新型抗高溫水包油鉆井液研究與應用

何瑞兵 范白濤 馬英文 付建民 李曉剛

（中海石油（中國）有限公司天津分公司鉆井部）

新型抗高溫水包油鉆井液研究與應用

何瑞兵 范白濤 馬英文 付建民 李曉剛

（中海石油（中國）有限公司天津分公司鉆井部）

針對渤海油田潛山地層壓力控制鉆井中水包油鉆井液抗高溫性、穩定性、可重復利用性不足等問題，通過優選抗高溫乳化劑、增粘劑、降濾失劑等研制了新型抗高溫水包油鉆井液。室內評價結果表明，新型抗高溫水包油鉆井液具有良好的抑制性、潤滑性、穩定性、抗污染性和油氣層保護能力。根據JZ25－1S等油田潛山地層井中低溫特性，為降低鉆井液成本，對新型抗高溫水包油鉆井液配方進行了優化，取得了成功應用，可在渤海其他油田潛山地層中推廣。

新型抗高溫水包油鉆井液 單劑優選 室內評價 潛山地層 現場應用

渤海油田潛山地層裂縫發育，地層壓力系數低，采用常規鉆井工藝和鉆井液技術井漏風險嚴重，容易造成油氣層損害，給勘探開發帶來了很大的難度[1－2]。2006年在渤中28－1油田2口潛山地層井中采用壓力控制鉆井工藝技術和低密度水包油鉆井液作業獲得成功[3－4]，為渤海油田潛山油氣藏的勘探開發找到了一把“金鑰匙”，從此低密度水包油鉆井液也成為海上低壓易漏失油氣藏壓力控制鉆井核心技術之一。然而，渤中28－1油田初次應用水包油鉆井液雖成功解決了潛山油氣藏鉆井過程中的嚴重井漏問題，并且油氣層保護效果顯著，但在鉆井作業中仍存在一些問題，主要有：①體系抗高溫能力和穩定性不足，長時間靜止后體系易變質，流變性變差，造成體系中的加重劑（石灰石粉）沉降，現場維護困難，甚至影響完井作業；②體系不能重復利用，成本較高，不利于渤海油田潛山地層的大規模應用。

因此，有必要對水包油鉆井液進行全面改進，提高體系的抗溫性、穩定性和可重復利用性，以滿足潛山地層大規模勘探開發作業的需要。本文在調研水包油鉆井液常用添加劑[5－6]基礎上，優選了抗高溫水包油鉆井液乳化劑、增粘劑、降濾失劑等，室內評價了新型抗高溫水包油鉆井液性能，并在JZ25－1S等油田潛山地層井中進行了應用，取得了良好效果。

1 新型抗高溫水包油鉆井液單劑優選

1.1 抗高溫乳化劑

水包油鉆井液是一種熱力學不穩定體系，影響其高溫穩定性的最主要因素是乳化劑。國內外多選擇HLB值介于8～18之間的水溶性表面活性劑作為水包油鉆井液的主乳化劑，其親水性大于親油性，外相水化膜的厚度大于內相油溶劑化膜的厚度，但為了形成密堆復合膜和增強乳化效果，需要同時復配使用HLB值小于8的表面活性劑作為輔乳化劑。在渤中28－1油田應用的水包油鉆井液中分別采用HTO－1和HTO－2作為體系的主、輔乳化劑，但存在抗高溫性不足的問題，高溫下長時間靜置后容易變質[4]，為此選擇多種乳化劑進行初選實驗，實驗方法是先在海水中加入乳化劑，高溫攪拌后加入5號白油，油水比為3∶7，再高溫攪拌20 min后倒入量筒中靜置觀察。實驗結果見表1。

從表1實驗數據可以看出，3%HTO－5、0.5%AES＋0.5%T80＋0.5%A－20、4%HTO－4、2%HWZR＋1.5%HWFR等作為水包油乳化劑時乳化能力較好。為了再進一步考察上述4種乳化劑的抗高溫能力，實驗中通過乳狀液高溫老化后的乳化能力強弱來評價乳化劑的抗溫能力。評價方法是先將初選合格的乳化劑在150℃高溫下老化16 h，再高溫攪拌20 min后倒入量筒中靜置觀察。實驗結果見表2。

表1 新型抗高溫水包油鉆井液乳化劑優選實驗結果

由表2可以看出，2%HWZR＋1.5%HWFR作為乳化劑時抗高溫性最好。分析認為，HWZR是在陰離子表面活性劑的疏水基和親水基間嵌入了聚氧乙烯鏈，使其分子結構中同時帶有陰離子基團和非離子基團而得到的陰－非離子表面活性劑，而HWFR是一種HLB值小于8的油溶性脂肪酸鹽表面活性劑，2種改進后的乳化劑的乳化能力和抗高溫能力都滿足要求，可以通過復配形成密堆復合膜來顯著增強鉆井液的乳化效果和穩定性。由優選的抗高溫乳化劑組成的水包油鉆井液性能評價結果見表3。

表2 新型抗高溫水包油鉆井液抗高溫乳化劑優選實驗結果

表3 由優選的抗高溫乳化劑組成的新型水包油鉆井液性能評價實驗結果

1.2 抗高溫增粘劑

對PAC－HV、80A51、HPAM、YJD及疏水締合物HVY等增粘劑進行了抗高溫優選評價實驗，結果見表4。

實驗結果表明，疏水締合物HVY在150℃下具有較好的穩定性，粘度和切力在高溫后變化較??；相對于HVY，增粘劑YJD的抗溫能力較差，但是YJD具有較低的塑性粘度和高的3轉、6轉值，可以考慮將其作為流型調節劑來提高水包油鉆井液攜巖能力，同時對乳狀液的穩定性也有提高。因此，選擇0.5%HVY作為新型水包油鉆井液的抗高溫增粘劑，YJD作為流型調節劑。

表4 新型抗高溫水包油鉆井液抗高溫增粘劑優選實驗結果

1.3 抗高溫降濾失劑

常用的水包油鉆井液降濾失劑是PAC、改性淀粉和改性瀝青粉等，抗溫能力不超過120℃。目前抗高溫能力達150℃且適合于水包油鉆井液的降濾失劑并不多，優選時還需考慮到降濾失劑與乳化劑和增粘劑之間的配伍性。因此，選擇多種降濾失劑進行了評價，實驗結果見表5。

抗高溫降濾失劑HWFL屬于AMPS和AM二元共聚體的聚合物，由于在分子中引入了磺酸基團和酰胺基，從而具有較強的抗高溫、抗鹽能力，具有顯著降濾失效果，且與其它處理劑配伍性好，得到的水包油鉆井液性能穩定，因此選擇3%HWFL作為新型水包油鉆井液的抗高溫降濾失劑。

表5 新型抗高溫水包油鉆井液抗高溫降濾失劑優選實驗結果

2 新型抗高溫水包油鉆井液性能評價

2.1 基本性能

通過上述單劑篩選實驗結果，確定的新型抗高溫（150℃）水包油鉆井液基本配方為：（V海水∶V5號白油（或氣制油）＝7∶3）＋0.2%NaOH ＋0.15%Na2CO3＋2%預水化膨潤土漿＋2%主乳化劑HWZR＋1.5%輔助乳化劑HWFR＋0.5%抗高溫增粘劑HVY＋0.25%流型調節劑YJD＋3%HWFL＋1.5%SMP－2＋1.5%TEX＋1.5%SPNH。新型抗高溫水包油鉆井液基本性能見表6。

表6 抗高溫（150℃）水包油鉆井液性能評價實驗結果

2.2 抑制性與潤滑性

采用JZ25－1S油田的6～10目巖屑，稱取50 g，加入到350 m L鉆井液中，在150℃下老化16 h后過40目篩，篩余巖屑在105℃下烘干稱重，計算熱滾后巖屑回收率。防膨性評價實驗時稱取10 g巖樣粉（過100目篩）在105℃下烘2 h，壓制5 mm巖心，用頁巖膨脹儀測量其16 h的膨脹量，實驗結果見表7。實驗結果表明，新型抗高溫水包油鉆井液能有效抑制巖屑水化分解和水化膨脹，抑制性強，防膨率高。

表7 新型抗高溫水包油鉆井液的巖屑回收率及膨脹率實驗結果

另外，對新型抗高溫水包油鉆井液的潤滑性能與其它幾種常用的鉆井液進行了對比評價（表8），潤滑性能評價實驗采用泥餅粘附系數儀測定。從表8對比實驗結果可以看出，優選的新型抗高溫水包油鉆井液具有良好的潤滑性能。

表8 新型抗高溫水包油鉆井液與其他鉆井液潤滑性能對比實驗結果

2.3 穩定性

為了考察新型抗高溫水包油鉆井液的自身穩定性，150℃熱滾后分別在以下實驗條件下靜置來拍攝考察：①玻璃瓶中常溫靜置；②玻璃瓶中80℃下靜置；③老化罐中150℃下高溫靜置后開罐的情況。實驗結果見表9。從表9實驗結果可以看出，新型抗高溫水包油鉆井液具有較好的乳化穩定性，常溫、80℃和150℃下靜置均未發生明顯的析油分層現象，說明所選擇的各種添加劑及鉆井液的抗高溫能力滿足150℃高溫條件下的作業要求。

表9 新型抗高溫水包油鉆井液穩定性評價實驗結果

2.4 抗污染性

通過在新型抗高溫水包油鉆井液中分別加入NaCl、MgCl2、CaCl2、劣質土、海水和原油，評價其熱滾前后鉆井液性能的變化，評價實驗結果見表10。從表10可以看出，新型抗高溫水包油鉆井液抗各種無機鹽、劣質土、海水和原油的能力很強，即使在150℃高溫滾動后仍具有較好的流變性能、抗高溫降失水性能和穩定性，滿足各種污染條件下的鉆井需要。

表10 新型抗高溫水包油鉆井液抗污染性評價實驗結果

2.5 油氣層保護評價

采用高溫高壓動態失水儀，按照SY/T6540－2002《鉆井液完井液損害油層室內評價方法》，在溫度90℃、壓力3.5 MPa條件下對2塊人造巖心進行了動態濾失和油氣層保護評價實驗，實驗結果見表11。從表11實驗結果可以看出，2塊巖心滲透率恢復值都在85%以上，累計動態濾失體積都很小，說明鉆井液具有很好的封堵和保護油氣層能力。

表11 新型抗高溫水包油鉆井液油氣層保護評價實驗結果

3 現場應用

JZ25－1S油田太古界潛山地層主要由二長片麻巖、斜長片麻巖、變質花崗巖基體與花崗巖侵入體兩部分組成，儲層具有孔、洞、縫并存，非均質性較高的雙重介質特點，埋深1600～1950 m，屬于正常溫壓系統，地層壓力系數1.02～1.09，巖性致密，井壁穩定。由于其地層靜溫在70～75℃，為降低鉆井液成本，提高體系針對性，對新型抗高溫（150℃）水包油鉆井液配方進行了優化，不加入2%的膨潤土漿和0.5%HVY增粘劑，得到了中低溫水包油鉆井液體系，進一步提高了油層保護效果（表12）。

采用上述中低溫水包油鉆井液配方在JZ25－1S油田A18、A31和A35S等3口潛山地層井中進行了現場應用。A18井φ215.9井眼采用密度1.03 g/cm3的水包油鉆井液配合壓力控制鉆井工藝開鉆，整個鉆進過程中鉆井液各項性能穩定，順利鉆進至完鉆井深2270 m，鉆井液密度1.05 g/cm3。A31井和A35S井都采用A18井剩余大約180 m3的水包油鉆井液，采用振動篩和離心機循環處理，降低鉆井液密度至0.99 g/cm3后開鉆，同時配制約40 m3的水包油鉆井液新漿進行維護，2口井完鉆時鉆井液密度1.02 g/cm3，整個鉆井過程中鉆井液各項性能穩定，鉆進過程安全順利。返排投產時3口井都獲得高產油氣流（表13），油氣層保護效果顯著。

表12 中低溫水包油鉆井液性能評價實驗結果

表13 JZ25－1S油田3口潛山地層井投產產量

上述3口井鉆井作業結束后，剩余的超過200 m3水包油鉆井液老漿在泥漿池中放置了近半年，隨后送至CFD18－1油田，在其A1H井和A2 HS井潛山井段進行三開作業，鉆井過程中鉆井液各項性能滿足鉆井作業要求，而且油氣層保護效果顯著，返排的油氣產量超過配產的2倍。CFD18－1油田A1 H井和A2HS井鉆井作業結束后將剩余的老漿再次用船返送回JZ25－1S油田A平臺泥漿池中存儲，進行簡單處理后繼續在該油田后續的十多口潛山地層井中進行了大規模重復應用，鉆井液各項性能良好，大幅度節約了該油田潛山地層鉆井的鉆井液成本。

4 結論

（1）研制的新型抗高溫水包油鉆井液性能穩定，長時間存放后仍可重復利用，成本較低，體系較成熟，對渤海油田潛山地層大規?？碧介_發具有重要意義。

（2）JZ25－1S等油田現場應用效果表明，所研制的新型水包油鉆井液抗溫性能更好，流變性易調節，現場配制維護方便，油氣層保護效果顯著，可在渤海其他油田潛山地層中推廣應用。

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Study and application of the new high temperature tolerance oil－in－water drilling fluid

He Ruibing Fan Baitao Ma Yingwen Fu Jianmin Li Xiaogang
（Drilling Department of Tianjin Branch of CNOOC Ltd.，Tianjin，300452）

To solve the scarce of high temperature tolerance，stability and recycle of oil－in－water drilling fluid used in burial hill formation pressure control drilling in Bohai Sea，a new high temperature tolerance oil－in－water drilling fluid is studied by optimizing high temperature tolerance emulsifier，viscosifier and fluid loss agent.The laboratory evaluation results show that the new high temperature tolerance oil－in－water drilling fluid has well rejection，oiliness，stability，pollution tolerance and oil ＆ gas formation protection.For adapting to medium and low temperature in burial hill formation in JZ25－1S oilfield，the new high temperature tolerance oil－in－water drilling fluid has been optimized and applied successfully so as to decline drilling fluid cost.The new oil－in－water drilling fluid can spread to other oilfields in Bohai Sea.

the new high temperature tolerance oilin－water drilling fluid；agent optimize；laboratory evaluate；burial hill formation；field application

何瑞兵，男，工程師，2002年畢業于原西南石油學院油氣井工程專業，獲碩士學位，目前主要從事鉆井液技術研究與應用工作。地址：天津市塘沽區渤海石油路688號501信箱（郵編：300452）。

2011－01－24改回日期：2011－04－22

（編輯：孫豐成）