南海鶯瓊盆地高溫高壓井測試液的研究與應用

楊勇， 羅鳴， 魏安超， 韓成， 李祝軍

（1.中海油服油田生產事業部湛江作業公司，廣東湛江524057；2.中海石油（中國）有限公司湛江分公司，廣東湛江524057；3.中海油能源發展股份有限公司工程技術湛江分公司，廣東湛江524057）

中國南海鶯瓊盆地是世界三大高溫高壓聚集地區之一，地層具有高溫、高壓、高含CO2氣體、低滲的特點。前期高溫高壓探井測試作業一般將完鉆時鉆井液作為測試液，在井下經過長時間靜置后，測試液性能惡化，加重材料沉降嚴重，測試過程中頻繁出現插入密封插入困難、解封封隔器困難、射孔傳壓困難等難題[1-4]。經過多年的實踐與摸索，在鉆井液基礎上引入抗高溫聚合物降濾失劑Calovis，加入石灰提高堿度，合理控制測試液的MBT，優選超細重晶石作為加重材料，降低測試液返排壓力，構建了一套抗高溫高密度測試液技術。在鶯瓊盆地2口高溫高壓探井測試作業應用過程中，該體系最高使用溫度達200 ℃，最高密度達2.33 g/cm3，CO2含量最高達23%，經過井下長達7 d的高溫靜置，測試液仍然保持較好的流變穩定性，未出現CO2污染導致的稠化現象，射孔壓力及環空操作壓力傳遞正常，具有顯著的沉降穩定性，封隔器解封順利，測試產量均超過預期產量，為海上類似高溫高壓井測試提供參考。

1 高溫高密度測試液技術難題

1.1 高溫致使測試液性能惡化

南海西部鶯瓊盆地地層地溫梯度達到4.9 ℃/100 m，井深 4 000 m的井井底溫度就接近200 ℃。高溫容易導致有機高分子化合物測試液處理劑降解或者交聯，高溫也會導致黏土粒子水化膜減薄，產生高溫聚結作用，測試液性能易惡化[5]，測試作業期間，在加壓射孔及APR工具環空壓力操作過程中，壓力傳遞困難，易導致射孔失效或者無法開啟關閉測試閥，導致測試失敗。

1.2 高密度測試液易沉降

南海西部鶯瓊盆地地層壓力系數高，已鉆高溫高壓探井中使用的鉆井液密度最高達2.38 g/cm3，測試期間為有效平衡地層壓力需要使用高密度測試液[6]。使用常規有機鹽加重測試液密度很難達到2.3 g/cm3；使用甲酸銫加重則成本高；使用重晶石加重測試液容易導致儲層污染，測試產能釋放受到影響。同時由于測試期間，高密度測試液在井底高溫高壓環境一般需要靜置數天，如果遇到臺風，高密度測試液在井底有時會靜置長達30 d，高密度測試液經過長時間的高溫高壓靜置，加重材料易在封隔器處沉降堆積，導致解封困難，從而測試失敗[7]。

1.3 高含CO2易污染測試液

鶯瓊盆地已鉆高溫高壓探井CO2含量情況如表1所示，部分井產出氣中CO2含量最高達到73%，測試過程中CO2容易侵入測試液，導致測試液增稠，測試液傳壓困難。解封后在封隔器下面井段有大量的CO2氣體，解封后循環，這些氣體通過置換運移，向上混到井筒測試液內，致使測試液受CO2氣體污染嚴重。同樣高含量CO2也侵入壓井測試液中，若壓井沒有壓穩，則地層氣體連續不斷地侵入井筒，整個壓井時間更長，將帶來極大的井控風險。

表1 鶯瓊盆地前期探井天然氣中CO2含量

1.4 低滲儲層測試液儲層保護要求高

鶯瓊盆地儲層以厚層細砂巖為主，局部發育中砂巖、粉砂巖，鶯瓊盆地已鉆探井地層特征如表2所示，地層孔隙度10%左右，滲透率為0.1～7.7 mD，為典型的低孔低滲氣藏。地層孔喉小，部分井泥質含量高，測試過程中高密度測試液液相及固相進入地層返排困難，將顯著降低測試產能[8-9]。

表2 鶯瓊盆地樂東區塊地層特征

2 高溫高密度測試液技術

2.1 提高測試液抗溫性能

現場使用的鉆井完井液配方如下。

（1.8%～2.0%）膨 潤 土 +（0.5%～0.9%）NaOH+（0.25%～0.45%）高溫降濾失劑 Driscal D+（1%～1.5%）KCl+（1.0%～2.0%）有 機 樹 脂 Resinex+（3.0%～3.5%）褐煤樹脂 XP-20K+（1.0%～2.0%）磺化瀝青Soltex

在鉆井完井液基礎上，為提高測試液抗溫性能，提高抗高溫材料Resinex、Soltex和XP-20K的濃度，同時引入0.2%～0.3%抗高溫降濾失劑Calovis，該處理劑分子量小，抗溫能力達到230 ℃，加入到測試液中流變性變化小，與Driscal D配合使用能保持高密度測試液流變性長時間穩定，提高測試液的高溫穩定性。優化后的測試液配方如下。

2.0 %膨潤土+0.8%NaOH+0.4% Driscal D+0.3%Calovis+1.2%KCl+5%Resinex+5%XP-20K+3%Soltex

室內測試了不同密度測試液高溫靜置數天后流變性及濾失性，結果如表3所示，密度為2.40 g/cm3的測試液在高溫195 ℃靜置5 d 及在205 ℃靜置10 d后，測試液塑性黏度及切力稍有變大，但性能仍能滿足要求，同時高溫高壓濾失量均保持在10 mL左右，說明高密度測試液具有一定的長時間抗溫穩定性。

表3 高密度測試液高溫靜置前后性能測試結果

2.2 提高沉降穩定性

現場根據小型試驗結果，將測試液膨潤土含量提高到2.4%左右，使測試液有足夠的切力，既能使鉆井液有一定的切力懸浮重晶石；又不至于切力太高導致測試液太稠。同時使用超細重晶石加重測試液，超細重晶石與普通重晶石粒度分布如圖1所示，普通重晶石粒度中值為19.516 μm，超細重晶石粒度中值僅為9.250 μm，布朗作用力對小粒徑、小體積顆粒影響大，因而對超細重晶石顆粒的影響較大，使得超細重晶石在高密度測試液分散更均勻，沉降穩定性更好[10-12]。表3實驗漿所用的加重材料為超細重晶石，可以看出，高密度實驗漿經過長時間靜置后密度差不超過0.03 g/cm3，可見超細重晶石加重的高密度測試液具有良好的沉降穩定性。

2.3 提高抗CO2污染能力

CO2侵入測試液后形成CO32-和HCO3-2種污染離子，造成測試液黏度和切力升高，濾失量增大和pH值降低，嚴重破壞了測試液性能。海上采用APR-射孔測試聯作管柱，地層射開后，為了防止封隔器以下的測試液由于受地層氣中CO2的污染而出現稠化，需要提高測試封隔器以下測試液抗CO2性能。現場測試過程中始終保持測試液中有過量的石灰，且提高測試液pH值至11，在這種堿性環境下，石灰能夠迅速而有效地溶解釋放Ca2+，石灰在生成碳酸鈣的同時不斷地消耗CO2-3和HCO3-，由此可預防CO2侵入所帶來的鉆井液性能惡化。室內向密度為2.25、2.35 g/cm3測試液中充入一定量的CO2，經過 200 ℃恒溫靜置10 d后，測試液性能如表4所示，測試液配方如下。

測試液 2.0%膨潤土+1.0%NaOH+1%石灰+0.4%Driscal D+0.3%Calovis+1.2%KCl+5%Resinex+5%褐煤樹脂XP-20K+3%Soltex

表4 測試液抗CO2污染能力評價

由表4可知，經過高溫靜置后，測試液黏度、切力變化不大，具有一定的抗CO2污染能力。

2.4 提高測試液的封堵性

在一定壓差下，高密度測試液中的濾液和固相就會滲入地層造成固相堵塞和黏土水化，引起儲層傷害。在測試液中引入抗高溫降濾失劑Calovis及Driscal D，提高測試液體系的高溫穩定性和護膠能力，降低體系的高溫高壓失水。由表3可知，經過長時間高溫作用，測試液的高溫高壓失水量較低。同時通過提高測試液的封堵性，進一步減少測試液濾液及固相顆粒對儲層的侵入量。通過將測試液中顆粒粒徑匹配地層孔隙直徑，基于理想充填理論，優化了架橋顆粒碳酸鈣的粒徑分布，室內對2塊取自鶯瓊盆地儲層H1段巖心，使用JHMD-Ⅱ鉆井液完井液損害油層室內評價裝置儀測試了測試液的返排壓力及滲透率恢復值，實驗結果如表5所示。由表5可知，返排壓力最低為0.08 MPa，說明一旦流動通道建立后，隨著返排的進行，巖心中原來堵塞在孔喉處的固相顆粒被不斷地排出，且高密度測試液污染巖心后巖心的滲透率恢復值接近90%，可見高密度測試液儲層保護性能良好。

表5 巖心污染后滲透率恢復及返排壓力實驗結果

3 現場應用

該測試液在鶯瓊盆地2口高溫高壓探井A井和B井測試作業中得到應用。A井使用測試液密度為1.98 g/cm3，井底溫度接近150 ℃，儲層滲透率為1.58 mD，CO2含量為3.6%；B井使用測試液密度為2.33 g/cm3，井底接近200 ℃，儲層滲透率為0.13～0.78 mD，CO2含量高達23%。2口井測試期間，射孔及APR環空壓力操作正常，無復雜情況發生，解封永久性封隔器順利，沒有發生因重晶石沉降而導致的無法解封問題。2口井井底測試液返出性能與下測試管柱前測試液性能對比如表6所示。由表6可知，測試液的密度、黏度、切力及濾失量均保持穩定，測試液性能沒有發生CO2侵入污染導致的變稠惡化，有效保障了測試成功，2口井測試產量均超過預期產量，均圓滿完成地質取資料任務。

表6 鶯瓊盆地2口高溫高壓探井測試液現場測試情況

4 結論

1.對現用鉆井液進行預處理，采用適合的處理劑調整優化性能轉化成測試液，相對于使用高密度無固相甲酸鹽加重，既節省投資又避免了測試作業復雜情況，實現了海上超高溫高密度測試液成功實施測試作業。

2.優選抗溫能力強的聚合物處理劑，合理控制測試液的MBT，使用超細重晶石加重測試液，保證了測試具有良好的抗溫穩定性及沉降穩定性，同時提高測試液的堿度提高測試液抗CO2污染能力。