适合海上低渗储层的强抑制水基钻井液体系研究

李 元

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 600450）

随着石油天然气工业的不断发展，针对低渗透油藏的勘探与开发逐渐成为研究的重点和热点，特别是海上低渗透油藏[1-3]。我国低渗透油藏储量十分丰富，大约占全国原油总储量的四分之一以上，这说明低渗透油气资源在我国油气资源中的地位十分重要，对低渗透储层的勘探与开发是保持我国石油天然气行业持续发展的一项重要任务。

与常规中高渗储层相比，在钻井施工过程中，低渗透储层通常更容易产生储层损害，比如微粒运移堵塞、水敏损害、水锁损害、无机垢堵塞损害以及微生物损害等[4-8]，因此，在低渗透储层钻井过程中更应注重储层保护的研究。海上某低渗油藏储层段黏土矿物含量较高，并且前期使用钻井液体系抑制性能和封堵能力稍差，致使在钻井过程中出现了较多的井下复杂事故，严重影响了钻井速度和钻井安全。因此，本文针对海上低渗储层钻井特点，通过大量室内实验，研究出了一套适合海上低渗储层的强抑制水基钻井液体系，并对其综合性能进行了评价。

1 强抑制水基钻井液体系构建思路及体系配方

对于海上低渗透储层钻井液体系而言，除了应该考虑水敏性损害以外，还需要钻井液体系降低滤失量，以预防滤液侵入地层造成的水锁损害。这就需要钻井液体系不仅具备良好的抑制性能，还需要其具有较低的滤失量和防水锁能力[9-10]。因此，对于适合海上低渗储层的强抑制水基钻井液体系构建，其基本思路如下：

1）需要使钻井液体系具有良好的抑制性能，考虑体系引入性能优良的抑制剂（改性聚胺类），从而抑制钻井液侵入地层引起的黏土水化膨胀所造成的地层堵塞。

2）使钻井液体系具有良好的封堵性能，考虑在体系中加入环保型封堵剂，提高钻井液体系封堵能力的同时，还能使体系的环保性能达到标准要求。

3）钻井液体系中还需要加入适量的防水锁剂，由于水基钻井液体系不可避免地会有部分滤液进入地层，防水锁剂的加入能够有效降低滤液与储层原油之间的界面张力值，尽可能地降低滤液侵入对储层造成的水锁损害程度。

因此，综合考虑以上因素，通过大量的室内实验，研究出了一套适合海上低渗储层的强抑制水基钻井液体系，其具体配方为：3%海水膨润土浆+0.15%NaOH+0.2%Na2CO3+0.2%LV-PAC+0.2%增黏剂 ZN-3+2% 降滤失剂 FLO-CAT+3% 封堵剂FDD-Y+2%抑制剂HR-4+1%润滑剂HLB+2%防水锁剂FSSR+重晶石加重至1.4 g·cm-3。

2 强抑制水基钻井液体系综合性能评价

2.1 基本性能

按照上述配方配制钻井液体系，然后将其在不同温度条件下滚动老化16 h，分别测定老化前后钻井液体系的流变性能以及老化后体系的滤失量，实验结果见表1。

表1 钻井液体系基本性能评价结果

由表1实验结果可以看出，强抑制水基钻井液体系经过不同温度滚动老化16 h 后，其流变性能与老化前相比并未产生较大的变化，并且老化后的常温常压滤失量可以控制在3 mL 以内，而高温高压滤失量可以控制在9 mL 以内。这说明研究的强抑制水基钻井液体系具有良好的基本性能，在高温老化后仍能保持良好的流变性能和较低的滤失量。

2.2 抑制性能

室内通过岩屑滚动回收实验评价了强抑制水基钻井液体系的抑制性能，并与清水、KCl/PLUS 钻井液以及聚磺钻井液体系进行了对比，钻井液老化条件为140 ℃、16 h，实验用岩屑取自目标区块储层段，实验结果见图1。

由图1实验结果可以看出，强抑制水基钻井液体系对目标区块储层段岩屑的滚动回收率可以达到90%以上，明显高于KCl/PLUS 钻井液以及聚磺钻井液体系，说明该钻井液体系具有较强的抑制性能。

2.3 封堵能力

室内采用砂床封堵实验评价了强抑制水基钻井液体系的封堵能力，并与KCl/PLUS 钻井液以及聚磺钻井液体系进行了对比，实验温度为常温，实验时间为16 h，实验压力为0.7 MPa，实验结果见表2。

由表2实验结果可以看出，强抑制水基钻井液体系在低渗砂床中的滤液渗入深度仅为1.8 cm，明显低于KCl/PLUS 钻井液以及聚磺钻井液体系，说明该钻井液体系具有较强的封堵能力。

表2 钻井液体系封堵能力评价结果

2.4 防水锁性能

室内通过测定钻井液滤液的表面张力和界面张力值来评价强抑制水基钻井液体系的防水锁性能，并与KCl/PLUS 钻井液以及聚磺钻井液体系进行了对比，实验结果见图2。

由图2实验结果可以看出，强抑制水基钻井液体系滤液的表面张力值为25.9 mN·m-1，而油水界面张力值则低至3.8 mN·m-1，无论是表面张力，还是界面张力值，均明显低于KCl/PLUS 钻井液以及聚磺钻井液体系，这说明该钻井液体系具有良好的防水锁性能。

2.5 抗污染能力

钻井过程中，钻井液进入地层之后不可避免地会接触到一些无机盐以及岩屑等污染物质，这就要求钻井液体系必须具备良好的抗污能力，以保证体系综合性能的稳定。因此，室内采用在钻井液体系中加入无机盐和岩屑的方式来评价钻井液的抗污染能力，钻井液老化条件为140 ℃、16 h，实验用岩屑取自目标区块储层段，实验结果见表3。

由表3实验结果可以看出，随着无机盐NaCl和CaCl2以及岩屑加量的不断增大，强抑制水基钻井液体系的流变性能有所变化，但整体变化幅度较小，而常温常压滤失量和高温高压滤失量均随着污染物质含量的不断增大而增大，但增大的幅度均不大。当加入15%NaCl 或者1.2%CaCl2后，钻井液的常温常压滤失量均小于4 mL，而高温高压滤失量均小于10 mL。而加入20%岩屑后，钻井液的常温常压滤失量也在4 mL 左右，而高温高压滤失量也在10 mL 左右，变化幅度均不大。这说明该钻井液体系具有良好的抗污染能力。

表3 钻井液体系抗污染能力评价结果

3 结 论

1）适合海上低渗储层的强抑制水基钻井液体系的具体配方为：3%海水膨润土浆+0.15%NaOH+0.2%Na2CO3+0.2%LV-PAC+0.2%增黏剂 ZN-3+2%降滤失剂FLO-CAT+3%封堵剂FDD-Y+2%抑制剂HR-4+1%润滑剂HLB+2%防水锁剂FSSR+重晶石加重至1.4 g·cm-3。

2）强抑制水基钻井液体系具有良好的基本性能、抑制性能、封堵性能、防水锁性能和抗污染性能，效果明显优于KCl/PLUS 钻井液以及聚磺钻井液体系，能够满足海上低渗储层钻井过程中对钻井液的性能要求。