渤海壓力衰竭潛山油氣藏鉆井液體系優選

霍宏博，李金蔓，張 磊，李 進，何瑞兵

(1. 中海石油(中國)有限公司 天津分公司 天津 300459；2. 海洋石油高效開發國家重點實驗室 天津300459)

0 引 言

渤海油田中深層潛山油氣藏具備極大的開發潛力[6]，對于已衰竭開發三十余年的渤海A 油田來說，仍有剩余油未動用，但地層壓力虧空嚴重，潛山油氣藏調整井鉆井漏失風險更為突出。因此，該類油藏鉆井液漏失難題的解決對渤海油田實現穩產意義重大。

1 鉆井液技術難點

渤海A 油田是斷層發育的潛山構造，目的層垂深3 500 m，地層溫度高達146 ℃，對鉆井液抗高溫性能要求較高。于1986 年投入生產已經三十余年。早在油田開發之初，由于裂縫、溶洞發育，鉆遇潛山的6 口井均發生鉆井液漏失，其中 2 口井漏失超2 000 m3，1 口井修井過程中漏失修井液7 400 m3[10]。即將鉆探的A4 井為被4 條斷層封隔的潛山斷塊，此前未被鉆遇過，無法判斷斷層聯通情況。若斷層具有聯通性，根據鄰井生產數據反算地層壓力系數0.77～0.86；若斷層為封閉斷層，則壓力系數可能高達1.0。

2 鉆井液體系選擇

目前應用于低壓力潛山油藏的鉆井液體系主要有：抗高溫無固相鉆井液體系、水包油鉆井液體系、合成基鉆井液體系、泡沫鉆井液體系等[7-9]，均在潛山地層得到應用。通過發泡、添加低密度溶劑方式降低鉆井液密度，應對壓力虧空造成的漏失。

2.1 可循環泡沫鉆井液體系

可循環泡沫鉆井液體系可以淡水膨潤土作為基液，攪拌基液誘發起泡劑起泡，通過穩泡劑提高泡沫穩定性，微泡存在模型見圖1。

圖1 微氣泡存在模型Fig.1 Existence model of microbubbles

可通過石灰石粉對可循環泡沫鉆井液體系加重，或使用消泡劑、海水使鉆井液消泡提高其密度。通過補充膠液降低鉆井液密度，實現對鉆井液密度的調整。若潛山地層中存在泥巖也可添加氯化鉀增加對泥巖的抑制性，該鉆井液在150 ℃下熱滾16 h，仍可保持密度、流變性能穩定，具有較好的抗高溫性能。可循環泡沫體系密度低，當微泡鉆井液進入地層裂隙，外部拉普拉斯力上升，引發微泡聚集和內相剪切粘度上升，減少鉆井液侵入，防漏堵漏效果明顯[10]，微氣泡堵漏見圖2 所示。可循環泡沫鉆井液在錦州、綏中等區域曾經應用[2]。

圖2 微氣泡堵漏示意圖Fig.2 Schematic diagram of microbubble plugging

但該體系對于隨鉆測井設備信號傳遞存在影響，無法實現測斜方位數據傳遞；且氣泡存在使氣測值不準確，在氣泡侵入地層后易造成“氣鎖[11]”，后期解堵困難；連續氣相使鉆柱摩阻增加，起下鉆阻力增大，套管磨損嚴重；影響最大的是可循環泡沫鉆井液體系在高壓作用下氣泡體積減小，使鉆井液密度增加，地表低密度鉆井液在深井高液柱壓力下密度接近于1.0，深井作業受局限。

2.2 水包油鉆井液體系

水包油鉆井液體系在海上可實現海水配制，采用白油或者氣制油作為油相配置水包油乳濁液。以氣制油為油相密度更低，流變性能更好，且可更好發現油氣層[12]，海上應用較廣；白油屬于石油提純的礦物油，多用于陸地鉆井液配置。目前海上采用油水比30∶70 的配方，能配制最低比重為0.90 的鉆井液，若油水比再增加，則鉆井液體系的抗溫性能、穩定性將變差，導致逆乳化影響整體效果。該體系可采用石灰石粉或氯化鉀加重，海水體系水包油鉆井液熱滾后能形成穩定的加重體系，將HWFL 作為抗高溫降濾失劑可有效提升鉆井液的高溫穩定性[7]。

該體系堵漏效果較差，如發生井漏可采用石灰石粉堵漏，但配制較難，且海上鉆進需要將鉆屑及水包油鉆井液全部回收，費用高。水包油鉆井液體系在該油田鉆井中曾有過應用[13]，但在目前的低壓力系數下能否適用還需論證及制定應對措施。

2.3 合成基鉆井液體系

合成基鉆井液在菲律賓、里海等海域已有廣泛應用[14]，可將氣制油或白油作為油相配制。油相的存在，使該體系具有較好的潤滑性能和抑制性，室內試驗具備較好的抗溫性。但其可能造成儲層乳化堵塞，導致巖石表面親水性向親油性的轉變，影響采收率。與水包油鉆井液類似，其堵漏較困難，且渤海海洋環境敏感，需要零排放全回收，環評申請難度大。

第二次為鄧伯羔對陳獻章之說提出反例。鄧氏在《藝彀》中批評說：“定山每以自然推白沙，而白沙卻以鍛煉推定山。其詩曰：‘一詩可送方童子，千煉不如莊定山。’是也。定山之詩曰：‘贈我一杯陶靖節，答君兩首邵堯夫。’是千煉而就乎？抑不煉而就乎？侏儒問天于修人，修人不知。侏儒曰：‘子雖不知，猶近之于我。’兩公相較，莊稍稍習白沙意，定山猶近之也。”［17］卷中，7葉b-8葉a

綜上，幾種體系鉆井液優缺點對比見表1。

表1 鉆井液體系優缺點分析Tab.1 Analysis of advantages and disadvantages of drilling fluid system

3 鉆井液體系選擇及防漏措施

鄰井鉆史資料顯示：

①1986 年潛山地層初次鉆進，壓力系數1.0，采用1.25 g/cm3的鹽水鉆井液發生了嚴重漏失。

②2006 年調整井鉆進，預測壓力系數0.92，采用0.9 g/cm3水包油鉆井液鉆進未發生漏失，且電測階段加重到1.02 g/cm3也未發生漏失。

據此分析，潛山裂縫性地層漏失存在一定的開啟壓力，當壓力梯度超過開啟壓力之后才會發生嚴重漏失。

由于可循環泡沫可壓縮性導致液柱壓力降低及儲層氣鎖弊端的存在；合成基鉆井液環評申請難度大，并考慮地層壓力不確定性，最終設計使用水包油鉆井液作為潛山地層鉆開液鉆進。若地層發生漏失，則添加玻璃微珠降低鉆井液密度至0.83 g/cm3鉆進[5]，若仍無法控制漏失則采用過濾海水強鉆完成潛山地層鉆進。

考慮到區塊斷層可能存在封堵性，地層壓力系數有可能為1.0，設計采用控壓鉆井設備對水包油鉆井液體系施加回壓，增加井下液柱壓力，通過鉆井液體系與控壓設備配合拓寬其密度適用范圍。

4 認識和建議

①渤海中深層潛山地層鉆完井費用高昂，壓力虧空的潛山地層鉆進鉆井液體系選擇需要考慮儲層保護，避免高額投入井產量低下的尷尬。

②潛山斷塊壓力不確定，需要制定詳細的防漏失預案及實鉆壓力系數高的應對措施，通過鉆井液與鉆井設備配合拓展鉆井液密度適用范圍。

③潛山裂縫性地層的漏失通道存在一定開啟壓力，在地層壓力系數與開啟壓力當量梯度之間存在一定窗口，在此范圍內可調整鉆井液密度。