北部湾盆地全油基钻井液技术研究与应用

陈浩东， 李 龙， 郑浩鹏， 徐一龙， 邓 诚， 余定泽

(1.中海石油〈中国〉有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057； 2.中海油田服务股份有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057； 3.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，广东 湛江 524057)

1 概述

南海西部北部湾盆地划分为三个次一级构造单元，其中北部拗陷的涠西南凹陷是勘探程度最高、发现油气田最多的凹陷。该凹陷地层发育垮塌层段，是事故的多发井段。由于水基钻井液体系在该区域使用中井眼事故频发，使用油基钻井液体系，使得该地区井下事故率大幅降低，然而随着边际油田的不断开发，钻井作业难度越来越大，传统油基钻井液出现新的问题。(1)涠二段井壁失稳严重；(2)井壁冲洗不干净导致起下钻困难；(3)固井质量差；(4)储层保护难度大等。通过改进油基钻井液配方和工艺，形成新型全油基钻井液体系并成功应用于多口井。

2 室内研究

全油基钻井液体系主要由有机土、润湿剂、乳化剂、封堵剂和提粘剂等组成。选用白油作为基油，通过研究各组分加量对体系性能的影响确定各组分的加量，从而确定钻井液体系的基本配方：基油+0.8%FSMUL+1.0%FSCOAT+1.5%润湿剂+2%有机土+2.5%CaCl2盐水。

2.1 乳化剂对性能影响

室内结合前期油基钻井液的使用情况，通过大量的评选实验，对比复合乳化剂的乳化效果。考察乳化剂复合后在油水比为95∶5的乳状液中的破乳电压，以此实验方法来优选主乳化剂和辅乳化剂的比例。结果见表1。

表1 复合乳化剂评价效果

由表1可以看出，FSEMUL与FSCOAT复配比1∶1.25时，乳状液破乳电压(EVS)可达1200 V左右，能够在油水界面上形成高强度的复合膜，并且能够让乳状液保持良好的稳定性。

2.2 提粘切实验

全油基钻井液提粘切较困难，室内通过实验评价不同提切剂(表2)的提切效果，结果见表3。在高油水比的条件下，通过使用PF-MOGEL、PF-MOVIS能提高钻井液的粘切。通过室内实验，全油基钻井液切力提高至9.5 Pa，通过排量达到较好流态。

表2全油基钻井液配方

%

编号基液FSEMULFSCOAT清洁剂PF-MOGELPF-MOALKPF-MOLSFPF-MORLFPF-MOVIS11000.811.5234221000.811.5434231000.811.52342141000.811.543421

表3 全油基钻井液提粘切结果

2.3 压力衰竭地层油基钻井液防漏技术

北部湾部分油田进入二期开发，断层多，井筒压力复杂，易发生井漏。通过室内实验，加入70～150 kg/m3PF-MOLSF，50～75 kg/m3PF-MORLF。有效地提高钻井液的承压能力，形成油基钻井液防漏技术。

3 性能评价

3.1 基本性能评价

在120 ℃老化16 h，65 ℃测试的实验条件下，对不同密度的新型全油基钻井液进行各项性能的测定工作。具体实验数据如表4所示。

由表4的具体实验数据可以看出，全油基钻井液体系具有较好的流变性，可以提高排量，改善井壁冲洗效果，并获得高破乳电压，增强钻井液稳定性。

图1和图2为全油基钻井液的乳化稳定性显微镜照片，从图中可以看出，油基钻井液中没有游离水，经过高温后，乳液滴粒径变化较小，大约只有高温前的1/2。

表4 不同密度全油基钻井液性能测定结果

图1 高温前乳液滴图(200倍镜)

3.2 润滑性评价

对比表5中3种钻井液体系的泥饼粘附系数和E-P极压值的结果，可以看出全油基钻井液体系的润滑性能良好，明显强于其它2种钻井液体系。

3.3 抗钻屑污染能力

图2 高温后乳液滴图(500倍镜)

钻井液体系泥饼粘附系数EP极压值全油基钻井液04～7油包水钻井液09～10柴油基钻井液0.06514～16

通过120 ℃老化16 h，高温高压滤失量的测试条件为120 ℃，3 MPa条件下验证，全油基钻井液的抗钻屑污染能力上限为15%。如钻屑加量继续增加，体系的流变性将会逐渐变差。但钻屑加量低于15%时，该油基钻井液体系性能均稳定，抗钻屑污染能力很强(如表6所示)。

表6 全油基钻井液抗钻屑污染能力

3.4 储层保护评价

选取3块人造岩心进行测试，将岩心抽成真空，饱和标准盐水，在室温下测定钻井液污染前后的煤油渗透率，在300 r/min、100 ℃、3.0 MPa条件下进行动态污染实验，实验结果如表7所示。

表7 全油基钻井液储层保护能力评价

从表7可以看出，3块岩心被全油基钻井液损害后，其渗透率恢复值均在90%以上，返排压力为0.5 MPa，说明该油基钻井液能有效的保护储层。

4 现场应用

4.1 施工情况

结合北部湾海域油田钻井施工难点及研究成果，形成油基钻井液体系：基液+0.8%FSEMUL+1%FSCOAT+1.5%清洁剂+2%PF-MOGEL+3%PF-MOALK+5%PF-MOLSF+3%PF-MORLF。该全油基钻井液体系在WZ6-9-A12、A14H、A20H；WZ12-2-B10、B21H等48口井的现场中投入应用，易垮塌地层均采用Ø311.1 mm井段，目的为封固涠洲组二段灰色泥岩易跨塌泥岩段，主要钻遇涠洲一段、涠二段、涠三段和流一段上层，全井段施工作业安全顺利。

表8为涠洲6-9/6-10油田前期开发井与近期新增11口调整井钻进数据，可以看出：与传统强封堵油基钻井液相比，采用新型全油基钻井液钻进时钻压、泵压更低，而平均机械钻速更高，同时由于流变性的改善，成井质量更好，所有井均实现直接起下钻，起钻速度较前期开发井快29%。

表8 涠洲6-9/6-10油田前期开发井与新增11口调整井钻进数据对比

同时由于全油基钻井液剪切稀释性良好，有效冲洗井壁，通过现场实践，所有井段实现固井质量优良，确保层间有效封固。钻井过程中发现24套储层，在压力系数降低至0.6～0.8情况下，新增11口井利用该全油基体系，表皮系数平均为1.3，较前期降低了170%，产量超过配产20%。

4.2 性能情况

表9为WZ6-9-A14H井钻井过程中钻井液性能，可以看出钻井液具有较好的流变性、润滑性、电稳定性及沉降稳定性。

新型全油基钻井液在现场便于维护，发挥剪切稀释性方面的优势，释放了油基钻井液排量，实现环空当量密度的有效控制，其值高于密度0.03～0.05 g/cm3。从钻井过程中钻井液性能可以看出，该钻井液具有良好的流变性。通过流变性的改善提高全油基钻井液优势。

表9 WZ6-9-A14H井钻井过程中钻井液性能

5 结论

(1)通过室内配伍实验，分析各组分加量对全油基钻井液体系性能的影响，优选钻井液体系配方，形成了一套新型的全油基钻井液体系，该体系与传统强封堵油基钻井液相比具有更强的承压能力，抑制性强，能有效抑制泥页岩水化。

(2)新型全油基钻井液流变性好，具有良好的悬浮能力、剪切稀释性和携带固相能力，弥补了传统强封堵油基钻井液流变性偏高的缺陷，能有效提高机械钻速，提高起下钻速度，起到综合提速作用。

(3)通过优化配方，优化了全油基钻井液的流变性，提高其封堵性，实现复杂压力系数地层钻进。

(4)使用新型全油基钻井液较好地保护储层，压力恢复值高。