熊邦泰,向興金,，李蔚平，王 薦，張 彬

(1.長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北 荊州 434023；2.荊州市漢科新技術(shù)研究所，湖北 荊州 434000；3.中原油田國(guó)際公司，河南 濮陽(yáng) 457001)

隨著油氣勘探開(kāi)發(fā)的不斷深入，低壓地層欠平衡鉆井技術(shù)得到越來(lái)越多的應(yīng)用，這為及時(shí)準(zhǔn)確地發(fā)現(xiàn)新的油氣藏、新的區(qū)塊提供了可能。NP23-P2001井構(gòu)造位置位于南堡油田2號(hào)構(gòu)造潛山老堡南1斷塊山構(gòu)造較高部位。主要目的層段奧陶系(O)為碳酸鹽巖儲(chǔ)層，裂縫發(fā)育，具有孔隙-裂縫雙重介質(zhì)，非均質(zhì)性強(qiáng)。其巖性頂部灰白色泥質(zhì)灰?guī)r，下部深灰色、褐灰色塊狀灰?guī)r。水包油鉆井液體系主要用于解決一些低孔低滲、縫洞發(fā)育易井漏、地層壓力系數(shù)低的儲(chǔ)層保護(hù)問(wèn)題和深井欠平衡技術(shù)難題。為了滿足低壓潛山欠平衡鉆井的要求和最大限度地保護(hù)油氣儲(chǔ)層，研制出了抗高溫水包油鉆井液體系，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明該鉆井液體系不僅滿足鉆井施工要求，而且滿足儲(chǔ)層保護(hù)要求。

1 抗高溫水包油鉆井液配方研制

根據(jù)冀東油田分公司提供的有關(guān)地質(zhì)和工程方面的數(shù)據(jù)，針對(duì)南堡油田埋藏深、裂縫發(fā)育、非均質(zhì)性強(qiáng)、潛山儲(chǔ)層溫度高以及易漏失的問(wèn)題，研制抗高溫水包油鉆井液配方。

1.1 乳化劑的優(yōu)選

水包油鉆井液是一種熱力學(xué)不穩(wěn)定體系，影響其穩(wěn)定性的最主要因素是乳化劑[1]。乳化劑是決定形成何種類型乳狀液的最重要因素，其主要作用是降低油水界面張力，在內(nèi)相液滴周圍形成吸附膜，防止液滴聚結(jié)合并，油水分層。界面膜強(qiáng)度越高，乳狀液越穩(wěn)定。一般不采用單一的表面活性劑作為乳化劑，因?yàn)閺?fù)合乳化劑能夠在油水界面形成強(qiáng)度很高的復(fù)合界面膜[1，2]，不易破裂，更有利于乳狀液的穩(wěn)定。作為一種低密度欠平衡水基鉆井流體，水包油鉆井液既保持了水基鉆井液的特點(diǎn)，又具備了油基鉆井液的特點(diǎn)，適合于欠平衡鉆井作業(yè)[3]。

1.1.1 乳化劑初選

配制油水比為3∶7的乳狀液，首先在水中加入乳化劑，高攪加入5#白油，高攪20 min后，靜置觀察實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象，結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 乳化劑的初選

從表1可知，后4種復(fù)合乳化劑作為水包油乳化劑的乳化能力較好。選擇后4種復(fù)合乳化劑進(jìn)一步優(yōu)選。

1.1.2 乳化劑的抗高溫性能

將1%TW80+1%AES+1%ABS、1%TW80+1%AES+1%A-20、3%HWZR和1.5%HWZR+1.5%HWFR所配制的乳狀液(油水比3∶7)在180 ℃高溫下老化16 h，高攪后靜置觀察，結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 乳化劑抗高溫性能

由表2可知，1.5%HWZR(主乳化劑)+1.5%HWFR(輔乳化劑)的抗溫效果最好。

1.2 增粘劑的優(yōu)選

實(shí)驗(yàn)配方為：油水比3∶7+0.3%NaOH+1.5%HWZR+1.5%HWFR+增粘劑，對(duì)HV-PAC、HV-CMC、80A51、HVF等4種增粘劑進(jìn)行抗溫優(yōu)選，結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 增粘劑的優(yōu)選

由表3可知，HVF在高溫下具有較好的穩(wěn)定性，動(dòng)切力變化較小，選擇0.5% HVF作為體系的增粘劑。

1.3 降濾失劑的優(yōu)選

實(shí)驗(yàn)配方為：油水比3∶7+0.3%NaOH+1.5%HWZR+1.5%HWFR+0.5%HVF+降濾失劑，對(duì)LV-PAC、DFD-140、MAN101、HWFL等4種降濾失劑進(jìn)行優(yōu)選，結(jié)果見(jiàn)表4。

表4 降濾失劑的優(yōu)選

由表4可知，HWFL在高溫下具有較好的降濾失效果，能較好地與體系配伍，因此，選擇3%HWFL作為體系的降濾失劑。

通過(guò)優(yōu)選實(shí)驗(yàn)，確定了水包油體系基礎(chǔ)配方為：淡水(海水)∶5#白油=(7～8)∶(3～2)+0.3%NaOH+1.5%～3%主乳化劑HWZR+1.5%～3%輔乳化劑HWFR+1%～2%增粘劑HVF+0.5%～1%流型調(diào)節(jié)劑HVS+1.5%～3%降濾失劑HWFL+0.5%除氧劑HGD+0.2%殺菌劑HCB。后兩種物質(zhì)視情況加入。

2 抗高溫水包油鉆井液體系室內(nèi)評(píng)價(jià)

2.1 抗高溫性

按照上述優(yōu)化配方[淡水(海水)∶5#白油=7∶3+0.2%NaOH+2%主乳化劑HWZR+1.5%輔乳化劑HWFR+2%增粘劑HVF+1%流型調(diào)節(jié)劑HVS+2%降濾失劑HWFL]，配制油水比為3∶7的水包油鉆井液，測(cè)定其性能，結(jié)果見(jiàn)表5。

表5 抗高溫水包油鉆井液體系性能評(píng)價(jià)

由表5可知，在180 ℃滾動(dòng)老化后體系的流變性變化和濾失量很小，高溫高壓濾失量也較低，說(shuō)明水包油鉆井液體系具有較好的抗溫能力。

2.2 抑制性

用頁(yè)巖膨脹儀和巖屑熱滾回收的實(shí)驗(yàn)方法[4]，分別對(duì)海水和水包油鉆井液的抑制性進(jìn)行了評(píng)價(jià)，結(jié)果見(jiàn)表6。

表6 水包油鉆井液體系的抑制性評(píng)價(jià)/%

由表6可知，水包油鉆井液的滾動(dòng)回收率高達(dá)91.5%，而膨脹率僅為8.3%，具有較好的防泥頁(yè)巖坍塌的能力和良好的抑制性。

2.3 潤(rùn)滑性

用泥餅粘附系數(shù)儀分別對(duì)水包油鉆井液和兩種常用的聚胺有機(jī)正電膠鉆井液、氯化鉀聚合物鉆井液的潤(rùn)滑性能進(jìn)行了對(duì)比評(píng)價(jià)，測(cè)出水包油鉆井液、有機(jī)正電膠鉆井液、氯化鉀聚合物鉆井液的粘滯系數(shù)分別為0.0875、0.0960、0.1125。表明水包油鉆井液具有良好的潤(rùn)滑性能。

2.4 儲(chǔ)層保護(hù)性能

室內(nèi)采取以下實(shí)驗(yàn)方法對(duì)水包油鉆井液的儲(chǔ)層保護(hù)性能進(jìn)行評(píng)價(jià)：模擬地層水飽和天然巖芯，煤油正向測(cè)初始K0，然后在高溫高壓動(dòng)態(tài)失水儀上用水包油鉆井液反向污染巖芯，再煤油正向測(cè)K1，計(jì)算巖心滲透率恢復(fù)值Krd[5]。結(jié)果見(jiàn)表7。

表7 水包油鉆井液的儲(chǔ)層保護(hù)性能評(píng)價(jià)

由表7可知，100×10-3μm2和600×10-3μm2兩類巖心的滲透率恢復(fù)值均在85%以上，表明水包油鉆井液具有良好的儲(chǔ)層保護(hù)性能。

3 抗高溫水包油鉆井液的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

3.1 優(yōu)點(diǎn)

抗高溫水包油鉆井液在南堡油田NP23-P2001水平井獲得了成功應(yīng)用。該井日產(chǎn)液300方，為目前該地區(qū)產(chǎn)液量最高的井。抗高溫水包油鉆井液體系現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用過(guò)程中，表現(xiàn)出以下優(yōu)點(diǎn)：

(1)水包油鉆井液體系材料種類較少，性能穩(wěn)定，配制及維護(hù)方便；

(2)水包油鉆井液體系可通過(guò)油水比的調(diào)節(jié)，來(lái)改變鉆井液的密度，實(shí)現(xiàn)欠平衡鉆井的需要；

(3)NP23-P2001井為欠平衡水平井，水包油鉆井液良好的動(dòng)塑比和動(dòng)切力使得該井段的攜巖問(wèn)題得到很好解決，且該鉆井液體系無(wú)土相、密度較低，滿足潛山儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)的欠平衡鉆井技術(shù)的要求，具有較好的儲(chǔ)層保護(hù)性能，該井的高產(chǎn)說(shuō)明了油層保護(hù)的效果很好；

(4)水包油鉆井液體系為全液相體系，能大大降低水平井的摩阻，且體系具有較高的動(dòng)塑比和較強(qiáng)的攜砂能力，對(duì)于MWD等儀器的信號(hào)錄取不造成影響，并能更好地對(duì)井眼軌跡進(jìn)行控制；

(5)本井盡量采用微欠的方式進(jìn)行潛山段的欠平衡作業(yè)，為了確保井底處于欠壓狀態(tài)，鉆井液密度控制在0.95～0.98 g·cm-3之間，環(huán)空鉆井液當(dāng)量密度控制在1.00～1.03 g·cm-3范圍，井底動(dòng)態(tài)欠壓值1.2～2.3 MPa，泥漿泵排量20 L·s-1左右，立管壓力14～16 MPa。該水包油鉆井液體系有利于實(shí)現(xiàn)欠平衡鉆井，提高對(duì)儲(chǔ)層的認(rèn)識(shí)程度，滿足“渤海灣南堡凹陷勘探開(kāi)發(fā)示范工程項(xiàng)目”試驗(yàn)要求，加之結(jié)合應(yīng)用《數(shù)據(jù)采集與隨鉆評(píng)價(jià)系統(tǒng)》，對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行評(píng)價(jià)，提高了高溫井下隨鉆的精確定向，為欠平衡鉆井精確施工提供了依據(jù)。

3.2 應(yīng)用建議

通過(guò)NP23-P2001井的實(shí)際使用，結(jié)合水包油鉆井液的特性，對(duì)水包油鉆井液的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用建議如下：

(1)水包油鉆井液體系屬于低密度低固相鉆井液體系，因此使用該體系作業(yè)時(shí)，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)配備相應(yīng)的固控設(shè)備，加強(qiáng)固相控制。

(2)水包油鉆井液體系本身具有較好的動(dòng)塑比和攜砂能力，但鉆井過(guò)程中巖屑的上返不僅僅只與泥漿性能相關(guān)，井身結(jié)構(gòu)、鉆井液排量等參數(shù)也影響到巖屑的返出情況。

(3)水包油鉆井液可回收利用，在開(kāi)發(fā)同類井(NP23-P2002井)的時(shí)候，約有70%的水包油鉆井液回收處理、重復(fù)利用，節(jié)約了大量資源和成本。因此，在使用過(guò)程中盡可能減少對(duì)水包油鉆井液的污染及浪費(fèi)，從而降低回收處理成本。

4 結(jié)論

為滿足深井欠平衡鉆井技術(shù)要求，研制了抗高溫水包油鉆井液體系，并進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。該體系具有良好的流變性，防塌能力強(qiáng)，密度在0.95～0.98 g·cm-3之間，抗溫能力達(dá)到180 ℃?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，該鉆井液體系具有較好的抗高溫性能，對(duì)油氣層的損害小，有利于安全快速鉆井和發(fā)現(xiàn)、保護(hù)油氣層，性能穩(wěn)定，易于調(diào)節(jié)，對(duì)錄井、測(cè)井無(wú)影響，能夠滿足深井欠平衡鉆井和地質(zhì)要求?？垢邷厮豌@井液可重復(fù)利用，較好的回收處理能大大降低鉆井成本，具有良好的經(jīng)濟(jì)效益。

[1] 錢(qián)殿存，王晴，王海濤，等.水包油鉆井液體系的研制與應(yīng)用[J].鉆井液與完井液，2001，18(4)：3-6.

[2] 左鳳江，莊立新，楊洪，等.低密度水包原油鉆井液的應(yīng)用[J].鉆井液與完井液，1996，13(5)：35-37.

[3] 馬勇，崔茂榮．水包油鉆井液國(guó)內(nèi)研究應(yīng)用進(jìn)展[J]．?dāng)鄩K油氣田，2006,13(1)：4-6.

[4] 耿曉光.抗高溫水包油鉆井液研究與應(yīng)用[D].哈爾濱：黑龍江大學(xué)，2001.

[5] SY/T6540-2002，鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評(píng)價(jià)方法[S].