抗高温水包油钻井液体系评价及应用

冯 硕

（中海石油有限公司天津分公司工程技术作业中心，天津 300450）

渤海湾地区某油田潜山构造带由于地层压力低，埋藏较深，地层温度较高，钻井液易发生漏失及储层伤害等问题[1-2]。为及时准确地发现新的油气藏，更有效地开发油气资源，多实施欠平衡钻井作业，以最大限度地发现和保护储层[3-5]。抗高温水包油钻井液体系主要用于解决一些低孔低渗、缝洞发育易井漏、地层压力系数低的储层保护问题和深井欠平衡技术难题[6-7]。

1 抗高温水包油钻井液体系配方的确定

根据室内大量的实验研究，最终确定了抗高温水包油钻井液体系的配方。确定的不同油水比钻井液配方及性能如下：

220 ℃抗高温水包油钻井液体系配方如下：

配方：淡水∶5＃ 白油=（7∶3～6∶4）7∶3+0.15%纯碱+0.20%烧碱+2.00%增黏剂+5.50%主乳+1.00%辅乳+2.50%提切剂+1.00%润湿剂+3.00%降失水剂+0.50%高温稳定剂。

实验数据见表1，从表1 实验数据可以看出，室内最终确定的不同油水比的抗高温水包油钻井液体系具有优良的抗高温性能，在温度为220 ℃下，钻井液具有良好的流变性能、良好的降滤失性能，能够满足现场应用要求。

表1 不同包被剂加量下反渗透钻井液性能

综合性能和成本情况，选用了油水比为40∶60 进行了详细的室内评价。

2 抗高温水包油钻井液体系性能评价

为了确保抗高温水包油钻井液体系能够在现场安全使用，室内对最终确定的抗高温水包油钻井液体系进行了系统、全面的评价，包括体系性能、抗污染性能、抑制性、润滑性和储层保护性能等。

2.1 抗高温水包油钻井液体系抗污染性能评价

在钻井过程中，钻井液不可避免的会溶入一些无机盐、劣质土、水及原油等污染物，钻井液的性能有可能会发生变化，如果变化较大势必会影响钻井的安全进行。室内对该体系的抗无机盐污染性能进行了评价，评价内容主要包括抗无机盐污染以及抗劣质土、水、原油污染等，实验配方采用220 ℃配方。

2.1.1 抗无机盐污染评价 首先评价了抗高温水包油钻井液体系的抗无机盐污染实验，包括抗NaCl、CaCl2、MgCl2等，实验结果见表2。

表2 抗无机盐污染评价

从表2 实验数据可以看出，抗高温水包油钻井液体系具有良好的抗无机盐污染能力，在无机盐污染的情况下，钻井液体系的流变性变化不大，滤失量有所增加，但增加幅度不大，体系稳定性良好，能满足现场应用要求。

2.1.2 抗钻屑、水及原油污染评价 其次，评价了抗高温水包油钻井液体系的抗钻屑、水及原油污染实验，实验结果见表3。从表3 实验数据可以看出，抗高温水包油钻井液体系具有良好的抗钻屑、水及原油污染能力，在钻屑、水及原油污染的情况下，钻井液体系的流变性、滤失量变化均不大，体系稳定性良好，能满足现场应用要求。

表3 抗钻屑、水及原油污染评价

2.2 抗高温水包油钻井液体系抑制性评价

室内研究抗高温水包油钻井液体系的抑制性能，抑制性能评价包括岩屑回收率和页岩膨胀性实验评价，实验配方采用220 ℃配方。

2.2.1 岩屑回收率 实验岩屑采用现场岩屑，取岩屑过6～10 目筛，风干，称取50 g，加入到350 mL 泥浆中，在220 ℃下老化16 h 后过40 目筛，筛余在105 ℃下烘干，称重，计算热滚后岩屑的回收率，结果见表4。同时测定过筛前后抗高温水包油钻井液体系性能变化，结果见表5。

表4 抗高温水包油钻井液体系的岩屑回收率

表5 岩屑回收率后的抗高温水包油钻井液体系性能变化

从岩屑回收率实验中可以看出，抗高温水包油钻井液体系具有很好的抑制性，岩屑回收率较高，岩屑筛除后钻井液性能变化也很小，说明抗高温水包油钻井液体系能够有效的抑制岩屑的水化分散。

2.2.2 页岩膨胀性 称取10 g 现场岩样粉（过100目筛）在105 ℃下烘2 h，压制5 mm 岩心，用页岩膨胀仪测其16 h 的膨胀量，结果见表6。

表6 抗高温水包油钻井液体系的页岩膨胀性

从表6 实验结果可以看出，抗高温水包油钻井液体系对页岩的膨胀率很小，说明体系能够有效的抑制地层以及钻屑的水化膨胀。

2.3 抗高温水包油钻井液体系润滑性评价

室内对抗高温水包油钻井液体系的润滑性能进行评价，润滑性能评价采用泥饼黏附系数仪测定。评价结果见表7。

表7 抗高温水包油钻井液体系的润滑性能

2.4 抗高温水包油钻井液体系储层保护性能评价

评价程序是按照中国石油天然气行业标准SY/T 6540—2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》执行的，采用高温高压动态失水仪模拟钻井条件下以及JHST-IV 岩心渗透率梯度测试仪对抗高温水包油钻井液体系的储层保护效果进行评价，评价结果见表8。

从表8 实验结果可以看出，抗高温水包油钻井液体系具有较好的储层保护性能，岩心渗透率恢复值都在90.0%以上，说明该体系具有很好的储层保护能力。

3 抗高温水包油钻井液体系现场应用

抗高温水包油钻井液体系在某A1 井进行了应用，该井主要目的层段奥陶系潜山，其岩性褐灰色块状灰岩，预计储层温度在200 ℃以上，地层压力系数为1.04，钻井液设计密度为0.960～0.980 g/cm3。

现场采用的抗高温水包油钻井液体系配方如下：

柴油∶淡水=4∶6+0.15%纯碱+0.20%烧碱+2.00%增黏剂+5.50%主乳+1.00%辅乳+2.50%提切剂+1.00%润湿剂+3.00%降失水剂+0.50%高温稳定剂。

抗高温水包油钻井液体系的现场性能数据见表9。

通过在A1 井的使用表现来看，抗高温水包油钻井液体系应用技术取得了一定的成功，表现出良好的性能及易维护等特点，满足了潜山高温储层开发，欠平衡钻井技术的要求。抗高温水包油钻井液体系表现出以下几方面的优点：

（1）抗高温水包油钻井液体系具有较强的稳定性，较强的抗温能力（井底温度预计达到200 ℃）。表现在经过14 d 的使用，在油水比高达37∶63 的情况下，钻井液体系仍能保持乳状液性能稳定。

（2）抗高温水包油钻井液体系的配制及维护简单；钻井液体系材料种类较少，性能稳定及维护方便。

（3）抗高温水包油钻井液体系含油量高，体系固相少，润滑性良好，扭矩稳定，为定向钻进、调整井斜施工提供了保证。

（4）钻井作业顺利，8 次起下钻顺畅，体现了抗高温水包油钻井液体系具有良好的携岩及清洁井眼能力。顶替压井液，未出现污染、性能波动等情况。

（5）钻遇泥岩，体系加重到1.060 g/cm3性能稳定，有力的维持了泥岩井壁稳定。同时现场将抗高温水包油钻井液体系加重至1.250 g/cm3及200 ℃抗温静置12 h，老化实验稳定性良好，体现了抗高温水包油钻井液体系良好的适应能力及应变井下复杂情况的能力。

（6）抗高温水包油钻井液体系具有较强的储层保护性能；由于抗高温水包油钻井液体系属于低密度钻井液，常温和高温滤失量小，结合欠平衡钻井技术使用。因此，最大限度地减少了储层的污染，最大程度的发现及保护了储层，点火成功7 次，其中钻进过程中成功点火3 次。

（7）抗高温水包油钻井液体系可以采用石灰石加重，最大限度的减少了储层的污染，最大程度的发现及保护了储层。

4 结论

（1）通过对国内外抗高温水包油钻井液体系技术现状的调研，找出了抗高温水包油钻井液体系的技术难点，并对抗高温水包油钻井液体系稳定机理进行了研究。

（2）针对抗高温水包油钻井液体系的特点，通过大量室内研究，分别优选了配套的抗高温乳化剂、抗高温增黏剂、抗高温降滤失剂，并对处理剂加量对抗高温水包油钻井液体系性能的影响进行了研究。

（3）通过大量的室内研究，构建了不同油水比的220 ℃抗高温水包油钻井液体系，并对其相关性能进行了评价，结果表明，220 ℃抗高温水包油钻井液体系具有良好的抗高温能力、良好的稳定性以及良好的储层保护性能。

（4）室内研究的220 ℃抗高温水包油钻井液体系在某A1 井中取得了成功应用，现场应用结果表明，该体系性能稳定、易于维护，具有较强的抗高温能力以及井壁稳定性，钻井无复杂情况发生，且具有良好的储层保护性能。