新型低固相油基钻井液研制及性能评价

王晓军

（中国石油长城钻探工程有限公司工程技术研究院，辽宁 盘锦 124010）

新型低固相油基钻井液研制及性能评价

王晓军

（中国石油长城钻探工程有限公司工程技术研究院，辽宁 盘锦 124010）

为解决常规油基钻井液低温流变性差、低剪切速率下易形成凝胶结构及重晶石沉降等难题，开展了低固相油基钻井液的研究。选用3#白油为基础油，甲酸铯溶液为密度调节剂，在确定油水比的前提下，对各主处理剂进行优选及加量确定，研制出一种低固相油基钻井液体系，并对其抗温、抗污染、抑制性及储层保护效果等性能进行了评价。评价结果表明，低固相油基钻井液体系具有良好的流变性和触变性，抗温达220℃，抗水污染20%，抗钻屑污染25%，滚动回收率98.7%，渗透率恢复值90%以上。分析认为，低固相油基钻井液体系不仅能够代替常规油基钻井液应用到强水敏地层及复杂结构井，在裂缝性碳酸盐及低孔低渗储层也具有良好的应用前景。

低固相；油基钻井液；剪切稀释性；储层保护

油基钻井液凭借着高温稳定性、强抑制性及良好的润滑性等优点，广泛应用于深井、超深井、大斜度定向井、大位移水平井及复杂地层井［1］。但由于常规油基钻井液含有机土和重晶石等固相，在静置或低剪切速率下，将形成一种高弹性类凝胶结构，低温条件下会加快、加剧凝胶结构形成，现场施工中可引起上水不畅、憋泵及泵压过高等问题的发生，严重时甚至会诱发井漏事故；非水基钻井液重晶石的悬浮问题也特别突出，加重材料的沉降会导致防砂网堵塞［2］；此外，钻井液中含有较高的固相，会污染储层孔道，对储层造成损害：因此，急需研发一种固相含量低、黏切适中的新型油基钻井液，以克服常规油基钻井液因流变性差、固相含量高带来的一系列技术难题。

1 处理剂的优选

1.1 基础油

工业级白油是由加氢裂化生产的基础油为原料，经深度脱蜡、化学精制等工艺处理后得到的，产品无毒并具有良好的氧化安定性、化学稳定性和光安定性。根据技术指标的不同，其又被划分为不同型号［3-4］，不同型号白油密度、黏度技术指标见表1（表中：密度为依据SH/T 0604—2000标准在20℃时所测的数值；运动黏度为依据GB/T 265—1988标准在40℃时所测的数值）。为尽量降低基液的黏度，选择3#白油作为体系的连续相。

表1 不同型号白油的密度、黏度指标

1.2 水相

为控制水相活度，避免钻井液中的水渗入地层造成泥页岩水化膨胀，使用甲酸铯盐水作为体系水相。甲酸铯为强电解质，其溶液对泥页岩水化膨胀、分散有较强的抑制作用，与储层岩石和流体的配伍性好，并且具有良好的抗盐、抗钙、抗固相污染的能力［5］。同时，甲酸铯溶解度较高，水溶液质量分数最高可达83.5%，密度可达2.300 kg/L，非常适合配制低固相钻井液。

1.3 油水比

一般情况下，油包水钻井液的水相体积分数为15%～40%，最高可达60%，且不低于10%。在一定的含水量范围内，随着水比例的增加，乳状液的黏度、切力逐渐增大。提高含水量可减少基油用量，降低配制成本，但含水量过大，油水界面增加会不利于乳状液的稳定，导致维持油包水钻井液乳化稳定性的难度也随之增加［6］。综合钻井液的稳定性、成本及密度调整等因素，确定油包水钻井液的油水比为50∶50。

1.4 乳化剂

为了形成稳定的油包水乳化钻井液，必须正确地选择和使用乳化剂。绝大多数用于油包水乳化钻井液的乳化剂是油溶性的表面活性剂，它们的 HLB（Hydrophile-Lipophile Balance）值一般应在3.5～6.0。为了形成密堆复合膜，增强乳化效果，大部分的主乳化剂都有相应的辅乳化剂与之相匹配［7］，辅乳化剂的HLB值大于7.0。

应用离心法和乳化电压法对收集的4种乳化剂进行评价优选［8］。在200 mL的3#白油中分别加入8 g主乳化剂、8 g辅乳化剂，高速搅拌20 min后加入200 mL蒸馏水，接着高速搅拌20 min后水浴加热至50℃测破乳电压；在10 mL离心管中加入10 mL乳状液，并以2 000 r/min转速离心5 min，测定试管中上部清液的体积，计算乳化率，结果见表2。

表2 不同乳化剂乳化效果评价

由表 2可知，VERSA乳化剂 （由主乳化剂VERSAMUL和辅乳化剂VERSACOAT配合使用）乳化效果好，破乳电压较高，高温老化后乳状液依然稳定，可作为低固相油基钻井液的乳化剂。

1.5 增黏提切剂

由于低固相油基钻井液体系中不含有机土，因此，需要性能较好的油基增黏剂提供黏度和切力，以保证钻屑携带和悬浮。选取目前常用的3种增黏剂OVJ，RZ，GW-VIS，分别以1%的常规加量加入基浆中，对反映增黏剂性能的主要参数进行测定（见表3），筛选出流型调节能力强且抗温性能好的增黏提切剂。

表3 油基增黏剂性能对比评价

由表3可知，3种增黏提切剂常温下基本都能满足使用要求，但是高温老化后只有GW-VIS仍能保持合适的黏度、切力及动塑比，因此，选择抗温性能更好的GW-VIS作为体系的增黏提切剂。

1.6 降滤失剂

自主研发的油基降滤失剂（GW-OFL）为合成油溶性高分子聚合物，该降滤失剂是通过对油基钻井液中游离油相的吸附和高分子的封堵作用而起到降滤失作用。该降滤失剂在降低滤失量的同时，还具有增黏提切效果。在基浆（3#白油+2%VERSAMUL+2%VERSACOAT+ 50%HCOOCs饱和溶液）中分别加入2%降滤失剂进行对比实验，结果表明该降滤失剂降失水效果好，尤其是220℃高温下失水量远远低于其他同类产品（见表4）。

表4 不同油基钻井液降滤失剂性能对比

1.7 碱度调节剂

生石灰CaO可使油基钻井液的pH值控制在8.5～10.5，它在体系中可与乳化剂VERSAMUL生成钙皂，增加体系的稳定性，CaO吸水后生成的Ca（OH）2呈细分散状态，从而可提高体系的结构强度和热稳定性，并且能够克服酸性气体的侵污［9］。

2 钻井液体系配方优化

2.1 乳化剂加量

在3#白油中加入不同量的主、辅乳化剂，按50∶50油水比加入甲酸铯饱和溶液，220℃热滚16 h后，在50℃下测定各自性能，结果见表5。

表5 乳化剂加量对钻井液性能的影响

由表5可知，当主乳化剂VERSAMUL与辅乳化剂VERSACOAT的加量分别达到2%时，体系稳定，破乳电压高，分别增加各自的加量，体系破乳电压变化不大。主乳化剂具有润湿反转作用，考虑到钻进中钻屑对钻井液性能的影响，可以适当提高VERSAMUL的加量，因此，确定主乳化剂VERSAMUL的加量为2%～ 3%，辅乳化剂VERSACOAT的加量为2%。

2.2 增黏提切剂加量

以3#白油+2%VERSAMUL+2%VERSACOAT+ 50%HCOOCs饱和溶液+1%CaO为基浆，检验不同增黏提切剂GW-VIS加量对钻井液流变性能的影响，结果见表6。

表6 增黏提切剂加量对钻井液性能的影响

由表6可知，随着GW-VIS加量的增加，钻井液黏度、切力增加明显，为使钻井液具有合适的黏切及良好的流变性，考虑复杂结构井对钻井液切力要求较高，选择增黏提切剂GW-VIS的加量为1.0%～1.5%。

2.3 降滤失剂加量

以3#白油+2%VERSAMUL+2%VERSACOAT+ 50%HCOOCs饱和溶液+1%GW-VIS+1%CaO为基浆，考察降滤失剂GW-OFL加量对钻井液流变性能的影响，结果见表7。

表7 降滤失剂加量对钻井液性能的影响

由表7可知，当油基降滤失剂GW-OFL的加量为2%时，钻井液具有较低的滤失量和良好的流变性，完全满足现场施工的需要。

2.4 生石灰加量

以3#白油+2%VERSAMUL+2%VERSACOAT+ 50%HCOOCs饱和溶液+1%GW-VIS+2%GW-OFL为基浆，考察碱度调节剂CaO加量对钻井液流变性能的影响，结果见表8。

由表8可知，CaO加量从0.5%增加到1.5%，钻井液黏切有下降趋势，再增加CaO的量，黏切趋于不变，破乳电压先增后降，因此，选择CaO的加量为1.5%。

2.5 低固相油基钻井液体系配方

通过对主要处理剂的优选和加量确定，最终形成的低固相油基钻井液的基本配方为：3#白油+（2%～3%）VERSAMUL+2%VERSACOAT+50%HCOOCs溶液+（1.0%～1.5%）GW-VIS+2%GW-OFL+1.5%CaO+3% CaCO3，密度在0.900～1.580 kg/L可调。

表8 生石灰加量对钻井液性能的影响

3 低固相油基钻井液体系性能评价

3.1 流变性能

对密度为1.580 kg/L低固相油基钻井液、全油基钻井液 （5#白油+3%有机土+2%降滤失剂+5%有机褐煤+ 0.5%氧化钙+3%超细碳酸钙+1%润湿剂+重晶石）和常规油包水钻井液（80%柴油+2%有机土+2%降滤失剂+ 3%有机褐煤+2.5%高温乳化剂+1%辅乳化剂+20% CaCl2溶液+0.5%氧化钙+0.5%润湿剂+重晶石）分别在室温（20℃）及低温（-20℃）条件下静置24 h，以3 000 r/min搅拌20 min后室温下进行测试，结果见表9。

表9 3种油基钻井液流变性能对比

由表9可以看出：与常规油基钻井液相比，低固相油基钻井液具有更好的流变性，其表观黏度低，动塑比较高，剪切稀释性强，有利于高效破岩及携带岩屑；尤其是在低温条件下仍保持较好的流变性和触变性，其较快的弱凝胶空间网架结构使切力与时间无依赖性，有利于钻屑悬浮，同时能避免重新开泵泵压过高带来的一系列问题。

3.2 抗温性能

将密度为1.580 kg/L的低固相油基钻井液分别在不同温度热滚16 h后测定其流变性及高温高压滤失量，结果见图1。

图1 低固相油基钻井液抗温性能

由图1可以看出，随着温度的升高，钻井液塑性黏度和动切力有下降趋势，钻井液高温高压滤失量有上升趋势，但整体流变性能良好，黏切适中，滤失量仍控制在较低值，说明低固相油基钻井液具有较好的高温稳定性。

3.3 抗污染性能

3.3.1 抗水污染

图2为低固相油基钻井液抗水污染性能指标测试情况。

图2 低固相油基钻井液抗水污染性能

由图2可以看出，密度为1.580 kg/L的低固相油基钻井液被清水污染后，流变性变化不大，破乳电压有下降趋势，但水侵入量达到20%时，其破乳电压仍大于1 000 V，整体性能稳定，说明该钻井液抗水污染能力较强。若在施工中混入过量的水，应及时补充乳化剂及白油，保证体系油水比平衡及流变性稳定［10］。

3.3.2 抗钻屑污染

图3为低固相油基钻井液抗钻屑污染性能指标测试情况。由图可以看出：当钻屑侵入量达到25%时，密度为1.580 kg/L的低固相油基钻井液仍具有良好的流变性及较低的滤失量，说明该钻井液抗钻屑污染能力强；随着钻屑混入量的增大，钻井液的塑性黏度略微增高，切力变化不大，这主要是由于塑性黏度受固相体积分数影响更大一些，因此，在施工中必须保证固控设备使用率100%。

图3 低固相油基钻井液抗钻屑污染性能

3.4 抑制性能

将取自辽河油田大民屯凹陷沙四下亚段油页岩岩屑过100目筛，分别放在3种油基钻井液中，并测定钻井液滤液的CST值及220℃下滚动16 h后岩屑(40目)的回收率（见表10）。由表10可以看出，低固相油基钻井液具有较强的控制泥页岩水化分散的能力［11］，其抑制性能与全油基钻井液相当，优于常规油包水钻井液，原因为低固相油基钻井液中水相为强电解质甲酸铯，其抑制性能强于氯化钙。

表10 3种钻井液对岩屑的抑制性比较

3.5 储层保护效果

在220℃，3.5 MPa压力下，选用不同储层物性的岩心，结合相应地层水资料，利用高温高压动态失水仪来模拟1.580 kg/L低固相油基钻井液在钻井条件下对储层的动态污染，结果见表11。

表11 低固相油基钻井液室内模拟损害评价

由表11可知，不同储层物性的岩心被污染后，其渗透率恢复值均在90%以上，说明被测试的低固相油基钻井液具有优良的储层保护性能。这是由于低固相油基钻井液具有较低的滤失量和较强的抑制性，避免了黏土颗粒水化膨胀给储层带来的伤害［12-13］，同时较低的固相含量也减小了固相颗粒堵塞孔隙通道的几率。

4 结论

1）低固相油基钻井液比常规油基钻井液具有更好的剪切稀释性及触变性，应用不再受温度及搅拌条件制约，并避免了重晶石加重带来的沉降难题。

2）低固相油基钻井液具有良好的高温稳定性及抗污染能力，还具有较强的抑制性及良好的储层保护效果。

3）低固相油基钻井液兼具低固相钻井液及油基钻井液的优点,可代替水基无固相钻井液应用到裂缝性碳酸盐岩储层，代替常规油基钻井液应用到页岩气井、油页岩水平井、盐岩井等，也可作为保护储层的钻完井液应用到低孔低渗储层，因此具有良好的应用前景。

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（编辑 史晓贞）

Development and performance evaluation of new low-solid oil-based drilling fluid

WANG Xiaojun
(Engineering Research Institute,Great Wall Drilling Company Ltd.,CNPC,Panjin 124010,China)

The conventional oil-based drilling fluid has many problems,such as poor rheology,being easy to form strong gel structure at low shear rate and barite settlement.In order to solve these puzzles,a low-solid oil-based drilling fluid technology was carried out.With 3#white oil as base oil,cesium formate solution as density modifier,reasonable oil/water ratio,main treatment agents optimization and added amount,a low-solid oil-based drilling fluid system was developed.The temperature resistance, contamination resistance,inhibition and formation protection were evaluated.The novel mud has good rheology,thixotropic, temperature resistance(up to 220℃),strong inhibition(98.7%scroll recovery)and excellent contamination resistance(20%water tolerance and 25%cuttings tolerance),and it can also effectively protect reservoir and achieve more than 90%of permeability recovery.Analysis shows that the new mud system not only can be applied to strong water sensitive formation and complex structure wells instead of conventional oil-based drilling fluid,but also has good prospect in fractured carbonate and low porosity and permeability reservoirs.

low-solid phase;oil-based drilling fluid;shear thinning;reservoir protection

国家科技重大专项课题“深井超深井优质钻井液与固井完井技术研究”（2016ZX05020-004）；中石油天然气集团公司科学研究与技术开发项目“连续管侧钻井技术与装备现场试验”（2015F-2001）、“高温高密度钻井液与可排放海水基钻井液成套技术研发”（2014E-3802）

TE254

A

10.6056/dkyqt201703028

2016-11-27；改回日期：2017-03-15。

王晓军，男，1984年生，工程师，主要从事钻井液技术和油气层损害诊断与保护等方面的研究工作。E-mail：wangxiaojun666666@126.com。

王晓军.新型低固相油基钻井液研制及性能评价［J］.断块油气田，2017，24（3）：421-425.

WANG Xiaojun.Development and performance evaluation of new low-solid oil-based drilling fluid［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（3）：421-425.