抗高溫無固相儲層保護鉆井液體系

馬英文 劉小剛

中海石油（中國）有限公司天津分公司

渤中19-6油田是目前中海油重點勘探開發的高溫深井油氣田，儲層巖性以片麻巖為主，靠近大斷裂處可見斷層角礫巖。儲層縱向分帶性明顯，儲集空間以裂縫為主。地溫梯度為3.3～3.4 ℃/100 m，井底預測溫度超過180 ℃。儲層裂縫發育，孔隙度為2.7%～12.8%，平均5.3%，滲透率為0.01～11.8 mD，平均0.733 mD。

用于渤中19-6深層裂縫性儲層的鉆井液體系性能面臨3大考驗：一是地層溫度高，處理劑易發生高溫破壞，體系流變性易失穩；二是裂縫性儲層漏失風險大，鉆井液易侵入地層，堵塞油氣運移通道；三是低孔低滲特點，易造成水鎖損害。針對上述挑戰，利用抗高溫流型調節劑、抗高溫護膠劑、聚胺抑制劑及甲酸鉀加重劑等材料，研發了一套抗溫無固相儲層保護鉆井液體系。

1 關鍵處理劑的優選

1.1 無固相加重劑

常規深井鉆井液體系采用重晶石、鐵粉等固相加重材料進行加重，一旦發生井漏，對儲層產生不可逆污染，所以針對裂縫性儲層漏失風險高的特點，適合采用無固相鉆井液體系，減小對儲層的污染程度。抗高溫無固相鉆井液體系通常以鹽類作為加重劑，鹽類在水中溶解度有限，存在加重極限。高溫條件下能夠保持穩定的溶解度是關鍵，通過對比不同種類鹽的加重極限，優選適合高溫條件下無固相環保鉆井液體系的加重劑，對比結果如表1所示。

表1 不同加重劑加重極限密度對比Table 1 Comparison of limit weighting density between different weighting agents

從表1可看出,甲酸鉀和甲酸鈉的極限加重密度較高，由于甲酸鉀在水溶液中可以電離出鉀離子，鉀離子有助于黏土穩定，抑制水化膨脹，對保持井壁穩定具有促進作用，所以優選甲酸鉀作為加重劑。

1.2 抗高溫護膠劑

鉆井液是復雜的膠體分散體系，包含聚合物、表面活性劑等有機物及不同鹽類。抗高溫護膠劑能有效吸附于黏土表面，高溫條件下，在黏土顆粒表面形成水化膜并改變黏土表面ξ電位，促進鉆井液中黏土顆粒在膠體體系中的穩定性。研發出新型抗高溫護膠劑HT-A，并與渤海常用護膠劑PF-PAC（聚陰離子纖維素）、PF-XC-H（黃原膠）的抗溫性能對比，從表2可以看出，自制抗高溫護膠劑抗溫能力高達200 ℃，而常規的護膠劑抗溫極限均不超過120 ℃。

表2 護膠劑抗溫性能對比Table 2 Comparison of temperature resisting property between different colloid protecting additives

1.3 抗高溫流型調節劑

高溫高壓井需要流型調節劑來調控鉆井液流變性，提高鉆井液沉降穩定性和攜巖能力。通過長鏈磺酸、疏水單體、纖維和交聯劑共聚反應研制的新型抗高溫流型調節劑HT-B與目前渤海常用的流型調節劑PF-VIF（淀粉類提黏降濾失劑）、PF-XC-H（黃原膠）、PF-VIS（提黏劑）、PF-JHVIS（抗溫提黏劑）的抗溫性能對比如表3所示，可以看出，自制的抗高流型調節劑抗溫高達200 ℃，而常規的護膠劑抗溫極限均不超過140 ℃。

表3 不同流型調節劑抗溫性能對比Table 3 Comparison of temperature resisting property between different pattern adjusting agents

2 性能評價

根據以上優選結果，形成抗高溫無固相儲層保護體系：海水+0.2%燒堿+0.3%純堿+1.5%HT-A+1.5%HT-B+1%UHIB（聚胺）+HCOOK（甲酸鉀）。

2.1 抗溫性

按照基礎配方配制密度1.25 g/cm3漿液，分別測定180 ℃、190 ℃、200 ℃下體系基礎性能，結果見表4，可以看出：與老化前鉆井液各項基礎指標對比，體系在測定溫度下高溫老化16 h后，YP值穩定在10～11 Pa，FLAPI穩定在4.2～4.4 mL，性能變化較小，表明該體系具有較好的抗高溫穩定性能。

2.2 熱穩定性

為了評價其熱穩定性能，測試了1.25 g/cm3的鉆井液在180 ℃下熱滾24 h、48 h和72 h后流變性能，結果見表5，可以看出，該體系在180 ℃下，能夠較穩定地保持48 h，超過72 h后，出現部分破膠，黏度略有降低。一方面，鉆井過程中可通過補充抗溫材料以保持體系的穩定性；另一方面，當作業結束后，鉆井液在井底靜止時會隨時間延長而逐漸自動破膠，裸眼完井可不進行人為破膠，儲層保護效果好。

表4 體系在不同溫度下老化性能對比Table 4 Aging performance comparison of the drilling fluid system under different temperatures

表5 高溫老化實驗結果Table 5 Result of high-temperature aging test

2.3 抑制性

室內通過對潛山層位鉆屑在體系中的分散性和膨脹性評價了體系的抑制性。采用巖屑熱滾回收率和頁巖膨脹率作為評價指標，結果見表6，巖屑滾動回收率為92.5%，頁巖膨脹率僅為7.3%，說明鉆井液能夠較好地抑制潛山巖屑和井壁水化分散、膨脹，有利于穩定井壁和保護儲層。

表6 抑制性評價結果Table 6 Result of inhibition evaluation

2.4 油層保護效果

2.4.1 界面張力 由于BZ19-6油田中生界油藏屬低孔低滲油藏，為防止水鎖效應，引入聚胺UHIB降低鉆井液的油水界面張力。30 ℃條件下，室內對比了添加聚胺UHIB前后體系老化后的濾液與煤油的界面張力，未添加時為26.84 mN/m，添加后界面張力僅為2.61 mN/m，對儲層的傷害保持在較低水平。

2.4.2 滲透率恢復值 選取BZ19-6-1井7號潛山巖樣（3 993.03 m），通過動態污染實驗評價了抗高溫無固相鉆井液滲透率恢復值，實驗結果見表7，可以看出，巖心污染后滲透率恢復值高達88.33%，切片后滲透率恢復值達93.33%，體系對低孔低滲型儲層具有很好的油氣層保護效果。

表7 滲透率恢復值實驗結果Table 7 Result of permeability recovery test

3 現場應用

渤中19-6區塊是渤海油田中深層重點勘探區塊，也是未來渤海油田增儲上產的接替油田。該區塊油藏埋藏深，平均埋深超過4 500 m，儲層溫度高，1井測試時的儲層溫度超過170 ℃，裂縫發育，鉆井過程中易漏，井壁易失穩坍塌，倒劃眼阻卡非常嚴重，作業時間長，時效低，儲層保護難度大。通過在該區塊采用抗高溫無固相鉆井液體系，有效攻克了該區塊鉆井及儲層保護作業難題。該體系在渤中19-6油田群應用8口井，平均井深4 598 m，最深井5 508 m。其中，渤中19-6-1首口預探井鉆進期間返出未見泥頁巖掉塊，平均倒劃眼速度143 m/h，多次起下鉆順利，鉆井液生產時效高達92.28%；渤中19-6-10井完鉆井深4 915 m，提前整個鉆井周期7.1 d完成，提效18.7%；渤中19-6-7井鉆進垂深5 508 m，創渤海油田最深井記錄，井底溫度達190 ℃，井深和井底溫度均創渤海灣之最。該體系在該區塊的成功應用，創造了渤海灣井深最深、垂深最深、井溫最高、潛山井段最長等多項紀錄，推動了該區塊的勘探評價進程。表8是該體系在現場應用的典型性能。

表8 抗高溫無固相鉆井液現場鉆井液性能Table 8 In-situ performance of high-temperature clay free drilling fluid

根據BZ19-6-2Sa井測試結果，對求產3個工作制度對應的表皮因數和產量進行回歸（圖1），機械表皮小于0，井底無污染，充分證明該體系具有較好的儲層保護性能，為后期開發井實施提供有力支持。

圖1 渤中19-6-2Sa井表皮因數與產量關系曲線

4 結論

（1）通過研發出的抗高溫護膠劑和流型調節劑，構建出了一套新型的抗高溫無固相鉆井液體系，該體系抗溫200 ℃，高溫穩定時間72 h，且隨著時間的延長在高溫作用下具有自動破膠性能，一段時間后能高溫降解，從而自動解除近井壁地帶堵塞。

（2）該體系采用聚胺和甲酸鉀作為抑制劑和加重材料，無其他有害固相，具有的雙重抑制特性使體系抑制性強，濾液與煤油的界面張力低，與裂縫性儲層配伍好，儲層巖心滲透率恢復值高。

（3）該體系在渤中19-6油田群成功應用，測試結果顯示井底機械表皮因數小于0，井底無污染，充分證明體系儲層保護效果較好，為渤海油田中深部地層的勘探開發提供了良好的技術保障。