海上抗高温高密度油基钻井液技术及应用

邓文彪¹，韩成¹，李文拓²，魏佳¹，郭宇堃¹

¹中海石油（中国）有限公司湛江分公司，2.中海石油（中国）有限公司海南分公司

摘  要：南海西部某B气田群采用水平井批钻开发模式，高温高压井段油基钻井液作业面临着井底温度高、井筒静置时间长、安全密度窗口窄、储层保护要求高等难题。通过优选抗高温主乳化剂与辅乳化剂、软性沥青衍生物和硬性微纳米级颗粒封堵剂，使用超微重晶石加重油基钻井液，显著提高高密度油基钻井液的电稳定性、封堵性、流变及沉降稳定性，构建一套抗高温高密度油基钻井液体系。该体系在某B气田群9口水平井中应用表明，油基钻井液密度超过1.80 g/cm3，经过井下高温静置170 d后密度仅增加0.02 g/cm3，破乳电压超过1000 V，钻进过程中流变性平稳易调控，ECD附加量最大仅为0.11，无井漏发生，9口井清井排液产量均超过油藏配产要求，储层保护效果良好。抗高温高密度油基钻井液有效推动海上高温高压气田规模化开发。

关键词：高温高压；高密度；油基钻井液；水平井；破乳电压；沉降稳定性；储层保护

中图分类号：TE254                           文献标志码：A

Technology and application of high temperature and density oil-based drilling fluid offshore

Deng Wenbiao1、 Han Cheng1、Li Wentuo2、Wei Jia1、Guo Yukun1

1.CNOOC China Limited Zhanjiang Branch, Zhanjiang, Guangdong, 524057, China 

2.CNOOC China Limited Hainan Branch, Haikou, Hainan, 570312, China

Abstract：The development mode of horizontal well drilling in batches was adopted by Dong13-2 gas field group in the west of South China Sea. The problems of high bottom hole temperature, long wellbore standing time, narrow safety density window and high reservoir protection requirements were faced by the operation of oil-based drilling fluid in high-temperature and high-pressure well section. Through the optimization of high temperature resistant main emulsifier and auxiliary emulsifier, soft asphalt derivative and hard micro nano particle plugging agent and the using of ultra-fine barite to increase the electrical stability, plugging and settling stability of high-density oil-based drilling fluid. A set of high temperature resistant and high-density oil-based drilling fluid system was constructed. The application results of the system in 9 horizontal wells of Dongfang 13-2 gas field group showed that the density of oil-based drilling fluid exceeded 1.80g/cm3, the density increased 0.02 g / cm3 and the demulsification voltage exceeded 1000V after 170 days of high temperature standing in the wellbore, the rheological property was stable and easy to control during drilling, the addition of ECD was only 0.11, no lost circulation occurred, and the gas production of 9 wells exceeds the reservoir production matching requirements, and the effect of reservoir protection is good. The high temperature and density resistant oil-based drilling fluid could effectively promote large-scale development of offshore high temperature and high pressure gas field.

Keywords: high-temperature and high-pressure; high density; oil-based drilling fluid; horizontal well; demulsification voltage; settlement stability; reservoir protection

南海西部某B气田群位于莺歌海盆地中央凹陷北部地区，储层温度为150 ℃，压力系数为1.73～1.82，渗透率15～160 mD，部分储层表现低渗特性。前期高温高压某A气田多采用小井斜定向井开发，高温高压井段采用水基钻井液作业，而某B气田群多采用水平井开发，井深4000～5000m，水平段300～500m，为降低钻进摩阻扭矩及复杂情况的发生，高温高压井段采用油基钻井液作业。某B气田群高温高压水平井无高密度油基钻井液作业经验，高密度油基钻井液面临着井底温度高，流变性调控难；海上批钻作业模式导致井筒钻井液静置时间长，对高密度油基钻井液沉降稳定性要求高；储层安全密度窗口窄，且水平段采用小井眼Ø149.2 mm作业，环空容积小，循环摩阻大，对油基钻井液承压封堵能力要求高；同时储层为中孔中渗储层，高密度油基泥浆固相含量高，易污染储层^[1-4]。通过室内不断优选优化，增强高密度油基钻井液乳化稳定性、沉降稳定性、封堵性、储层保护性能等，构件了一套抗高温高密度油基钻井液体系，该体系在某B气田群9口水平井得到成功应用，有效推动了海上高温高压气田规模化开发。

1 钻井液技术难题

某B气田群水平井钻遇地层从上到下依次为乐东组、莺歌海组、黄流组，目的层为黄流组一段地层，岩性上部为巨厚层状灰色泥岩，下部以灰色细砂岩、泥质粉砂岩为主，夹灰色泥岩。某B气田群水平井为五开次井身结构Ø660.4 mm井段+ Ø444.5 mm井段 + Ø311.2 mm井段 + Ø215.9 mm井段 + Ø149.2 mm井段，对应下入Ø508.0 mm套管 + Ø339.7 mm套管 + Ø244.5 mm套管 + Ø177.8 mm尾管，其中水平井Ø215.9 mm井段开始着陆并进入高温高压井段，149.2 mm井段为水平裸眼段，在Ø215.9 mm井段、Ø149.2 mm裸眼两个井段使用抗高温高密度油基钻井液作业。

1）储层温度150℃，高温高压井段地层压力系数约为1.75，地层破裂压力为约为2.00，钻井液安全密度窗口约为0.25，现场使用的油基钻井液密度超过1.80 g/cm3，高密度油基钻井液在高温条件下流变性调控难，同时水平段Ø149.2 mm裸眼为小井眼作业，作业过程中由于下钻、循环等工况下产生的激动压力极易超过地层破裂压力导致井漏，对钻井液封堵承压能力提出较高的要求。

2）海上多使用从式水平井进行开发且使用批钻作业模式，水平井Ø215.9 mm井段全部作业完毕后，再进行水平段Ø149.2 mm裸眼钻井作业，导致某些井Ø215.9 mm井段高密度油基钻井液在井下往往需要静置数月甚至半年，这就要求高密度油基钻井液在高温环境下要求具有良好的沉降稳定性。

3）黄流组一段地层总体为中孔中渗地层，部分地层表现为低渗地层。高密度油基钻井液固相含量较高，在压差作用下固相可以易堵塞储层孔隙吼道，影响产能释放，要求高密度油基钻井液具有较低的返排压力，储层保护效果好。

2 抗高温高密度油基钻井液构建及评价

2.1 乳化剂的优选

油基钻井液易高温破乳，为保证油水界面形成足够强度的乳化膜，通过抗高温主、辅乳化剂协同作用提高油基钻井液乳化稳定性[5]。室内优选出主乳化剂EnvaMul A和辅乳化剂EnvaMul B，EnvaMul A主要成分为妥尔油脂肪酸及其衍生物，具有较强抗温能力，其碳碳长链加合在一起形成网状结构，可显著增强乳化膜强度。辅乳化剂EnvaMul B主要成分为含有较多的羟基、羧基、酯基的多元醇酯类与长链烷基脂肪酸类混合物，在油/水界面上形成氢键结构进一步增强乳化膜强度。油水比是保证油基钻井液稳定性和流变性的重要因素，若水相过多，乳状液不稳定，若水相过少，乳状液黏度低[6-7]。室内按不同主辅乳化剂加量及不同油水比配制油基钻井液，油基钻井液配方：5#白油 + CaCl2盐水（质量分数25%） + 主乳化剂EnvaMul A + 辅乳化剂EnvaMul B + 1.5%碱度调节剂PF-MOALK + 3.5%高温降失水剂PF-TPL3，使用超微重晶石加重密度至1.85 g/cm3，在150℃滚子炉中热滚240h后测量电稳定性结果如下表1所示。由表1结果可知，不同主辅乳化剂加量及不同油水比配制油基钻井液经过150℃老化后破乳电压都超过1000V，说明选择的主乳化剂EnvaMul A和辅乳化剂EnvaMul B具有良好的抗高温性能。

表1  不同主辅乳化剂加量及不同油水比配制油基钻井液高温老化电稳定性测量结果

2.2 封堵性能优化

目前国内外油基钻井液用封堵剂大多数没有化学活性，只具有单一的物理封堵作用，难以发挥封堵效果。某B气田群高温高压井目的层钻井液安全密度窗口窄，储层存在非均质孔隙和诱导性裂缝，要求油基钻井液具有良好的承压封堵能力[8-9]。封堵剂MOSHIELD主要由软性沥青衍生物和硬性微纳米级颗粒复配制备而成，纳米级刚性颗粒能有效桥堵微裂缝和微孔隙，软性沥青颗粒具有吸附基团、较长的碳链、高油溶物含量，在压差作用发生变形进入桥堵缝隙，进一步吸附封堵微裂缝，使得封堵剂MOSHIEL同时具备化学封堵与物理封堵作用，显著提高地层承压能力。封堵剂MOSHIELD与油溶性碳酸钙EZCARB配合使用，体系粒度分布更广，能进一步提高各种不同宽度裂缝的封堵能力。室内对比评价油基钻井液基础配方加入2.5%封堵剂MOSHIELD及1.5%油溶性碳酸钙EZCARB前后砂床封堵效果，实验用砂20～40目，基础配方为85：15油水比 + 3%主乳化剂EnvaMul A + 2%辅乳化剂EnvaMul B + 1.5%碱度调节剂PF-MOALK + 3.5%高温降失水剂PF-TPL3，使用超微重晶石加重密度值1.85 g/cm3，在150℃滚子炉中热滚16h后，实验结果如图1所示，由图1可知看出，在5MPa及10MPa压力作用下，加入2.5%封堵剂MOSHIELD及1.5%油溶性碳酸钙EZCARB后油基钻井液砂床漏失量显著降低，说明封堵剂MOSHIELD具有良好的封堵性能。

图1  油基钻井液砂床封堵效果对比

2.3 沉降稳定性优化

普通重晶石表面属于水湿性，在高密度油基钻井液中稳定分散的难度较大，高密度油基钻井液重晶石沉降是钻井施工作业中经常出现的难题。超微重晶石及普通重晶石放大相同倍数的扫描电镜结果如图2所示，通过对重晶石进行超微工艺处理后，超微重晶石相对与普通重晶石颗粒之间分布有大量微孔，从而大幅度增加了固相的比表面积，更有利于油基钻井液的乳化剂、降滤失剂的吸附。同时超微重晶石粒径较小，可显著降低超微重晶石高密度油基钻井液的沉降趋势[10-12]。

（a）超微重晶石               （b）普通重晶石

图2  超微重晶石及普通重晶石扫描电镜结结果

2.4 储层保护性能评价

选取3块天然岩心进行测试，按照配方85：15油水比 + 3%主乳化剂EnvaMul A + 2%辅乳化剂EnvaMul B + 1.5%碱度调节剂PF-MOALK + 3.5%高温降失水剂PF-TPL3 + 2.5%封堵剂MOSHIELD + 1.5%油溶性碳酸钙EZCARB，使用超微重晶石加重密度至1.85 g/cm3，经过150℃滚子炉中热滚16h后，按照钻井液完井液损害油层室内评价方法，采用JHDS高温高压动失水仪进行动态污染实验，仪器温度设置为150℃，实验结果如表2所示。从表2可以看出，3块岩心被全油基钻井液损害后，其渗透率恢复值均在90%以上，返排压力最高仅为0.041MPa，说明油基钻井液具有较低的返排压力，能有效地保护储层。

表2  油基钻井液岩心污染实验结果

3 现场应用效果

抗高温高密度油基钻井液在某B气田群X平台9口水平井得到应用，该油基钻井液表现出良好的流变及沉降稳定性，现场性能维护简单，循环ECD附加量平稳，储层保护效果突出，无井漏等复杂情况发生，高温高压井作业失效得到大幅提提升。

3.1 沉降稳定性显著

统计某B气田群X平台水平井Ø215.9 mm井段长时间静置前后的高密度油基钻井液性能如表3所示，由表3可知在井底经过长时间高温静置，静置前后钻井液密度、流变性、滤失量及电稳定性变化不大，其中A2井由于批钻作业，导致Ø215.9 mm井段油基钻井液在井筒高温环境下静置时间长达170d，静置后井底返出钻井液密度仅仅增加0.02 g/cm3，破乳电压超过1000V，无破乳现象发生，说明该油基钻井液体系具有良好的高温电稳定性及沉降稳定性。

表3  X平台部分井Ø215.9 mm井段长时间静置前后的高密度油基钻井液性能

注：HTHP滤失量实验条件为3.5MPa/150℃

3.2 流变性性能稳定

为维持钻进过程中乳化剂消耗，某B气田群水平井高温高压井段钻进期间每隔100m左右适当补充主乳化剂EnvaMul A和辅乳化剂EnvaMul B以提高油基钻井液乳化稳定性。表4为统计A7H井在钻进过程中，在不同深度处的油基钻井液密度、流变性、电稳定性参数及对应的井底随钻工具实测ECD，A7H井Ø149.2mm井段实钻完钻井深4624m，水平段长度约300 m。由表4结果可知，油基钻井液各项性能平稳，实测ECD比钻井液密度最高仅高0.11左右，Ø149.2mm井段小井眼钻进过程中引起的密度增量较小，有效避免了井漏发生，保证了Ø149.2 mm裸眼井段钻进作业顺利进行。

表4  A7H井Ø149.2井段实钻过程钻井液性能及实测ECD

3.3 储层保护效果好

水平井段钻进过程中使用PF-TPL3控制泥浆HTHP滤失量在3mL以下，减小滤液对储层段的伤害，理使用固控设备清除有害固相及低密度固相对储层的损害，图3为统计某B气田群X平台部分井清喷产量与油藏配产，由结果可知，9口井全部超过油藏配产要求，说明高密度油基钻井液储层保护效果良好。

图3  某B气田群X平台部分井清喷产量与油藏配产结果

4 结论

（1）针对某B气田群高温高压地层特点，通过优选抗高温乳化剂、封堵剂及使用超微重晶石，构建了一套抗高温高密度油基钻井液体系，该体系具有良好的高温流变性、沉降稳定性、封堵性及储层保护效果。

（2）抗高温高密度油基钻井液体系在某B气田群9口井中应用表明，钻井液体系流变性稳定，性能易维护，封堵性强，ECD值低，降低井漏发生风险，储层保护效果良好。

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