高性能水基鉆井液在鶯歌海盆地高溫高壓井的應用

林四元，　李中，　黃熠，　羅鳴，　郭偉

（1.中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江524057；2.中海油能源發展股份有限公司工程技術湛江分公司，廣東湛江524057）

鶯歌海盆地中深層高溫高壓成因復雜，其異常高壓成因主要是快速沉積欠壓實作用，而底辟構造作用又改變了溫壓分布的格局，同時還帶來了高含CO2的風險[1-5]。已鉆探井中，最高地層壓力系數為2.35，最高地層溫度為251.76 ℃，最高地溫梯度為5.51 ℃/100 m；快速上漲的壓力梯度，常由中深層的常壓急劇變為高壓[6-7]，且壓力預測誤差常高達0.20～0.40[8-9]。在復雜地質環境下，極易遇到噴、漏、卡的復雜局面[10]；而性能優良的鉆井液又是復雜地層施工作業安全的重要保障。常規聚磺鉆井液體系在溫度大于180 ℃、密度大于2.00 g/cm3環境下，鉆井液易變稠、流動性差、泥餅虛厚，繼而引起的電纜遇阻、黏卡等問題凸顯，影響作業安全及勘探效率。基于聚磺鉆井液體系不能滿足鶯歌海盆地高溫高壓鉆井作業需求，通過實驗評價構建出一套高性能水基鉆井液體系，并在鶯歌海盆地高溫高壓井復雜地層中進行了應用，成功地解決了常規聚磺鉆井液體系作業中存在的問題，證實了高性能水基鉆井液優越的性能，為高溫高壓井安全、優質、高效鉆井奠定了基礎[11-14]。

1　基本配方與性能評價

1.1　基本配方

基于常規聚磺鉆井液體系高溫穩定性不足易引發的系列井下問題，通過室內評價實驗，引進新型抗高溫聚合物（Calovis HT、POROSEAL）、優化瀝青類穩定劑Soltex，構建出高性能水基鉆井液體系，其基本配方如下。

（1.5%～2.2%）優質膨潤土+（0.6%～1.0%）燒 堿 +（0.2%～0.5%）抗 高 溫 共 聚 物（Calovis HT+POROSEAL）+（1%～2%） 瀝 青 類 穩 定劑Soltex+（2%～3%）高 溫 降 濾 失 劑Resinex+（3%～4%）高溫稀釋劑XP-20K/N+（1%～2%）聚胺抑制劑Ultrahib+（1%～2%）液體潤滑劑Lube167+（0.3%～0.5%）石灰+密度為4.3 g/cm3優質重晶石

該體系與常規聚磺鉆井液體系相比，引進的新型高溫聚合物Calovis HT能使鉆井液在232 ℃下保持良好的流變性及穩定性，且不提高鉆井液黏度；POROSEAL既能有效封堵低滲儲層，又能使鉆井液在200 ℃以上能有效降低濾失量。因此該體系的構建主要是優選高溫聚合物及瀝青類穩定劑材料，替代了常規聚磺鉆井液體系中的PAC-LV、EMI1045、DYFT-II。

1.2　膨潤土含量控制

膨潤土是鉆井液中的重要組成部分，與聚合物共同形成網架結構力，因此膨潤土使用是否合理直接影響到鉆井液性能的好壞，特別是在高溫環境下，過高的膨潤土含量會導致鉆井液結構力太大，甚至引起鉆井液的稠化或絮凝，如圖1所示[15]。由圖1知，常規鉆井液膨潤土含量一般控制在40 kg/m3以下。但在高溫高壓條件下，鉆井液中自由液體相對較少，固相含量高，性能可調空間變窄，膨潤土合理使用至關重要；一般控制在15～22 kg/m3，以能滿足懸浮加重材料即可，為后續加重、固相含量進一步提高以及鉆井液性能調整預留空間。

圖1　膨潤土含量對鉆井液熱穩定性能影響

1.3　性能評價

1.3.1高溫穩定性

評價了密度為2.40 g/cm3的高性能水基鉆井液（1#），并與密度為2.30 g/cm3的聚磺水基鉆井液（2#）進行了對比，其結果見表1。

表1　高性能水基鉆井液1#與聚磺水基鉆井液2#的穩定性

由表1知，密度為2.40 g/cm3的高性能水基鉆井液在200～220 ℃下性能變化相對較小；而密度為2.30 g/cm3的常規聚磺鉆井液在180 ℃下的性能變化相對較大。實驗結果表明，0.2%～0.5%抗高溫聚合物（POROSEAL+Calovis HT）替代常規聚磺鉆井液體系中的聚合物（PAC-LV+EMI1045），能明顯提高鉆井液的抗高溫穩定性能。

1.3.2抗污染性能

在密度為2.36 g/cm3的高性能水基鉆井液3#中分別加入鉆屑和模擬的NaHCO3型地層鹽水，在200 ℃下熱滾16 h；分別取密度為 2.25 g/cm3高性能鉆井液4#、密度為2.35 g/cm3高性能鉆井液5#，采用壓力灌注法注入一定量CO2[16]，在 200 ℃下熱滾7 d，其性能見表2。由表2知，3#在200 ℃下熱滾16 h后，各樣品仍具有良好的穩定性及流變性；4#、5#經200 ℃下靜置老化7 d，鉆井液黏度、切力變化不大。結果表明，該高性能鉆井液具有較強抗鉆屑、鹽水侵及CO2氣體污染能力。

表2　不同密度高性能水基鉆井液的抗污染性能

1.3.3潤滑性

采用極壓潤滑儀和濾餅黏滯系數測定儀，分別測定鉆井液的極壓潤滑系數和濾餅黏滯系數，實驗結果見表3。由表3可以看出，與常規聚磺鉆井液體系相比，高性能水基鉆井液潤滑性更好，濾餅黏滯系數更低。

表3　高性能水基鉆井液的潤滑性對比

1.3.4抑制性

取鶯歌海盆地某高溫高壓井黃流組泥巖鉆屑，參考《水基鉆井液抑制性評價方法》，稱取2.0～3.2 mm的泥巖巖屑50 g，分別加入清水、高性能水基鉆井液、常規聚磺鉆井液3種介質中，在150 ℃熱滾16 h，冷卻后過孔徑為0.45 mm的篩，在105℃±3 ℃溫度下烘干4 h，稱量，測得巖屑在清水、常規聚磺水基鉆井液、高性能水基鉆井液中的滾動回收率分別為0.90%、90.82%和91.80%。結果表明高性能水基鉆井液對鉆屑具有良好的抑制性。

1.3.5儲層保護

室內配制密度為2.30 g/cm3高性能水基鉆井液，取Ko為0.13 mD的天然巖心，參考SY/T 6540—2002《鉆井液完井液損害油層室內評價方法》，采用JHDS高溫高壓動失水儀模擬鉆井條件，進行儲層保護評價。實驗條件：壓差3.5 MPa、200 r/min、150 ℃下進行動態污染評價4 h。得到以下實驗結果：天然巖心經高性能水基鉆井液污染后Kd為 0.11 mD，滲透率恢復值為84.6%。表明該高性能水基鉆井液具有較好的儲層保護效果。

2　現場應用

2.1　應用案例

鶯歌海盆地已鉆探Y1、Y2、Y3三口高溫高壓井。其中Y1、Y2地層溫度分別為200 ℃、192 ℃，地層壓力系數分別為2.35、2.24，2口井高溫高壓井段均使用高性能水基鉆井液，鉆井過程及地質資料錄取順利，起下電纜無阻掛，測井作業過程中無壓差卡鉆現象；Y3井地層溫度182 ℃，地層壓力系數為2.25，使用常規聚磺鉆井液體系。從現場應用實踐中，對比不同鉆井液體系高溫穩定性及鉆井液流動性。

2.1.1高溫穩定性對比

將現場鉆井液的應用情況及室內評價結果進行分析對比，其抗高溫穩定性能見表4。由表4可知，高性能水基鉆井液在鉆井應用（鉆進、井底靜置）及室內高溫老化中，其性能變化相對較小，與常規的聚磺鉆井液相比具有更好的抗高溫穩定性能。

2.1.2環空摩阻數據對比

統計3口井鉆進過程中環空摩阻當量密度數據，見表5。

表4 3口高溫高壓井高性能水基鉆井液的高溫穩定性

表5　環空摩阻當量密度數據對比表

由表5可知，高性能水基鉆井液在φ149.22 mm小井眼中環空摩阻當量密度低，約0.06～0.09 g/cm3；在φ212.73 mm井眼中，摩阻當量密度較常規聚磺鉆井液低0.03～0.04 g/cm3，說明高性能水基鉆井液具有更好的流變性能，增大窄密度窗口復雜地層中操作空間。

2.2　性能維護

使用過程中，其性能維護要點：①通過膠液稀釋及固控設備清除的方式，控制鉆井液膨潤土含量在15～22 kg/cm3；②使用抗高溫稀釋劑調整鉆井液流型，維護流變性；使用Calovis HT 進行護膠，加強鉆井液高溫穩定性并能提供低的流變性；③在滿足懸浮重晶石條件下，鉆井液應盡可能維持低的黏度，防止高溫膠凝并為后續加重預留流變性調整窗口；④通過加入1%～2% UltraHIB（液體聚胺抑制劑）提供鉆井液的抑制性，并控制鉆井液液相黏度，降低濾液侵入深度；⑤通過加入燒堿和石灰來維持鉆井液pH值為10～11，并保持鉆井液中有一定的過量石灰，增強鉆井液的抗CO2等酸性氣體的污染能力；⑥通過加入高溫降失水劑Resinex、液體瀝青穩定劑Soltex、抗高溫聚合物POROSEAL來嚴格控制高溫高壓濾失量小于8 mL/30 min，并形成高質量的泥餅；⑦加入Lube-167等潤滑劑以加強鉆井液的潤滑性。

3　結論及認識

1.室內評價高性能水基鉆井液在2.40 g/cm3、200～220 ℃下能長時間保持良好的熱穩定性，并且抗污染能力強，儲層保護效果良好。

2.經實踐應用，在高密度2.24～2.36 g/cm3、高溫192～200 ℃環境下，鉆井液流變性好、濾失量小，環空摩阻當量小，保障了順利的鉆探及地質資料的錄取。

3.高性能水基鉆井液的優良性能，為后續高溫高壓井鉆井液體系及測試液提供一種選擇途徑。