抗高温无固相弱凝胶钻井完井液技术

文飞，　董殿彬，　田玉龙，　黄杰，　刘昕，　王皓

抗高温无固相弱凝胶钻井完井液技术

文飞，董殿彬，田玉龙，黄杰，刘昕，王皓

（渤海钻探泥浆技术服务分公司，天津300280）

文飞等.抗高温无固相弱凝胶钻井完井液技术［J］.钻井液与完井液，2016，33（4）：36-40.

针对委内瑞拉西部BARUA区块产层泥砂岩互层多，砂岩胶结不充分，地层松散、易塌易漏、地温梯度高以及Barua区块油藏物性较差，产收率低的问题，为了保持井壁稳定、减少表皮污染，通过室内实验研究了BH-ELASTICOHTHP体系。该体系按照“流体套管技术”理念，利用体系高黏度特点，配合白云质碳酸钙有效封堵产层孔喉，稳定井壁和降低表皮污染；利用低剪切速率黏度高的特点实现井底净化和钻屑返出；该体系还具有抗高温、抗腐蚀性强、主剂材料易降解等优点，适用于低密度、低渗、成岩性差的地层。MGB-0066井现场试验应用表明，BH-ELASTICO-HTHP体系防漏防塌能力强，对储层和环境保护性好，该井产量超过邻井产量30%以上，达到了安全钻井和提高油井产量的双重目的。BH-ELASTICO-HTHP体系的“流体套管技术”理念也为老油田及低油藏物性油田的增产增收指出了方向。

水基钻井完井液；无固相；高黏弹性；流体套管；强封堵性；抗温；储层保护

抗高温无固相弱凝胶钻井完井液（BHELASTICO-HTHP）体系具有抗高温、高黏、强封堵、对油气层伤害小、抗腐蚀性强、主剂材料易降解等优点，适用于低密度、低渗、成岩性差的地层［1-2］。委内瑞拉Barua区块产层泥砂岩互层多，砂岩胶结不充分、地层松散易塌易漏、地温梯度高，油藏物性较差、产收率低。针对以上问题，为保持井壁稳定、减少表皮污染，增加油井产量，按照“流体套管技术”理念，利用BH-ELASTICO-HTHP体系高黏度的特点，复配使用白云质碳酸钙，封堵产层孔喉，以稳定井壁和降低表皮污染［3］，利用低剪切速率黏度高的特点实现井底净化和携岩洗井。BHELASTICO-HTHP体系以5%KCl盐水为基础，通过添加易降解的抗高温抗盐降滤失剂和流型调节剂进行性能调整，研发出抗温达150 ℃、密度为1.10～1.30 g/cm3、LSRV大于100 Pa·s的基本配方［4-8］。

1　室内研究

1.1抗高温抗盐降滤失剂的优选

优选出深度改性的羧甲基抗温淀粉BZ-AMD和阴离子聚合物降滤失剂PAC-lv进行对比评价，结果见表1。实验用钻井液配方如下。

300 mL清水+1.5%BZ-HXC-L+1%HEC+ 5%KCl+1.5%降滤失剂+0.7%碱度调节剂+0.3%缓蚀剂+0.1%杀菌剂+0.7%除氧剂+细目钙（密度为1.11 g/cm3）

如表1所示，常温下，2种降滤失剂对体系流变性能的影响区别不大，而150 ℃高温热滚后，加阴离子聚合物降滤失剂体系的滤失量明显大于加羧甲基抗温淀粉体系，且体系不稳定，切力值下降较多，出现分层；加改性羧甲基淀粉体系常温和热滚后的性能接近，高温高压滤失量满足设计性能要求。最终确定改性羧甲基抗温淀粉作为BHELASTICO-HTHP体系降滤失剂。

表1　抗高温抗盐降滤失剂的优选

1.2低剪切速率黏度调节剂的优选

低剪切速率黏度调节剂应满足低剪切速率黏度值调整要求，同时具备较高的黏度效应，因此选取羟乙基纤维素BZ-LSA，实验结果见表2。实验用钻井液配方如下。

水+5.0%KCl+1.5%羧甲基抗温淀粉+1.0% BZ-HXC-L+低剪切速率黏度调节剂BZ-LSA+0.7%碱度调节剂+0.3%缓蚀剂+0.1%杀菌剂+0.7%除氧剂+细目钙

表2　不同浓度低剪切速率黏度调节剂评价实验（150 ℃、16 h）

如表2所示，常温下，不同BZ-LSA加量配方的LSRV值在一定范围内存在基本的线性关系，即随着BZ-LSA浓度的增大，体系LSRV值随之升高，超过最大适用加量（1.5%）后，LSRV值不再随之变化。

1.3封堵剂的优选

为实现“流体套管技术”理念，需要钻井液体系除具备高黏流态外，还需要有极强的封堵性能。根据储层孔喉直径平均值为28 µm，BHELASTICO-HTHP体系通过复配3种粒径的白云质细目钙进行封堵性能调整，其粒径分布见图1～图3，结果见表3。

图1　1#配方粒径分布

1#基础配方+10%CaCO3（10～15 µm）+20% CaCO3（20～25 µm）+10% CaCO3（30～35 µm）

2#基础配方+15%CaCO3（10～15 µm）+15% CaCO3（20～25 µm）+10% CaCO3（30～35 µm）

3#基础配方+20%CaCO3（10～15 µm）+10% CaCO3（20～25 µm）+10%CaCO3（30～35 µm）

图2　2#配方粒径分布

图3　3#配方粒径分布

表3　BH-ELASTICO-HTHP体系封堵性能测试

表3说明：D50粒径为30 μm，粒径为10～15 μm的细目钙浓度为10%的1#配方，针对孔喉平均直径28 μm的地层封堵效果最优。

1.4BH-ELASTICO-HTHP钻井液性能

1.4.1低剪切性能

室内经过各种处理剂的配比评价，优选出以下基础配方。

5.0%KCl+（1.2%～1.5%）改性淀粉+（1.2%～1.5%）BZ-HXC-L+1.0%BZ-LSA+（0.5%～0.7%）碱度调节剂+（0.2%～0.3%）缓蚀剂+0.1%杀菌剂+（0.5%～0.7%）除氧剂+细目钙

表4是BH-ELASTICO-HTHP不同密度下的性能，其中用细目钙加重。由表4可知，该钻井液150 ℃热滚后，仍具有优异的低剪切流变性能。

表4　不同密度BH-ELASTICO-HTHP钻井液热滚后的性能

1.4.2抑制性能

定量称取50 g粒径在2.00～3.00 mm的Barua区块页岩样品，测得页岩在钻井液中的平均滚动回收率（150 ℃、16 h）为93%，证明该体系能有效抑制岩屑分散，具有良好的抑制性。

1.4.3储层保护及油井增产效果

取露头岩心洗油后干燥并抽空饱和，测定岩心油相渗透率。然后，用BH-ELASTICO-HTHP钻井液测定污染后岩心油相渗透率，并计算岩心渗透率恢复值。由表5可以看出，经过BH-ELASTICOHTHP钻井液处理的岩心，其渗透率恢复值大于94%，该钻井液可快速形成致密、坚韧的泥饼，可防止无用固相运移和滤液渗透对储层的伤害，可有效保护储层。

表5　岩心在BH-ELASTICO-HTHP钻井液中的渗透率恢复值实验

2　现场应用

BH-ELASTICO-HTHP体系经过了委内瑞拉国家石油公司专门研究机构INTEVEP的全面检验，并在MGB-0066井产层进行施工，期间经历了长达10多天的停等，完全无事故，该井顺利完钻，随后开始试油试产。MGB-0066井稳产127.20 m3/d，比邻井产量高30%以上，充分表明了该体系强抑制、强封堵、储层环保的特性。

2.1地质工程概况

MGB-0066井位于Trujillo州Maracaibo湖东岸，是一口重点生产井，目的层为Paují A-9/A-10层。该井三开先后钻遇LAGUNILLAS层底部、LA ROSA层位，LAGUNILLAS层含有砂岩页岩和部分褐煤、砂岩粉砂岩页岩夹层，该层位在钻进过程中地层应力瞬间破坏，导致坍塌掉块，LA ROSA层位主要以深灰色泥页岩为主，易导致缩径或井壁坍塌，四开井段地层为MISOA主力产层，以砂岩为主（70%左右），砂岩胶结性差，含泥页岩及粉砂岩互层。表6为该井井身结构。

表6　MGB-0066井井身结构

2.2配制及维护

1）三开固井后，现场回收地面循环罐部分油基钻井液，并清理储备罐。常规钻具下钻，采用四开油基钻井液钻水泥塞，然后再钻进3 m，循环出污染的油基钻井液排入废弃钻井液池，起钻。

2）在清理后的循环罐中，按照配方加入配方浓度一半的黄原胶/羟乙基纤维素，加入过程中控制加入速度，防止钻井液过稠导致加重泵堵塞。

3）按照配方浓度加入碱度调节剂、缓蚀剂、杀菌剂、除氧剂等处理剂，充分循环。

4）测量基本性能，如果低剪切速率黏度小于10 000 mPa·s，适当根据钻井液性能调整黄原胶/羟乙基纤维素加量，控制低剪切速率黏度在25 000 mPa·s左右。

5）加入KCl及少量杀菌剂，循环均匀后，用细目钙加重至1.13 g/cm3。

6）配制100 t稠塞后，下钻至井深4 218.4 m，下钻过程中排出的油基钻井液回收至指定储备罐，然后泵入15.90 m3稠塞作为隔离清洗液，小排量循环出井筒内全油基钻井液，回收全部全油基钻井液，部分稠塞及油基钻井液混浆排放至废物池。

7）上提钻具至井深4 084.0 m左右，关闭所有固相控制设备，循环配制的高黏水基钻井液，通过钻头水眼充分循环剪切，然后加入剩余配方浓度的黄原胶/羟乙基纤维素，调整钻井液性能达到设计要求后再开启所有固控设备。

8）控制体系碱度在适当范围，加入除氧剂及杀菌剂防止体系氧化，保持钻井液性能稳定。

9）钻进中合理使用高目数振动筛、除砂器、离心机，确保离心机的正常工作，严格控制有害固相含量。四开钻进用BH-ELASTICO-HTHP钻井液性能见表7。

表7　四开钻进用BH-ELASTICO-HTHP钻井液性能

10）表8、图4为MGB-0066井四开井段的PPT封堵性检测结果，证明该钻井液体系有良好的封堵性能及储层保护效果。

表8　四开钻进用BH-ELASTICO-HTHP钻井液封堵性能

图4　四开钻进用BH-ELASTICO-HTHP钻井液封堵曲线图

2.3应用效果

1）强抑制性，高黏度和切力。MGB-0066井四开钻进使用BH-ELASTICO-HTHP钻井液，现场钻井队因设备及雇员罢工造成的长期停等，但在下钻过程中无阻卡现象，证明其具有优异的抑制能力及稳定性。

2） 抗高温、强封堵。该体系抗井底温度150 ℃，稳定性强，解决了该区块四开施工过程中存在的产层井漏、井塌、卡钻事故等技术难题，四开施工过程中井壁稳定，全井段施工顺利。

3）低表皮污染、储层保护，增产效果明显。MGB-0066井在后期试油试产阶段，日产量稳定在127.20 m3/d，同区块邻井MGB-0064/0065的平均产量为 95.40 m3/d，证明了BH-ELASTICO-HTHP钻井液具有强封堵性、低表皮污染和储层保护的特性。

3　结论

1.BH-ELASTICO-HTHP钻井液性能稳定，可抗温150 ℃，防漏防塌能力强。

2.该体系经封堵性检测，证明其强封堵性，达到了产层钻进中有效封堵、保持了井壁稳定，实现了屏蔽暂堵，减少了表皮污染；试油完井阶段MGB-0066井实际产量超过邻井产量30%以上，充分证明BH-ELASTICO-HTHP体系对储层具有良好的保护效果。

3.应用“流体套管技术”理念，研发和应用的BH-ELASTICO-HTHP体系可以达到在复杂地质产层安全钻井和提高中、低产量油田油井产量的双重目的。

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High Temperature Solid Free Water Base Drill-in Fluid

WEN Fei， DONG Dianbin， TIAN Yulong， HUANG Jie， LIU Xin， WANG Hao
（Drilling Fluid Technology Services of CNPC Bohai Drilling Engineering Company Limited， Tianjin 300280）

The reservoir formations in the Block Barua， west Venezuela， are characteristic of multiple interbedded mudstones and sandstones， unconsolidated sandstones because of poor cementation， borehole wall collapse and frequent mud losses， high temperatures and poor reservoir physical properties. A drilling fluid named BH-ELASTICO-HTHP has been developed based on the “fluid casing concept” to try to maintain borehole stability during drilling and to minimize skin contamination of the reservoir formations. The BHELASTICO-HTHP drilling fluid has high viscosity and low gel strengths， and can be used to stabilize borehole wall and reduce skin factors when treated with dolomitic CaCO3as a temporary plugging agent. The low-shear-rate viscosity of the BH-ELASTICO-HTHP drilling fluid helps clean the borehole. As a high temperature drilling fluid formulation， with its main additives easy to degrade， this drilling fluid is suitable for use in drilling formations with low pore pressure， low permeability， and unconsolidated formations. The application of this drilling fluid in the well MGB-0066 demonstrates that the BH-ELASTICO-HTHP drilling fluid has strong mud loss controlling capacity and shale inhibitive capacity； it helps protect reservoir formations from being damaged and is environmentally friendly. The well MGB-0066 has actual oil production rate 30% more than that of the offset well. The use of the BH-ELASTICOHTHP drilling fluid realized safe drilling and enhanced production. The “fluid casing concept” will help in designing drilling fluid formulations for use in old oilfield or in reservoirs with poor physical properties.

Water base drill-in fluid； Solid free； High viscosity； Fluid casing； Plugging performance； Temperature resistant； Formation damage prevention

TE254.3

A

1001-5620（2016）04-0036-05

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.04.007

文飞，工程师，1983年生，2007年毕业于长江大学石油工程专业，现从事油基和高性能水基钻井液的研究及海外现场工作。电话（022）25976374；E-mail：wenfei-2003@163.com。

（2016-3-29；HGF=1603N3；编辑王小娜）