低密度水包油钻井液在渤中28-1S油田的应用

刘鹏，张启龙，李进，袁毅章，周小通

1.中海石油（中国）有限公司天津分公司（天津 300459）

2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司（天津 300459）

渤中28-1S区块位于渤海西部海域东西展布的渤南低凸起中断，属古潜山油气田，古潜山储层为裂缝-孔隙型双重介质储层，储集空间以溶蚀孔、晶间孔及构造缝为主。潜山地层压力亏空，压力系数低，常见的钻井工艺和钻井液技术在该区块容易发生井漏、溢流等复杂情况[1～3]，造成油气层伤害，不利于储层保护，给潜山油气藏的安全高效钻井带来了极大的困难。对此，通过室内研究形成了具有良好的稳定性和流变性，抗高温能力、防塌能力、可重复回收利用特点的低密度水包油钻井液配方，并在渤中28-1S 油田潜山地层进行了现场应用，取得较好的效果，未来值得在海上低压、易漏潜山油气藏扩大试验。

1 体系配方与性能评价

1.1 基本配方

通过增黏剂、降滤失剂、乳化剂等处理剂实验优选，形成了具有良好的乳化稳定性和流变性，滤失量低的低密度水包油钻井液配方：（淡水∶气制油=58～61∶39～42）+0.3%NaOH+4%主乳PF-HWZR+2%辅乳PF-HWFR+1%降滤失剂PF-HWFL+1.5%提切剂PF-HVF+0.4%～0.8%流型调节剂PF-HTV-8。

1.2 主要性能评价

根据欠平衡钻井技术[4-8]要求，配制油水比4:6的低密度水包油钻井液，评价了低密度水包油钻井液稳定性、抗污染性、页岩回收率等实验。

1.2.1 稳定性评价

将配制好的钻井液分别在90 ℃、150 ℃下滚动16 h后静置下来观察，实验结果见表1。

表1 低密度水包油钻井液稳定性评价

从表1 中实验结果来看，低密度水包油钻井液体系具有较好的乳化稳定性，在不同实验条件下均未发生明显的析油分层现象，说明该配方能满足抗150 ℃高温条件下的作业要求。

1.2.2 防塌抑制能力评价

以渤中28-1油田的粒径1.7～3.35 mm的岩心进行钻井液页岩回收率实验，结果见表2。

表2 低密度水包油钻井液抑制性

由表2 可知，低密度水包油钻井液抑制性能良好，防塌能力强。

1.2.3 抗污染性评价

通过在低密度水包油钻井液中加入钻屑粉、海水和原油，评价其热滚前后钻井液性能变化，评价实验结果见表3。

从表3 中可以看出，低密度水包油钻井液抗钻屑、海水及原油污染能力强，在钻屑、海水及原油的影响下，钻井液体系的流变性、滤失量变化均不大，体系稳定性良好，能满足各种污染条件下的现场应用要求。

表3 低密度水包油钻井液抗污染性评价

2 现场应用

渤中28-1S区块太古界潜山地层上部岩性主要为褐灰色灰质泥岩，下部为灰质砂岩、砂砾岩及混合花岗岩组成，储层非均质性强，潜山油气层埋深在3 000～3 400 m，预测地层压力系数0.81～0.88，储层温度均在135.6～146.7 ℃。为了进一步开发渤中28-1S油田潜山油气藏，决定在该区块实施2口调整井X1 井和X4 井，以提高油田总体开发效益。针对该地层井深、井底温度高、地质构造复杂、地层压力亏空、裂缝发育且易漏失等问题[9-12]，X1 井和X4 井分别在井段3 567～3 798 m、3 445～3 889 m成功应用低密度水包油钻井液体系，配合压力控制钻井工艺成功实现了潜山储层段中安全高效钻井。

2.1 现场钻井液配制与维护

1）根据池子容积和4∶6 的油水比计算，泥浆池中先加入适量淡水，然后加入0.3%烧碱、0.2%纯碱，充分搅拌均匀；继续加入1.5%PF-HVF 提切剂，充分搅拌循环20 min。

2）按照配浆量比例，缓慢地加入适量气制油，同时开启混合泵、搅拌器，最大程度地使气制油与水相均匀充分混合。

3）先加入2%PF-HWFR 辅乳化剂，后加入4%PF-HWZR 主乳化剂，适当延长混合时间保证使其充分乳化，最后加入1%PF-HWFL降滤失剂。

4）搅拌循环均匀后，测泥浆的流变性、失水、密度，如性能达标则配制完成，如性能与标准性能有较大差距，则加入0.4%PF-HTV-8 流型调节剂，充分循环搅拌至性能达到标准后，低密度水包油钻井液配制完成。

5）下钻过程中采用海水打通，每下钻200 m 打通一次，每下钻1 000 m，顶替出井筒内的钻井液。

6）下钻至井底，采用海水钻水泥塞和套管附件，钻入新地层前5 m，替入提前配制好的低密度水包油钻井液；顶替低密度水包油钻井液时，使用PFXC-H 替换PF-HTV-8 配制10 m3稠塞作为隔离液，避免低密度水包油钻井液和海水互混。

7）现场采用少量多次的方式向循环钻井液中按设计配方比例加入辅乳化剂、主乳化剂、增黏剂和烧碱，维持钻井液性能，维持pH值9～10。

8）加强固控以维持体系密度稳定，现场筛布140目与210目复配使用，开启全程除砂、除泥器，离心机清除固相，保持钻井液清洁。

9）需降低钻井液密度时，加入基油和乳化剂，需加重时使用石灰石加重。

10）体系长时间静止后，适当向循环钻井液中加入0.2%的除氧剂OSY和0.3%的杀菌剂ZKS-1，以利于低密度水包油钻井液的重复使用。

2.2 现场应用情况

2.2.1 基础数据

X1 井、X4 井分别在Φ152.4 mm 和Φ215.9 mm的井眼采用低密度水包油钻井液配合压力控制钻井工艺钻潜山目的层。两口井应用的基础数据见表4。

2.2.2 钻井施工情况

X1 井先使用海水钻水泥塞及套管附件至井深3 567 m 后，替入密度为0.94 g/cm3的低密度水包油钻井液，充分循环后继续钻水泥塞及套管附件至井深3 570 m，控制排量为950～1 000 L/min，慢慢开泵，防止井内压力激动压漏地层。钻进过程中不溢不漏，顺利钻进至完钻井深3 798 m，钻井液密度为0.93 g/cm3。完钻后转入X4 井Φ215.9 mm 井眼作业，采用回收X1 井剩余的低密度水包油钻井液，利用固控设备处理后，地面调整钻井液密度达0.94 g/cm3后开钻，排量1 900～2 000 L/min，同时配制低密度水包油钻井液新浆进行维护，安全顺利钻至3 889 m 完钻。现场使用低密度水包油钻井液各项性能参数稳定，见表5。

表4 X1井和X4井应用基础数据

表5 现场应用低密度水包油钻井液性能参数

2.2.3 投产效果

通过使用低密度水包油钻井液，并配合压力控制钻井技术成功克服了渤中28-1S油田太古界潜山井段深、地层温度高、钻遇地质条件复杂、地层漏失严重等因素，确保了2口井的钻进过程安全顺利，保证了对潜山油气层的有效开发，返排投产时2 口井平均油气产量超过配产的30%，防漏和油气层保护效果显著。

3 结论及建议

1）研制的低密度水包油钻井液配方所需钻井液材料种类较少，配制及维护简单方便。

2）低密度水包油钻井液具有固相含量低、抗高温性能强、可重复利用等特点，体系综合性能稳定，配合压力控制钻井工艺对潜山地层的防漏失和储层保护效果起到非常显著的作用。

3）建议水包油钻井液使用时现场应配备相应的固控设备，加强固相控制。振动筛在筛布140 目的情况下能满足2 000 L/min的处理量，离心机须配备足够处理能力。

4）海上作业结束后现场会有大量的低密度水包油钻井液，其适用的密度范围较小，不适合于其他层位的钻井作业，需要全部回收存储或处理，建议研制高效的反乳化剂，直接从钻井液中回收油相，从而降低其回收处理成本。