南海西部深水高溫高壓鉆井液技術研究與應用*

方滿宗 劉和興 劉智勤 徐一龍 徐 超

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

南海西部深水高溫高壓鉆井液技術研究與應用*

方滿宗 劉和興 劉智勤 徐一龍 徐 超

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

南海西部陵水區塊高溫高壓引起深水鉆井作業窗口進一步變窄，高溫與低溫并存使鉆井液性能難以維護。在常規深水鉆井液HEM體系的基礎上，通過優選抗低溫水合物抑制劑和抗高溫降失水劑構建了南海西部深水高溫高壓鉆井液體系。室內評價表明，所構建的鉆井液體系具有良好的低溫—高溫流變性、抗污染能力、沉降穩定性、封堵承壓性、儲層保護性、泥頁巖水化抑制性。該鉆井液體系已在南海西部陵水區塊3口深水高溫高壓井取得成功應用，可避免井漏、溢流等復雜情況，提高了作業效率，具有良好的推廣應用價值。

南海西部；陵水區塊；深水；高溫高壓；水合物抑制劑；降失水劑；鉆井液體系

南海深水海域蘊藏豐富的油氣資源，預計深水區油氣資源量約300億t(油當量)，有第二個“波斯灣”之稱[1]。但這些油氣資源的勘探開發難度大，很多油氣藏不僅水深大、泥線溫度低，而且下部井段存在高溫高壓的特點。一方面,海水的低溫環境引起隔水管井段鉆井液黏度增加、切力增大、流變性變差，導致循環當量密度增加而誘發井漏；另一方面,深水高溫高壓的儲層環境導致鉆井液窗口比常規深水井更窄，鉆井液既要抗高溫又要防止溢流，還須抑制疏松地層的垮塌，同時提高地層承壓以擴大安全窗口[2]。

南海西部海域陵水區塊是一個典型的深水高溫高壓區塊，該區塊目前最大作業水深達1 688 m，鉆遇的最高井溫達167℃。預測陵水區塊儲層最高溫度可達176℃，最高壓力系數可達2.01，泥線溫度約2～3℃[3],因此深水、高溫、高壓的三重挑戰給該區塊鉆井工程帶來了一系列的困難[4],主要體現在以下2個方面。

1) 深水和高壓引起鉆井窗口進一步變窄：在深水海域鉆井作業時，由于作業海域水深較大，原本是巖石覆蓋的上部層段被海水所替代，導致上覆地層壓力極低，巖石往往膠結疏松，呈現坍塌壓力高、漏失壓力低的特征。南海西部陵水區塊不僅具有上述特征，還存在高壓，深水和高壓的雙重作用導致鉆井窗口較常規深水井進一步變窄，鉆井液既要防止井壁巖石垮塌，還需要防止井漏和井控問題的出現，難度比常規深水井更大[5-7]。

2) 高溫和低溫并存引起鉆井液性能難以維護：深水區塊存在幾百米甚至上千米的海水段，通常會在泥線至泥線以上500 m左右之間形成一個2～4℃低溫段，低溫環境使隔水管中的鉆井液流變性發生變化，可使鉆井液的黏度和密度增大而產生凝膠效應，在井筒流動中產生較高摩擦阻力而使套管鞋處地層被壓漏的風險增大；常規深水井往往只著重于抗低溫，不需考慮高溫的影響，而高溫會使鉆井液中部分處理劑發生高溫降解、交聯，減弱體系的抗污染能力，同時會使處理劑的水溶性變差，影響整個鉆井液的流變性和濾失量性能，嚴重時整個體系崩潰[8-10]。因此，南海西部陵水區塊深水高溫高壓鉆井作業中，特別儲層段鉆進時，既要防止鉆井液在低溫段出現凝膠效應而造成井漏，又要防止鉆井液在高溫段出現降解而導致攜巖能力下降。

分析認為，提高深水高溫高壓鉆井液性能是解決上述挑戰的有效途徑。本文通過優選抗低溫水合物抑制劑和抗高溫降失水劑構建了抗高溫高壓鉆井液體系，并在陵水區塊深水井取得了成功應用，為南海西部地區深水高溫高壓油氣田的安全、高效開發提供了技術支撐和保障。

1 深水高溫高壓鉆井液體系構建

對南海西部地區常規深水井、常規高溫高壓井和斷塊油氣田鉆井中常用的HEM、Therm、Duratherm、PLUS/KCl、無固相有機鹽、MOM等鉆井液體系進行評價，發現上述鉆井液體系均只能達到一個或幾個方面的要求，無法完全滿足陵水區塊深水高溫高壓井的復雜地質環境，因此需要構建一套專門針對陵水區塊地質環境的鉆井液體系。根據深水高溫高壓鉆井液面臨的技術挑戰，擬在現有深水HEM鉆井液體系的基礎上，通過優選抗低溫水合物抑制劑和抗高溫降失水劑，構建適用于深水高溫高壓井作業的鉆井液體系。

1.1 抗低溫水合物抑制劑優選

從經濟和環保的角度考慮，目前對水合物的抑制主要采取半防的措施(半防指的是鉆進過程中抑制水合物的形成)。無機鹽(NaCl、KCl等)、乙二醇是目前最主要的水合物抑制劑，而鉀酸鹽(如KCOOH)能顯著提高聚合物的抗低溫能力，因此抗低溫水合物抑制劑擬采用NaCl和甲酸鉀復配的形式。根據水合物軟件Hydraflash模擬計算，5%NaCl和10%KCOOH復配時，15 MPa下水合物的臨界溫度為14℃，20 MPa下水合物的臨界溫度為15℃，能達到半防的要求(圖1)。室內模擬鉆井液體系在20 MPa下形成水合物的臨界溫度為16.63℃，說明采用5%NaCl和10%KCOOH復配形式能夠有效抑制水合物的形成。

圖1 5%NaCl+10%KCOOH抑制液p -T相圖Fig.1 p -T phase curve of inhibition 5%NaCl+10%KCOOH

1.2 抗高溫降失水劑優選

深水高溫高壓鉆井液體系抗高溫降失水劑的選擇須考慮2個因素：①良好的流變性、較低的濾失量；②來源廣、成本可接受。室內對國外某公司抗高溫降失水劑DrisTemp、國內抗高溫降失水劑HTFL進行了評價，評價結果見表1。由表1可以看出，HTFL在鉆井液體系中的黏度效應較小，高溫高壓濾失量與DrisTemp相當，滿足陵水區塊深水高溫高壓的地質環境要求，故抗高溫增黏降失水劑選用HTFL。

1.3 鉆井液體系配方優選

以抗高溫降失水劑HTFL、抗低溫水合物抑制劑NaCl和甲酸鉀為主劑，配合聚磺抗高溫降失水劑SMP HT和SPNH、抑制劑CP1(組分主要為磺化瀝青，由于其中含有磺酸基，水化作用很強，當吸附在泥頁巖晶層斷面上時，可阻止頁巖顆粒的水化分散)和承壓封堵劑CP2(主要由堅果殼和具有較高強度的碳酸鹽巖石顆粒搭配而成，通過進入孔隙而起到封堵承壓作用)，構建了抗180℃、密度2.1 g/cm3鉆井液體系(表2)。從性能評價結果(表3)可以看出，3號鉆井液體系性能最優，最終確定為南海西部陵水區塊深水高溫高壓鉆井液體系。

表1 HTFL和DrisTemp在鉆井液體系中的性能對比Table 1 Performance comparison of HTFL and DrisTemp

注：基漿為1.5%膨潤土+0.2%Na2CO3+0.3%NaOH+0.2%PAC-LV(提黏劑)+4%SMP (抗高溫降失水劑)+5%SPNH(抗高溫降失水劑) +5%NaCl+10%KCOOH(甲酸鉀)。

表2 180 ℃高溫高壓鉆井液體系配方Table 2 Formula of HPHT drilling fluids under 180 ℃

表3 180 ℃高溫高壓鉆井液體系性能Table 3 Performance of HPHT drilling fluids under 180 ℃

2 深水高溫高壓鉆井液體系性能評價

2.1 低溫—高溫流變性評價

利用Fann77流變儀對深水高溫高壓鉆井液體系在低溫、中溫和高溫條件下的流變性進行了評價，評價結果見表4。由表4可以看出，該鉆井液體系從低溫到高溫具有很好的流變特性，隨著溫度的升高，鉆井液體系的黏度趨于平緩，動切力的變化趨勢也較好，可滿足陵水區塊深水高溫高壓鉆井液作業要求。

表4 不同溫度下深水高溫高壓鉆井液體系的流變性評價結果Table 4 Evaluation results of rheological properties of deep water HTHP drilling fulid under different temperature

2.2 抗污染能力評價

室內分別在深水高溫高壓鉆井液體系中加入不同量鈣土和巖屑進行污染，對比污染前后鉆井液體系黏度和滾后高溫高壓失水的變化情況，實驗結果如圖2、3所示。從圖2、3可以看出，該鉆井液體系加入鈣土和巖屑后流變性有所增加，但增加幅度不大，說明具有一定的抗污染能力。

2.3 沉降穩定性評價

采用靜態沉降評價法對深水高溫高壓鉆井液體系的沉降穩定性進行了評價，鉆井液體系沉降因子Sf利用公式(1)計算，結果見表5。從表5可以看出，該鉆井液體系的沉降因子都在0.5左右，具有很好的沉降穩定性。

Sf=ρbottom/(ρbottom+ρtop)

(1)

圖2 不同鈣土加量下深水高溫高壓鉆井液體系黏度和失水變化情況Fig.2 Viscosity and filtration of deep water HTHP drilling fluid in different composition of calcareous clay

圖3 不同巖屑加量下深水高溫高壓鉆井液體系黏度和失水變化情況Fig.3 Viscosity and filtration of deep water HTHP drilling fluid in different composition of cuttings

表5 不同溫度深水高溫高壓鉆井液體系的沉降因子Table 5 Sedimentation factor of deep water HTHP drilling fluid under different temperature

2.4 封堵承壓性能評價

采用JHDSⅡ動失水儀測定在10 MPa、150℃條件下深水高溫高壓鉆井液體系的封堵承壓能力。從濾失速率曲線(圖4)可以看出，15 min后該鉆井液體系的濾失速率趨于平穩，小于0.08 mL/min，表明已經在巖心端面形成了高效封堵，阻止固相和濾液進入巖心內部，起到了承壓封堵的效果。

圖4 深水高溫高壓鉆井液體系濾失速率曲線Fig.4 The curve of filtration rate of deep water HTHP drilling fluid

2.5 儲層保護評價

采用天然巖心，根據《SY/6540—2002鉆井液完井液損害油層室內評價方法》[11]，采用標準鹽水對深水高溫高壓鉆井液體系的儲層保護效果進行了評價，實驗結果見表6。由表6可以看出，實驗巖心樣品滲透率恢復值均大于89.3%，說明該鉆井液體系具有很好的儲層保護效果。

表6 深水高溫高壓鉆井液體系儲層保護效果評價結果(壓差3.5 MPa)Table 6 Formation protective effect results of deep water HTHP drilling fluid under 3.5 MPa

注：Ko為污染前的平衡滲透率，Rod為污染后滲透率恢復值，Rsd為切除端面后滲透率恢復值。

2.6 泥頁巖水化抑制評價

由于陵水區塊深水地層的壓實程度差，很容易造成井壁失穩，給作業增加難度。在以往的探井中最易失穩的鶯歌海組二段大套泥巖中選取22顆井壁掉塊進行了浸泡水化抑制評價，評價結果如圖5所示。從圖5可以看出，實驗巖樣浸泡120 h后出現數條裂紋，但巖樣依然完整，表明本文所構建的深水高溫高壓鉆井液體系能抑制陵水區塊的泥頁巖水化，具有防止泥頁巖井壁失穩的能力。

圖5 深水高溫高壓鉆井液體系對鶯歌海組泥頁巖水化抑制評價實驗結果Fig.5 Evaluation experiment results of deep water HTHP drilling fluid on mud shale hydration inhibition from Yinggehai Formation

3 現場應用

南海西部LSX-1井作業水深990 m，井底溫度151℃，井底壓力系數1.94，是一口典型的深水高溫高壓井，使用本文構建的高溫高壓鉆井液體系(鉆井液基本配方為：1.4%～1.7%膨潤土+0.2%Na2CO3+0.3%NaOH+0.2%～0.25%PAC-LV(提黏劑)+0.8%～1.0%HTFL(抗高溫降失水劑)+3%SMP HT(抗高溫降失水劑)+3%SPNH HT(抗高溫降失水劑)+3% FT-1+5%NaCl+10%KCOOH(甲酸鉀)+2%PF-CP1(抑制劑)+5%PF-CP2(承壓封堵劑)+重晶石)在該井儲層段鉆進時沒有發生井漏、溢流等復雜情況。隨后該鉆井液體系在LSX-2、LSX-3等深水高溫高壓井進行推廣應用，較Woodside同類型深水高溫高壓井作業時間平均縮短12 d，取得了良好經濟效益。

4 結論

1) 構建了一套適用于深水高溫高壓井作業的鉆井液體系，該鉆井液體系抗溫180℃、密度2.1 g/cm3，具有良好的低溫—高溫流變性、抗污染能力、沉降穩定性、封堵承壓性、儲層保護性、泥頁巖水化抑制性。

2) 南海西部陵水區塊3口高溫高壓深水井應用表明，本文所構建的深水高溫高壓鉆井液體系可有效防治井漏、溢流等復雜情況，較Woodside同類型深水高溫高壓井作業時間平均縮短12d，可在類似區塊推廣應用。

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(編輯：孫豐成)

Research and applications of deep water HTHP drilling fluid in western South China Sea

FANG Manzong LIU Hexing LIU Zhiqin XU Yilong XU Chao

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

The characteristic of HTHP in western South China Sea leads to a narrower operation window, which brings difficulties to drilling fluid property maintenance under coexistence of low and high temperatures.A deep water HTHP drilling fluid system for western South China Sea is formulated on the basis of traditional HEM drilling fluid by screening low temperature hydrate inhibitors and high temperature filtrate reducers.Lab experiments show that the novel deep water HTHP drilling fluid system possesses sound rheology at both low and high temperatures, contamination tolerance, suspension-stability, as well as good fissure-sealing, reservoir protection and shale inhibiting capabilities.It has been successfully applied recently in three deep water HTHP wells in Lingshui Block of western South China Sea.This drilling fluid system boosts operation efficiency by greatly reducing downhole complexes such as lost circulation and kick.Hence, it can serve as a technical reference for future deep water HTHP operations.

western South China Sea; Lingshui Block; deep water; HTHP; hydrate inhibitor; filtrate reducer; drilling fluid system

方滿宗，男，高級工程師，1997年畢業于原江漢石油學院鉆井工程專業，現為中海石油(中國)有限公司湛江分公司工程技術作業中心深水首席工程師，主要從事海洋鉆完井工藝技術的研究與管理工作。地址：廣東省湛江市坡頭區南調路22號(郵編：524057)。E-mail：fangmz@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)01-0089-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.01.013

方滿宗,劉和興,劉智勤，等.南海西部深水高溫高壓鉆井液技術研究與應用[J].中國海上油氣，2017,29(1)：89-94.

FANG Manzong,LIU Hexing,LIU Zhiqin,et al.Research and applications of deep water HTHP drilling fluid in western South China Sea[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(1):89-94.

TE254

A

2016-03-14 改回日期：2016-06-07

*“十三五”國家科技重大專項“瓊東南盆地深水區大中型氣田形成條件與勘探關鍵技術(編號：2016ZX05026-02)”部分研究成果。