东海大位移井油基钻井液体系研究及应用

耿 铁，邱正松，苗海龙，张 伟

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580；2.中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，河北 三河065201）

我国东海海域的KQT 气田距离已开发的平湖油气田约63 km。前期勘探表明，该气田为中低孔、中低渗储层，天然气储量十分丰富。地层温度可达170 ℃。前期开发主要采用直井开发，后期设计采用大位移井开发。由于该气田中上部地层存在大段泥页岩，并夹有薄层煤岩，钻井过程中频繁发生井壁坍塌掉块、阻卡等，严重影响了钻井安全，增大了综合钻井成本。此外，该气田还存在高温高压地层，作业风险较高。因此，出于安全及作业效率考虑，采用油基钻井液进行大位移井钻探开发，对油基钻井液提出了较高的技术要求，油基钻井液必须具有良好的井眼清洁效果，避免发生岩屑床堆积等问题[1-4]，而且要求其具有良好的高温高压滤失性及抗污染性能等[5-7]。针对这一技术难题，通过关键处理剂优选实验，构建了适合东海大位移井钻进的MO-DRILL 油基钻井液体系，并成功进行了现场应用。

1 MO-DRILL油基钻井液体系

海洋大位移井钻井作业要求油基钻井液具有良好的稳定性、流变性及井眼清洗效果[8-10]。因此，重点优选油基钻井液乳化剂、润湿剂、流型调节剂及有机土。

1.1 乳化剂优选实验

选择现场应用效果较好，且生物毒性低的3 种乳化剂进行性能评价，分别为聚酰胺类乳化剂PFMOMUL - 1、十二烷基苯磺酸类乳化剂PF -MOMUL-LT 和脂肪酸类乳化剂HI-EMUL。

1.1.1 乳化剂油水界面吸附特性 界面张力能反映表面活性剂从油水两相向界面扩散和吸附的动态平衡过程[11]。实验测试了3 种乳化剂对油水界面张力的影响。结果表明，PF-MOMUL-1 的油水界面张力最低，为0.3 mN/m，其次是PF-MOMULLT，界面张力为3.2 mN/m，而HI-EMUL 界面张力为16.8 mN/m。

1.1.2 乳化剂性能评价 对乳化剂的乳化效率和破乳电压进行测试。乳化效率的测试方法：取240 mL 白 油（5#）于 高 搅 杯 中，加 入6.0 g 试 样，在10 000 r/min 下高速搅拌5 min 后，加入质量分数26%CaCl2水溶液60 mL，高速搅拌20 min 后，将其装入老化罐后放入滚子炉中，在150 ℃恒温滚动16 h 后，取出冷却至室温，再高速搅拌20 min，倒入500 mL 量筒中，静置观察，读取不同时间分离出的油层体积。根据式（1）计算：

式中，W1为乳化效率，%；V 为不同时间分离出的油层体积，mL。

实 验结果如图1、2 所 示。由图1、2 可 知，PFMOMUL-1 和PF-MOMUL-LT 乳化 效 率 较 高，随时间变化较为稳定，并且破乳电压较高，优选为乳化剂组合。进一步利用电子显微镜观察高温对乳状液稳定性的影响（见图3）。从图3 可以看出，高温老化后乳状液仍可保持较好的稳定性，原因是优选出的乳化剂组合配制的乳状液界面上能够形成由定向吸附的乳化剂分子紧密排列的界面膜，乳状液稳定性得到提高。

1.1.3 油水体积比对乳化剂性能的影响 以白油为基油，使用3%PF-MOMUL-1 和1%PF-MMUL-LT 配制乳状液，水相为质量分数25%CaCl2溶液，考察不同油水体积比下乳状液的稳定性。油水体积比为5∶5 时乳状液有明显的油水分层现象，原因是水相含量高时，较少的乳化剂用量不足以降低两种液体间界面张力而使混合体系达到稳定作用，导致油水分层。由不同油水体积比的乳状液显微镜测试结果（见图4）和乳状液液滴粒径测试结果（见表1）可知，油水体积比为6∶4、7∶3、8∶2 的乳状液较稳定，经过160 ℃老化24 h 后，粒径均有明显的增加，其中油水体积比8∶2 的乳状液粒径增加最明显。因此，油水体积比越高的乳状液由于其液滴的分散程度和界面层上乳化剂分子密集程度高而呈现出较高的稳定性。

图1 乳化率测试Fig.1 Results of emulsifying efficiency tests

图2 加入不同乳化剂的乳状液破乳电压测试Fig.2 Emulsion-breaking voltage of emulsions with different emusifiers

图3 高温老化前后乳状液显微镜照片Fig.3 Photographs of emulsions observed by microscope before and after high temperature aging

1.2 润湿剂优选

测试3 种润湿剂在乳状液中的润湿效率，包括两性离子表面活性剂HIRLF 及脂肪酸类衍生物润湿剂MOWET-1 和PF-MOWET-LT，结果如图5所示。由图5 可以看出，随着静置时间增加，分离出的油的体积逐渐增加，润湿效率降低，其中，MOWET-1 和HIRLF 润湿效果较好。

图4 不同油水体积比乳状液液滴高温老化后的显微镜照片Fig.4 Photomicrographs of emulsions with different oil/water ratios after high temperature aging

表1 不同油水体积比乳状液高温前后液滴粒径变化Table 1 Variations of drop size of emulsions at different oil/water ratios before and after high temperature aging

图5 润湿剂润湿率测试Fig.5 Humidity test for wetting agent

1.3 流型调节剂优选

大位移井对钻井液携岩效果提出了更高的要求。若油基钻井液切力及低剪切速率黏度低，悬浮性能差，容易形成岩屑床，影响正常钻进。使用有机土提高切力时，由于有机土高温下易稠化，且加量大，对钻井液的流变性影响较大。聚合物流型调节剂不仅能够调控油基钻井液的流变性，提高油基钻井液携岩能力，同时也能减少油基钻井液中有机土的用量[12]，达到降低塑性黏度，提高钻速的效果。为了满足大位移井低塑性黏度、高动塑比的要求，需要优选高效流型调节剂。选取3 种聚酰胺类流型调节剂PF-MOVIS、HRP 和PF-MOHSV-4 进行评价实验。

1.3.1 不同流型调节剂对钻井液性能的影响实验评价 分别加入0.5% 的流型调节剂PFMO-IS、HRP 及PF-MOHSV-4 的油 基 钻 井 液，在150 ℃老化16 h 前后的基本性能，结果如表2 所示。

表2 加入不同流型调节剂前后钻井液流变性测试Table 2 Rheological properties of drilling fluid with different rheology modifiers

实验结果表明，3 种流型调节剂都能提高油基钻井液的黏度，尤其是热滚前黏度明显提高。加入PF-MOVIS 的油基钻井液热滚前后黏度几乎不变，低剪切速率黏度（Φ6 和Φ3）提高明显，破乳电压较高，高温高压滤失量小。加入HRP 的油基钻井液热滚后表观黏度明显降低，低剪切速率黏度有所增加。而加入PF-MOHSV-4 的油基钻井液老化后表观黏度降低，Φ6 和Φ3 没有明显增加。因此，选择PF-MOVIS 作为油基钻井液的流型调节剂。

1.3.2 流型调节剂对油基钻井液黏弹性的影响评价 传统的钻井液流变性评价方法无法反映流型调节剂对油基钻井液体系结构的作用机理。采用安东帕MCR102 智能流变仪，实验分析了3 种流型调节剂及不同加量的PF-MOVIS 对油基钻井液体系黏弹性的影响，结果见图6。

图6 油基钻井液的频率扫描Fig.6 Frequency scanning curves of oil-based drilling fluids

图6 中G'为弹性模量，是指材料发生形变时，由于弹性（可逆）形变而储存能量的大小，反映材料的弹性大小；G''为黏性模量，是指材料发生形变时，由于黏性形变（不可逆）而损耗能量的大小，反映材料黏性大小。油基钻井液乳状液的G'大于G''，且G'基本上不随频率发生改变，说明乳状液形成了三维网络结构。由图6（a）可知，与空白基浆相比较，加入PF-MOHSV-4 的乳状液G'几乎无增加，说明乳状液的结构强度并没有明显提高，而加入HRP 及PFMOVIS 的乳状液G'增加明显，说明增强了乳状液结构。图6（b）可知，随着PF-MOVIS 加量增加，G'上升，说明乳状液结构增强，破坏结构所需的能量更大。而且加入质量分数0.5% 和1.0% 的PFMOVIS 的乳状液频率扫描曲线几乎重合，表明加入0.5%PF-MOVIS 的乳状液可形成具有一定结构强度的油基钻井液。

1.3.3 PF-MOVIS 对油基钻井液微观结构的影响分析 通过显微镜观察加入PF-MOVIS 前后油基钻井液的乳状液结构变化，结果见图7。由图7 可知，在放大400 倍条件下，不含PF-MOVIS 的乳状液颗粒分散，相互之间联接不紧密；而加入了0.5%PF-MOVIS 的乳状液，液滴颗粒有聚集的趋势，颗粒相互紧密联接，形成了具有一定结构强度的乳状液，与乳状液微观流变性和黏弹性的结果相吻合。实验过程中发现，PF-MOVIS 不能分散到基础油中，但是，当在基础油中加入少量有机土后，能使PF-M-VIS 完全分散，初步分析是PF-MOVIS 分子中的极性基团与有机土中的极性基团相互作用，形成比表面积大的网络结构，从而实现增黏、提切的目的。

图7 乳状液结构Fig.7 Structure of emulsion

1.4 有机土优选

对常用的3 种锂蒙脱石有机土的胶体率及对钻井液流变性的影响进行测试（见表3）。

表3 有机土对钻井液流变性的影响实验Table 3 Effect of organic clay on the rheological properties of drilling fluid

表3 结果表明，3 种有机土都具有较好的性能，其中PF-MOGEL 已成功应用到230 ℃的油基钻井液体系，因此，选择其为大位移井油基钻井液用有机土。

为了分析优选的乳化剂和有机土复配后乳状液的微观特征，利用荧光聚焦显微镜和光学显微镜观察乳状液的微观结构（见图8）。

图8 乳化剂与有机土复配制备乳状液的显微镜照片Fig.8 Photomicrographs of emulsions prepared by emulsifier and organic clay

图8 结果表明，有机土颗粒吸附在盐水液滴表面，较为密集且乳状液液滴粒径小。原因是乳化剂为十二烷基苯磺酸盐类，可以有效改变有机土润湿性，从而使润湿性适中的有机土颗粒吸附在盐水液滴表面，进一步增强了乳状液稳定性。

2 大位移井油基钻井液体系构建与现场应用

2.1 油基钻井液配方与性能评价

在关键处理剂优选基础上，通过配方优化实验，构建了油基钻井液体系，配方为：80%白油+1.2%乳化剂+1%辅乳化剂+1.5%润湿剂+0.5%流型调节剂+3%氧化钙+2%有机土+2%降滤失剂+20%氯化钙溶液（质量分数为25%）+重晶石（配方中百分数均为质量分数）。钻井液基本性能如表4 所示。表4 结果表明，该钻井液体系具有良好的流变性，150 ℃高温高压滤失量仅为0.2 mL。经过180 ℃高温热滚后，乳状液仍可保持稳定，并且钻井液体系可保持较高的动切力和较低的滤失量。表5 为油基钻井液抗劣土及海水污染性能测试。表5 结果表明，在分别受到5%钻屑和10%海水污染后，钻井液破乳电压降低，黏度稍有增加，但仍可保持合理的流变性和滤失性，表明其具有良好的抗污染能力。

表4 油基钻井液基本性能评价Table 4 Basic properties of oil-based drilling fluid

表5 油基钻井液抗劣土及海水污染性能测试Table 5 Results of clay and seawater resistance tests for oil-based drilling fluid

2.2 现场应用

新研制的油基钻井液体系目前已在KQT 气田应用了4 口井。钻井过程中，17-1/2″井段使用海水膨润土浆钻进，12-1/4″和8-3/8″井段使用新研制的油基钻井液体系钻进。表6 为4 口井在12-1/4″和8-3/8″井段使用新研制的油基钻井液的现场实测性能参数。由表6 可以看出，该钻井液在现场应用中保持了较低的黏度和较高的动切力；破乳电压较高，多维持在1 100 V 以上，体系稳定性好；并且具有良好的降滤失效果，高温高压滤失量控制在7 mL 以内。该体系在现场工程应用中表现出了抗高温、抗污染、井眼清洗效果好、流变性稳定等优点，将继续在我国东海以及南海海域的大位移井中进行推广应用。

表6 东海KQT 气田4 口井12-1/4″井段油基钻井液性能Table 6 Properties of oil-based drilling fluid in 12⁃1/4″hole section of 4 wells in KQT gas field

3 结 论

（1）针对我国东海KQT 气田大位移井油基钻井液技术难题，实验优选出乳化剂、润湿剂及流型调节剂等关键处理剂，构建了大位移井油基钻井液体系配 方：80% 白 油+1.2% 乳 化 剂+1% 辅 乳 化 剂+1.5%润湿剂+0.5%流型调节剂+3%氧化钙+2%有机土+2%降滤失剂+20%氯化钙溶液（质量分数为25%）+重晶石。

（2）新研制的油基钻井液体系稳定性好，具有良好的流变性及滤失性，低剪切速率黏度高，已在我国东海KQT 气田进行了成功应用，表现出了抗高温、抗污染、井眼清洗效果好等优点。