密度可调高温水基钻井液体系构建及在南海油田中的应用

黄 熠，杜 威，管 申

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司，广东 湛江 524000）

南海油田宝岛19-2构造位于琼东南盆地东区松涛凸起东倾末端，钻进中泥岩水化膨胀严重，容易造成井眼缩颈、坍塌、阻卡等问题。井底温度达170℃以上，地层压力系数变化大，深井裸眼井段长，甚至发生井下事故[1-2]。国内外关于抗高温钻井液处理剂的耐高温研究和各试剂的配伍性实验就已经开始进行[3-6]。国外抗高温水基钻井液处理剂起步较早、发展较快，以高分子聚合物为主，已形成系列化产品，但抗温普遍低于155℃，在高温作用下发生热、氧化降解，交联失去作用，不能满足高温深井钻井技术要求[7-9]。为此，本文构建了密度可调（1.3g/cm3～1.9g/cm3）高温水基钻井液体系，并在南海油田宝岛19-2区块成功进行了现场应用。

1 抗高温专用处理剂评选

1.1 水化分散抑制剂

采用页岩滚动分散回收实验，基于目标试验区复杂地层岩样，进行抑制剂的优选。结果表明，灰色泥岩的去离子水回收率为90%，加入SDY-7回收率达98.6%，加入PAC-HV为91.6%，SK-1为96.5%，聚合醇为95.8%，PFWLD为95.1%，表明抑制泥页岩水化分散作用最好的为SDY-7。

1.2 系列抗温抗KCl降滤失剂

实验基浆为“5%膨润土浆+5%KCl”为，优选抗高温抗盐降滤失剂。基浆经185℃×16h热滚后，滤失量高达168mL；聚合物类降滤失剂中中分子量的PF-HJW-1降滤失效果最好，滤失量33mL，由于SDT-108、SK-2、SB-1；树脂类降滤失剂中PF-SD101热滚后滤失量为50mL，小于PF-SMP-1、PF-SMP-1、SD-102；褐煤类降滤失剂中PF-SHR的滤失量56mL，优于SD-202、SPNH和CXB-3。

1.3 抗高温抗KCl降黏剂

实验基浆为“8%膨润土浆+1%SDY-7+5%KCl”，优选抗高温抗KCl降黏剂，结果表明，PF-XY28在热滚185℃×16h后黏度变化最大（AV 从 44.5mPa·s降至 6.8mPa·s），优于 SK-3、SF260、SANK、S20、PF-SMT。

1.4 高温封堵防塌剂优选

实验基浆为“4%膨润土浆 +0.2%SDY-7+0.3%PF-HJW-1+3.0%PF-SD101+2.0%PF-SHR+5%KCl”，以150℃/3.5MPa下HTHP滤失量为主要指标，评比了高温封堵防塌剂。结果表明，HTHP滤失量最小（29.5mL）为低荧光磺化沥青类PF-DYFT，优于PF-LSF、FT-2和HT-6，说明其高温封堵防塌效果最好。

2 密度可调高温水基钻井液研制及评价

2.1 钻井液配方及基本性能

在处理剂优选的基础上，进一步通过配伍性优化构建了抗温185℃、密度在1.3～1.9g/cm3密度可调的高温水基钻井液体系，其配方为：4%膨润土浆+（0.3～0.5） %SDY-7+（3～5） %PFSD101+ （2.5～4.5） %PF-SHR+ （2.5～4） %PFDYFT+（0.2～0.5） %PF-WLD+4.0%KCl+（1～2）%超细碳酸钙+3%白油+ （0.3～0.6）%PFXY28（重晶石调整密度至1.3～1.9g/cm3）。优化钻井液基本性能见表1。从表1看出，钻井液密度从1.3g/cm3至1.9g/cm3变化时，其流变性能较稳定稳定，黏度、切力适中；API滤失量最高3.2mL，高温高压滤失量最高13.5mL；静置24h后，钻井液上下密度差最大0.02g/cm3，对加重剂悬浮性较好，该配方具有良好的基本性能。

2.2 耐温性能评价

选取1.9g/cm3的钻井液，评价其抗温耐温性能，由表2看出，经185℃/72h热滚后，钻井液滤失性、流变性稳定，说明该体系有较好的高温稳定性。预测使用井井底温度173℃，此钻井液能满足钻井要求。

2.3 抑制性能评价

表2 密度可调抗高温水基钻井液耐温性能评价结果

采用页岩滚动分散回收实验（实验条件80℃/16h），实验岩样选用南海目标试验区复杂地层泥页岩（清水回收率2.20%，水化膨胀严重），岩样在密度为1.3g/cm3、1.5g/cm3和1.9g/cm3的优选配方中的页岩回收率分别为89.23%、91.13%和89.00%，表明优选配方抑制性强。

2.4 润滑降摩阻性评价

利用EP-B型极压润滑仪测定优选钻井液的润滑性能，实验结果表明，密度为1.3g/cm3、1.5g/cm3和1.9g/cm3时的优选配方润滑系数分别为0.084、0.090和0.095，远远低于常规水基钻井液的润滑系数，润滑性能优良，可有效的降低摩擦阻力，减少黏附卡钻的风险。

2.5 储层保护性能评价

选用南海油田宝岛19-2构造区块岩样，通过污染实验评价了构建的密度可调高温水基钻井液的储层保护效果。从表3测试数据可知，钻井液密度为1.3g/cm3时，气测渗透率为22.2mD和38.60mD岩心的渗透率恢复率分别达100%和88.65%；密度为1.5g/cm3时，气测渗透率为207mD和106mD岩心的渗透率恢复率分别为87.8%和89.62%；密度为1.9g/cm3时，气测渗透率为49.8mD的岩心的渗透率恢复率89.10%。所有岩心的渗透率恢复率均大于86.00%，表明研制的密度可调高温水基钻井液具有良好的储层保护性能。

3 现场应用

构建的高温水基钻井液体系已在南海油田宝岛19-2区块现场试验及应用20余口井。该区块高温高压井深，井段长；已钻井的最高温度达200℃以上，最大钻井液密度2.0g/cm3以上；压力台阶多、地层破裂当量压力与孔隙当量压力接近，存在井喷或潜在地下井喷问题；压力过渡带小甚至没有，常压段直接进入高压段，高压层段无法准确预测，易出现复杂情况；距离远，运输时间长，海况恶劣。现场应用结果表明，该高温水基钻井液体系高温下流变、滤失性稳定，润滑性好，抑制防塌性强，有效解决了三亚组一段、陵水组一段、陵水组三段地层发育有泥岩与砂岩不等厚互层问题，且储层保护效果优良。

表3 密度可调抗高温水基钻井液储层保护性能评价结果

4 结论

1）优选出适合于密度可调钻井液的抗高温抗盐处理剂优，其中SD-7抑制泥页岩水化分散效果最好，PF-XY28降黏效果最好，PF-DYFT高温封堵防塌效果最好。2）密度可调高温水基钻井液体系抗温可达185℃，流变、滤失性能优良，抑制性强，储层保护效果好，满足了南海油田钻井的需要。3）现场应用表明，该体系高温稳定性好，渗透率回复率高，有效解决了泥岩与砂岩不等厚互层等复杂问题，且储层保护效果优良，满足了南海油田钻井的需要，具有广阔的应用前景。