巴基斯坦北部区块抗高温高密度柴油基钻井液体系

黎凌，吉永忠许期聪李巍，杨刚

（1.中国石油集团川庆钻探国际工程公司，成都 610051；2.油气田应用化学四川省重点实验室，四川广汉 618300）；3.中国石油集团川庆钻探钻采工程技术研究院，四川广汉 618300）

巴基斯坦石油天然气开发公司（OGDCL）于1961 年由巴政府组建，是巴国内最大的国家石油公司，拥有50 个区块油田[1]。中国石油集团川庆钻探工程有限公司于2019 年10 月成功中标OGDCL 钻井液技术服务单项标，为其提供合同期2 年的钻井液技术服务，服务区块主要集中在巴基斯坦北部KPK 省的KOHAT、KARAK、FR LAKKI 等区块，产层埋深超5000 m。该区块地质构造异常复杂，为欧亚大陆与印度板块碰撞期间，科希斯坦岩基和拉达克花岗岩带沿着主地幔断裂南段向南逆冲，与由北向南的褶皱一起构成了喜马拉雅造山带，印度板块与欧亚板块的碰撞导致上覆沉积物抬升、褶皱和逆冲[2]。特殊的构造运动，造成了地质复杂，油气埋藏深、地层倾角大、井深高温、高压、钻井液密度高，从而导致该区域钻井作业异常艰难，成为巴基斯坦乃至世界上钻井最复杂的地区之一[3]，严重制约了巴基斯坦北部区块的勘探开发进程。

1 巴基斯坦北部区块钻井难点

巴基斯坦北部区块上部地层Kamlial、Murree&Kohat 为长段软泥岩地层，存在缩径、部分漏失风险。中部地层Kuldana、J.Gypsum、Bhadur Khel Salt and Patala 为长段交错的石膏层、盐岩层、页岩互层，重复达5～6 次；BK Salt 盐岩层易塑性变形蠕动，导致卡钻、落鱼、侧钻频繁；Patala 为活性页岩层，极易吸水膨胀、垮塌，地层压力系数高，钻井液密度大，污染严重，导致卡钻、落鱼、侧钻频繁。下部地层Lockhart 为低压力系数碳酸盐和砂岩地层，井漏严重，多为失返性漏失；产层Datta 为砂岩地层。

目前巴基斯坦北部区块钻井作业，一开采用膨润土浆钻进；二开、三开多采用氯化钾聚合物水基钻井液体系，即腐植酸钾+无铬木质素磺酸盐分散体系，该体系钻进过程中存在钻井液流变性难控制、抗污染差、滤失控制差，多发生卡钻事故，严重影响钻井周期；四开产层段采用抗高温无伤害钻井液体系。国际油服公司Halliburton 之前为当地最大的钻井液服务商，采用油基钻井液为该区块二开、三开井段提供了约10 口井服务，但仍然存在由于地层盐水侵入污染，油基钻井液抗污染能力差，黏度、切力非常高，流动性控制困难，170 ℃高温导致的油基钻井液乳化稳定性差，加之各开次固井质量差，导致高地层压力系数地层窜层，盐膏层蠕动，时常发生溢流、缩径卡钻和填井侧钻等难题。据统计，近2 年巴基斯坦北部区块油基钻井液钻进井段卡钻15 次，填井侧钻8 次，钻井平均周期高达400 d，井眼报废率达15%[4-7]。亟需在现有油基钻井液体系上进一步改进，研究出抗高温高密度油基钻井液体系，解决流变性控制、抗高温稳定性及抗污染难题，并减少井下事故发生。

为此，笔者所在的技术团队积极开展科研攻关，针对上述难题同时满足巴国油公司OGDCL 的技术要求，通过以0#柴油为连续相，氯化钙水溶液为分散相，优选抗高温的主乳化剂、辅乳化剂、降滤失剂和提切剂，研发出一套适合巴基斯坦北部区块的抗温达180 ℃、密度大于2.20 g/cm3、老化前后破乳电压大于1200 V 的抗高温高密度柴油基钻井液体系，重点解决了该套体系在高温高密度条件下沉降稳定性、乳化稳定性、流变性、降滤失性和抗污染能力，以期适应巴基斯坦北部区块钻井作业。

2 实验部分

2.1 实验材料及仪器

主要实验材料：有机土、乳化剂、抗高温降滤失剂、氯化钙（工业级）、生石灰（工业级）。

主要实验仪器：ZNN-D6B 六速旋转黏度仪、GGS-71B 型高温高压滤失仪、Fann23E 电稳定性测定仪、Fannix77Rh 型高温高压流变性测试仪、M8500 ultra 高温高压动态沉降稳定仪。

2.2 抗高温高密度柴油基钻井液处理剂的优选

适用于巴基斯坦北部区块的柴油基钻井液体系，主要优选处理剂包括有机土、主乳化剂、辅乳化剂和抗高温降滤失剂。优选指标为：体系的密度范围为2.0～2.20 g/cm3，抗温能力≥180 ℃，老化前后破乳电压≥1200 V，高温高压滤失量≤5 mL，动切力＜15 Pa。

2.2.1 有机土

有机土质量好坏主要以胶体率和抗高温性能为评价指标，通过国内外调研并优选出4 种有机土，代号分别为A、B、C 和D，评价得他们的胶体率分别为84%、90%、95%和86%。可以看出，有机土C 的胶体率达到95%，为4 种有机土中最优的。继续评价4 种有机土抗温性能，将3%有机土高速分散在0#柴油中，测定180℃老化前后的增黏、提切和降滤失效果，结果见表1。从表1 可以看出，经过180 ℃老化16 h 前后，有机土A、B、D 在柴油中具有一定的增黏、提切和降滤失量效果，但均不如有机土C，说明有机土C 具有更加优良的抗温性能。综合考虑4 种有机土的胶体率和抗温性能指标，最终确定选择有机土C 作为抗高温柴油基体系的有机土。表1 实验选用配方如下。

270 mL 柴油+30 mL（25%CaCl2盐水）+3%主乳化剂+3%辅乳化剂+X%有机土+3%CaO+2%降滤失剂+重晶石（调节密度至2.0 g/cm3）

表1 不同有机土在180 ℃热滚16 h 前后的抗温性

考察不同加量有机土对基础配方性能的影响规律，结果见表2。可以看出，随着有机土加量的增加，老化前后体系的表观黏度、塑性黏度和动切力都逐渐增大，而体系的高温高压滤失量随有机土加量的增加而减小；体系的破乳电压值随着有机土加量的增加而增大；当有机土加量超过3%时，高温高压滤失量几乎都不再下降，破乳电压的增大幅度较小。因此，综合考虑，确定有机土在体系中的最优加量为3%。

表2 有机土C 对基础浆性能的影响规律

2.2.2 乳化剂

收集了4 种国内外公司生产的配套主乳化剂以及辅乳化剂，按照配方：270 mL 柴油+30 mL 25%CaCl2盐水+1%主乳化剂+1%辅乳化剂进行了乳化实验，乳化状态对比见表3。从表3 可以看出，乳化剂B1 和B2 复配高温老化后乳化效果仍然理想，乳状液未分层，同时破乳电压值达到483 V，为此选择乳化剂B1 和B2 为该体系主乳化剂和辅乳化剂。

表3 不同乳化剂的乳化状态数据（180 ℃热滚16 h）

进一步评价不同加量乳化剂对体系流变性能及乳化稳定性的影响，选择油水比为90∶10 的基础配方，结果见表4。从表4 可以看出，随着乳化剂加量的增加，体系的表观黏度和塑性黏度逐渐下降，动切力呈现先下降，后趋于平稳的趋势，分析原因在于乳化剂让水分子充分地分散在油相中，同时乳化剂越多，形成的结构越稳定，表现为颗粒间摩擦力减小，从而表观黏度和塑性黏度下降；另外体系的滤失量下降，破乳电压值升高，当乳化剂的加量超过3%后，这种升高趋势不再明显，故体系主乳化剂和辅乳化剂最优加量为3%。

表4 乳化剂加量对基础浆性能的影响规律

2.2.3 抗高温降滤失剂

油基钻井液的抗高温降滤失剂分为改性腐植酸类、高软化点沥青和合成聚合物类3 种，室内选择3 种类型降滤失剂：合成聚合物类、改性腐植酸类1、改性腐植酸类2 和高软化点沥青，在基础配方中评价可得，其180 ℃下高温高压滤失量分别为4.2、8.8、6.8 和14.6 mL。可以看出，合成聚合物类抗高温降滤失效果优于改性腐植酸类，改性腐植酸类优于高软化点沥青类产品，从形成的泥饼形态来看，合成聚合物产品的泥饼薄而致密，改性腐植酸类较厚，高软化点沥青形成的泥饼虚厚，且温度越高形成的泥饼越厚，综合来看，选择合成聚合物作为该套柴油基钻井液的降滤失剂。

为了考察合成聚合物类降滤失剂L-TROL 在柴油基钻井液中的最优加量，实验中测定了不同L-TROL 加量下的钻井液性能。测得L-TROL 加量为0.5%、1.0%、1.5%、2.0%、2.5%和3.0%时，高温高压滤失量分别为12.8、8.6、6.0、4.8、4.4 和4.2 mL。可见，随着L-TROL 加量的增加，钻井液的高温高压滤失量逐渐降低，当L-TROL 加量超过2%后，老化后高温高压滤失量趋于平稳，且继续增大加量对降滤失效果改善不显著，因此降滤失剂L-TROL 的最优加量为2%。

2.2.4 氧化钙加量

氧化钙是油包水钻井液中必不可少的组分，主要是通过与体系中的乳化剂反应，生成钙皂，可以提高体系的稳定性和结构强度，另外还起到调节体系碱度的作用。评价了不同加量氧化钙对钻井液体系性能的影响，结果见表5。从表5 可以看出，氧化钙的加量对该柴油基钻井液的流变性、滤失性及电稳定性有显著的影响，随着氧化钙加量由1%增加到3%时，体系的流变性更优，表观黏度、塑性黏度都逐渐下降，高温高压滤失量逐渐降低，同时破乳电压值逐渐升高，分析原因在于氧化钙的加入促进了体系的稳定性，从而表现为破乳电压值升高、高温高压滤失量下降；继续增大氧化钙的加量，体系的表观黏度和塑性黏度变化不明显，动切力略有增大，高温高压滤失量升高，破乳电压值下降，分析原因在于氧化钙过量，体系趋于水润湿。综合考虑确定氧化钙加量为 2%～3%。

表5 氧化钙加量对油基钻井液性能的影响（180 ℃、16 h）

3 抗高温高密度柴油基钻井液的性能

通过上述评价确定了抗高温高密度柴油基钻井液配方如下。在实际应用过程中，对该体系的抗温性能、沉降稳定性和高温高压下的流变性能以及抗盐水污染还需要进一步考察，需根据井下情况灵活调整上述材料的加量，以适应钻井需求。

270 mL 柴油+30 mL 25%CaCl2盐水+3% 主乳化剂P-HT+3%辅乳化剂S-HT+3%有机土GELHT+3%CaO+2%降滤失剂L-TROL+重晶石，密度为2.0～2.2 g/cm3

3.1 抗温性能

柴油基体系在不同温度热滚后的性能见表6。从表6 可以看出，当温度从 150 ℃升高到180 ℃，该柴油基钻井液流变性良好，其中表观黏度和动切力变化很小，静切力指标优良，高温高压滤失量由4.0 mL 增加至6.4 mL，满足低于10 mL 的要求，同时破乳电压由1800 V 降至1260 V，满足高于1200 V 要求；当温度继续升高至190 ℃时，高温高压滤失量突增至10.6 mL，破乳电压急剧降至928 V，低于标准值，体系中的处理剂发生了降解或者解吸附，同时表明该体系在180 ℃，密度为2.00 g/cm3下具有良好的抗温性能。

表6 柴油基钻井液在不同温度热滚后的性能（ρ=2.00 g/cm3）

3.2 沉降稳定性

配制柴油基钻井液，在180 ℃热滚16 h，然后置于M8500 ultra 高温高压动态沉降稳定仪中测定不同时间后样品的密度差，结果见表7。实验结果表明，在180 ℃、120 MPa 动态模拟2.00～2.20 g/cm3密度范围柴油基钻井液的沉降稳定性，48 h后密度差仅为0.02～0.04 g/cm3，未出现柴油析出的现象，高温作用后性能稳定，说明该柴油基钻井液具有良好的沉降稳定性。

表7 柴油基钻井液的高温高压沉降稳定性（180 ℃、16 h）

3.3 高温高压流变性

配制了密度为2.00 g/cm3的柴油基钻井液，采用Fann IX77Rh 型高温高压流变性测试仪测定该体系在高温高压下流变性，结果见表8。设定温度范围为50～180 ℃，压力分别为40、80、100、120 MPa。实验结果表明：在高温高压下，该柴油基钻井液体系的塑性黏度和动切力都是随温度的升高而减小，随压力的升高而增大；该体系在180 ℃、120 MPa 下的塑性黏度为11.63 mPa·s，动切力为4.68 Pa，这就说明该体系在高温高压下仍能保持较好的流变性，对重晶石的悬浮稳定性好，具有良好的携带岩屑能力，同时还表明在浅井时温度是影响流变性的关键因素，深井时压力成为影响流变性的关键因素。

表8 高温高压对柴油基钻井液流变性的影响（ρ=2.00 g/cm3）

3.4 抗污染评价

1）抗盐水污染评价。巴基斯坦北部区块盐水污染导致的油基钻井液体系流变性差及乳化稳定性一直是个难题，为此室内采用饱和氯化钠盐水模拟现场污染，按照确定的基础配方配制密度为2.00 g/cm3柴油基钻井液，加入5%～15%的饱和氯化钠盐水，高速搅拌后测定老化前后体系的性能，实验数据如表9 所示。

表9 柴油基钻井液体系抗饱和盐水污染评价

从表9 可知，随着饱和盐水加量的增加，该柴油基钻井液在老化前后的表观黏度、塑性黏度和切力均逐渐增大，滤失量也逐渐变大，破乳电压值逐渐下降。当饱和盐水加量为15%时，体系的流变性在可以接受范围，破乳电压大于600 V，说明该柴油基钻井液体系受到饱和盐水污染后，具有良好的稳定性能，能抗15%饱和盐水污染。

2）抗岩屑污染评价。在该柴油基钻井液中加入10%的钻屑，在180 ℃滚动老化16 h 后，体系的流变性变化不大，同时破乳电压值仍然具有较高值，这就说明该套体系具有抗10%钻屑污染的能力，实验结果见表10。

表10 柴油基钻井液体系抗钻屑污染评价

4 结论

1.通过处理剂和加量优选形成了一套柴油基钻井液体系，该体系抗温达180 ℃，最高密度达2.20 g/cm3，老化前后破乳电压大于1200 V；该体系在高温高压下48 h 后的沉降稳定性好，密度差仅为0.02～0.04 g/cm3，未出现柴油析出的现象，高温作用后性能稳定，说明该柴油基钻井液体系具有良好的沉降稳定性。

2.该体系在高温高压下仍能保持较好的流变性，对重晶石的悬浮稳定性好，具有良好的携带岩屑能力。

3.通过抗污染实验证明，该体系具有抗15%盐水、10%页岩和石膏污染的能力，满足巴基斯坦北部区块钻井作业的应用需求。