馬英文 劉小剛

中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司

渤中19-6油田是目前中海油重點(diǎn)勘探開(kāi)發(fā)的高溫深井油氣田，儲(chǔ)層巖性以片麻巖為主，靠近大斷裂處可見(jiàn)斷層角礫巖。儲(chǔ)層縱向分帶性明顯，儲(chǔ)集空間以裂縫為主。地溫梯度為3.3～3.4 ℃/100 m，井底預(yù)測(cè)溫度超過(guò)180 ℃。儲(chǔ)層裂縫發(fā)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?xún)?chǔ)層的鉆井液體系性能面臨3大考驗(yàn)：一是地層溫度高，處理劑易發(fā)生高溫破壞，體系流變性易失穩(wěn)；二是裂縫性?xún)?chǔ)層漏失風(fēng)險(xiǎn)大，鉆井液易侵入地層，堵塞油氣運(yùn)移通道；三是低孔低滲特點(diǎn)，易造成水鎖損害。針對(duì)上述挑戰(zhàn)，利用抗高溫流型調(diào)節(jié)劑、抗高溫護(hù)膠劑、聚胺抑制劑及甲酸鉀加重劑等材料，研發(fā)了一套抗溫?zé)o固相儲(chǔ)層保護(hù)鉆井液體系。

1 關(guān)鍵處理劑的優(yōu)選

1.1 無(wú)固相加重劑

常規(guī)深井鉆井液體系采用重晶石、鐵粉等固相加重材料進(jìn)行加重，一旦發(fā)生井漏，對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)生不可逆污染，所以針對(duì)裂縫性?xún)?chǔ)層漏失風(fēng)險(xiǎn)高的特點(diǎn)，適合采用無(wú)固相鉆井液體系，減小對(duì)儲(chǔ)層的污染程度?？垢邷?zé)o固相鉆井液體系通常以鹽類(lèi)作為加重劑，鹽類(lèi)在水中溶解度有限，存在加重極限。高溫條件下能夠保持穩(wěn)定的溶解度是關(guān)鍵，通過(guò)對(duì)比不同種類(lèi)鹽的加重極限，優(yōu)選適合高溫條件下無(wú)固相環(huán)保鉆井液體系的加重劑，對(duì)比結(jié)果如表1所示。

表1 不同加重劑加重極限密度對(duì)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(wěn)定，抑制水化膨脹，對(duì)保持井壁穩(wěn)定具有促進(jìn)作用，所以?xún)?yōu)選甲酸鉀作為加重劑。

1.2 抗高溫護(hù)膠劑

鉆井液是復(fù)雜的膠體分散體系，包含聚合物、表面活性劑等有機(jī)物及不同鹽類(lèi)?？垢邷刈o(hù)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(jìn)鉆井液中黏土顆粒在膠體體系中的穩(wěn)定性。研發(fā)出新型抗高溫護(hù)膠劑HT-A，并與渤海常用護(hù)膠劑PF-PAC（聚陰離子纖維素）、PF-XC-H（黃原膠）的抗溫性能對(duì)比，從表2可以看出，自制抗高溫護(hù)膠劑抗溫能力高達(dá)200 ℃，而常規(guī)的護(hù)膠劑抗溫極限均不超過(guò)120 ℃。

表2 護(hù)膠劑抗溫性能對(duì)比Table 2 Comparison of temperature resisting property between different colloid protecting additives

1.3 抗高溫流型調(diào)節(jié)劑

高溫高壓井需要流型調(diào)節(jié)劑來(lái)調(diào)控鉆井液流變性，提高鉆井液沉降穩(wěn)定性和攜巖能力。通過(guò)長(zhǎng)鏈磺酸、疏水單體、纖維和交聯(lián)劑共聚反應(yīng)研制的新型抗高溫流型調(diào)節(jié)劑HT-B與目前渤海常用的流型調(diào)節(jié)劑PF-VIF（淀粉類(lèi)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(duì)比如表3所示，可以看出，自制的抗高流型調(diào)節(jié)劑抗溫高達(dá)200 ℃，而常規(guī)的護(hù)膠劑抗溫極限均不超過(guò)140 ℃。

表3 不同流型調(diào)節(jié)劑抗溫性能對(duì)比Table 3 Comparison of temperature resisting property between different pattern adjusting agents

2 性能評(píng)價(jià)

根據(jù)以上優(yōu)選結(jié)果，形成抗高溫?zé)o固相儲(chǔ)層保護(hù)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(chǔ)配方配制密度1.25 g/cm3漿液，分別測(cè)定180 ℃、190 ℃、200 ℃下體系基礎(chǔ)性能，結(jié)果見(jiàn)表4，可以看出：與老化前鉆井液各項(xiàng)基礎(chǔ)指標(biāo)對(duì)比，體系在測(cè)定溫度下高溫老化16 h后，YP值穩(wěn)定在10～11 Pa，F(xiàn)LAPI穩(wěn)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(wěn)定性能。

2.2 熱穩(wěn)定性

為了評(píng)價(jià)其熱穩(wěn)定性能，測(cè)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(jié)果見(jiàn)表5，可以看出，該體系在180 ℃下，能夠較穩(wěn)定地保持48 h，超過(guò)72 h后，出現(xiàn)部分破膠，黏度略有降低。一方面，鉆井過(guò)程中可通過(guò)補(bǔ)充抗溫材料以保持體系的穩(wěn)定性；另一方面，當(dāng)作業(yè)結(jié)束后，鉆井液在井底靜止時(shí)會(huì)隨時(shí)間延長(zhǎng)而逐漸自動(dòng)破膠，裸眼完井可不進(jìn)行人為破膠，儲(chǔ)層保護(hù)效果好。

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

表5 高溫老化實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 5 Result of high-temperature aging test

2.3 抑制性

室內(nèi)通過(guò)對(duì)潛山層位鉆屑在體系中的分散性和膨脹性評(píng)價(jià)了體系的抑制性。采用巖屑熱滾回收率和頁(yè)巖膨脹率作為評(píng)價(jià)指標(biāo)，結(jié)果見(jiàn)表6，巖屑滾動(dòng)回收率為92.5%，頁(yè)巖膨脹率僅為7.3%，說(shuō)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(wěn)定井壁和保護(hù)儲(chǔ)層。

表6 抑制性評(píng)價(jià)結(jié)果Table 6 Result of inhibition evaluation

2.4 油層保護(hù)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(yīng)，引入聚胺UHIB降低鉆井液的油水界面張力。30 ℃條件下，室內(nèi)對(duì)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(shí)為26.84 mN/m，添加后界面張力僅為2.61 mN/m，對(duì)儲(chǔ)層的傷害保持在較低水平。

2.4.2 滲透率恢復(fù)值 選取BZ19-6-1井7號(hào)潛山巖樣（3 993.03 m），通過(guò)動(dòng)態(tài)污染實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)了抗高溫?zé)o固相鉆井液滲透率恢復(fù)值，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表7，可以看出，巖心污染后滲透率恢復(fù)值高達(dá)88.33%，切片后滲透率恢復(fù)值達(dá)93.33%，體系對(duì)低孔低滲型儲(chǔ)層具有很好的油氣層保護(hù)效果。

表7 滲透率恢復(fù)值實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 7 Result of permeability recovery test

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

渤中19-6區(qū)塊是渤海油田中深層重點(diǎn)勘探區(qū)塊，也是未來(lái)渤海油田增儲(chǔ)上產(chǎn)的接替油田。該區(qū)塊油藏埋藏深，平均埋深超過(guò)4 500 m，儲(chǔ)層溫度高，1井測(cè)試時(shí)的儲(chǔ)層溫度超過(guò)170 ℃，裂縫發(fā)育，鉆井過(guò)程中易漏，井壁易失穩(wěn)坍塌，倒劃眼阻卡非常嚴(yán)重，作業(yè)時(shí)間長(zhǎng)，時(shí)效低，儲(chǔ)層保護(hù)難度大。通過(guò)在該區(qū)塊采用抗高溫?zé)o固相鉆井液體系，有效攻克了該區(qū)塊鉆井及儲(chǔ)層保護(hù)作業(yè)難題。該體系在渤中19-6油田群應(yīng)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(yù)探井鉆進(jìn)期間返出未見(jiàn)泥頁(yè)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(chǎn)時(shí)效高達(dá)92.28%；渤中19-6-10井完鉆井深4 915 m，提前整個(gè)鉆井周期7.1 d完成，提效18.7%；渤中19-6-7井鉆進(jìn)垂深5 508 m，創(chuàng)渤海油田最深井記錄，井底溫度達(dá)190 ℃，井深和井底溫度均創(chuàng)渤海灣之最。該體系在該區(qū)塊的成功應(yīng)用，創(chuàng)造了渤海灣井深最深、垂深最深、井溫最高、潛山井段最長(zhǎng)等多項(xiàng)紀(jì)錄，推動(dòng)了該區(qū)塊的勘探評(píng)價(jià)進(jìn)程。表8是該體系在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的典型性能。

表8 抗高溫?zé)o固相鉆井液現(xiàn)場(chǎng)鉆井液性能Table 8 In-situ performance of high-temperature clay free drilling fluid

根據(jù)BZ19-6-2Sa井測(cè)試結(jié)果，對(duì)求產(chǎn)3個(gè)工作制度對(duì)應(yīng)的表皮因數(shù)和產(chǎn)量進(jìn)行回歸（圖1），機(jī)械表皮小于0，井底無(wú)污染，充分證明該體系具有較好的儲(chǔ)層保護(hù)性能，為后期開(kāi)發(fā)井實(shí)施提供有力支持。

圖1 渤中19-6-2Sa井表皮因數(shù)與產(chǎn)量關(guān)系曲線(xiàn)

4 結(jié)論

（1）通過(guò)研發(fā)出的抗高溫護(hù)膠劑和流型調(diào)節(jié)劑，構(gòu)建出了一套新型的抗高溫?zé)o固相鉆井液體系，該體系抗溫200 ℃，高溫穩(wěn)定時(shí)間72 h，且隨著時(shí)間的延長(zhǎng)在高溫作用下具有自動(dòng)破膠性能，一段時(shí)間后能高溫降解，從而自動(dòng)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(wú)其他有害固相，具有的雙重抑制特性使體系抑制性強(qiáng)，濾液與煤油的界面張力低，與裂縫性?xún)?chǔ)層配伍好，儲(chǔ)層巖心滲透率恢復(fù)值高。

（3）該體系在渤中19-6油田群成功應(yīng)用，測(cè)試結(jié)果顯示井底機(jī)械表皮因數(shù)小于0，井底無(wú)污染，充分證明體系儲(chǔ)層保護(hù)效果較好，為渤海油田中深部地層的勘探開(kāi)發(fā)提供了良好的技術(shù)保障。