密度可調高溫水基鉆井液體系構建及在南海油田中的應用

黃 熠，杜 威，管 申

（中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524000）

南海油田寶島19-2構造位于瓊東南盆地東區松濤凸起東傾末端，鉆進中泥巖水化膨脹嚴重，容易造成井眼縮頸、坍塌、阻卡等問題。井底溫度達170℃以上，地層壓力系數變化大，深井裸眼井段長，甚至發生井下事故[1-2]。國內外關于抗高溫鉆井液處理劑的耐高溫研究和各試劑的配伍性實驗就已經開始進行[3-6]。國外抗高溫水基鉆井液處理劑起步較早、發展較快，以高分子聚合物為主，已形成系列化產品，但抗溫普遍低于155℃，在高溫作用下發生熱、氧化降解，交聯失去作用，不能滿足高溫深井鉆井技術要求[7-9]。為此，本文構建了密度可調（1.3g/cm3～1.9g/cm3）高溫水基鉆井液體系，并在南海油田寶島19-2區塊成功進行了現場應用。

1 抗高溫專用處理劑評選

1.1 水化分散抑制劑

采用頁巖滾動分散回收實驗，基于目標試驗區復雜地層巖樣，進行抑制劑的優選。結果表明，灰色泥巖的去離子水回收率為90%，加入SDY-7回收率達98.6%，加入PAC-HV為91.6%，SK-1為96.5%，聚合醇為95.8%，PFWLD為95.1%，表明抑制泥頁巖水化分散作用最好的為SDY-7。

1.2 系列抗溫抗KCl降濾失劑

實驗基漿為“5%膨潤土漿+5%KCl”為，優選抗高溫抗鹽降濾失劑。基漿經185℃×16h熱滾后，濾失量高達168mL；聚合物類降濾失劑中中分子量的PF-HJW-1降濾失效果最好，濾失量33mL，由于SDT-108、SK-2、SB-1；樹脂類降濾失劑中PF-SD101熱滾后濾失量為50mL，小于PF-SMP-1、PF-SMP-1、SD-102；褐煤類降濾失劑中PF-SHR的濾失量56mL，優于SD-202、SPNH和CXB-3。

1.3 抗高溫抗KCl降黏劑

實驗基漿為“8%膨潤土漿+1%SDY-7+5%KCl”，優選抗高溫抗KCl降黏劑，結果表明，PF-XY28在熱滾185℃×16h后黏度變化最大（AV 從 44.5mPa·s降至 6.8mPa·s），優于 SK-3、SF260、SANK、S20、PF-SMT。

1.4 高溫封堵防塌劑優選

實驗基漿為“4%膨潤土漿 +0.2%SDY-7+0.3%PF-HJW-1+3.0%PF-SD101+2.0%PF-SHR+5%KCl”，以150℃/3.5MPa下HTHP濾失量為主要指標，評比了高溫封堵防塌劑。結果表明，HTHP濾失量最小（29.5mL）為低熒光磺化瀝青類PF-DYFT，優于PF-LSF、FT-2和HT-6，說明其高溫封堵防塌效果最好。

2 密度可調高溫水基鉆井液研制及評價

2.1 鉆井液配方及基本性能

在處理劑優選的基礎上，進一步通過配伍性優化構建了抗溫185℃、密度在1.3～1.9g/cm3密度可調的高溫水基鉆井液體系，其配方為：4%膨潤土漿+（0.3～0.5） %SDY-7+（3～5） %PFSD101+ （2.5～4.5） %PF-SHR+ （2.5～4） %PFDYFT+（0.2～0.5） %PF-WLD+4.0%KCl+（1～2）%超細碳酸鈣+3%白油+ （0.3～0.6）%PFXY28（重晶石調整密度至1.3～1.9g/cm3）。優化鉆井液基本性能見表1。從表1看出，鉆井液密度從1.3g/cm3至1.9g/cm3變化時，其流變性能較穩定穩定，黏度、切力適中；API濾失量最高3.2mL，高溫高壓濾失量最高13.5mL；靜置24h后，鉆井液上下密度差最大0.02g/cm3，對加重劑懸浮性較好，該配方具有良好的基本性能。

2.2 耐溫性能評價

選取1.9g/cm3的鉆井液，評價其抗溫耐溫性能，由表2看出，經185℃/72h熱滾后，鉆井液濾失性、流變性穩定，說明該體系有較好的高溫穩定性。預測使用井井底溫度173℃，此鉆井液能滿足鉆井要求。

2.3 抑制性能評價

表2 密度可調抗高溫水基鉆井液耐溫性能評價結果

采用頁巖滾動分散回收實驗（實驗條件80℃/16h），實驗巖樣選用南海目標試驗區復雜地層泥頁巖（清水回收率2.20%，水化膨脹嚴重），巖樣在密度為1.3g/cm3、1.5g/cm3和1.9g/cm3的優選配方中的頁巖回收率分別為89.23%、91.13%和89.00%，表明優選配方抑制性強。

2.4 潤滑降摩阻性評價

利用EP-B型極壓潤滑儀測定優選鉆井液的潤滑性能，實驗結果表明，密度為1.3g/cm3、1.5g/cm3和1.9g/cm3時的優選配方潤滑系數分別為0.084、0.090和0.095，遠遠低于常規水基鉆井液的潤滑系數，潤滑性能優良，可有效的降低摩擦阻力，減少黏附卡鉆的風險。

2.5 儲層保護性能評價

選用南海油田寶島19-2構造區塊巖樣，通過污染實驗評價了構建的密度可調高溫水基鉆井液的儲層保護效果。從表3測試數據可知，鉆井液密度為1.3g/cm3時，氣測滲透率為22.2mD和38.60mD巖心的滲透率恢復率分別達100%和88.65%；密度為1.5g/cm3時，氣測滲透率為207mD和106mD巖心的滲透率恢復率分別為87.8%和89.62%；密度為1.9g/cm3時，氣測滲透率為49.8mD的巖心的滲透率恢復率89.10%。所有巖心的滲透率恢復率均大于86.00%，表明研制的密度可調高溫水基鉆井液具有良好的儲層保護性能。

3 現場應用

構建的高溫水基鉆井液體系已在南海油田寶島19-2區塊現場試驗及應用20余口井。該區塊高溫高壓井深，井段長；已鉆井的最高溫度達200℃以上，最大鉆井液密度2.0g/cm3以上；壓力臺階多、地層破裂當量壓力與孔隙當量壓力接近，存在井噴或潛在地下井噴問題；壓力過渡帶小甚至沒有，常壓段直接進入高壓段，高壓層段無法準確預測，易出現復雜情況；距離遠，運輸時間長，海況惡劣。現場應用結果表明，該高溫水基鉆井液體系高溫下流變、濾失性穩定，潤滑性好，抑制防塌性強，有效解決了三亞組一段、陵水組一段、陵水組三段地層發育有泥巖與砂巖不等厚互層問題，且儲層保護效果優良。

表3 密度可調抗高溫水基鉆井液儲層保護性能評價結果

4 結論

1）優選出適合于密度可調鉆井液的抗高溫抗鹽處理劑優，其中SD-7抑制泥頁巖水化分散效果最好，PF-XY28降黏效果最好，PF-DYFT高溫封堵防塌效果最好。2）密度可調高溫水基鉆井液體系抗溫可達185℃，流變、濾失性能優良，抑制性強，儲層保護效果好，滿足了南海油田鉆井的需要。3）現場應用表明，該體系高溫穩定性好，滲透率回復率高，有效解決了泥巖與砂巖不等厚互層等復雜問題，且儲層保護效果優良，滿足了南海油田鉆井的需要，具有廣闊的應用前景。