～2.00 g/cm3范围内具有良好的流变性和沉降稳定性，且抗水侵污染能力强，在油水比降到75∶25时，仍然具有稳定的综合性能，尤其是破乳电压Es能够始终保持在800 V以上。

(2)通过对高密度油包水钻井液体系内部作用机理的分析，更加深刻认识到高密度高固相体系的复杂性，这对于配方的改进优化至关重要。由室内评价和现场应用的结果看出，虽然该配方处理剂种类不多，但互相协同作用，可以形成稳定而优质的乳状液结构，易于维护处理，可操作性很强。

(3)在现场应用过程中，该体系沉降稳定性好，没有发生重晶石粉沉淀的情况。该体系动塑比＞0.4，携岩能力很强。该体系的润滑性和抑制性非常突出，定向钻进时摩阻力仅10～20 kN，起下钻顺利，井壁规则，平均井径扩大率为3%。

(4)由于事先针对该井易发生水侵的情况作了充分的室内评价工作，所以在现场虽然钻遇了异常高压水层，发生了多次水侵，但经过正确的应对处理，将钻井液性能及时调整到正常范围，将钻井液成本影响控制在最低，保证了钻井的正常施工，最终顺利优质地完成了该井的技术服务。

［1］ 鄢捷年．钻井液工艺学［M］．山东青岛:中国石油大学出版社，2006．13 －15．

［2］ 李健鹰．粘土胶体化学［M］．山东青岛:中国石油大学出版社，1988．

［3］ 蒲晓林，黄林基，罗兴树，等．深井高密度水基钻井液流变性、造壁性控制原理［J］．天然气工业，2001，21(6):48 －50．

［4］ 李春霞，黄进军．一种新型高温稳定的油基钻井液润湿反转剂［J］．西南石油学院学报，2002，24(5):22 －24．

［5］ 罗立公，关增臣．油基钻井液在特殊井中的应用［J］．钻采工艺，1997，20(3):71 －74．

［6］ 刘永福．高密度钻井液的技术难点及其应用［J］．探矿工程(岩土钻掘工程)，2007，34(5):47 －49．